014
COMPTES
CONSOLIDÉS
INCLUANT LE RAPPORT FINANCIER ANNUEL




2
SOMMAIRE GÉNÉRAL




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




II ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 21
Compte de résultat 22
État du résultat global 23
État de situation financière 24
État des variations des capitaux propres 26
État des flux de trésorerie 28




III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS 29




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
I
RAPPORT D’ACTIVITÉ
PAGE PAGE
I.1 ÉVOLUTION DE L’ACTIVITÉ ET DU I.6 COMPTES PRO FORMA AVEC LE GROUPE
RÉSULTAT DES OPÉRATIONS 3 SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY EN
ENTREPRISE MISE EN ÉQUIVALENCE 17
I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE 5
I.7 COMPTES SOCIAUX 19
I.3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE
RÉSULTAT 12 I.8 PERSPECTIVES 20
I.4 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT NET 13
I.5 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE
SITUATION FINANCIÈRE 16




1
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
I RAPPORT D’ACTIVITÉ


Les données relatives au compte de résultat, à l’état de situation d’euros. La diminution de l’EBITDA est atténuée par de moindres
financière et aux flux de trésorerie de l’exercice clos le 31 décembre dotations aux amortissements principalement en raison des pertes
2013 sont issues des informations financières pro forma(1) non de valeur comptabilisées fin 2013. Corrigé des effets climat et
auditées établies comme si la mise en équivalence de SUEZ rattrapage tarifaire en France, cet agrégat est en croissance
Environnement était intervenue le 1er janvier 2013. Les règles organique de +8,2%.
d’établissement de l’information pro forma sont présentées dans la Le résultat net part du Groupe, qui s’élève à 2,4 milliards d’euros,
section 6 de ce rapport d’activité. Par ailleurs, les données 2013 ont est en augmentation brute de 12,1 milliards d’euros par rapport à
été retraitées du fait de l’entrée en application des nouvelles normes 2013. L’exercice 2013 était fortement pénalisé par des pertes de
sur la consolidation et de la nouvelle définition de l’EBITDA valeur dont l’impact sur le résultat net part du Groupe s’est élevé à
(cf. Note 2 des états financiers consolidés). -12,7 milliards d’euros.
L’année 2014 a été marquée par un climat particulièrement doux en Le résultat net récurrent part du Groupe, à 3,1 milliards d’euros,
Europe et par l’arrêt des centrales nucléaires Doel 3 et Tihange 2 est en diminution de 0,3 milliard d’euros par rapport au
depuis le 26 mars 2014, ainsi que celle de Doel 4 entre le 5 août et 31 décembre 2013. La baisse du résultat opérationnel courant
le 19 décembre dernier. après quote-part du résultat net des entreprises mises en
Le chiffre d’affaires de 74,7 milliards d’euros est en décroissance équivalence est significativement atténuée par des charges
brute de -6,6% par rapport à 2013 et en décroissance organique de financières récurrentes moins élevées grâce à une gestion active de
-7,2%. Ce recul s’explique notamment par l’impact du climat sur les la dette et par une charge d’impôt récurrent moins élevée.
ventes de gaz naturel en France, l’année 2014 ayant été Le cash flow des opérations (Cash Flow From Operations) s’élève
particulièrement chaude par rapport à 2013 et par l’impact de la à 7,9 milliards d’euros, en baisse de 2,4 milliards d’euros par
baisse des prix sur les marchés de l’électricité en Europe. Corrigé rapport au 31 décembre 2013. Cette baisse s’explique
des impacts climatiques en France et du rattrapage tarifaire essentiellement par le recul de la marge brute d’autofinancement
enregistré en 2013 qui pèsent pour 2,3 milliards d’euros, le recul opérationnelle (MBAO) et par la variation de BFR, liée notamment à
organique est de -4,4%. l’impact de l’évolution du prix des commodités (brent) sur les appels
L’EBITDA, qui s’élève à 12,1 milliards d’euros, est en recul de de marge, partiellement compensés par de moindres
-6,7% en brut et de -4,2% en organique. Corrigé du climat en décaissements d’intérêts en lien avec la baisse du niveau moyen de
France et du rattrapage tarifaire enregistré en 2013 qui pèsent la dette nette.
d’une année à l’autre pour 815 millions d’euros, l’EBITDA est en La dette nette s’établit à 27,5 milliards d’euros à fin décembre 2014
croissance organique de +2,4%. Cet indicateur est soutenu par les et diminue de 1,3 milliard d’euros par rapport au niveau de la dette
effets positifs des mises en service de nouveaux actifs, de la nette à fin décembre 2013 sous l’effet (i) de la marge brute
performance opérationnelle, des efforts accomplis dans le cadre du d’autofinancement opérationnelle (MBAO) de la période
plan Perform 2015 et de la variation positive des dotations nettes (11,8 milliards d’euros) et de l’émission hybride réalisée début juin
aux provisions par rapport à 2013, partiellement compensés par par GDF SUEZ SA (2,0 milliards d’euros) (ii) diminuée de la variation
l’indisponibilité de certaines centrales nucléaires, la baisse des prix de BFR (1,2 milliard d’euros), des investissements nets (y compris
sur les marchés de l’électricité en Europe et le contexte effets de périmètre) réalisés par le Groupe (3,9 milliards d’euros)
hydrologique défavorable en Amérique Latine. ainsi que du versement de dividendes aux actionnaires de
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net GDF SUEZ SA (2,8 milliards d’euros) et aux participations ne
des entreprises mises en équivalence est en décroissance brute donnant pas le contrôle (0,8 milliard d’euros).
de -6,6% et organique de -3,4% pour atteindre 7,2 milliards




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




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.1 ÉVOLUTION DE L’ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS



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

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


Le chiffre d’affaires du Groupe GDF SUEZ au 31 décembre 2014 aux États-Unis (-164 millions d’euros) essentiellement dans les
s’établit à 74,7 milliards d’euros, en baisse de -6,6% par rapport au branches Energy International et Énergie Europe.
31 décembre 2013. Hors effets de périmètre et de change, le chiffre Les effets de change impactent négativement le chiffre d’affaires du
d’affaires est en décroissance organique de -7,2%. Corrigé des Groupe à hauteur de -302 millions d’euros et reflètent
impacts climatiques en France et du rattrapage tarifaire enregistré principalement l’appréciation de l’euro vis-à-vis du réal brésilien, de
en 2013 qui pèsent pour 2,3 milliards d’euros, le recul organique est la couronne norvégienne, du dollar australien et du baht thaïlandais,
de -4,4%. en partie compensée par sa dépréciation vis-à-vis de la livre sterling.
Les effets de périmètre ont un impact net positif de +689 millions Le taux euro/dollar en revanche est resté très proche en moyenne
d’euros, provenant essentiellement des acquisitions par la branche sur 2014 de celui constaté sur 2013.
Énergie Services de Balfour Beatty Workplace au Royaume-Uni L’évolution organique du chiffre d’affaires contributif des branches
(+847 millions d’euros) et d’Ecova aux États-Unis (+68 millions du Groupe est contrastée : en croissance chez
d’euros), de la consolidation en intégration globale de GTT par la GDF SUEZ Global Gaz & GNL et GDF SUEZ Infrastructures, quasi
branche Global Gaz & GNL (+186 millions d’euros) et de stable chez GDF SUEZ Energy International et chez GDF SUEZ
l’acquisition de Meenakshi en Inde par la branche Energy Énergie Services et en baisse chez GDF SUEZ Énergie Europe.
International (+83 millions d’euros). Ces impacts sont partiellement
L’EBITDA diminue de -6,7% pour s’établir à 12,1 milliards d’euros.
compensés par les diminutions de chiffre d’affaires liées à des
Hors effets de périmètre et de change, l’EBITDA est en recul de
cessions d’activités réalisées en Europe (-280 millions d’euros) et
-4,2%.


ÉVOLUTION DE L’EBITDA
En millions d’euros




-325
+ 52

- 190 + 158



- 827
13 017
+ 68
+ 33
- 56
12 660 + 209
12 501
12 138
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I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.1 ÉVOLUTION DE L’ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS


la branche Global Gaz & GNL atteint un EBITDA de 2 225 millions
Les sorties de périmètre ont un impact négatif de -325 millions
d’euros, en croissance organique de +10,9%, alliant une forte
d’euros, et proviennent principalement des activités de production
activité GNL en Europe et en Asie et une hausse de la production
d’électricité cédées en France, en Italie, au Portugal et aux
des activités d’exploration-production du fait des mises en
États-Unis. A contrario, les entrées de périmètre s’élèvent à
service réalisées au cours de l’année ;
+158 millions d’euros et proviennent essentiellement des
l’EBITDA de la branche Infrastructures, à 3 274 millions d’euros,
acquisitions dans les services (notamment Balfour Beatty Workplace
est en décroissance organique de -1,7% par rapport au
au Royaume-Uni et Ecova aux États-Unis) et dans la production
31 décembre 2013, en raison du climat plus doux que l’année
d’électricité en Inde (Meenakshi), ainsi que de la consolidation en
dernière qui obère les effets positifs des hausses tarifaires et des
intégration globale de GTT depuis son introduction en bourse fin augmentations de capacités de transport et de stockage
février 2014. commercialisées en Europe. Corrigée des impacts climatiques en
France, la croissance est de +6,8% en organique ;
Les impacts de change s’élèvent à -190 millions d’euros,
essentiellement du fait de l’appréciation de l’euro vis-à-vis du la branche Énergie Services enregistre un EBITDA en croissance
réal brésilien et de la couronne norvégienne. organique de +3,2% qui s’élève à 1 127 millions d’euros.
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
L’évolution organique de l’EBITDA s’établit à -521 millions d’euros
des entreprises mises en équivalence s’établit à 7,2 milliards
(-4,2%) mais présente une croissance de +294 millions d’euros
d’euros, en décroissance organique de -3,4% par rapport à l’année
(+2,4%) une fois retraitée des effets du climat en France et du
dernière, mais affiche une croissance organique de +8,2% en tenant
rattrapage tarifaire enregistré en 2013. Au-delà des effets positifs du
compte des effets du climat et du rattrapage tarifaire en France. Cet
plan de performance dans chacune des branches, cette évolution
agrégat connaît des évolutions par branche comparables à celles
s’explique comme suit :
de l’EBITDA et est impacté positivement par la diminution des
l’EBITDA de la branche Energy International, qui s’établit à
dotations aux amortissements, associée aux importantes pertes de
3 716 millions d’euros, affiche une croissance organique de
valeur sur actifs comptabilisées fin 2013.
+1,4%. Cette évolution reflète l’amélioration des performances de
la branche, notamment aux États-Unis, en Thaïlande, au Chili, au
Royaume-Uni, au Pérou et au Pakistan, en dépit d’une
contraction des résultats en Australie et de plus faibles résultats
au Brésil en raison de conditions hydrologiques extrêmes ;
pour la branche Énergie Europe, l’EBITDA s’établit à
2 020 millions d’euros, en décroissance organique de -29,2%, du
fait des conditions climatiques défavorables, de l’indisponibilité
partielle de trois unités du parc nucléaire en Belgique, de la
baisse des prix de marché de l’électricité et du rattrapage tarifaire
en France enregistré en 2013. Corrigée des impacts climatiques
en France et du rattrapage tarifaire, cette décroissance est limitée
à -11,5% en organique ;




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



I
I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE

I.2.1 Branche Energy International


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

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


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

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


Le chiffre d’affaires de la branche Energy International atteint Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
13 977 millions d’euros, en baisse brute de -2,9% (variation des entreprises mises en équivalence s’élève à 2 745 millions
organique de +0,7%). Ces mouvements reflètent d’une part l’impact d’euros, en baisse brute de -6,5% et en croissance organique de
des effets de périmètre (-313 millions d’euros) et les fluctuations des +4,1%, reflétant l’évolution de l’EBITDA.
taux de change (-195 millions d’euros, essentiellement imputables
au réal brésilien, mais également au dollar australien et au baht
Amérique Latine
thaïlandais, le tout partiellement compensé par l’appréciation de la
livre sterling), et d’autre part une croissance organique limitée. Le chiffre d’affaires de la région Amérique Latine est en hausse
Celle-ci résulte principalement de la hausse des prix en Amérique brute de +5,3% à 3 818 millions d’euros, et affiche une croissance
du Nord et en Amérique Latine, et de la mise en service de organique de +11,1%. Au Brésil, la progression des ventes
nouvelles centrales en Amérique Latine et dans la région Asie du s’explique par une augmentation du prix moyen des contrats de
Sud, Moyen-Orient et Afrique, compensées par des volumes plus vente bilatéraux, notamment due à l’indexation sur l’inflation, par
faibles dans l’activité de commercialisation au Royaume-Uni. l’augmentation des transactions sur le marché à court terme et par
la mise en service progressive du complexe éolien de Trairi
L’EBITDA s’élève à 3 716 millions d’euros et enregistre une
(115 MW). Le Pérou connaît une évolution positive grâce à la mise
diminution brute de -7,8% (variation organique de +1,4%), après
en service de la centrale thermique en réserve froide d’Ilo (560 MW)
prise en compte de l’impact des effets de périmètre (-249 millions
en juin 2013. Au Chili, l’activité enregistre une légère amélioration,
d’euros) et des fluctuations des taux de change (-116 millions
principalement sous l’effet de l’augmentation des prix de l’énergie
d’euros). La variation organique reflète principalement l’amélioration
liée à l’indexation sur les prix des combustibles.
de la performance en Amérique du Nord, au Royaume-Uni, au
Pérou, au Chili, en Thaïlande et au Pakistan, partiellement Les ventes d’électricité sont en augmentation de +1,4 TWh et
compensée par des conditions hydrologiques exceptionnellement s’élèvent à 56,2 TWh tandis que les ventes de gaz sont en
défavorables au Brésil. diminution de -1,8 TWh, particulièrement au Chili, et s’établissent à
9,5 TWh.




5
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE


L’EBITDA atteint 1 343 millions d’euros, enregistrant une baisse Amérique du Nord
organique de -4,2%. Cette évolution s’explique principalement par :
Le chiffre d’affaires de la région Amérique du Nord atteint
une performance en recul au Brésil, principalement en raison de
3 782 millions d’euros, ce qui représente, par rapport à 2013, une
conditions hydrologiques défavorables qui ont affecté l’ensemble
baisse brute de -0,9% et une hausse organique de +4,0%. Ces
du système de production hydraulique (déficit) et ont entraîné une
évolutions s'expliquent principalement par l'effet de la bonne
augmentation significative des prix «spot» ; ce repli a été
performance opérationnelle des activités de production
partiellement compensé par un niveau plus élevé d’exploitation
électriqueaux États-Unis, encore amplifiée par les phénomènes
du parc de centrales thermiques, l’achèvement de la mise en
météorologiques extrêmes qui se sont produits au nord-est du pays
service du complexe de fermes éoliennes de Trairi et par
l’augmentation des prix moyens des contrats de vente bilatéraux, durant le premier trimestre 2014.
liée essentiellement à l’inflation ;
Les ventes d’électricité atteignent 64,9 TWh, en diminution brute de
une performance très positive au Chili liée à l’amélioration des -1,1 TWh du fait de la baisse des volumes de l’activité de
marges résultant de prix de l’électricité plus élevés et à une forte commercialisation aux États-Unis. Les volumes de l’exercice
performance opérationnelle d’E-CL ; et pour GNLM Mejillones, la précédent comportaient 3,4 TWh produits par des actifs qui ont
mise en service du réservoir onshore de stockage de GNL en
ultérieurement fait l’objet d’une cession.
février 2014 ;
L’ensemble des ventes de gaz naturel(1) hors groupe s’établit à
une évolution positive au Pérou, principalement due à la mise en
31,6 TWh, en recul de -9,6 TWh en raison de l’augmentation des
service de la centrale thermique en réserve froide d’Ilo et à une
reroutages de cargaisons de GNL réalisés par la branche Global
augmentation de la demande en énergie notamment de la part
Gaz & GNL.
des clients régulés.
L’EBITDA atteint 956 millions d’euros, en variation organique de
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
+10,2%, principalement en raison de la solide performance
des entreprises mises en équivalence s’établit à 982 millions
enregistrée tout au long de l’année par l’activité électricité aux
d’euros, en variation organique de -5,9%, reflétant l’évolution de
États-Unis. Celle-ci a bénéficié de conditions climatiques extrêmes
l’EBITDA.
dans le nord-est du pays durant le premier trimestre, mais s’est
trouvée partiellement compensée par les performances globalement
Asie-Pacifique moins bonnes de l’activité GNL, en raison d’un recul des marges
moyennes sur le reroutage des cargaisons.
Le chiffre d’affaires de la région Asie-Pacifique atteint 2 740 millions
d’euros, en baisse brute de -5,2% et en repli organique de -0,6%, Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
reflétant principalement une diminution du chiffre d’affaires des des entreprises mises en équivalence atteint 688 millions d’euros,
centrales à charbon en Australie, en raison d’un recul des prix de en croissance organique de +23,3%, sous l’effet combiné de la
marché, d’une demande plus faible et d’une disponibilité moins croissance de l’EBITDA et de moindres dotations aux
grande (suite à des arrêts de production pour maintenance). Ces amortissements.
facteurs ont été partiellement compensés par une activité plus forte
en Thaïlande, du fait d’une augmentation de la demande des clients
Royaume-Uni - Turquie
industriels et d’une hausse des prix, ainsi que par la croissance de
l’activité de commercialisation en Australie. Le chiffre d’affaires de la région Royaume-Uni - Turquie atteint
2 957 millions d’euros, en variation brute de -16,2%, partiellement
Les ventes d’électricité restent stables à 42,8 TWh, l’augmentation
due aux impacts de cessions d’actifs en Europe continentale, et en
de +1,1 TWh enregistrée en Thaïlande étant totalement compensée
variation organique de -14,5%, en raison de la réduction des
par une diminution des volumes en Australie. Les ventes de gaz
volumes de l’activité de commercialisation au Royaume-Uni.
naturel progressent de +0,6 TWh et s’élèvent à 3,7 TWh.
Les ventes d’électricité s’établissent à 30,1 TWh, en baisse de
L’EBITDA atteint 857 millions d’euros, en baisse brute de -7,7% et
-5,9 TWh, principalement du fait de la baisse des volumes des
en recul organique de -2,7%. La solide performance des actifs en
activités de production et de commercialisation au Royaume-Uni,
Thaïlande, qui s’explique principalement par la grande disponibilité
mais également d’une réduction de -1,0 TWh due aux impacts de
de la centrale Gheco-1 et une amélioration des marges sur les
cessions d’actifs en Europe continentale. Les ventes de gaz sont en
clients industriels, a été plus que neutralisée par une moindre
diminution organique de -4,3 TWh, à 35,2 TWh, en raison de
performance des centrales à charbon en Australie, affectées par
volumes plus faibles des activités de commercialisation au
des conditions de marché défavorables et une disponibilité réduite,
Royaume-Uni et en Turquie.
ainsi que par une contribution plus faible de Singapour, traduisant
une pression sur les prix et les volumes. L’EBITDA atteint 380 millions d’euros, en variation organique de
+10,6% du fait de spreads captés en amélioration par rapport à
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
2013. L’impact positif d’éléments non récurrents dans l’activité de
des entreprises mises en équivalence, à 638 millions d’euros,
commercialisation au Royaume-Uni a compensé la baisse des
enregistre une variation organique de -3,3%, reflétant l’évolution de
volumes de ventes.
l’EBITDA.
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
des entreprises mises en équivalence s’élève à 271 millions
d’euros, en croissance organique de +22,1%, grâce à une

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




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



I
progression de l’EBITDA combinée au recul des dotations aux Les ventes d’électricité s’établissent à 8,7 TWh, en hausse de
amortissements qui résulte en partie de la dépréciation de certains +1,4 TWh. Cette progression s’explique par l’acquisition de
actifs durant l’exercice précédent. Meenakshi (+1,3 TWh) fin 2013 et par la mise en service d’Uch II
(+2 TWh), dont les effets sont en partie compensés par la cession
partielle et le changement de méthode de consolidation de la
Asie du Sud, Moyen-Orient et Afrique
participation dans Sohar (-1,3 TWh).
Le chiffre d’affaires de la région Asie du Sud, Moyen-Orient et L’EBITDA atteint 298 millions d’euros, en variation organique de
Afrique (SAMEA) s’établit à 679 millions d’euros, en croissance +1,6%. Cette hausse provient principalement de la mise en service
brute de +28,0% et en variation organique de +16,9%. Cette d’Uch II et de l’augmentation des honoraires de développement
croissance organique s’explique principalement par la mise en perçus en 2014, et est partiellement compensée par l’augmentation
service d’Uch II (Pakistan, 375 MW) en avril 2014 et par la hausse des frais de maintenance et par des éléments non récurrents.
des honoraires reçus pour le développement de projets. La variation
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
brute reflète également l’acquisition de Meenakshi (Inde, 300 MW)
des entreprises mises en équivalence s’établit à 286 millions
en décembre 2013, atténuée par la mise en équivalence de Sohar à
d’euros, en variation organique de +1,7%. Cette hausse s’explique
Oman (baisse de participation de 45% à 35% en mai 2013).
par les mêmes facteurs impactant l'évolution de l’EBITDA.




I.2.2 Branche Énergie Europe


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

(1) Dont coûts des fonctions corporate de branche.


VOLUMES VENDUS PAR LA BRANCHE

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


Le chiffre d’affaires de la branche Énergie Europe s’établit à 2013 (relatif aux exercices 2011 et 2012 et concernant le gaz
35 158 millions d’euros, en recul de -17,7% (-17,5% en organique). naturel). Ces effets sont en partie compensés par les efforts de
Cette baisse s’explique notamment par l’impact du climat sur les performance réalisés au sein de la branche et par la variation
ventes de gaz (le climat de l’année 2014 ayant été positive des dotations nettes aux provisions par rapport à 2013.
exceptionnellement doux alors que celui de l’année 2013 avait été Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
particulièrement froid), la baisse des prix de vente et les périodes des entreprises mises en équivalence est également en baisse,
d’indisponibilité de certaines unités nucléaires. Les ventes de gaz reflétant l’évolution défavorable de l’EBITDA, partiellement
atteignent 606 TWh dont 95 TWh aux grands comptes. Les ventes compensée par la baisse des dotations aux amortissements à la
d’électricité s’élèvent à 160 TWh. À fin décembre 2014, la branche suite des pertes de valeur comptabilisées fin 2013.
sert près de 13,8 millions de clients particuliers en gaz et près de
5,7 millions en électricité.
Central Western Europe (CWE)
L’EBITDA de la branche est en baisse de -29,8% à 2 020 millions
d’euros (-29,2% en organique). L’année 2014 a été pénalisée par Le chiffre d’affaires contributif de CWE s’établit à 29 285 millions
des conditions climatiques défavorables, par la mise à l’arrêt des d’euros, en baisse de -18,9% (-18,8% en organique).
centrales de Doel 3 et Tihange 2 à partir du 26 mars 2014 puis de L’EBITDA de CWE recule de -39,4% (-38,9% en organique) sous
Doel 4 du 5 août au 19 décembre, par la baisse des prix de marché l’effet du climat défavorable, du recul des prix, des périodes
de l’électricité et par le rattrapage tarifaire en France comptabilisé en




7
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE


d’indisponibilité des trois centrales nucléaires Doel 3, Tihange 2 et défavorable que celle de l’EBITDA, compensée en partie par la
Doel 4 et de l'effet du rattrapage du retard tarifaire en France baisse des dotations aux amortissements, du fait des pertes de
enregistré en 2013. valeur comptabilisées fin 2013.
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
des entreprises mises en équivalence suit la même évolution



CWE FRANCE

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


VOLUMES VENDUS PAR LE PAYS

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

(1) Données contributives branche.


CORRECTION CLIMATIQUE FRANCE

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


À fin décembre 2014, le chiffre d’affaires contributif de la France Les ventes d’électricité baissent de -5,4 TWh malgré la croissance
s’établit à 13 698 millions d’euros, en baisse de -22,5% (-22,3% en des ventes aux clients finaux qui est plus que compensée par la
organique), notamment du fait de la différence de climat entre 2013 baisse des ventes sur le marché liée principalement à la moindre
et 2014 et du rattrapage tarifaire enregistré en 2013. production des centrales à gaz et à une plus faible hydraulicité.
Les ventes de gaz naturel baissent de -74,9 TWh, pénalisées par L’EBITDA baisse de 861 millions d’euros du fait de la baisse des
une année douce (-21,7 TWh) alors qu’il avait fait très froid en 2013 volumes vendus, du rattrapage tarifaire inscrit dans les comptes
(+17,3 TWh), par la pression concurrentielle et la baisse de la 2013 et de la baisse des prix de marché de l’électricité.
demande tirée par les économies d’énergie. GDF SUEZ maintient Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
une part de marché d’environ 80% sur le marché des particuliers et des entreprises mises en équivalence suit la même évolution que
d’environ 42% sur le marché d’affaires. l’EBITDA.


CWE BENELUX – ALLEMAGNE

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




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



I
Le chiffre d’affaires de Benelux - Allemagne s’établit à Les volumes de gaz naturel vendus baissent de -31,7 TWh (-25%)
9 964 millions d’euros, en retrait de -18,8% (-19,1% en organique) au Benelux - Allemagne, en raison du climat défavorable en 2014 et
par rapport à 2013. du fait de l’érosion des parts de marché. Celles-ci sont stabilisées
depuis le début de l’année autour de 45% en Belgique sur le
En Belgique et au Luxembourg, les ventes d’électricité diminuent de
marché des particuliers.
-7,9 TWh, principalement du fait de la baisse des ventes sur les
marchés de gros en raison de la baisse de la production d’électricité L’EBITDA de Benelux - Allemagne est en baisse de -33,0% en
(-8,8 TWh) liée à l’arrêt prolongé de certaines centrales nucléaires, organique, du fait de l’indisponibilité de certaines centrales
et de l’érosion des parts de marché en 2013 (qui se stabilisent nucléaires, de la baisse des prix de l’électricité et des spreads, et de
depuis à environ 49% sur le marché des particuliers). la baisse des volumes de vente de gaz naturel.
Les ventes d’électricité sont en baisse aux Pays-Bas (-0,7 TWh) et Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
se maintiennent en Allemagne (-0,1 TWh). des entreprises mises en équivalence suit la baisse de l’EBITDA
malgré de moindres dotations nettes aux amortissements.


SOUTHERN & EASTERN EUROPE

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


Southern & Eastern Europe voit son chiffre d’affaires baisser de Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
-11,3% (-10,6% en organique), principalement sous l’effet de la des entreprises mises en équivalence suit la croissance observée
baisse des ventes de gaz et d’électricité en Italie (marché de gros et au niveau de l’EBITDA et bénéficie de moindres dotations nettes
clients finaux). aux amortissements.
L’EBITDA de Southern & Eastern Europe augmente de +45,5% du
fait de la hausse des prix des certificats verts en Pologne, des
hausses tarifaires en Roumanie et d’effets non récurrents en Italie.




I.2.3 Branche Global Gaz & GNL


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


Le chiffre d’affaires contributif au 31 décembre 2014 s’élève à décembre 2014 versus 45,4 Mbep à fin décembre 2013) à la
suite des récentes mises en service, compensée par l’impact
6 883 millions d’euros, en hausse brute de +22,0% par rapport à fin
défavorable de la baisse des prix des matières premières ;
décembre 2013 et en croissance organique de +21,5%.
la consolidation en intégration globale de GTT depuis son
La forte croissance du chiffre d’affaires contributif s’explique par :
introduction en bourse (fin février 2014).
des ventes externes de GNL en hausse de 40 TWh, soit 119 TWh
La production totale d’hydrocarbures à fin décembre 2014 est en
totalisant 142 cargaisons (dont 75 en Asie) à fin décembre 2014
hausse de 3,6 Mbep à 55,5 Mbep versus 51,9 Mbep à fin
contre 79 TWh totalisant 87 cargaisons à fin décembre 2013
décembre 2013. Sur l’année, le niveau de production
(dont 67 en Asie) ;
d’hydrocarbures a bénéficié du redémarrage de Njord et des mises
une hausse du niveau de la production contributive
en service des champs d’Amstel aux Pays-Bas (février), de Gudrun
d’hydrocarbures de l’Exploration-Production (48,9 Mbep à fin




9
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I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE


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




I.2.4 Branche Infrastructures


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


Le chiffre d’affaires total de la branche Infrastructures, y compris Dans ce contexte climatique et régulatoire, le chiffre d’affaires
opérations intra-groupe, s’élève à 6 812 millions d’euros, stable par contributif atteint 2 994 millions d’euros en progression de +17,1%
rapport à décembre 2013, du fait : par rapport à 2013. Cette croissance traduit :
de la révision annuelle du tarif d’accès aux infrastructures de le développement des activités de distribution, de transport et de
distribution (+2,9% au 1er juillet 2014, +4,1% au 1er juillet 2013) et stockage pour le compte de tiers du fait de l’ouverture croissante
celle du tarif d’accès aux infrastructures de transport (+3,9% au des marchés ;
1er avril 2014, +8,3% au 1er avril 2013) en France ; la bonne tenue des opérations d’achat-vente de gaz naturel pour
de l’offre de capacités de transport supplémentaires dans le Sud maintenir les performances techniques des stockages.
au travers du service JTS (Joint Transport Storage) qui permet de L’EBITDA de la branche Infrastructures s’établit sur la période à
réserver des capacités de transport et de stockage de façon 3 274 millions d’euros, en baisse de -1,8% par rapport à
couplée sur la liaison PEG Nord-Sud ;
décembre 2013 (-1,7% en organique). Ce recul concerne
d’une meilleure commercialisation des capacités de stockage en principalement l’activité de distribution pénalisée par un climat plus
France associée au début de la commercialisation des nouvelles chaud. En dehors cet effet climatique, l'EBITDA est en croissance
cavités en Allemagne (Peckensen 4 et 5) et au Royaume-Uni organique corrigée de +6.8%.
(Stublach) ;
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
et malgré la baisse des quantités acheminées par GrDF en raison
des entreprises mises en équivalence de la branche Infrastructures
d’un climat plus chaud en 2014 qu’en 2013 (-55,1 TWh(1)).
s’établit sur la période à 1 994 millions d’euros soit -3,6% par
rapport à décembre 2013 (-3,5% en organique) avec des dotations
nettes aux amortissements en légère hausse (+1,4%). La diminution
des dotations consécutives aux pertes de valeur enregistrées fin
2013 est compensée par la mise en service de nouvelles
installations.




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




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



I
I.2.5 Branche Énergie Services


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


Le chiffre d’affaires de la branche Énergie Services s’établit à un effet volume positif sur les activités d’installations notamment
en France, au Benelux et en Allemagne ;
15 673 millions d’euros au 31 décembre 2014, soit une variation
brute de +6,8%, portée par les acquisitions réalisées fin 2013 et les mesures de réduction des coûts, notamment sur les frais
courant 2014 de Balfour Beatty Workplace et Lend Lease au généraux et l’amélioration de la performance opérationnelle ;
Royaume-Uni pour +847 millions d’euros ; Ecova aux États Unis l’impact positif des mises en service de nouveaux actifs dans les
pour +68 millions d’euros. Réseaux de chaleur et dans les Services en France.
La variation organique du chiffre d’affaires ressort à +0,4% et Ces éléments sont partiellement compensés par :
s’explique principalement par la hausse des activités d’installations
les derniers impacts de l’arrêt des contrats de cogénération gaz
en France et au Benelux, en particulier dans les activités de génie en France et en Italie ;
électrique et de génie climatique. Cette hausse est cependant
le climat exceptionnellement doux en Europe en 2014 impactant
partiellement compensée par les effets défavorables du climat doux
négativement les activités de réseaux urbains et de ventes
sur l’année 2014 et par les derniers impacts de l’arrêt des contrats
d’énergie.
de cogénération gaz en France et en Italie du fait de la fin des
Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net
régimes d’obligation d’achat de l’électricité produite par ces actifs.
des entreprises mises en équivalence s’établit à 791 millions
L’EBITDA de la branche Énergie Services s’établit à 1 127 millions d’euros, en croissance organique de +5,5%.
d’euros, en hausse brute de +8,2%, notamment du fait des
acquisitions réalisées au Royaume-Uni et aux États-Unis. La
croissance organique ressort à +3,2% et s’explique pour l’essentiel
par les éléments favorables suivants :




I.2.6 Autres


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


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




11
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT



I.3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

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


Le résultat des activités opérationnelles (RAO) 2014 affiche un -41 millions d’euros au 31 décembre 2013. Ils correspondent
principalement aux gains de réévaluation comptabilisés sur GTT
produit de 6 574 millions d’euros contre une perte de 7 124 millions
(suite à sa prise de contrôle) pour +359 millions d’euros et sur les
d’euros en 2013.
intercommunales wallonnes (perte d’influence notable) pour
L’exercice 2013 avait été marqué par la comptabilisation de pertes
+174 millions d’euros ;
de valeur de 14 773 millions d’euros (contre 1 037 millions d’euros
des «Autres éléments non récurrents» pour un montant de
en 2014), dont 5 689 millions d’euros sur les goodwills (y compris
+353 millions d’euros (correspondant essentiellement à la
goodwill sur entreprises mises en équivalence) et 8 994 millions
plus-value de cession des participations dans les sociétés
d’euros sur les actifs corporels et incorporels. Au travers de ces
intercommunales mixtes flamandes) à comparer à +535 millions
pertes de valeur, le Groupe avait pris acte du changement profond
d’euros au 31 décembre 2013 (correspondant essentiellement à
du paradigme énergétique européen. une reprise de provision pour aval du cycle nucléaire en
Belgique).
Les pertes de valeur de 1 037 millions d’euros comptabilisées en
2014 se répartissent essentiellement entre les branches Global Gaz Le résultat financier au 31 décembre 2014 s’établit à -1 876 millions
& GNL (362 millions d’euros), Energy International (306 millions d’euros, contre -1 715 millions d’euros au 31 décembre 2013. La
d’euros) et Énergie Europe (291 millions d’euros). Elles portent diminution du coût de la dette de +266 millions d’euros résultant de
notamment sur des actifs d’exploration-production en Mer du Nord la baisse de l’encours et du coût moyen de la dette brute est plus
(261 millions d’euros) qui pâtissent de la baisse des réserves que compensée par l’impact de charges non récurrentes de
prouvées et probables de production et de la contraction des prix -328 millions d’euros par rapport à 2013 (variation de juste valeur
du gaz en Europe, ainsi que sur des centrales thermiques au des dérivés non qualifiés pour -236 millions d’euros et impact des
Royaume-Uni (181 millions d’euros) du fait de la dégradation des restructurations de la dette pour -69 millions d’euros), et par
perspectives de marché. l’augmentation de la charge d’actualisation des provisions de
-114 millions d’euros.
Le RAO est par ailleurs impacté par :
La charge d’impôt 2013 comprenait un produit d’impôt de
la variation de juste valeur (Mtm - Mark-to-market) des
1 593 millions d’euros relatif aux éléments non récurrents du
instruments financiers sur matières premières qui a un impact
compte de résultat (contre 659 millions d’euros en 2014), lesquels
négatif de -298 millions d’euros sur le résultat des activités
opérationnelles (correspondant à l’impact des opérations non provenaient essentiellement des pertes de valeur comptabilisées en
qualifiées de couverture comptable), contre un impact négatif de 2013 sur les actifs corporels et incorporels. Retraité de ces
-225 millions d’euros au 31 décembre 2013. L’impact de la éléments, le taux effectif d’impôt récurrent s’établit à 35,0%, en
période résulte principalement des effets prix globalement léger retrait par rapport au taux d’impôt effectif récurrent de 2013
négatifs, partiellement compensés par des effets nets positifs liés (35,7%).
au débouclement de positions dont la valeur de marché était
Le résultat net des participations ne donnant pas le contrôle
négative au 31 décembre 2013 ;
s’établit à +669 millions d’euros, en forte hausse par rapport à
des charges de restructuration de -167 millions d’euros, contre
décembre 2013 du fait des pertes de valeur comptabilisées en
-285 millions d’euros au 31 décembre 2013 ;
2013.
des «Effets de périmètre» (résultats de cessions de titres
consolidés ou de réévaluations résultant de l’application de la
norme IFRS 3) qui s’élèvent à +562 millions d’euros contre




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RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.4 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT NET



I
I.4 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT NET
La dette nette s’établit à 27,5 milliards d’euros à fin décembre 2014 de BFR (1,2 milliard d’euros), des investissements nets (y compris
et diminue de 1,3 milliard d’euros par rapport au niveau de la dette effets de périmètre) réalisés par le Groupe (3,9 milliards d’euros)
nette à fin décembre 2013 sous l’effet (i) de la marge brute ainsi que du versement de dividendes aux actionnaires de
d’autofinancement opérationnelle (MBAO) de la période GDF SUEZ SA (2,8 milliards d’euros) et aux participations ne
(11,8 milliards d’euros) et de l’émission hybride réalisée début juin donnant pas le contrôle (0,8 milliard d’euros).
par GDF SUEZ SA (2,0 milliards d’euros) (ii) diminuée de la variation Les mouvements relatifs à la dette nette sont les suivants :
En millions d’euros



564
983

1 974 1 805
3 584
2 775
2 451
11 776

28 800 27 511
3 338


1 290
1 221
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de
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Di




Investissements de maintenance

Investissements de développement

Investissements financiers



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

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




I.4.1 Marge brute d’autofinancement opérationnelle
La marge brute d’autofinancement opérationnelle (MBAO) s’élève à L’évolution de la MBAO suit celle de l’EBITDA amplifiée de la
11 776 millions d’euros au 31 décembre 2014, en baisse de variation nette des dotations aux provisions désormais intégrées
1 349 millions d’euros par rapport au 31 décembre 2013. dans la nouvelle définition de l’EBITDA.




13
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.4 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT NET




I.4.2 Variation du besoin en fonds de roulement
La variation du besoin en fonds de roulement (BFR) représente un impact négatif de -1,2 milliard d’euros en lien notamment avec l’évolution
du prix des commodités (brent) sur les appels de marge.




I.4.3 Investissements nets des produits de cessions
Les investissements bruts de la période s’élèvent à 7 079 millions Energy International (689 millions d’euros) dans le cadre de la
construction de centrales au Pérou, en Inde et au Brésil ;
d’euros et comprennent :
et des investissements de maintenance de 2 451 millions
des investissements financiers pour 1 290 millions d’euros. Ces
d’euros.
investissements proviennent principalement de l’acquisition
d’Ecova (États-Unis) par Cofely, du versement des augmentations Les cessions représentent un montant cash de 2 775 millions
de capital souscrites sur Jirau (213 millions d’euros), des d’euros et portent essentiellement sur la cession de participations
placements de Synatom qui ont augmenté de 171 millions dans les intercommunales mixtes flamandes (Belgique) pour
d’euros, des prêts et mises au capital relatives au projet de 911 millions d’euros, la cession du portefeuille d’actifs de
construction du gazoduc Los Ramones (Mexique) pour production d’énergies au Panama et au Costa Rica et le
134 millions d’euros, et de l’acquisition de la participation
remboursement des prêts accordés par le Groupe à ces entités
minoritaire des communes flamandes dans Electrabel Customer
pour 455 millions d’euros, la cession de 20% des titres de Jirau
Solutions (Belgique) pour 101 millions d’euros ;
(Brésil) pour 318 millions d’euros, la cession de ISAB (Italie) pour
des investissements de développement de 3 338 millions 153 millions d’euros et le remboursement anticipé du solde du prix
d’euros, les principaux ayant été réalisés par la branche
de cession de SPP (Slovaquie) pour 122 millions d’euros.
Global Gaz & GNL (1 015 millions d’euros) pour le
Y compris les variations de périmètre liées à ces acquisitions et
développement de champs gaziers au Royaume-Uni, en
cessions, les investissements nets s’établissent à 3 879 millions
Indonésie, aux Pays-Bas, en Norvège et en Algérie, par la
d’euros.
branche Infrastructures (792 millions d’euros) concernant le
réseau de transport du gaz naturel en France et le projet de Les investissements corporels, incorporels et financiers se détaillent
compteurs communicants Gazpar, ainsi que par la branche
comme suit par branche :


En millions d’euros




Investissements financiers
Investissements de développement
68
Investissements de maintenance


558

792
80
48


394 457
689

1 015
447
869
727
471
78
200
113 73

Energy Énergie Global Gaz Infrastructures Autres
Énergie
International Europe & GNL Services




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RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.4 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT NET



I
I.4.4 Dividendes et mouvements sur actions propres
Les dividendes et mouvements sur actions propres s’élèvent à les dividendes versés par diverses filiales à leurs participations ne
donnant pas le contrôle pour 761 millions d’euros, le paiement
3 584 millions d’euros et comprennent :
des coupons de la dette hybride, des retenues à la source et des
les dividendes versés par GDF SUEZ SA à ses actionnaires pour
mouvements sur actions propres.
2 767 millions d’euros, ce montant correspondant au solde du
dividende au titre de 2013 (soit 0,67 euro par action) versé en
mai 2014 et à l’acompte sur dividende (soit 0,50 euro par action)
versé en octobre 2014 ;




I.4.5 Endettement net au 31 décembre 2014
Hors coût amorti mais après impact des instruments dérivés de La maturité moyenne de la dette nette est de 9,1 ans.
change, la dette nette est libellée à 69% en euros, 13% en Au 31 décembre 2014, le Groupe a un total de lignes de crédit
dollars américains et 6% en livres sterling au 31 décembre 2014. confirmées non tirées de 13,3 milliards d’euros.
La dette nette est libellée à 80% à taux fixe, après prise en compte
des instruments financiers.




15
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I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.5 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE



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

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


Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) de la période (+3,1 milliards d’euros), de l’émission d’une dette
s’établissent à 71,6 milliards d’euros, en hausse de +1,4 milliard obligataire hybride (+2,0 milliards d’euros), de la prise de contrôle
d’euros par rapport au 31 décembre 2013. Cette variation résulte de GTT (+0,5 milliard d’euros), de l’impact des augmentations de
pour l’essentiel des investissements de l’année (+5,8 milliards capital réservées aux salariés dans le cadre du plan mondial
d’euros), et des écarts de conversion (+1,7 milliard d’euros), d’actionnariat salarié dénommé «LINK 2014» (+0,3 milliard d’euros)
partiellement compensés par les amortissements (-4,7 milliards et du versement de dividendes en numéraire (-3,5 milliards d’euros).
d’euros). Les autres éléments du résultat global se compensent entre d’une
Les goodwills sont en hausse de +0,8 milliard d’euros à part les écarts actuariels et les couvertures d’investissement net ou
21,2 milliards d’euros, essentiellement à la suite de la prise de de flux de trésorerie nets d’impôts (-1,9 milliard d’euros) et les
contrôle de GTT (+0,4 milliard d’euros), de l’acquisition d’Ecova écarts de conversion d’autre part (+1,8 milliard d’euros).
(+0,2 milliard d’euros) et du groupe Lahmeyer (+0,1 milliard Les provisions pour risques sont en hausse de +2,4 milliards
d’euros). d’euros du fait essentiellement des écarts actuariels de la période
Les capitaux propres totaux s’établissent à 56,0 milliards d’euros, sur les provisions pour avantages postérieurs à l’emploi
en hausse de +2,3 milliards d’euros par rapport au 31 décembre (+1,8 milliard d’euros) et des impacts de la désactualisation des
2013. Cette augmentation provient essentiellement du résultat net provisions (+0,6 milliard d’euros).




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



I
I.6 COMPTES PRO FORMA AVEC LE GROUPE SUEZ ENVIRONNEMENT
COMPANY EN ENTREPRISE MISE EN ÉQUIVALENCE
La fin du pacte d’actionnaires le 22 juillet 2013 s’est traduite chez Les tableaux ci-dessous et ci-après présentent le passage entre le
GDF SUEZ par la perte de contrôle de SUEZ Environnement compte de résultat et le tableau des flux de trésorerie publiés au
Company, et par la mise en équivalence de cet ensemble dans les 31 décembre 2013 et le compte de résultat et le tableau des flux de
comptes consolidés de GDF SUEZ à compter de cette date trésorerie pro forma au 31 décembre 2013 intégrant une mise en
équivalence de SUEZ Environnement à compter du 1er janvier 2013.
(cf. Note 5.7.1).
Afin de permettre une meilleure comparabilité des performances
opérationnelles et financières entre les deux exercices, le Groupe a
préparé une information pro forma au 31 décembre 2013.


COMPTE DE RÉSULTAT AU 31 DÉCEMBRE 2013

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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) L’impact de 448 millions d’euros est relatif au gain net comptabilisé dans les comptes consolidés lors de la mise en équivalence de SUEZ Environnement.
NB  : les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au
niveau des totaux.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.6 COMPTES PRO FORMA AVEC LE GROUPE SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY EN ENTREPRISE MISE EN ÉQUIVALENCE


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
NB  : les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des
totaux.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.7 COMPTES SOCIAUX



I
I.7 COMPTES SOCIAUX
Les chiffres mentionnés ci-après sont relatifs aux comptes sociaux conjoints du résultat de restructuration des dettes pour
de GDF SUEZ SA, établis en référentiel comptable français -267 millions d’euros, des dépréciations nettes de reprises sur titres
conformément aux dispositions réglementaires. (-30 millions d’euros), compensés par la reprise de provision pour
hausse de prix (+54 millions d’euros) et des plus-values sur
En 2014, le chiffre d’affaires de GDF SUEZ SA ressort à
cessions d’immeubles (+20 millions d’euros).
24 562 millions d’euros en diminution de 14% par rapport à 2013,
notamment sous l’effet d’un climat plus défavorable. Le produit d’impôt sur les sociétés s’élève à 378 millions d’euros
contre un produit d’impôt de 768 millions d’euros en 2013 (ces
Le résultat d’exploitation de l’exercice écoulé s’établit à
montants comprennent respectivement un produit d’intégration
-1 354 millions d’euros contre -676 millions d’euros en 2013. Cette
fiscale de 368 millions d’euros au 31 décembre 2014 contre
baisse provient principalement de la dégradation de la marge
441 millions d’euros en 2013).
énergie partiellement compensée par une réduction des
consommations externes, et du poste amortissements et Le résultat net ressort à 411 millions d’euros.
provisions. Les capitaux propres s’élèvent à 41 896 millions d’euros contre
Le résultat financier est positif à 1 590 millions d’euros contre 43 984 millions d’euros à fin 2013, sous l’effet de la distribution de
1 054 millions d’euros sur l’exercice 2013. Il intègre pour l’essentiel dividendes en numéraire partiellement compensée par
les dividendes reçus des filiales pour 2 297 millions d’euros contre l'augmentation de capital liée à LINK 2014 et par le résultat net de la
1 778 millions d'euros en 2013, le coût de la dette qui reste stable à période.
-859 millions d’euros, principalement composé des charges Au 31 décembre 2014, les dettes financières, ressortent à
d’intérêts sur les emprunts obligataires. 29 695 millions d’euros et les disponibilités et assimilés s’élèvent à
Les éléments non récurrents intègrent le résultat exceptionnel 7 079 millions d’euros.
négatif de -203 millions d’euros principalement sous les effets


INFORMATIONS RELATIVES AUX DÉLAIS DE PAIEMENT
La loi de modernisation de l’économie n° 2008-776 du 4 août 2008, publier des informations sur les délais de paiement de leurs
dite loi «LME», et son décret d’application n° 2008-1492 du fournisseurs. Celles-ci ont pour objet de s’assurer de l’absence de
30 décembre 2008, prévoient que les sociétés, dont les comptes manquement significatif au respect des délais de règlement des
annuels sont certifiés par un Commissaire aux comptes, doivent fournisseurs.


La décomposition du solde des dettes de GDF SUEZ SA à l’égard des fournisseurs par date d’échéance sur les deux derniers exercices est
la suivante :


31 déc. 2014 31 déc. 2013
Hors groupe Groupe Total Hors groupe Groupe Total
En millions d’euros
Échues 33 94 127 142 114 256
À 30 jours 414 28 442 614 40 654
À 45 jours 8 251 259 15 6 21
À +45 jours 23 - 23 17 - 17
TOTAL 478 373 851 788 160 948




19
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
I RAPPORT D’ACTIVITÉ
I.8 PERSPECTIVES




I.8 PERSPECTIVES
Objectifs (1) financiers pour 2015 : un résultat net récurrent moyen en France, en ligne avec celui publié pour l’exercice 2014.
résilient malgré la chute du prix des commodités grâce à la mise Cet objectif repose sur des estimations d’EBITDA et de résultat
opérationnel courant (2) de respectivement 11,7 à 12,3 milliards
en place d’un plan de réaction ciblé
d’euros et 6,8 à 7,4 milliards d’euros.
Dans le contexte de la chute récente et importante des prix du
pétrole et du gaz qui a un impact significatif sur les métiers du Par ailleurs, compte tenu des perspectives de croissance à moyen
Groupe à court terme (estimé à environ -900 millions d’euros sur terme et de génération de cash pour 2015-2016, le Groupe
l’Ebitda 2015 et -350 millions d'euros sur le Résultat net récurrent, confirme sa politique d’allocation du capital sur la période
part du Groupe, aux conditions de marché du 31 décembre 2014), 2014-2016 comme suit :
le Groupe a décidé la mise en place d’un plan de réaction des investissements nets (3) compris entre 6 et 7 milliards
opérationnel rapide, en complément du plan Perform 2015, d’euros par an en moyenne ;
focalisé sur des réductions ciblées de dépenses opérationnelles
un ratio dette nette/EBITDA inférieur ou égal à 2,5 x et maintien
(250 millions d’euros d’impact sur l’EBITDA 2015) s’accompagnant
d’une notation de catégorie «A» ;
d’un décalage de certains investissements de croissance (2 milliards
et une politique de dividende stabilisée avec un taux de
d’euros sur 2015-2016).
distribution (4) de 65-75% et un minimum de 1 euro par action
Ce plan permet d’annoncer pour 2015 un résultat net récurrent, payable en numéraire.
part du Groupe compris entre 3,0 et 3,3 milliards d’euros, à climat




(1) Ces objectifs reposent sur des hypothèses de climat moyen en France, de répercussion complète des coûts d’approvisionnement sur les tarifs
régulés du gaz en France, de redémarrage de Doel 3 et Tihange 2 le 1er juillet 2015, d’absence de changement substantiel de réglementation et de
l’environnement macro-économique, d’hypothèse de prix des commodités basées sur les conditions de marché à fin décembre 2014 pour la partie
non couverte de la production et de cours de change moyens suivants pour 2015 : €/$ : 1,22, €/BRL : 3,23.
(2) Après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence.
(3) Investissements nets = investissements bruts – cessions ; (cash et effet dette nette).
(4) Sur la base du résultat net récurrent part du Groupe.




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




21
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
II ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
COMPTE DE RÉSULTAT



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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation et du changement de
présentation du compte de résultat (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).
NB  : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au
niveau des totaux.




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ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL



ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL
31 déc. 2014 31 déc. 2013
Quote-part des Quote-part des
31 déc. 2014 participations 31 déc. 2013 participations
Quote-part ne donnant pas Quote-part du ne donnant pas
le contrôle 31 déc. 2013 (1) ( 2) Groupe (1) ( 2) le contrôle (1) ( 2)
Notes 31 déc. 2014 du Groupe
En millions d’euros

II
RÉSULTAT NET 3 110 2 440 669 (8 783) (9 198) 414
Actifs financiers disponibles à la vente 16 47 47 - (47) (41) (6)
Couverture d’investissement net (442) (442) - 375 327 48
Couverture de flux de trésorerie (hors 17 (717) (702) (15) 494 405 89
matières premières)
Couverture de flux de trésorerie (sur 17 298 234 64 (262) (256) (6)
matières premières)
Impôts différés sur éléments 10 182 211 (29) (201) (169) (32)
ci-dessus
Quote-part des entreprises mises en (128) (128) - 156 122 34
équivalence sur éléments recyclables,
nette d’impôt
Écarts de conversion 1 836 1 546 290 (2 054) (1 590) (464)
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES 1 076 767 310 (1 539) (1 202) (337)
Pertes et gains actuariels 20 (1 762) (1 658) (105) 624 595 29
Impôts différés sur pertes et gains 10 516 482 33 (199) (189) (11)
actuariels
Quote-part des entreprises mises en 7 7 (1) (4) (10) 6
équivalence sur pertes et gains
actuariels, nette d’impôt
TOTAL ÉLÉMENTS NON (1 240) (1 168) (72) 420 397 24
RECYCLABLES
RÉSULTAT GLOBAL 2 946 2 039 907 (9 902) (10 003) 101

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).
NB  : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au
niveau des totaux.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
II ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE



ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE
ACTIF

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

(1) Les données comparatives au 1er janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation
(cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).
NB  : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au
niveau des totaux.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE




PASSIF

31 déc. 2013 (1) 1er janv. 2013 (1) (2)
Notes 31 déc. 2014
En millions d’euros
Capitaux propres part du Groupe 49 527 47 971 59 760
Participations ne donnant pas le contrôle 6 432 5 689 11 672

II
TOTAL CAPITAUX PROPRES 18 55 959 53 659 71 432
Passifs non courants
Provisions 19 16 402 14 066 15 405
Dettes financières 16 28 024 28 576 41 945
Instruments financiers dérivés 16 3 020 2 062 2 657
Autres passifs financiers 16 286 213 624
Autres passifs 27 1 078 1 147 2 025
Impôts différés passif 10 9 039 9 466 11 697
TOTAL PASSIFS NON COURANTS 57 849 55 530 74 353
Passifs courants
Provisions 19 2 137 2 032 2 042
Dettes financières 16 10 297 10 316 12 069
Instruments financiers dérivés 16 5 895 4 043 4 066
Fournisseurs et autres créanciers 16 18 799 16 398 19 019
Autres passifs 27 14 370 13 521 16 749
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en 5 - 434 1 483
vue de la vente
TOTAL PASSIFS COURANTS 51 498 46 743 55 428
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 165 305 155 932 201 213

(1) Les données comparatives au 1er janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation
(cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).
NB  : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au
niveau des totaux.




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II ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES



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

(1) Les données comparatives au 1er janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation
(cf. Note 2).
NB  : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au
niveau des totaux.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS




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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
NB  : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au
niveau des totaux.




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II ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE



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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date. L’effet du changement de méthode de consolidation sur l’agrégat «Trésorerie et
équivalents de trésorerie» est présenté sur la ligne «Effet des variations de change et divers» et s’élève à -2 056 millions d’euros (cf. Note 5.7).
(3) La ligne «Dividendes payés» comprend les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée pour un montant de 67 millions
d’euros au 31 décembre 2014.
NB  : Les valeurs figurant dans les totaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau
des totaux.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III
NOTES AUX
COMPTES CONSOLIDÉS
PAGE PAGE

NOTE 1 NOTE 18 Éléments sur capitaux propres
Référentiel et méthodes comptables 30 124

NOTE 2 NOTE 19 Provisions
Incidences de l’application des normes sur la 127
consolidation sur les états financiers
comparatifs 2013 45
NOTE 20 Avantages postérieurs à l’emploi et autres
avantages à long terme 130
NOTE 3 Principales filiales au 31 décembre 2014 52
NOTE 21 Activité exploration-production 137
NOTE 4 Participations dans les entreprises mises en
équivalence 58
NOTE 22 Contrats de location-financement 138

NOTE 5 Principales variations de périmètre 67
NOTE 23 Contrats de location simple 139

NOTE 6 Information sectorielle 75
NOTE 24 Paiements fondés sur des actions 140

NOTE 7 Éléments du résultat opérationnel courant 80
NOTE 25 Transactions avec des parties liées 144

NOTE 8 Résultat des activités opérationnelles 81
NOTE 26 Rémunération des dirigeants 145

NOTE 9 Résultat financier 85
NOTE 27 Besoin en fonds de roulement, autres actifs
et autres passifs 146
NOTE 10 Impôts 87
NOTE 28 Litiges et concurrence 147
NOTE 11 Résultat net récurrent part du Groupe 91
NOTE 29 Événements postérieurs à la clôture 152
NOTE 12 Résultat par action 92
NOTE 30 Honoraires des Commissaires aux comptes
NOTE 13 Goodwills 92 et membres de leurs réseaux 153

NOTE 14 Immobilisations incorporelles NOTE 31 Informations relatives à l’exemption de
98
publication de comptes annuels de
certaines sociétés luxembourgeoises et
NOTE 15 Immobilisations corporelles 100
néerlandaises 153
NOTE 16 Instruments financiers 102

NOTE 17 Risques liés aux instruments financiers 112




29
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES



GDF SUEZ SA, société mère du Groupe, est une Société Anonyme à Conseil d’Administration soumise aux dispositions du livre II du Code
du commerce, ainsi qu’à toutes les autres dispositions légales applicables aux sociétés commerciales françaises. Elle a été constituée le
20 novembre 2004 pour une durée de 99 ans.

Elle est régie par les dispositions légales et réglementaires, en vigueur et à venir, applicables aux sociétés anonymes et par ses statuts.

Le siège du Groupe est domicilié au 1, place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie.

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

Le Groupe est un des premiers énergéticiens au niveau mondial, présent sur l’ensemble de la chaîne de l’énergie, en électricité et en gaz
naturel, de l’amont à l’aval. En inscrivant la croissance responsable au cœur de ses métiers (énergie et services à l’énergie), il se donne
pour mission de relever les grands défis : répondre aux besoins en énergie, assurer la sécurité d’approvisionnement, lutter contre les
changements climatiques et optimiser l’utilisation des ressources.

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


NOTE 1 Référentiel et méthodes comptables
jugements significatifs portés lors de la détermination du contrôle,
1.1 Référentiel du contrôle conjoint et des types de partenariats (i.e. activités
conjointes et coentreprises) ou de l’influence notable. La première
En application du règlement (CE) n° 809/2004 de la Commission
application de cette norme entraîne un enrichissement des notes
européenne du 29 avril 2004 sur le prospectus, les informations
aux états financiers annuels.
financières concernant le patrimoine, la situation financière et les
Amendements IAS 32 – Instruments financiers :
résultats de GDF SUEZ sont fournies pour les deux derniers
Présentation  :  Compensation d’actifs financiers et de passifs
exercices 2013 et 2014 et sont établies conformément au
financiers ; ces amendements n’ont pas d’impact significatif sur
règlement (CE) n° 1606/2002 du 19 juillet 2002 sur l’application des
les états financiers consolidés du Groupe.
normes comptables internationales IFRS. Au 31 décembre 2014,
Amendements IAS 36 – Dépréciation d’actifs : Informations à
les états financiers consolidés annuels du Groupe sont conformes
fournir sur la valeur recouvrable des actifs non financiers ; ces
aux IFRS publiées par l’IASB et adoptées par l’Union européenne (1).
amendements ont déjà été appliqués par anticipation au
31 décembre 2013.
Les principes comptables retenus pour la préparation des états Amendements IAS 39 – Instruments financiers : comptabilisation
financiers au 31 décembre 2014 sont conformes à ceux retenus et évaluation : Novation de dérivés et maintien de la comptabilité
pour la préparation des états financiers au 31 décembre 2013 à de couverture ; ces amendements n’ont pas d’impact significatif
l’exception des éléments suivants en 1.1.1. sur les états financiers consolidés du Groupe.

1.1.1 Normes IFRS, amendements et interprétations 1.1.2 Normes IFRS, amendements et interprétations
applicables de façon obligatoire en 2014 applicables en 2015 et non anticipés par le Groupe
IFRS 10 – États financiers consolidés. Améliorations annuelles des IFRS – Cycle 2011-2013.
IFRS 11 – Partenariats. IFRIC 21 – Taxes. L’application de cette interprétation n’a pas
d’incidence significative sur les états financiers consolidés
Amendements IAS 28 – Participations dans des entreprises
annuels.
associées et des coentreprises.
Les modifications introduites par ces nouvelles normes de 1.1.3 Normes IFRS et amendements applicables après 2015
consolidation sont brièvement décrites en 1.4.1. Les incidences,
IFRS 9 – Instruments financiers (2).
pour le Groupe, de ces nouvelles normes sur la consolidation sont
IFRS 15 – Revenu des contrats avec les clients (2).
présentées dans la Note 2.
Amendements IFRS 11 – Partenariats  : Comptabilisation des
IFRS 12 – Informations à fournir sur les intérêts détenus dans
acquisitions d’intérêts dans des activités conjointes (2).
d’autres entités.
Amendements IAS 16 – Immobilisations corporelles et IAS 38 –
Cette norme requiert la communication des informations
Immobilisations incorporelles : Clarification sur les méthodes
permettant d’évaluer les risques associés aux intérêts que le
d’amortissement acceptables (2).
Groupe détient dans des filiales, des partenariats, des entreprises
Amendements IFRS 10 et IAS 28 – Vente ou apport d’actifs entre
associées et des entités structurées non consolidées, ainsi que
un investisseur et ses entreprises associées ou coentreprises (2).
l’incidence de ces intérêts sur la position financière, la
performance financière et les flux de trésorerie du Groupe. Amendements IAS 1 – «Disclosure Initiative» (2).
Doivent ainsi notamment être indiqués les hypothèses et

(1) Référentiel disponible sur le site internet de la Commission européenne. http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_fr.htm.
(2) Ces normes et amendements n’ayant pas encore été adoptés par l’Union européenne, il s’agit d’une traduction libre.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES



1.3.1 Estimations
Amendements IAS 19 – Avantages du personnel : Plans à
prestations définies : contributions des employés.
La préparation des états financiers nécessite l’utilisation
Améliorations annuelles des IFRS – Cycle 2010-2012. d’estimations et d’hypothèses pour la détermination de la valeur des
Améliorations annuelles des IFRS – Cycle 2012-2014(1). actifs et des passifs, l’évaluation des aléas positifs et négatifs à la
date de clôture, ainsi que les produits et charges de l’exercice.
L’analyse des incidences de l’application de ces normes et
amendements est en cours. En raison des incertitudes inhérentes à tout processus d’évaluation,
le Groupe révise ses estimations sur la base d’informations
1.1.4 Rappel des options de transition IFRS 1 régulièrement mises à jour. Il est possible que les résultats futurs
Le Groupe, à l’occasion de la transition aux IFRS en 2005, a utilisé des opérations concernées diffèrent de ces estimations.
certaines options permises par IFRS 1. Les options qui ont encore Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour
un impact sur les états financiers concernent : l’établissement des états financiers portent principalement sur :
les écarts de conversion : le Groupe a choisi de reclasser au sein l’évaluation à la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris
des capitaux propres en réserves consolidées les écarts de dans le cadre d’un regroupement d’entreprises (se reporter à la
conversion cumulés au 1er janvier 2004 ; Note 5) ;
les regroupements d’entreprises : le Groupe a choisi de ne pas l’évaluation de la valeur recouvrable des goodwills, des autres
III
retraiter selon IFRS 3 les acquisitions antérieures au 1er janvier immobilisations incorporelles et des immobilisations corporelles
2004. (se reporter aux § 1.4.4 et 1.4.5) ;
l’évaluation des provisions et notamment les provisions pour
traitement de l’aval du cycle du combustible nucléaire, les
1.2 Base d’évaluation et de présentation provisions pour démantèlement des installations, les provisions
des états financiers consolidés pour litiges ainsi que les engagements de retraite et assimilés (se
reporter au § 1.4.15) ;
Les états financiers ont été préparés selon la convention du coût
les instruments financiers (se reporter au § 1.4.11) ;
historique, à l’exception des instruments financiers qui sont
le chiffre d’affaires réalisé et non relevé, dit en compteur (se
comptabilisés conformément au traitement des différentes catégories
reporter au § 1.3.1.6) ;
d’actifs et de passifs financiers définis par la norme IAS 39.
l’évaluation des déficits fiscaux reportables activés (se reporter à
Actifs ou groupe d’actifs destinés à être cédés la Note 10.3).
Conformément à la norme IFRS 5 - Actifs non courants détenus en 1.3.1.1 Évaluation de la juste valeur des actifs acquis et des passifs
vue de la vente et activités abandonnées, les actifs ou groupes repris dans le cadre d’un regroupement d’entreprises
d’actifs destinés à être cédés font l’objet d’une présentation sur une
Les principales hypothèses et estimations utilisées pour déterminer
ligne à part de l’état de situation financière et sont évalués et
la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris comprennent
comptabilisés au montant le plus bas entre leur valeur comptable et
notamment les perspectives futures des marchés nécessaires à
leur valeur de marché diminuée des coûts nécessaires à la
l’évaluation des flux de trésorerie futurs ainsi que les taux
réalisation de la vente.
d’actualisation à appliquer.
Un actif est classé en actifs destinés à être cédés seulement si la
Les valeurs utilisées reflètent les meilleures estimations du management.
vente est hautement probable dans un horizon de 12 mois, si l’actif
est disponible en vue d’une vente immédiate dans son état actuel et 1.3.1.2 Valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations
si un plan de vente a été initié par le management avec un degré corporelles et incorporelles
d’avancement suffisant. Pour apprécier le caractère hautement
Des hypothèses et des estimations sont réalisées pour déterminer la
probable de la vente, le Groupe prend notamment en considération
valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations incorporelles
les marques d’intérêts et les offres reçues d’acquéreurs potentiels,
et corporelles. Celles-ci portent en particulier sur les perspectives de
ainsi que les risques d’exécution spécifiques à certaines transactions.
marché et l’évolution du cadre régulatoire, nécessaires à l’évaluation
des flux de trésorerie et plus sensibles sur certaines activités, ainsi
que sur le taux d’actualisation à appliquer. Toute modification de
1.3 Utilisation d’estimations et ces hypothèses pourrait avoir un effet significatif sur le montant de
du jugement la valeur recouvrable et pourrait conduire à modifier les pertes de
valeur à comptabiliser.
La crise économique et financière a conduit le Groupe à renforcer
En ce qui concerne les UGT goodwill significatives, les hypothèses
les procédures de suivi des risques et à intégrer une évaluation de
clés des tests de perte de valeur sont les suivantes :
ceux-ci dans l’évaluation des instruments financiers et les tests de
UGT Énergie – Central Western Europe (CWE) – (branche
valeur. Cet environnement de crise et de volatilité importante des
Énergie Europe)
marchés a été pris en considération par le Groupe dans les
estimations comme les business plans et les différents taux Les prévisions de flux de trésorerie des activités électriques et
d’actualisation utilisés à la fois pour les tests de valeur et les calculs gazières sur la zone CWE reposent sur un nombre important
des provisions. d’hypothèses clés telles que les valeurs assignées aux prix à long
terme des combustibles, du CO2, l’évolution de la demande

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




31
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


1.3.1.5 Instruments financiers
d’électricité et de gaz, l’évolution des prix de l’électricité, les
perspectives futures des marchés, ainsi que l’évolution du cadre
Pour évaluer à la juste valeur les instruments financiers non cotés
régulatoire (notamment sur les capacités nucléaires en Belgique
sur un marché, le Groupe doit utiliser des modèles de valorisation
et la prolongation des contrats de droits de tirage sur les
qui reposent sur un certain nombre d’hypothèses, dont la
centrales nucléaires en France), et les perspectives de
modification pourrait avoir un impact significatif.
renouvellement des concessions hydroélectriques en France.
Enfin, les taux d’actualisation constituent également une des
1.3.1.6 Chiffre d’affaires
hypothèses clés pour le calcul de la valeur d’utilité de cette UGT
Le chiffre d’affaires réalisé sur les segments de clientèle qui font
goodwill.
l’objet d’une relève de compteurs en cours d’exercice comptable,
UGT Distribution (branche GDF SUEZ Infrastructures)
notamment la clientèle alimentée en basse tension (électricité) ou en
Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir du tarif
basse pression (gaz), est estimé à la clôture à partir d’historiques,
d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel dit
de statistiques de consommation et d’estimations de prix de vente.
«tarif ATRD 4» entré en vigueur le 1er juillet 2012 pour une période
Pour les ventes sur des réseaux utilisés par des opérateurs
de quatre ans, ainsi que du niveau global des investissements
multiples, le Groupe est tributaire de l’allocation des volumes
accepté par la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie)
d’énergie transitant sur les réseaux, réalisée par les gestionnaires
dans le cadre de sa décision sur le tarif ATRD 4. La valeur
des réseaux. Les allocations définitives ne sont parfois connues
terminale calculée à la fin du plan d’affaires à moyen terme
qu’avec plusieurs mois de retard, il en résulte une marge
correspond au montant attendu de la Base des Actifs Régulés
d’incertitude sur le chiffre d’affaires réalisé. Toutefois, le Groupe a
(BAR) sans prime fin 2020. La BAR est la valeur attribuée par le
régulateur aux actifs exploités par l’opérateur de distribution. développé des outils de mesure et de modélisation qui permettent
d’estimer le chiffre d’affaires avec un degré de fiabilité satisfaisant et
UGT Global Gaz & GNL
de vérifier a posteriori que les risques d’erreurs dans l’estimation
Les principales hypothèses et estimations clés comprennent
des quantités vendues et du chiffre d’affaires correspondant
notamment les taux d’actualisation, l’évolution du prix des
peuvent être considérés comme non significatifs. En France, le gaz
hydrocarbures, l’évolution de la parité euro/dollar, les estimations
livré non relevé et non facturé dit «Gaz en compteurs» est déterminé
des réserves prouvées et probables, l’évolution de la demande et
sur la base d’une méthode directe prenant en compte une
de l’offre de gaz naturel liquéfié, ainsi que les perspectives futures
estimation de la consommation des clients, en fonction de leur
des marchés.
dernière facture ou de leur dernière relève non facturée homogène
UGT Energy Amérique du Nord (branche Energy International)
avec l’allocation du gestionnaire de réseau de distribution sur la
Les principales hypothèses et estimations clés comprennent même période. Il est valorisé au prix moyen de l’énergie. Le prix
notamment les valeurs assignées aux prix à long terme de
moyen utilisé tient compte de la catégorie de clientèle et de
l’électricité et des combustibles, les perspectives futures des
l’ancienneté du gaz en compteurs. La quote-part de chiffre
marchés ainsi que les taux d’actualisation à appliquer.
d’affaires non facturée à la date de clôture est sensible aux
hypothèses de volumes et de prix moyens retenues.
1.3.1.3 Estimation des provisions
Les paramètres qui ont une influence significative sur le montant 1.3.1.7 Évaluation des déficits fiscaux reportables activés
des provisions, et plus particulièrement – mais pas uniquement –
Des actifs d’impôt différé sont comptabilisés au titre des pertes
celles relatives à la gestion de l’aval du cycle du combustible
fiscales reportables, lorsqu’il est probable que le Groupe disposera
nucléaire et au démantèlement des sites de production nucléaires,
de bénéfices imposables futurs sur lesquels ces pertes fiscales non
de même que celles liées au démantèlement des infrastructures
utilisées pourront être imputées. Cette probabilité de bénéfices
gazières en France, sont :
imposables futurs est estimée en prenant en considération
les hypothèses de coûts (et notamment le scénario retenu pour la l’existence de différences temporelles imposables relevant de la
gestion du combustible irradié dans les installations de même entité fiscale et se reversant sur les mêmes échéances
production nucléaire) ;
vis-à-vis de la même autorité fiscale, ainsi que les estimations de
le calendrier de leur survenance (et notamment, pour les activités profits taxables futurs. Ces prévisions de profits taxables et les
de production nucléaire, les échéanciers des opérations de consommations de reports déficitaires en résultant ont été
retraitement du combustible irradié et de démantèlement des élaborées à partir des projections de résultat telles que préparées
sites, de même que, pour les activités d’infrastructures gazières
dans le cadre du plan moyen terme, ainsi qu’à partir de projections
en France, l’échéance de l’arrêt d’exploitation du gaz) ;
complémentaires lorsque nécessaire.
ainsi que le taux d’actualisation appliqué aux flux de trésorerie.
1.3.2 Jugement
Ces paramètres sont établis sur la base des informations et
estimations que la société estime les plus appropriées à ce jour. Outre l’utilisation d’estimations, la direction du Groupe a fait usage
de jugement pour définir le traitement comptable adéquat de
La modification de certains paramètres pourrait conduire à une
certaines activités et transactions notamment lorsque les normes et
révision significative des provisions comptabilisées.
interprétations IFRS en vigueur ne traitent pas de manière précise
1.3.1.4 Engagements pour retraite des problématiques comptables concernées.
L’évaluation des engagements pour retraite repose sur des calculs En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour l’évaluation de
actuariels. Le Groupe estime que les hypothèses retenues pour la nature du contrôle, la classification des accords qui contiennent
évaluer les engagements sont appropriées et justifiées. Cependant, des contrats de location, la comptabilisation des acquisitions de
toute modification d’hypothèse pourrait avoir un impact significatif. participations ne donnant pas le contrôle antérieures au




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


1er janvier 2010, et la détermination des «activités normales», au lorsqu’une partie d’une participation dans une entreprise
associée ou une coentreprise est destinée à être cédée, le
regard d’IAS 39, des contrats d’achat et de vente d’éléments non
traitement comptable de la partie conservée est désormais clarifié
financiers (électricité, gaz…).
par la norme. Seule la quotité destinée à être cédée est classée
La liste des entités pour lesquelles le Groupe a exercé son jugement
comme détenue en vue de la vente en application d’IFRS 5,
sur la nature du contrôle figurent dans la Note 3 «Principales filiales
tandis que la partie conservée continue à être comptabilisée et
au 31 décembre 2014» et dans la Note 4 «Participations dans les présentée en mise en équivalence ;
entreprises mises en équivalence».
en cas d’augmentation du pourcentage d’intérêt dans une
Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l’état entreprise associée conférant un contrôle conjoint sur la
de situation financière les actifs courants et non courants, et les participation, la quote-part d’intérêt antérieurement détenue ne
passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des peut désormais plus être réévaluée à la juste valeur. Il en est de
même pour la quote-part d’intérêt conservée en cas de
activités du Groupe, il a été considéré que le critère à retenir pour la
diminution du pourcentage d’intérêt dans une coentreprise qui
classification est le délai de réalisation de l’actif ou de règlement du
conduit à n’exercer qu’une influence notable.
passif : en courant si ce délai est inférieur à 12 mois et en non
courant s’il est supérieur à 12 mois.
L’application, par le Groupe, de ces nouvelles normes se traduit de la
manière suivante :

III
entités contrôlées :
1.4 Méthodes comptables
le Groupe consolide par intégration globale les entités dont il
détient le contrôle en application d’IFRS 10 ;
1.4.1 Périmètre et méthodes de consolidation
participations dans des entreprises associées et des
Les nouvelles normes de consolidation IFRS 10 – États financiers coentreprises :
consolidés, IFRS 11 – Partenariats et les amendements de la norme
le Groupe comptabilise les participations dans des entreprises
IAS 28 – Participations dans des entreprises associées et des associées (entités dans lesquelles le Groupe exerce une influence
coentreprises, ont été adoptées en mai 2012 par l’Europe et sont notable) et les coentreprises selon la méthode de la mise en
entrées en application au 1er janvier 2014. équivalence ;
participations dans des activités conjointes :
IFRS 10 – États financiers consolidés
le Groupe comptabilise les actifs, les passifs, les produits et les
La norme IFRS 10 remplace les dispositions relatives aux états
charges relatifs à ses intérêts dans des activités conjointes en
financiers consolidés qui figuraient dans la norme IAS 27 - États
conformité avec les normes IFRS applicables à ces actifs, passifs,
financiers consolidés et individuels ainsi que l’interprétation SIC 12 - produits et charges.
Consolidation – Entités ad hoc. Cette norme introduit une nouvelle
À noter que les contrats de partage de production, notamment
définition du contrôle. Un investisseur (le Groupe) contrôle une
dans le secteur de l’exploration et de la production
entité, et la consolide en tant que filiale, si les trois critères suivants
d’hydrocarbures sont hors du champ d’application d’IFRS 11.
sont remplis :
Les parties prenantes à ces contrats comptabilisent en effet leurs
l’investisseur a le pouvoir de décision sur les activités clés de droits de production et de réserves conformément aux clauses
l’entité ; contractuelles.
l’investisseur a droit aux rendements variables de l’entité en Les incidences de ces nouvelles normes de consolidation sur les
raison de ses liens avec celle-ci ; états financiers comparatifs 2013 sont présentées dans la Note 2
«Incidences de l’application des normes sur la consolidation sur les
l’investisseur peut utiliser son pouvoir de décision pour influer sur
états financiers comparatifs 2013».
ces rendements.
Les listes des principales sociétés consolidées selon la méthode de
IFRS 11 – Partenariats
l'intégration globale et de la mise en équivalence sont présentées
La norme IFRS 11 remplace la norme IAS 31 – Participations dans dans respectivement la Note 3 «Principales filiales au 31 décembre
des coentreprises et l’interprétation SIC 13 – Entités contrôlées 2014» et la Note 4 «Participations dans les entreprises mises en
conjointement – Apports non monétaires par des coentrepreneurs. équivalence».
La nouvelle norme distingue deux types de partenariat : les
1.4.2 Méthodes de conversion
coentreprises et les activités conjointes.
Une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui 1.4.2.1 Monnaie de présentation des comptes consolidés
exercent un contrôle conjoint sur l’entité ont des droits sur l’actif net
Les états financiers consolidés du Groupe sont présentés en euros.
de celle-ci.
Une activité conjointe est un partenariat dans lequel les parties qui 1.4.2.2 Monnaie fonctionnelle
exercent un contrôle conjoint sur l’entité ont des droits sur les actifs
La monnaie fonctionnelle d’une entité est la monnaie de
et des obligations au titre des passifs de l’entité.
l’environnement économique dans lequel cette entité opère
principalement. Dans la majorité des cas, la monnaie fonctionnelle
Amendements IAS 28 – Participations dans des entreprises associées
correspond à la monnaie locale. Cependant, dans certaines entités,
et des coentreprises
une monnaie fonctionnelle différente de la monnaie locale peut être
Les modifications de la norme IAS 28 portent essentiellement sur
retenue dès lors qu’elle reflète la devise des principales transactions
les points suivants :
et de l’environnement économique de l’entité.




33
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


1.4.2.3 Traduction des opérations en monnaies étrangères transaction sur la base de la juste valeur des actifs, passifs et
passifs éventuels identifiables acquis à chaque date d’échange.
Les opérations en monnaies étrangères sont converties dans la
Regroupements réalisés après le 1er janvier 2010
monnaie fonctionnelle au cours du jour de la transaction. À chaque
arrêté comptable : Le goodwill est évalué comme étant l’excédent du total de :
les actifs et passifs monétaires libellés en monnaies étrangères (i) la contrepartie transférée ;
sont convertis au cours de clôture. Les différences de change en
(ii) le montant de toute participation ne donnant pas le contrôle
résultant sont comptabilisées dans le résultat de la période ;
dans l’entreprise acquise, et
les actifs et passifs non monétaires libellés en monnaies
(iii) dans un regroupement d’entreprises réalisé par étapes, la juste
étrangères sont comptabilisés au cours historique en vigueur à la
valeur de la participation précédemment détenue par l’acquéreur
date de la transaction.
dans l’entreprise acquise ;
1.4.2.4 Conversion des états financiers des filiales dont la monnaie par rapport au solde net des justes valeurs des actifs acquis et des
fonctionnelle est différente de l’euro (monnaie de présentation) passifs repris identifiables.
L’état de situation financière est converti en euros au taux de Le montant du goodwill reconnu lors de la prise de contrôle ne peut
change en vigueur à la clôture de l’exercice. Le résultat et les flux de être ajusté après la fin de la période d’évaluation.
trésorerie sont convertis sur la base des taux de change moyens de Les goodwills relatifs aux participations dans les entreprises
la période. Les différences résultant de la conversion des états associées sont inscrits dans la rubrique «Participations dans les
financiers de ces filiales sont enregistrées en «écarts de conversion» entreprises mises en équivalence».
au sein des autres éléments du résultat global.
Évaluation des goodwills
Les écarts d’acquisition et ajustements de juste valeur provenant de
l’acquisition d’une entité étrangère sont considérés comme des Les goodwills ne sont pas amortis mais font l’objet de tests de perte
actifs et passifs de l’entité étrangère. Ils sont donc exprimés dans la de valeur une fois par an, ou plus fréquemment s’il existe des
monnaie fonctionnelle de l’entité et sont convertis au taux de clôture. indices de pertes de valeur identifiés. Ces goodwills sont testés au
niveau d’Unités Génératrices de Trésorerie (UGT) ou de
1.4.3 Regroupements d’entreprises regroupements d’UGT qui constituent des ensembles homogènes
générant conjointement des flux de trésorerie largement
Les regroupements d’entreprises réalisés avant le 1er janvier 2010
indépendants des flux de trésorerie générés par les autres UGT.
ont été comptabilisés selon la norme IFRS 3 avant révision.
Conformément à la norme IFRS 3 révisée, ces regroupements Les modalités de réalisation de ces tests de perte de valeur sont
d’entreprises n’ont pas été retraités. présentées dans le paragraphe 1.4.8 «Perte de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles».
Depuis le 1er janvier 2010, le Groupe applique la méthode dite de
l’acquisition telle que décrite dans IFRS 3 révisée. En application de Les pertes de valeur relatives à des goodwills ne sont pas
cette méthode, le Groupe comptabilise à la date de prise de réversibles et sont présentées sur la ligne «Pertes de valeur sur
contrôle les actifs acquis et passifs repris identifiables à leur juste actifs» du compte de résultat.
valeur, ainsi que toute participation ne donnant pas le contrôle dans
1.4.4.2 Autres immobilisations incorporelles
l’entreprise acquise. Ces participations ne donnant pas le contrôle
sont évaluées soit à la juste valeur, soit à la part proportionnelle
Frais de développement
dans l’actif net identifiable. Le Groupe détermine au cas par cas
l’option qu’il souhaite appliquer pour comptabiliser ces Les frais de recherche sont comptabilisés en charges dans
participations ne donnant pas le contrôle. l’exercice au cours duquel ils sont encourus.
Les frais de développement sont comptabilisés à l’actif dès lors que
1.4.4 Immobilisations incorporelles
les critères de reconnaissance d’un actif tels qu’édictés par IAS 38
Les immobilisations incorporelles sont comptabilisées au coût diminué sont remplis. Dans ce cas, l’immobilisation incorporelle provenant
du cumul des amortissements et éventuelles pertes de valeur. du développement est amortie sur sa durée d’utilité.

1.4.4.1 Goodwills Autres immobilisations incorporelles acquises ou produites

Les autres immobilisations incorporelles comprennent notamment :
Détermination des goodwills
des sommes versées ou à verser en contrepartie de droits
er
L’application au 1  janvier 2010 de la norme IFRS 3 révisée conduit
attachés à la qualité de concessionnaire ou d’exploitant
à distinguer les regroupements réalisés avant ou après cette date.
d’équipements publics ;
Regroupements réalisés avant le 1er janvier 2010
des portefeuilles clients acquis lors de regroupements
Les goodwills représentent la différence entre le coût du d’entreprises ;
regroupement d’entreprises (prix d’acquisition des titres majoré des
des droits à capacité, notamment sur des centrales ; le Groupe a
coûts annexes directement attribuables à l’acquisition) et la part du participé au financement de la construction de certaines centrales
Groupe dans la juste valeur des actifs, passifs et passifs éventuels nucléaires opérées par des tiers et a reçu en contrepartie des
identifiables de l’entreprise acquise à la date de prise de contrôle droits d’acheter une quote-part de la production sur la durée de
(sauf si la prise de contrôle est faite par étapes). vie des actifs. Ces droits à capacité sont amortis sur la durée
d’utilité de l’actif sous-jacent, n’excédant pas 40 ans ;
Dans le cas d’une prise de contrôle par achats successifs de titres
d’une filiale, le Groupe a déterminé un goodwill pour chaque des actifs de concessions ;




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


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


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

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


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

III
de dépréciation annuel. Les immobilisations corporelles financées au moyen de contrats de
location-financement sont présentées à l’actif pour la valeur de
1.4.5 Immobilisations corporelles
marché ou la valeur actualisée des paiements futurs si elle est
inférieure. La dette correspondante est inscrite en dettes
1.4.5.1 Évaluation initiale et évaluation postérieure
financières. Ces immobilisations sont également amorties selon le
Les immobilisations corporelles sont comptabilisées à leur coût mode d’amortissement et les durées d’utilité décrits ci-dessous.
historique d’acquisition, de production ou d’entrée dans le Groupe,
Les coûts d’emprunts encourus pendant la période de construction
sous déduction des amortissements cumulés et des pertes de
d’un actif qualifié sont incorporés dans son coût.
valeur constatées.
La valeur comptable des immobilisations corporelles ne fait l’objet Gaz coussin
d’aucune réévaluation, le Groupe n’ayant pas choisi la méthode
Le gaz «coussin», injecté dans les réservoirs souterrains, est
alternative permettant de réévaluer de façon régulière une ou
indispensable au fonctionnement des stockages souterrains et
plusieurs catégories d’immobilisations corporelles.
indissociable de ces installations. C’est pourquoi, à la différence du
Les subventions pour investissements sont portées en déduction de gaz «utile» comptabilisé en stock, il est enregistré en
la valeur brute des immobilisations au titre desquelles elles ont été immobilisations.
reçues.
1.4.5.2 Amortissement
En application d’IAS 16, le coût de l’actif comprend, lors de sa
En application de l’approche par composants, le Groupe utilise des
comptabilisation initiale, les coûts de démantèlement et de remise
durées d’amortissement différenciées pour chacun des composants
en état de site dès lors qu’il existe à la date d’entrée une obligation
significatifs d’un même actif immobilisé dès lors que l’un de ces
actuelle, légale ou implicite de démanteler ou de restaurer le site.
composants a une durée d’utilité différente de l’immobilisation
principale à laquelle il se rapporte.


Les amortissements sont calculés essentiellement sur base du mode linéaire sur les durées normales d’utilité suivantes :

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

(*) Hors gaz coussin.


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




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES



1.4.7 Concessions
renouvellement des contrats si ce dernier est estimé
raisonnablement certain par le Groupe.
L’interprétation SIC 29 – Accords de concession de services –
Informations à fournir, traite des informations concernant les
1.4.6 Actifs d’exploration et de production des ressources
contrats de concession à donner dans les Notes aux Comptes,
minérales
tandis que IFRIC 12 traite de la comptabilisation de certains
Le Groupe applique la norme IFRS 6 - Prospection et évaluation de contrats de concession par le concessionnaire.
ressources minérales.
Pour qu’un contrat de concession soit inclus dans le périmètre de
Les dépenses d’études géologiques et géophysiques sont l’interprétation IFRIC 12, l’utilisation de l’infrastructure doit être
enregistrées en charges dans l’exercice au cours duquel elles sont contrôlée par le concédant. Le contrôle de l’utilisation de
encourues. l’infrastructure par le concédant est assuré quand les deux
conditions suivantes sont remplies :
Les coûts d’exploration (autres que les dépenses d’études
géologiques ou géophysiques) sont temporairement immobilisés le concédant contrôle ou régule le service public, c’est-à-dire qu’il
dans l’attente de déterminer la faisabilité technique et la viabilité contrôle ou régule les services qui doivent être rendus grâce à
commerciale des réserves. Ce coût des forages d’exploration est l’infrastructure objet de la concession et détermine à qui et à quel
temporairement immobilisé quand les deux conditions suivantes prix ils doivent être rendus ; et
sont réunies : le concédant contrôle l’infrastructure, c’est-à-dire a le droit de
reprendre l’infrastructure en fin de contrat.
le puits a mis en évidence un volume suffisant de réserves pour
justifier, le cas échéant, sa complétion en tant que puits
Concessions hors du champ IFRIC 12
producteur en supposant que les investissements nécessaires à
la production soient effectués ; Les infrastructures de concession ne répondant pas aux critères
d’IFRIC 12 restent classées en tant qu’immobilisations corporelles.
le Groupe enregistre des progrès suffisants dans la détermination
des réserves et de la viabilité technique et économique du projet. Cette analyse s’applique au cas particulier de la distribution de gaz
Ces progrès sont évalués sur la base de critères tels que des en France. En effet, les actifs concernés ont été comptabilisés selon
travaux d’exploration additionnels (puits, travaux sismiques ou
IAS 16 dans la mesure où GrDF exploite son réseau sous un régime
études significatives) en cours de réalisation ou inscrits dans un
de concessions à long terme qui sont pour la quasi-totalité
programme ferme, la réalisation de dépenses d’études de
obligatoirement renouvelées à l’échéance conformément à la loi
développement et en tenant compte du fait que le Groupe puisse
n° 46–628 du 8 avril 1946.
être dans l’attente d’autorisations d’un gouvernement ou d’un
tiers sur un projet proposé ou de disponibilité de capacité de
1.4.8 Perte de valeur des immobilisations corporelles et
transport ou de traitement sur une installation existante.
incorporelles
Selon cette méthode dite des «successful efforts», à l’issue du
Conformément à IAS 36, lorsque des événements ou modifications
programme d’exploration, lorsque le puits d’exploration a permis de
d’environnement de marché ou des éléments internes indiquent un
confirmer avec certitude l’existence de réserves commercialisables,
risque de perte de valeur des immobilisations incorporelles ou
ces montants sont inscrits en immobilisations corporelles et amortis
corporelles, celles-ci font l’objet d’un test de perte de valeur. Dans
sur la durée de production des réserves ; dans le cas contraire, ils
le cas des immobilisations incorporelles non amorties, les tests de
sont comptabilisés en charges.
perte de valeur sont réalisés annuellement.
L’amortissement des immobilisations de production, y compris des
coûts de remise en état des sites, débute à partir de la mise en Indices de perte de valeur
production des champs et est effectué selon la méthode à l’unité de
Ce test de perte de valeur n’est effectué pour les immobilisations
production (UOP «Unit of Production Method»). Le taux
corporelles et incorporelles à durée d’utilité définie que lorsqu’il
d’amortissement pratiqué dans le cadre de l’UOP est égal, depuis le
existe des indices révélant une altération de leur valeur. Celle-ci
1er janvier 2014, au rapport de la production d’hydrocarbures de la
provient en général de changements importants dans
période sur les réserves probables d’hydrocarbures. Le Groupe
l’environnement de l’exploitation des actifs ou d’une performance
utilisait précédemment le rapport de la production d’hydrocarbures
économique inférieure à celle attendue.
de la période sur les réserves prouvées développées
Les principaux indices de perte de valeur retenus par le Groupe sont :
d’hydrocarbures.
au titre des indices externes :
Ce changement d’estimation s’inscrit dans le cadre de l’évolution
du portefeuille d’actifs de production du Groupe. Il vise à restituer – changements importants intervenus dans l’environnement
économique, technologique, réglementaire, politique ou du
une meilleure représentation économique dans le temps de la
marché dans lequel opère l’actif,
consommation des avantages liés aux actifs de production, à un
moment où le profil du portefeuille se trouve être sensiblement – baisse de la demande,
modifié par l’entrée dans un nouveau cycle de mise en production. – évolution défavorable du cours des énergies et du dollar ;
au titre des indices internes :
L’impact annuel de ce changement est estimé à +250 millions
d’euros sur le résultat opérationnel courant après quote-part du – obsolescence ou dégradation matérielle non prévue dans le
résultat net des entreprises mises en équivalence et à +75 millions plan d’amortissement,
d’euros sur le résultat net part du Groupe. – performance inférieure aux prévisions,
– baisse des réserves pour l’Exploration-Production.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


Perte de valeur déterminer s’il s’agit de contrats de location simple ou de contrats
de location-financement.
Ces immobilisations corporelles ou incorporelles sont testées au
Les contrats de location-financement sont des contrats qui transfèrent
niveau du regroupement d’actifs pertinent (actif isolé ou
la quasi-totalité des risques et avantages de l’actif considéré au
Unité Génératrice de Trésorerie) déterminé conformément aux
preneur. Tous les contrats de location qui ne correspondent pas à la
prescriptions d’IAS 36. Dans le cas où le montant recouvrable est
définition d’un contrat de location-financement sont classés en tant
inférieur à la valeur nette comptable, une perte de valeur est
que contrats de location simple.
comptabilisée pour la différence entre ces deux montants. La
comptabilisation d’une perte de valeur entraîne une révision de la Les principaux indicateurs examinés par le Groupe afin d’apprécier
base amortissable et éventuellement du plan d’amortissement des si un contrat de location transfère la quasi-totalité des risques et
immobilisations concernées. avantages sont les suivants : existence d’une clause de transfert
automatique ou d’option de transfert de propriété, conditions
Les pertes de valeur relatives aux immobilisations corporelles ou
d’exercice de cette clause, comparaison entre la durée du contrat
incorporelles peuvent être reprises ultérieurement si la valeur
et la durée de vie estimée du bien, spécificité de l’actif utilisé et
recouvrable redevient plus élevée que la valeur nette comptable. La
comparaison de la valeur actualisée des paiements minimaux au
valeur de l’actif après reprise de la perte de valeur est plafonnée à la
titre du contrat avec la juste valeur du bien.
valeur comptable qui aurait été déterminée nette des
amortissements si aucune perte de valeur n’avait été comptabilisée
III
1.4.9.1 Comptabilisation des contrats de location-financement
au cours des exercices antérieurs.
Lors de la comptabilisation initiale, les actifs utilisés dans le cadre de
Évaluation de la valeur recouvrable contrats de location-financement sont comptabilisés en
immobilisations corporelles avec pour contrepartie une dette
Pour examiner la valeur recouvrable des immobilisations corporelles
financière. L’actif est comptabilisé à la juste valeur de l’actif loué à la
et incorporelles, elles sont, le cas échéant, regroupées dans des
date de commencement du contrat ou, si celle-ci est inférieure, à la
Unités Génératrices de Trésorerie (UGT) dont on pourra comparer
valeur actualisée des paiements minimaux.
les valeurs comptables et les valeurs recouvrables.
En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles le
1.4.9.2 Comptabilisation des contrats de location simple
Groupe s’inscrit dans une logique de continuité d’exploitation et de
Les paiements effectués au titre de contrats de location simple sont
détention durable, la valeur recouvrable d’une UGT correspond à la
comptabilisés en charges dans le compte de résultat sur une base
valeur d’utilité ou à la juste valeur diminuée des coûts de sortie
linéaire sur la durée du contrat de location.
lorsque celle-ci est plus élevée. Les valeurs d’utilité sont
essentiellement déterminées à partir de projections actualisées de
1.4.9.3 Comptabilisation des accords qui contiennent des contrats de
flux de trésorerie d’exploitation et d’une valeur terminale. Des location
méthodes usuelles d’évaluation sont mises en œuvre pour
IFRIC 4 traite des modalités d’identification des contrats de service,
lesquelles les principales données économiques retenues sont :
d’achat ou de vente take-or-pay qui, sans revêtir une forme
des taux d’actualisation qui sont fonction des particularités des
juridique de contrat de location, confèrent aux clients/fournisseurs le
entités opérationnelles concernées ;
droit d’utilisation d’un actif ou ensemble d’actifs en contrepartie de
des valeurs terminales cohérentes avec les données de marché paiements fixés. Les contrats ainsi identifiés doivent être assimilés à
disponibles propres aux segments opérationnels concernés et des contrats de location et doivent être analysés en tant que tels
des taux de croissance liés aux valeurs terminales n’excédant
pour être qualifiés soit de contrat de location simple soit de contrat
pas les taux d’inflation.
de location-financement. Dans ce dernier cas, il convient de
Ces taux d’actualisation sont des taux après impôts appliqués à constater une créance financière pour refléter le financement porté
des flux de trésorerie après impôts. Leur utilisation aboutit à la par le Groupe lorsqu’il est considéré comme crédit-bailleur vis-à-vis
détermination de valeurs recouvrables identiques à celles obtenues de ses clients.
en utilisant des taux avant impôt à des flux de trésorerie non
Le Groupe est concerné par cette interprétation principalement au
fiscalisés, comme demandé par la norme IAS 36.
titre de :
En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles une
certains de ses contrats d’achat/vente d’énergie, notamment dès
décision de cession est prise par le Groupe, la valeur recouvrable
lors qu’ils confèrent l’usage exclusif d’un actif de production au
des actifs concernés est déterminée sur la base de leur valeur de
profit de l’acheteur d’énergie ;
marché estimée nette des coûts de cession. Dans le cas où des
certains contrats avec des clients industriels portant sur des actifs
négociations sont en cours, celle-ci est déterminée par référence à
détenus par le Groupe.
la meilleure estimation pouvant être faite, à la date de clôture, de
leur issue. 1.4.10 Stocks
En cas de perte de valeur, celle-ci est inscrite sur la ligne «Pertes de Les stocks sont évalués au plus faible de leur coût et de la valeur
valeur» du compte de résultat. nette de réalisation. La valeur nette de réalisation correspond au prix
de vente estimé dans le cours normal de l’activité, diminué des
1.4.9 Contrats de location
coûts attendus pour l’achèvement ou la réalisation de la vente.
Dans le cadre de ses différentes activités, le Groupe utilise des
Le coût des stocks est déterminé en utilisant soit la méthode du
actifs mis à sa disposition en vertu de contrats de location.
premier entré – premier sorti, soit en utilisant la méthode du coût
Ces contrats de location font l’objet d’une analyse au regard des moyen pondéré.
situations décrites et indicateurs fournis dans IAS 17 afin de




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


1.4.11.1 Actifs financiers
Le combustible nucléaire acquis est consommé dans le cadre du
processus de production d’électricité sur plusieurs années. La Ils comprennent les titres disponibles à la vente, les prêts et
consommation de ce stock de combustible nucléaire est constatée créances au coût amorti, y compris les créances clients et comptes
au prorata des estimations de quantité d’électricité produite par rattachés et les actifs financiers évalués en juste valeur par résultat,
unité de combustible. dont les instruments financiers dérivés. Les actifs financiers sont
ventilés dans l’état de situation financière entre actifs non courants
Stock de gaz
et courants.
Le gaz injecté dans les réservoirs souterrains comprend le gaz
Titres disponibles à la vente
«utile», soutirable sans avoir de conséquences préjudiciables à
l’exploitation ultérieure des réservoirs et le gaz «coussin», La catégorie «Titres disponibles à la vente» comprend les
indissociable des stockages souterrains et indispensable à leur participations du Groupe dans des sociétés non consolidées et les
fonctionnement (se reporter au § 1.4.5.1). titres de capitaux propres ou de dettes ne satisfaisant pas aux
critères de classement dans les autres catégories (voir infra). Le
Le gaz «utile» est comptabilisé en stocks. Il est valorisé au coût
coût de revient est déterminé selon la méthode du coût unitaire
moyen pondéré d’achat en entrée de réseau de transport, y
moyen pondéré.
compris le coût de regazéification, toutes origines confondues.
Lors de leur comptabilisation initiale, ces actifs sont comptabilisés à
Les sorties de stocks du Groupe sont évaluées selon la méthode du
leur juste valeur, c’est-à-dire généralement à leur coût d’acquisition,
coût unitaire moyen pondéré (CUMP).
majorée des coûts de transaction.
Une perte de valeur est enregistrée lorsque la valeur nette de
Aux dates de clôture, les titres disponibles à la vente sont évalués à
réalisation est inférieure au coût moyen pondéré.
leur juste valeur. Pour les actions de sociétés cotées, cette juste
Quotas d’émission de gaz à effet de serre valeur est déterminée sur la base du cours de Bourse à la date de
clôture considérée. Pour les titres non cotés, la juste valeur est
La directive européenne 2003/87/CE établit un système d’échange
évaluée à partir de modèles d’évaluation basés principalement sur
de quotas d’émission de gaz à effet de serre (GES) dans l’Union
les dernières opérations de marché, l’actualisation de dividendes ou
européenne. Les entités visées par cette directive sont tenues de
flux de trésorerie et la valeur de l’actif net. Les variations de juste
restituer un nombre de quotas égal au total des émissions de gaz à
valeur sont comptabilisées directement en autres éléments du
effet de serre constatées lors de l’année écoulée. En l’absence de
résultat global sauf lorsque la baisse de valeur par rapport au coût
principes IFRS spécifiques définissant le traitement comptable à
d’acquisition historique est jugée suffisamment significative ou
adopter, le Groupe a décidé d’appliquer les principes suivants
prolongée pour impliquer une perte de valeur le cas échéant. Dans
concernant les problématiques comptables relatives aux quotas
ce dernier cas, une perte de valeur est comptabilisée en résultat sur
d’émission de GES :
la ligne «Pertes de valeur». Seules les pertes de valeur sur des
les quotas constituent des stocks, puisqu’ils sont consommés
instruments de dettes (titres de dette/obligations) peuvent être
dans le processus de production ;
reprises par résultat.
les quotas acquis à titre onéreux sur le marché sont
comptabilisés à leur coût d’acquisition ; Prêts et créances au coût amorti
les éventuels quotas alloués à titre gratuit sont comptabilisés La catégorie «Prêts et créances au coût amorti» comprend
dans l’état de situation financière pour une valeur nulle.
principalement les créances rattachées à des participations, des
À la clôture, en cas d’insuffisance de quotas pour couvrir les avances en compte courant consenties à des entités associées ou
émissions de GES de l’exercice, le Groupe constitue un passif. Ce non consolidées, des dépôts de garantie ainsi que les créances
passif est évalué sur la base du prix de marché, à la clôture, des clients et autres débiteurs.
quotas restant à acquérir ou sur base du prix des contrats à terme
Lors de leur comptabilisation initiale, ces prêts et créances sont
conclus et visant à couvrir cette position déficitaire.
comptabilisés à leur juste valeur majorée des coûts de transaction.
À chaque date de clôture, ces actifs sont évalués au coût amorti en
Certificats d’économie d’énergie (CEE)
appliquant la méthode dite du taux d’intérêt effectif.
En l’absence de normes IFRS ou d’interprétations relatives à la
Les dépôts de garantie provenant de contrats de location sont
comptabilisation des certificats d’économie d’énergie, les
comptabilisés à leur valeur nominale.
dispositions suivantes sont appliquées :
Lors de leur comptabilisation initiale, les créances clients et autres
un stock de CEE est comptabilisé lorsque les CEE détenus à la
débiteurs sont comptabilisées à leur juste valeur, ce qui dans la
clôture excèdent l’obligation liée aux ventes d’énergie ; dans le
plupart des cas correspond à leur valeur nominale. Une perte de
cas inverse, un passif est comptabilisé pour matérialiser cette
valeur est constituée en fonction du risque de non-recouvrement.
obligation ;
Les montants dus par les clients au titre des contrats de
les CEE sont valorisés au coût unitaire moyen pondéré (coût
construction sont repris dans cette rubrique.
d’acquisition pour les CEE acquis ou coût de revient pour les
CEE générés par des actions propres).
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat
1.4.11 Instruments financiers Ces actifs financiers répondent aux critères d’IAS 39 de qualification
ou de désignation.
Les instruments financiers sont comptabilisés et évalués
conformément à IAS 32 et IAS 39. Il s’agit essentiellement de titres détenus à des fins de transaction et
de placement à court terme ne satisfaisant pas aux critères de




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


Puts sur participations ne donnant pas le contrôle émis avant le
classement en trésorerie ou équivalents de trésorerie (se reporter au
1er janvier 2010
§ 1.4.12). Ces actifs financiers sont évalués à la juste valeur à la
date de clôture et les variations de juste valeur sont comptabilisées En l’absence de précisions dans les textes IFRS et au vu des
en résultat. recommandations de l’AMF pour la clôture 2009, le Groupe a
décidé de conserver ses méthodes comptables antérieures pour les
1.4.11.2 Passifs financiers
instruments comptabilisés avant le 1er janvier 2010 :
Les passifs financiers comprennent les dettes financières, les dettes à la mise en place d’un put à prix variable, la valeur actualisée du
fournisseurs et comptes associés, les instruments financiers dérivés prix d’exercice est comptabilisée en tant que passif financier avec
ainsi que les autres passifs financiers. pour contrepartie une réduction des participations ne donnant
pas le contrôle. Lorsque la valeur de l’engagement excède le
Les passifs financiers sont ventilés dans l’état de situation financière
montant des participations ne donnant pas le contrôle, le solde
entre passifs non courants et courants. Les passifs financiers
est comptabilisé en goodwill ;
courants comprennent principalement :
à chaque clôture, le montant du passif financier est réévalué et
les passifs financiers dont l’échéance intervient dans les 12 mois
les variations de passif trouvent leur contrepartie en goodwill ;
suivant la date de clôture ;
les versements de dividendes aux participations ne donnant pas
les passifs financiers pour lesquels le Groupe ne dispose pas
le contrôle se traduisent par une augmentation du goodwill ;
d’un droit inconditionnel de différer le règlement pour au moins
III
au compte de résultat, les participations ne donnant pas le
12 mois à compter de la date de clôture ;
contrôle se voient affecter leur quote-part de résultat. Dans l’état
les passifs financiers détenus principalement en vue d’être
de situation financière, la quote-part de profit allouée aux
négociés ;
participations ne donnant pas le contrôle réduit le montant du
les instruments financiers dérivés qualifiés de couverture de juste goodwill. Aucune charge financière n’est comptabilisée au titre
valeur dont le sous-jacent est classé en courant ; des variations de valeur du passif qui trouvent toutes leurs
les instruments financiers dérivés de négoce sur matières contreparties en goodwill.
premières non qualifiés de couverture.
1.4.11.3 Dérivés et comptabilité de couverture
Évaluation des dettes financières et autres passifs financiers
Le Groupe utilise des instruments financiers dérivés pour gérer et
Les emprunts et autres passifs financiers sont évalués selon la réduire son exposition aux risques de marché provenant de la
méthode du coût amorti en utilisant le taux d’intérêt effectif de fluctuation des taux d’intérêt, des cours de change et des prix des
l’emprunt. matières premières, en particulier sur les marchés du gaz et de
l’électricité. Le recours à des produits dérivés s’exerce dans le
Lors de leur comptabilisation initiale, les primes/décotes d’émission,
cadre d’une politique Groupe en matière de gestion des risques de
primes/décotes de remboursement et frais d’émission sont
taux, change et matières premières.
comptabilisés en augmentation ou diminution de la valeur nominale
des emprunts concernés. Ces primes et frais d’émission sont pris
Définition et périmètre des instruments financiers dérivés
en compte dans le calcul du taux d’intérêt effectif et sont donc
Les instruments financiers dérivés sont des contrats, dont la valeur
constatés en résultat de façon actuarielle sur la durée de vie de
est affectée par la variation d’un ou plusieurs paramètres
l’emprunt.
observables, qui ne requièrent pas d’investissement significatif et
Dans le cas de dettes structurées sans composante capitaux
prévoient un règlement à une date future.
propres, le Groupe peut être amené à séparer un instrument dérivé
Les instruments financiers dérivés couvrent ainsi les contrats de
dit «incorporé». Les conditions selon lesquelles les dérivés
type swaps, options, futures, swaptions, mais également les
incorporés doivent être comptabilisés séparément sont précisées
engagements d’achat ou vente à terme de titres cotés ou non cotés
ci-après. En cas de séparation d’un dérivé incorporé, la valeur
ainsi que certains engagements fermes ou optionnels d’achat ou
comptable initiale de la dette structurée est ventilée en une
vente d’actifs non financiers donnant lieu à livraison physique du
composante «dérivé incorporé», à hauteur de la juste valeur de
sous-jacent.
l’instrument dérivé incorporé et une composante «passif financier»
déterminée par différence entre le montant de l’émission et la juste Concernant plus particulièrement les contrats d’achat et de vente
valeur du dérivé incorporé. Cette séparation des composantes de d’électricité et de gaz naturel, le Groupe conduit systématiquement
l’instrument lors de la comptabilisation initiale ne donne lieu à la une analyse visant à déterminer si le contrat a été négocié dans le
comptabilisation d’aucun profit ni perte. cadre de ses activités dites «normales» et doit ainsi être exclu du
champ d’application de la norme IAS 39. Cette analyse consiste en
Ultérieurement, la dette est comptabilisée au coût amorti selon la
premier lieu à démontrer que le contrat est mis en place et continue
méthode du taux d’intérêt effectif tandis que le dérivé est évalué à la
à être détenu afin de donner lieu à un achat ou une vente avec
juste valeur et les variations de juste valeur sont comptabilisées en
livraison physique, pour des volumes destinés à être utilisés ou
résultat.
vendus par le Groupe selon une échéance raisonnable, dans le
Engagements d’achat de participations ne donnant pas le contrôle cadre de son exploitation.
Les autres passifs financiers comprennent notamment les puts sur En complément, il convient de démontrer que :
participations ne donnant pas le contrôle consentis par le Groupe.
le Groupe n’a pas de pratique de règlement net au titre de
contrats de même nature. En particulier, les opérations d’achat
ou vente à terme avec livraison physique réalisées dans un strict
but d’équilibrage en volumes des balances d’énergie du Groupe




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


ne sont pas considérées par le Groupe comme constitutives tels que prêts et emprunts à taux fixe ou d’actifs, de passifs ou
d’une pratique de règlement net ; d’engagements fermes en devises étrangères.
le contrat n’est pas négocié dans le cadre d’arbitrages de nature Les variations de juste valeur de l’instrument de couverture sont
financière ; enregistrées en résultat de la période. De manière symétrique,
ces contrats ne sont pas assimilables à des ventes d’options. En l’élément couvert est réévalué au titre du risque couvert par le
particulier, dans le cas des ventes d’électricité et de gaz offrant à résultat de la période même si l’élément couvert est normalement
la contrepartie une flexibilité sur les volumes vendus, le Groupe dans une catégorie dans laquelle les variations de juste valeur sont
opère la distinction entre les contrats de vente assimilables à des comptabilisées en autres éléments du résultat global. Ces deux
ventes de capacités – considérés comme entrant dans le cadre réévaluations se compensent au sein du compte de résultat, au
de l’activité usuelle du Groupe – et les contrats de vente montant près de la part inefficace de la couverture.
assimilables à des ventes d’options financières, qui seront
comptabilisés comme des instruments financiers dérivés. Couverture de flux de trésorerie
Seuls les contrats respectant l’intégralité de ces conditions sont Il s’agit de la couverture d’une exposition provenant du risque de
considérés comme exclus du champ d’application d’IAS 39. Cette variation future d’un ou plusieurs flux de trésorerie affectant le
analyse donne lieu à la constitution d’une documentation spécifique. résultat consolidé. Les flux de trésorerie couverts peuvent provenir
de contrats sur actifs financiers ou non financiers déjà traduits dans
Dérivés incorporés
l’état de situation financière, ou de transactions futures non encore
Un dérivé incorporé est une composante d’un contrat dit «hôte» qui traduites dans l’état de situation financière, dès lors que ces
répond à la définition d’un instrument dérivé et dont les transactions présentent un caractère hautement probable.
caractéristiques économiques ne sont pas étroitement liées à celles
Les variations de juste valeur de l’instrument financier dérivé sont
du contrat hôte.
comptabilisées nettes d’impôt en autres éléments du résultat global
Au niveau du Groupe, les principaux contrats susceptibles de pour la part efficace et en résultat de la période pour la part
contenir des dérivés dits incorporés sont les contrats contenant des inefficace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres
clauses ou options pouvant affecter le prix, le volume ou la maturité doivent être reclassés en résultat dans la même rubrique que
du contrat. Il s’agit en particulier des contrats d’achat ou de vente l’élément couvert – à savoir résultat opérationnel courant pour les
d’actifs non financiers dont le prix est susceptible d’être révisé en couvertures de flux d’exploitation et résultat financier pour les autres
fonction d’un index, du cours d’une monnaie étrangère ou du prix couvertures – pendant les mêmes périodes au cours desquelles le
d’un autre actif que celui sous-jacent au contrat. flux de trésorerie couvert affecte le résultat.
Les dérivés incorporés font l’objet d’une comptabilisation séparée Si la relation de couverture est interrompue, notamment parce
dès lors : qu’elle n’est plus considérée comme efficace, les gains ou pertes
accumulés au titre de l’instrument dérivé sont maintenus en
que le contrat hôte n’est pas un instrument financier déjà
comptabilisé à sa juste valeur avec variation de juste valeur en capitaux propres jusqu’à l’échéance de la transaction couverte, sauf
résultat ; si l’entité s’attend à ce que la transaction prévue ne se réalise pas :
les gains et pertes comptabilisés en capitaux propres sont alors
que séparé du contrat hôte, la composante répond encore à la
reclassés immédiatement au compte de résultat.
définition d’un produit dérivé (existence d’un sous-jacent,
absence de règlement initial et règlement futur) ;
Couverture d’un investissement net réalisé dans une entité étrangère
et que les caractéristiques du dérivé identifié ne sont pas
De façon similaire à la couverture de flux de trésorerie, les variations
étroitement liées à celles du contrat hôte. L’analyse de ce
de juste valeur de l’instrument financier dérivé sont comptabilisées
caractère «étroitement lié» est effectuée à la date de signature du
contrat. nettes d’impôt en autres éléments du résultat global pour la part
efficace attribuable au risque de change couvert et en résultat pour
Lorsqu’un dérivé incorporé à un contrat hôte est séparé, il est évalué
la part inefficace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux
dans l’état de situation financière à la juste valeur et les variations de
propres sont repris en résultat à la date de liquidation ou de cession
juste valeur sont enregistrées en résultat (lorsque le dérivé incorporé
de l’investissement net.
n’est pas documenté dans une relation de couverture).

Identification et documentation des relations de couverture
Instruments dérivés de couverture : comptabilisation et présentation
Le Groupe identifie l’instrument financier de couverture et l’élément
Les instruments financiers dérivés qualifiés d’instruments de
couvert dès la mise en place de la couverture et documente
couverture sont systématiquement comptabilisés dans l’état
formellement la relation de couverture en identifiant la stratégie de
de situation financière à leur juste valeur. Néanmoins, leur mode de
couverture, le risque couvert et la méthode utilisée pour évaluer
comptabilisation varie selon qu’ils sont qualifiés de :
l’efficacité de la couverture. Seuls les instruments dérivés négociés
couverture de juste valeur d’un actif ou passif ;
avec des contreparties externes au Groupe sont considérés comme
couverture de flux de trésorerie ; éligibles à la comptabilité de couverture.
couverture d’un investissement net réalisé dans une entité
Dès l’initiation et de manière continue durant tous les exercices pour
étrangère.
lesquels la couverture a été désignée, le Groupe démontre et
documente l’efficacité de la relation de couverture. Les couvertures
Couverture de juste valeur
sont considérées comme efficaces lorsque la compensation des
Une couverture de juste valeur permet de se prémunir contre le
variations de juste valeur ou de flux de trésorerie entre élément de
risque provenant des variations de juste valeur d’actifs, de passifs,




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


couverture et élément couvert se situe dans une fourchette dans le cas de contrats complexes négociés avec des
établissements financiers indépendants, le Groupe utilise
comprise entre 80 et 125%.
exceptionnellement des évaluations effectuées par les
La démonstration de l’efficacité des couvertures est conduite de
contreparties.
façon prospective et rétrospective. Elle est établie par recours à
Ces instruments sont présentés en niveau 2 d’évaluation de juste
différentes méthodologies, principalement fondées sur la
valeur, sauf dans le cas où leur évaluation dépend significativement
comparaison entre variations de juste valeur ou de flux de trésorerie
de paramètres non observables. Dans ce dernier cas ils sont
sur l’élément couvert et sur l’instrument de couverture. Le Groupe
présentés en niveau 3 d’évaluation de juste valeur. Il s’agit le plus
retient également les méthodes fondées sur les analyses de
souvent d’instruments financiers dérivés dont la maturité excède
corrélation statistique entre historiques de prix.
l’horizon d’observabilité des prix à terme du sous-jacent ou dont
certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n’étaient pas
Dérivés non qualifiés de couverture : comptabilisation et présentation
observables.
Il s’agit notamment des instruments financiers dérivés correspondant
Sauf cas d’accord de collatéralisation ou autres accords de
à des couvertures économiques mais qui n’ont pas été ou ne sont
compensation, le risque de contrepartie est incorporé dans la juste
plus documentés dans des relations de couverture comptable.
valeur des instruments dérivés actifs et passifs. Il est calculé selon la
Lorsqu’un instrument financier dérivé n’a pas été (ou n’est plus)
méthode dite des «pertes attendues» («Expected loss») et tient
qualifié de couverture, ses variations de juste valeur successives
III
compte de l’exposition au risque de défaut, de la probabilité de
sont comptabilisées directement en résultat de la période, au sein
défaut ainsi que du taux de perte en cas de défaut. La probabilité
d’une rubrique spécifique «Mark-to-market» ou «MtM sur
de défaut est déterminée sur la base des notations de crédit («credit
instruments financiers à caractère opérationnel» sous le résultat
rating») attribuées à chaque contrepartie (approche dite «des
opérationnel courant pour les instruments dérivés sur actifs non
probabilités historiques»).
financiers et en résultat financier pour les instruments dérivés de
change, de taux ou sur actions.
1.4.12 Trésorerie et équivalents de trésorerie
Les instruments financiers dérivés non qualifiés de couverture sont
La trésorerie comprend les disponibilités ainsi que les placements à
présentés dans l’état de situation financière en courant pour les
court terme qui sont considérés comme liquides, convertibles en un
instruments de négoce pour compte propre sur matière première et
montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque
pour les dérivés à échéance de moins de 12 mois et en non courant
négligeable de changement de valeur au regard des critères prévus
pour les autres.
par IAS 7.
Évaluation de la juste valeur Les découverts sont exclus de la notion de trésorerie et équivalents
de trésorerie et sont comptabilisés en tant que dettes financières
La juste valeur des instruments cotés sur un marché actif est
courantes.
déterminée par référence à leur cotation. Dans ce cas, ces
instruments sont présentés en niveau 1 d’évaluation de juste valeur.
1.4.13 Titres d’autocontrôle
La juste valeur des instruments financiers non cotés pour lesquels il
Les titres d’autocontrôle sont enregistrés pour leur coût
existe des données observables sur un marché est déterminée en
d’acquisition en diminution des capitaux propres. Les résultats de
utilisant des techniques d’évaluation telles que les modèles
cession de ces titres sont imputés directement dans les capitaux
d’évaluation retenus pour les options ou en utilisant la méthode des
propres et ne contribuent pas au résultat de l’exercice.
flux de trésorerie actualisés.
Les modèles utilisés pour évaluer ces instruments intègrent des 1.4.14 Paiements fondés sur des actions
hypothèses basées sur des données du marché :
IFRS 2 prescrit de constater en charges de personnel les services
la juste valeur des swaps de taux d’intérêt est calculée sur la rémunérés par des paiements fondés sur des actions. Ces services
base des flux de trésorerie futurs actualisés ; sont évalués à la juste valeur des instruments accordés.
la juste valeur des contrats de change à terme et des swaps de
Dans le Groupe, cette rémunération prend la forme d’instruments
devises est calculée par référence aux cours actuels pour des
réglés en actions (les instruments réglés en trésorerie ne sont
contrats ayant des profils de maturité similaires en actualisant le
actuellement plus utilisés).
différentiel de flux futurs de trésorerie (différence entre le cours à
terme du contrat et le cours à terme recalculé en fonction des
Instruments réglés en actions : Attributions d’actions gratuites et
nouvelles conditions de marché appliquées au montant nominal) ; d'actions de performance
la juste valeur des options de change ou de taux est déterminée à
La juste valeur des plans d’attributions gratuites d’actions est
partir de modèles de valorisation d’options ;
estimée sur la base du cours de l’action à la date d’attribution, en
les contrats dérivés de matières premières sont valorisés en tenant compte de l’absence de dividende sur la période
fonction des cotations du marché sur la base des flux de
d’acquisition des droits, du taux de rotation de la population
trésorerie futurs actualisés (contrats fermes : commodity swap ou
concernée par chaque plan et de la probabilité de la performance
commodity forward) et de modèles de valorisation d’options
du Groupe. L’estimation de la juste valeur des plans tient compte
(contrats optionnels) pour lesquels il peut être nécessaire
également de l’incessibilité de ces instruments. La charge est étalée
d’observer la volatilité des prix du marché. Pour les contrats dont
sur la période d’acquisition des droits en contrepartie des capitaux
la maturité excède la profondeur des transactions pour lesquelles
propres.
les prix sont observables ou qui sont particulièrement complexes,
les valorisations peuvent s’appuyer sur des hypothèses internes ;




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


Pour les actions de performance, attribuées de manière Les provisions dont l’échéance est supérieure à 12 mois sont
discrétionnaire et comportant des conditions de performance actualisées dès lors que l’effet de l’actualisation est significatif. Les
externes, un modèle Monte Carlo est utilisé. principales natures de provisions à long terme du Groupe sont les
provisions pour retraitement et stockage des déchets nucléaires, les
1.4.15 Provisions provisions pour démantèlement des installations et les provisions
pour reconstitution de site. Les taux d’actualisation utilisés reflètent
1.4.15.1 Provisions pour avantages du personnel postérieurs à l’emploi
les appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de
et autres avantages à long terme
l’argent et des risques spécifiques au passif concerné. Les charges
Selon les lois et usages de chaque pays, les sociétés du Groupe correspondant à la désactualisation des provisions à long terme
ont des obligations en termes de retraites, préretraites, indemnités sont constatées en résultat financier (en «autres produits et autres
de départ et régimes de prévoyance. Ces obligations existent charges financiers»).
généralement en faveur de l’ensemble des salariés des sociétés
Dès lors qu’il existe une obligation actuelle, légale ou implicite, de
concernées.
démanteler ou restaurer un site, le Groupe comptabilise une
Les modalités d’évaluation et de comptabilisation suivies par le provision pour démantèlement ou reconstitution de site. La
Groupe concernant les engagements de retraite et autres avantages contrepartie de la provision pour démantèlement est un «actif de
accordés au personnel sont celles édictées par la norme IAS 19. En démantèlement» qui est inclus dans la valeur comptable de l’actif
conséquence : concerné. Les ajustements du montant de la provision consécutifs à
une révision ultérieure du montant de la sortie de ressource, de la
le coût des régimes à cotisations définies est enregistré en
date de survenance du démantèlement, ou du taux d’actualisation
charges sur la base des appels à cotisations dues pour la
sont symétriquement portés en déduction ou en augmentation du
période ;
coût de l’actif correspondant. Les effets de la désactualisation sont
la valorisation du montant de ces engagements de retraite et
comptabilisés en charge de l’exercice.
assimilés, lorsqu’ils sont représentatifs de prestations définies, est
effectuée sur la base d’évaluations actuarielles selon la méthode
1.4.16 Chiffre d’affaires
des unités de crédits projetées. Ces calculs intègrent des
hypothèses de mortalité, de rotation du personnel et de Le chiffre d’affaires (correspondant aux produits des activités
projection de salaires qui tiennent compte des conditions ordinaires selon IAS 18) du Groupe comprend essentiellement les
économiques propres à chaque pays ou société du Groupe. Les produits liés aux activités suivantes :
taux d’actualisation sont déterminés en référence au rendement,
vente d’énergie ;
à la date d’évaluation, des obligations émises par les entreprises
de premier rang (ou par l’État s’il n’existe pas de marché prestations de services ;
représentatif pour les emprunts privés) de la zone concernée. contrats de location et contrats de construction.
Les montants relatifs aux plans dont les engagements sont Les ventes sont reconnues lorsque la livraison a eu lieu (risques et
supérieurs à la juste valeur des actifs de couverture figurent au avantages transférés à l’acheteur) ou à l’avancement pour les
passif en provisions. Lorsque la valeur des actifs de couverture prestations de services et les contrats de construction, le prix est
(plafonnés, le cas échéant) est supérieure aux engagements, le fixé ou déterminable et le caractère recouvrable des créances est
montant concerné est inclus à l’actif de l’état de situation financière probable.
en «Autres actifs» courants ou non courants.
Le chiffre d’affaires est évalué à la juste valeur de la contrepartie
Concernant les avantages postérieurs à l’emploi, les écarts reçue ou à recevoir. Dans le cas où l’existence d’un différé de
actuariels sont comptabilisés en autres éléments du résultat global. paiement a un effet significatif sur la détermination de la juste valeur,
Le cas échéant, les ajustements provenant du plafonnement des il en est tenu compte en actualisant les paiements futurs.
actifs nets relatifs aux régimes surfinancés suivent la même
méthode. Pour les autres avantages à long terme tels que les 1.4.16.1 Vente d’énergie
médailles du travail, les écarts actuariels sont immédiatement
Le chiffre d’affaires comprend essentiellement la vente d’électricité
comptabilisés en résultat.
et de gaz, les redevances de transport et de distribution liées ainsi
La charge (produit) d’intérêt nette au titre des régimes à prestations que différentes prestations comme la maintenance des réseaux de
définies est comptabilisée en résultat financier. distribution d’électricité et de gaz ou les ventes de chaleur.
Dans le cadre de certains contrats de vente d’énergie à long terme,
1.4.15.2 Autres provisions
le Groupe peut percevoir une composante du prix qui est
Le Groupe comptabilise une provision dès lors qu’il existe une déterminée indépendamment des volumes et dont le montant est
obligation actuelle (légale ou implicite) à l’égard d’un tiers résultant généralement fixe mais peut, dans certains cas très limités, évoluer
d’un événement passé et qu’il est probable qu’une sortie de sur la durée du contrat. En application d’IAS 18, le chiffre d’affaires
ressources sera nécessaire pour régler cette obligation sans relatif à cette composante est étalé de manière linéaire, la juste
contrepartie attendue. valeur des services rendus n’étant pas, en substance, différente
d’une période à l’autre.
Une provision pour restructuration est comptabilisée dès lors que
les critères généraux de constitution d’une provision sont satisfaits, En application des normes IAS 1 et IAS 18, les opérations de
qu’il existe un plan détaillé formalisé et que le Groupe a créé, chez négoce d’énergie pour compte propre et pour compte de la
les personnes concernées, une attente fondée de mise en œuvre de clientèle sont présentées en net, après compensation des achats et
la restructuration soit en commençant à exécuter le plan soit en leur des ventes, sur la ligne «Chiffre d’affaires». Selon le même principe,
annonçant ses principales caractéristiques. les résultats réalisés au titre des activités de négoce à caractère




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


opérationnel («ventes en gros» ou «arbitrage»), liées aux actifs et l’entreprise, soit la manière dont cette activité est gérée, selon les
critères prévus par IAS 37 ;
visant à optimiser tant le parc de production que les portefeuilles de
contrats d’achats de combustibles et de ventes d’énergie, sont effets de périmètre. Cette ligne regroupe :
présentés en net en chiffre d’affaires dès lors que les contrats de – les coûts directs d’acquisition en cas de prise de contrôle,
vente concernés pourraient être compensés par des achats
– les effets des réévaluations, à la juste valeur à la date
similaires, ou si les contrats de vente participent à des stratégies
d’acquisition, des intérêts précédemment détenus en cas
d’échanges. d’acquisitions par étapes,
– les variations ultérieures de juste valeur des compléments de
1.4.16.2 Prestations de services
prix,
Les produits provenant des services dans le secteur de l’énergie,
– les résultats de cessions de participations qui conduisent à
correspondant essentiellement à des prestations d’installation, de
un changement de méthode de consolidation ainsi que, le
maintenance et de services à l’énergie, sont comptabilisés selon les cas échéant, les effets des réévaluations des intérêts
dispositions de la norme IAS 18 qui prévoient la méthode du conservés ;
pourcentage d’avancement pour les activités de service.
autres éléments non récurrents : cette rubrique comprend
notamment les plus ou moins-values de cession sur les actifs non
1.4.16.3 Contrats de construction et contrats de location
courants et les titres disponibles à la vente.
III
Le chiffre d’affaires des contrats de construction est déterminé en Depuis le 1er janvier 2014, la quote-part du résultat net des
appliquant la méthode du pourcentage d’avancement et de façon entreprises mises en équivalence est désormais présentée après
plus générale les dispositions présentées dans IAS 11. Selon les l’agrégat «Résultat opérationnel courant» et avant un nouvel agrégat
cas, ce degré d’avancement est déterminé soit sur la base de intitulé «Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat
l’avancement des coûts, soit par référence à un avancement net des entreprises mises en équivalence».
physique tel que des jalons définis contractuellement.
Ce changement de présentation ainsi que ses incidences sur les
Le chiffre d’affaires comprend également les produits sur les actifs états financiers comparatifs 2013 sont présentés dans les Notes 2.2
financiers de concession (IFRIC 12) et les créances de location «Changement de présentation du compte de résultat et de certains
financement (IFRIC 4). indicateurs clés» et 2.3 «Retraitement des données comparatives
2013».
1.4.17 Résultat opérationnel courant (ROC)
1.4.18 Tableau des flux de trésorerie
Le résultat opérationnel courant est un indicateur utilisé par le
Groupe qui permet de présenter «un niveau de performance Le tableau des flux de trésorerie du Groupe est établi selon la
opérationnelle pouvant servir à une approche prévisionnelle de la méthode indirecte à partir du résultat net.
performance récurrente» (en conformité avec la Recommandation
Les «Intérêts reçus d’actifs financiers non courants» sont classés
ANC 2013-03, relative au format des états financiers des
dans les flux issus des activités d’investissement parce qu’ils
entreprises sous référentiel comptable international). En effet, le
représentent un retour sur investissement. Les «Intérêts financiers
ROC est un solde de gestion qui permet de faciliter la
reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie» sont classés dans
compréhension de la performance du Groupe en excluant les
les flux issus des activités de financement, car ces intérêts sont de
éléments qui, par nature, ont un degré de prévisibilité insuffisant,
nature à minorer le coût d’obtention des ressources financières.
compte tenu de leur caractère inhabituel, anormal ou peu fréquent.
Cette classification est cohérente avec l’organisation interne du
Pour le Groupe, ces éléments correspondent au Mark-to-market
Groupe dans la mesure où dette et trésorerie sont gérées de façon
(MtM) des instruments financiers à caractère opérationnel, aux
globalisée au sein du département trésorerie Groupe.
pertes de valeur sur actifs, aux charges de restructuration, aux
Les pertes de valeur sur actifs circulants sont assimilées à des
effets de périmètre, aux autres éléments non récurrents et sont
pertes définitives ; en conséquence, la variation de l’actif circulant
définis comme suit :
est présentée nette de perte de valeur.
MtM des instruments financiers à caractère opérationnel : cette
rubrique correspond à la variation de juste valeur Les flux liés au paiement de l’impôt sur les sociétés sont isolés.
(Mark-to-market) des instruments financiers de matières
1.4.19 Impôts
premières, gaz et électricité, qui ne sont qualifiés ni de négoce
(appelé aussi Trading), ni de couverture. Ces contrats sont mis en
Le Groupe calcule ses impôts sur le résultat conformément aux
place dans le cadre de couvertures économiques de transactions
législations fiscales en vigueur dans les pays où les résultats sont
opérationnelles dans le secteur de l’énergie. La variation de juste
taxables.
valeur de ces instruments, qui doit être enregistrée en résultat
Conformément à IAS 12, les différences temporelles entre les valeurs
selon IAS 39, est isolée sur une ligne spécifique du compte de
résultat car elle peut être significative et elle n’est pas prédictible ; comptables des actifs et des passifs dans les comptes consolidés et
leurs valeurs fiscales, donnent lieu à la constatation d’un impôt différé
pertes de valeur : cette rubrique comprend les pertes de valeur
selon la méthode du report variable en utilisant les taux d’impôt
sur les goodwills, les immobilisations incorporelles et corporelles,
adoptés ou quasi adoptés à la date de clôture. Cependant, selon les
les participations dans les entités comptabilisées selon la
méthode de la mise en équivalence ainsi que les titres disponibles dispositions d’IAS 12, aucun impôt différé n’est comptabilisé pour les
à la vente ; différences temporelles générées par un goodwill dont la perte de
valeur n’est pas déductible ou par la comptabilisation initiale d’un
charges de restructurations : il s’agit des coûts correspondant à
actif ou d’un passif dans une transaction qui n’est pas un
un programme planifié et contrôlé par le management, qui
modifie de façon significative soit le champ d’activité de regroupement d’entreprises et n’affecte ni le bénéfice comptable, ni




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


le bénéfice imposable à la date de transaction. Par ailleurs, un actif et des perspectives de recouvrement des différences temporelles
d’impôt différé n’est comptabilisé que s’il est probable qu’un bénéfice déductibles.
imposable, sur lequel les différences temporelles déductibles Les actifs et passifs d’impôts différés ne sont pas actualisés.
pourront être imputées, sera disponible.
Les effets d’impôt relatifs aux coupons versés sur les titres
Les différences temporelles nées des retraitements relatifs aux super-subordonnés à durée indéterminée, sont présentés en
contrats de location-financement donnent lieu à la comptabilisation résultat.
d’impôts différés.
1.4.20 Résultat par action
Un passif d’impôt différé est comptabilisé pour toutes les
différences temporelles imposables liées à des participations dans Le résultat de base par action est calculé en divisant le résultat net
les filiales, entreprises associées, coentreprises et investissements part du Groupe de l’exercice attribuable aux actions ordinaires par
dans les succursales sauf si le Groupe est en mesure de contrôler la le nombre moyen pondéré d’actions composant le capital en
date à laquelle la différence temporelle s’inversera et s’il est circulation pendant l’exercice. Le nombre moyen d’actions en
probable qu’elle ne s’inversera pas dans un avenir prévisible. circulation au cours de l’exercice est le nombre d’actions ordinaires
en circulation au début de l’exercice, ajusté du nombre d’actions
Les soldes d’impôts différés sont déterminés sur la base de la
ordinaires rachetées ou émises au cours de l’exercice.
situation fiscale de chaque société ou du résultat d’ensemble des
sociétés comprises dans le périmètre d’intégration fiscale considéré Pour le calcul du résultat dilué, ce nombre, ainsi que le résultat de
et sont présentés à l’actif ou au passif de l’état de situation base par action, est modifié pour tenir compte de l’effet de la
financière pour leur position nette par entité fiscale. conversion ou de l’exercice des actions potentielles dilutives
(options, bons de souscription d’actions et obligations convertibles
Les impôts différés sont revus à chaque arrêté pour tenir compte
émises, etc.).
notamment des incidences des changements de législation fiscale




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 INCIDENCES DE L’APPLICATION DES NORMES SUR LA CONSOLIDATION SUR LES ÉTATS FINANCIERS COMPARATIFS 2013




NOTE 2 Incidences de l’application des normes sur la consolidation sur les états
financiers comparatifs 2013
Les nouvelles normes sur la consolidation IFRS 10 - États Financiers performance de l’exercice 2013. Les impacts chiffrés de ces
Consolidés et IFRS 11 - Partenariats et les amendements de la changements de présentation sur les états financiers comparatifs
norme IAS 28 – Participations dans des entreprises associées et sont explicités dans la Note 2.3.
des coentreprises sont entrées en application le 1er janvier 2014. En
application des dispositions transitoires prévues par ces nouvelles
2.1 Impacts de l’application des normes
normes, le retraitement des données comparatives est limité à la
période qui précède immédiatement l’exercice au cours duquel ces
IFRS 10 et 11 et des amendements de
normes sont appliquées pour la première fois ; il en résulte que les
la norme IAS 28
données comparatives présentées par le Groupe sont retraitées au
1er janvier 2013. Les principaux changements de méthode de
IFRS 11 - Partenariats
consolidation induits par l’application de ces nouvelles normes ainsi
III
que leurs impacts chiffrés sur les états financiers sont décrits dans En application de la norme IAS 31 – Participations dans des
les Notes 2.1 et 2.3 ci-après. coentreprises, le Groupe comptabilisait ses entités contrôlées
conjointement selon la méthode de l’intégration proportionnelle.
La mise en œuvre d’IFRS 11 - Partenariats a également conduit le
Selon la nouvelle norme IFRS 11, les coentreprises doivent
Groupe à adapter la présentation de son compte de résultat et la
désormais être comptabilisées selon la méthode de la mise en
définition de certains de ses indicateurs clés de performance. Ces
équivalence. Les partenariats qualifiés d’activités conjointes au sein
changements de présentation, décrits dans la Note 2.2 ci-après,
du Groupe ne sont pas significatifs.
ont également été appliqués dès le 1er janvier 2013 afin d’assurer la
comparabilité des comptes de résultat et indicateurs clés de


Les principales coentreprises au 31 décembre 2013 étaient les suivantes :

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

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


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




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 INCIDENCES DE L’APPLICATION DES NORMES SUR LA CONSOLIDATION SUR LES ÉTATS FINANCIERS COMPARATIFS 2013


Les contributions des coentreprises au compte de résultat de Dans le compte de résultat, la ligne «Quote-part de résultat des
l’exercice 2014 et à l’état de situation financière au 31 décembre entreprises associées», qui s’intitule dorénavant «Quote-part du
2014 ainsi qu’aux états financiers comparatifs 2013 sont résultat net des entreprises mises en équivalence», est désormais
présentées dans la Note 4. présentée au sein de l’agrégat «Résultat opérationnel courant (ROC)
après quote-part du résultat net des entreprises mises en
Le Groupe a par ailleurs effectué les opérations suivantes en
équivalence». Le Groupe continue également de présenter un
application des dispositions transitoires d’IFRS 11 :
agrégat «Résultat opérationnel courant» avant quote-part du résultat
le Groupe a reconstitué la valeur comptable de mise en
net des sociétés mises en équivalence.
équivalence de chaque coentreprise au 1er janvier 2013 et a, dans
De même, le calcul de l’indicateur financier EBITDA a été élargi afin
ce cadre, alloué à chaque coentreprise concernée une quote-part
d’intégrer la contribution des sociétés mises en équivalence mais
du goodwill de l’UGT goodwill à laquelle elle appartient selon les
également les charges nettes décaissées des concessions, les
modalités définies par IFRS 11. Le montant de goodwill ainsi
reclassé au sein de la ligne «Participations dans les entreprises dotations nettes aux provisions ainsi que les «Dépréciations nettes
mises en équivalence» s’élève à 495 millions d’euros au 1er janvier sur stocks, créances commerciales et autres actifs». Compte tenu
2013 ; de cette nouvelle définition, les éléments de réconciliation entre
l’EBITDA et le «ROC après quote-part du résultat net des
un test de perte de valeur a été réalisé sur les coentreprises
auxquelles un goodwill a été alloué au 1er janvier 2013. Ces tests entreprises mises en équivalence» se limitent désormais aux
ont conduit le Groupe à constater des pertes de valeur totales de dotations nettes aux amortissements et aux paiements fondés sur
127 millions d’euros en quote-part du Groupe sur la valeur de des actions (IFRS 2).
mise en équivalence des coentreprises. Ces pertes sont
La Note 2.3.6 «Impacts sur certains indicateurs clés» présente la
imputables aux montants de goodwill alloués aux coentreprises
réconciliation chiffrée entre le ROC et l’EBITDA tels que publiés
concernées dans le cadre des dispositions transitoires d’IFRS 11.
dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2013 et les
Elles ont été comptabilisées en déduction des capitaux propres
données comparatives à cette même date en tenant compte des
au 1er janvier 2013.
changements de présentation.
IFRS 10 - États financiers consolidés Le Groupe considère que l’intégration de la quote-part de résultat
de mise en équivalence dans le nouvel agrégat «ROC après
Les analyses réalisées au regard des critères d’IFRS 10 - États
quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et
Financiers Consolidés ont conduit le Groupe à modifier la méthode
dans l’EBITDA permet de mieux rendre compte des performances
de consolidation d’un nombre très limité d’entités. Ces incidences
des activités opérationnelles du Groupe et de ses secteurs
sont non significatives.
opérationnels. Depuis l’entrée en application des nouvelles normes
sur la consolidation, le Comité de Direction revoit régulièrement les
2.2 Changements de présentation du performances opérationnelles du Groupe à l’aune du «ROC après
quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et
compte de résultat et de certains de la nouvelle définition de l’EBITDA ; ces agrégats constituent donc
indicateurs clés des indicateurs clés de performance et sont, à ce titre, présentés
dans la Note 6 «Information sectorielle» ainsi que dans le rapport
La mise en œuvre de la norme IFRS 11 et l’importance croissante
d’activité annuel.
des activités et nouveaux projets réalisés avec des partenaires au
sein de coentreprises ou d’entreprises associées ont conduit le
Groupe à adapter la présentation de son compte de résultat ainsi
que la définition de l’indicateur financier EBITDA.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 INCIDENCES DE L’APPLICATION DES NORMES SUR LA CONSOLIDATION SUR LES ÉTATS FINANCIERS COMPARATIFS 2013



2.3 Retraitement des données comparatives 2013
2.3.1 Compte de résultat au 31 décembre 2013

Changement de Première
présentation du application des
31 déc. 2013 compte de normes sur la 31 déc. 2013
publié (1) retraité (1)
résultat consolidation
En millions d’euros
Chiffre d’affaires 89 300 - (1 402) 87 898
Achats (51 216) - 820 (50 396)
Charges de personnel (11 704) - 89 (11 615)
Amortissements, dépréciations et provisions (6 600) - 174 (6 426)
Autres charges opérationnelles (14 058) - 205 (13 853)
Autres produits opérationnels 2 107 - (30) 2 077
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT 7 828 - (144) 7 685

III
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence - 490 80 570
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU 7 828 490 (64) 8 254
RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (226) - - (226)
Pertes de valeur (2) (14 943) - 173 (14 770)
Restructurations (305) - 3 (302)
Effets de périmètre 406 - - 405
Autres éléments non récurrents 545 - (1) 544
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES (6 695) 490 112 (6 093)
Charges financières (2 487) - 44 (2 444)
Produits financiers 510 - (12) 498
RÉSULTAT FINANCIER (1 977) - 32 (1 945)
Impôt sur les bénéfices (727) - (18) (745)
Quote-part de résultat des entreprises associées 490 (490) - -
RÉSULTAT NET (8 909) - 126 (8 783)
Résultat net part du Groupe (9 289) - 92 (9 198)
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 380 - 35 414
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) (3,94) - - (3,90)
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (3,94) - - (3,90)
(EUROS)

(1) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).
(2) La diminution de 173 millions d’euros apparaissant sur la ligne «Pertes de valeur», du fait de la première application des normes sur la consolidation, provient
essentiellement des deux éléments suivants :
(i) suite à la comptabilisation en déduction des capitaux propres au 1er janvier 2013 d’une perte de valeur de 80 millions d’euros au titre d’une coentreprise de
l’UGT Énergie - Central Western Europe (CWE) (du fait du montant de goodwill qui lui a été alloué en application des dispositions transitoires d’IFRS 11 décrites
dans la Note 2.1.), la perte de valeur comptabilisée dans le compte de résultat publié 2013 sur l’UGT goodwill CWE a été réduite de 80 millions d’euros. Cet
ajustement se traduit par une augmentation du même montant du résultat net part du Groupe.
(ii) du reclassement des pertes de valeur afférentes aux actifs incorporels et corporels des coentreprises de la ligne «Pertes de valeur» vers la ligne «Quote-part du
résultat net des entreprises mises en équivalence». Ces reclassements sont sans incidence sur le résultat net au 31 décembre 2013.




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 INCIDENCES DE L’APPLICATION DES NORMES SUR LA CONSOLIDATION SUR LES ÉTATS FINANCIERS COMPARATIFS 2013



2.3.2 État du résultat global au 31 décembre 2013

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

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




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 INCIDENCES DE L’APPLICATION DES NORMES SUR LA CONSOLIDATION SUR LES ÉTATS FINANCIERS COMPARATIFS 2013



État de situation financière au 1er janvier 2013
2.3.3

Première application
1er janv. 2013 1er janv. 2013
des normes sur la
publié (1) retraité (1)
consolidation
En millions d’euros
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles nettes 13 020 (357) 12 663
Goodwills 30 035 (500) 29 535
Immobilisations corporelles nettes 86 597 (4 835) 81 761
Titres disponibles à la vente 3 398 (57) 3 341
Prêts et créances au coût amorti 3 541 (490) 3 051
Instruments financiers dérivés 3 108 1 3 109
Participations dans les entreprises mises en équivalence 2 961 3 197 6 158
Autres actifs 962 (28) 933
Impôts différés actif 1 487 (154) 1 333

III
TOTAL ACTIFS NON COURANTS 145 109 (3 225) 141 884
Actifs courants
Prêts et créances au coût amorti 1 630 344 1 974
Instruments financiers dérivés 4 280 12 4 292
Clients et autres débiteurs 25 034 (238) 24 797
Stocks 5 423 (91) 5 332
Autres actifs 9 012 (201) 8 811
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat 432 (1) 431
Trésorerie et équivalents de trésorerie 11 383 (444) 10 939
Actifs classés comme détenus en vue de la vente 3 145 (391) 2 754
TOTAL ACTIFS COURANTS 60 339 (1 009) 59 329
TOTAL ACTIF 205 448 (4 234) 201 213
Capitaux propres part du Groupe (2) 59 834 (74) 59 760
Participations ne donnant pas le contrôle 11 468 204 11 672
TOTAL CAPITAUX PROPRES 71 303 130 71 432
Passifs non courants
Provisions 15 480 (75) 15 405
Dettes financières 45 247 (3 302) 41 945
Instruments financiers dérivés 2 751 (94) 2 657
Autres passifs financiers 343 281 624
Autres passifs 2 063 (38) 2 025
Impôts différés passif 11 959 (262) 11 697
TOTAL PASSIFS NON COURANTS 77 843 (3 490) 74 353
Passifs courants
Provisions 2 071 (29) 2 042
Dettes financières 11 962 108 12 069
Instruments financiers dérivés 4 092 (26) 4 066
Fournisseurs et autres créanciers 19 481 (462) 19 019
Autres passifs 16 820 (71) 16 749
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la 1 875 (392) 1 483
vente
TOTAL PASSIFS COURANTS 56 302 (873) 55 428
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 205 448 (4 234) 201 213

(1) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale au 1er janvier 2013 (cf. Note 5.7).
(2) L’impact de -74 millions d’euros sur les capitaux propres part du Groupe provient (i) de la perte de valeur de 127 millions d’euros comptabilisée au 1er janvier
2013 sur la valeur de mise en équivalence de certaines coentreprises auxquelles un goodwill a été alloué au 1er janvier 2013 en application des dispositions
transitoires d’IFRS 11 (cf. Note 2.1) et (ii) de l’extourne de la situation nette négative de la coentreprise Tirreno Power (53 millions d’euros au 1er janvier 2013)
consolidée selon la méthode l’intégration proportionnelle jusqu’au 31 décembre 2012 et selon la méthode de la mise en équivalence au 1er janvier 2013. À cette
date, le Groupe considère en effet qu’il n’a aucune obligation légale, contractuelle ou implicite de procéder à des paiements au titre de ces pertes cumulées et
ne comptabilise donc aucun passif vis-à-vis de cette situation nette négative de 53 millions d’euros.




49
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 INCIDENCES DE L’APPLICATION DES NORMES SUR LA CONSOLIDATION SUR LES ÉTATS FINANCIERS COMPARATIFS 2013



2.3.4 État de situation financière au 31 décembre 2013

Première application
des normes sur la
31 déc. 2013 publié consolidation 31 déc. 2013 retraité
En millions d’euros
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles nettes 7 286 (244) 7 042
Goodwills 20 697 (277) 20 420
Immobilisations corporelles nettes 65 037 (1 925) 63 112
Titres disponibles à la vente 3 015 - 3 015
Prêts et créances au coût amorti 2 368 (471) 1 898
Instruments financiers dérivés 2 351 1 2 351
Participations dans les entreprises mises en équivalence 4 636 2 163 6 799
Autres actifs 723 (38) 685
Impôts différés actif 662 (172) 490
TOTAL ACTIFS NON COURANTS 106 775 (963) 105 813
Actifs courants
Prêts et créances au coût amorti 1 078 393 1 470
Instruments financiers dérivés 3 825 9 3 833
Clients et autres débiteurs 21 318 (261) 21 057
Stocks 5 070 (97) 4 973
Autres actifs 8 229 (72) 8 157
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat 1 004 (3) 1 001
Trésorerie et équivalents de trésorerie 8 691 15 8 706
Actifs classés comme détenus en vue de la vente 3 620 (2 699) 922
TOTAL ACTIFS COURANTS 52 836 (2 716) 50 120
TOTAL ACTIF 159 611 (3 678) 155 932
Capitaux propres part du Groupe 47 955 16 47 971
Participations ne donnant pas le contrôle 5 535 154 5 689
TOTAL CAPITAUX PROPRES 53 490 170 53 659
Passifs non courants
Provisions 14 129 (64) 14 066
Dettes financières 29 424 (848) 28 576
Instruments financiers dérivés 2 101 (39) 2 062
Autres passifs financiers 158 55 213
Autres passifs 1 187 (40) 1 147
Impôts différés passif 9 792 (326) 9 466
TOTAL PASSIFS NON COURANTS 56 792 (1 262) 55 530
Passifs courants
Provisions 2 050 (18) 2 032
Dettes financières 10 490 (175) 10 316
Instruments financiers dérivés 4 062 (19) 4 043
Fournisseurs et autres créanciers 16 599 (201) 16 398
Autres passifs 13 606 (85) 13 521
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente 2 521 (2 088) 434
TOTAL PASSIFS COURANTS 49 329 (2 586) 46 743
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 159 611 (3 678) 155 932




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 INCIDENCES DE L’APPLICATION DES NORMES SUR LA CONSOLIDATION SUR LES ÉTATS FINANCIERS COMPARATIFS 2013



2.3.5 État de flux de trésorerie au 31 décembre 2013

Première application
31 déc. 2013 des normes sur la 31 déc. 2013
publié (1) retraité (1)
consolidation
En millions d’euros
RÉSULTAT NET (8 909) 126 (8 783)
Marge brute d’autofinancement avant résultat financier et impôt 14 313 (184) 14 129
Variation du besoin en fonds de roulement (186) 95 (91)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 12 024 (44) 11 980
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D’INVESTISSEMENT (5 611) 508 (5 103)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT (6 982) (45) (7 027)
Effet des variations de change et divers (2 123) 39 (2 083)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE (2 691) 458 (2 233)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À L’OUVERTURE 11 383 (444) 10 939
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À LA CLÔTURE 8 691 15 8 706
III
(1) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).



2.3.6 Impacts sur certains indicateurs clés


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

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

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


ENDETTEMENT FINANCIER NET

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

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




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2014



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




NOTE 3 Principales filiales au 31 décembre 2014
Le sigle IG désigne la méthode de l’intégration globale, le sigle MEE
3.1 Liste des principales filiales au
la méthode de la mise en équivalence et le sigle NC désigne une
31 décembre 2014 entité non consolidée.
La liste des principales filiales présentées ci-après a été déterminée, La société GDF SUEZ SA comporte des activités opérationnelles et
pour les entités opérationnelles, à partir de leur contribution aux des fonctions de siège rattachées managérialement à différentes
indicateurs financiers suivants : chiffre d’affaires, EBITDA et dette branches. Dans les tableaux qui suivent, ces activités
nette. Les principales participations mises en équivalence opérationnelles et fonctions de siège sont présentées au sein de
(associées et coentreprises) sont présentées dans la Note 4 leur branche respective, sous la dénomination GDF SUEZ SA (*).
«Participations dans les entreprises mises en équivalence».


BRANCHE ENERGY INTERNATIONAL (BEI)

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




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2014


BRANCHE ÉNERGIE EUROPE (BEE)


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


BRANCHE GLOBAL GAZ & GNL

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


BRANCHE INFRASTRUCTURES

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




53
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2014


BRANCHE ÉNERGIE SERVICES

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


BRANCHE AUTRES

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


décision unanime des deux actionnaires, après une période de
3.2 Jugements significatifs exercés
concertation.
dans l’analyse du contrôle
Le Groupe GDF SUEZ a estimé qu’il continuait à contrôler
Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants GDF SUEZ E&P, dans la mesure où les droits consentis à CIC
afin de déterminer s’il a le contrôle sur une entité : représentent des droits de protection de minoritaires eu égard plus
particulièrement aux risques auxquels est exposé tout actionnaire
la gouvernance : droits de vote et représentation du Groupe dans
dans l’activité d’exploration-production.
les organes de gouvernance, règles de majorité, droits de veto ;
la détermination des droits, substantiels ou protectifs, accordés GRTgaz (branche Infrastructures) : 75%
aux actionnaires en relation notamment avec les activités
L’analyse du pacte d’actionnaires conclu avec la Société
pertinentes de l’entité ;
d’Infrastructures Gazières, filiale de la Caisse des Dépôts et
les conséquences d’une clause de résolution de conflits ;
Consignations (CDC), qui détient 25% du capital de GRTgaz, a été
le droit/l’exposition du Groupe au rendement variable de l’entité. complétée par l’appréciation des prérogatives confiées à la
Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les Commission de régulation de l’énergie (CRE). Du fait de la
entités et sous-groupes suivants : régulation, GRTgaz dispose d’une position dominante sur le marché
de transport de gaz en France. En conséquence, elle est soumise,
Entités dans lesquelles le Groupe détient la majorité des droits suite à la transposition de la 3ème Directive européenne du 13 juillet
de vote 2009 (Code de l’énergie du 9 mai 2011), à des règles
Il s’agit notamment des sous-groupes GDF SUEZ E&P International d’indépendance, notamment pour ses administrateurs et les
(70%) et GRTgaz (75%). membres de la Direction. Le Code de l’énergie confie certains
pouvoirs à la CRE dans le cadre de sa mission de contrôle du bon
GDF SUEZ E&P International (branche Global Gaz & GNL) : 70% fonctionnement des marchés de gaz en France, notamment vérifier
l’indépendance des membres du Conseil d’Administration et de la
Le Groupe GDF SUEZ et China Investment Corporation (CIC) ont
Direction, de même qu’apprécier le choix des investissements. Le
conclu le 31 octobre 2011 un accord portant sur l’acquisition par
Groupe estime qu’il détient le contrôle de GRTgaz compte tenu de
CIC d’une participation de 30% dans les activités
sa capacité à nommer la majorité des membres du
exploration-production du Groupe (GDF SUEZ E&P). Le pacte
Conseil d’Administration et à prendre les décisions sur les activités
d’actionnaires prévoit que certaines décisions d’investissements
pertinentes, notamment le montant des investissements et le plan
relatives à des projets de développement majeur, requièrent une
de financement.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2014


La Compagnie Nationale du Rhône (CNR) : 49,98%
Entités dans lesquelles le Groupe ne détient pas la majorité des
droits de vote Le capital de la CNR est détenu par le Groupe à concurrence de
49,98% et par la Caisse des Dépôts et Consignations (CDC) à
Dans les entités où le Groupe ne détient pas la majorité des droits
hauteur de 33,2%, le solde, soit 16,82%, étant dispersé auprès
de vote, le jugement est exercé notamment au regard des éléments
d’environ 200 collectivités locales. Compte tenu des dispositions
suivants pour apprécier l’existence d’un contrôle de fait :
actuelles de la loi «Murcef» selon lesquelles la CNR doit rester
dispersion de l’actionnariat : nombre de droits de vote détenus
majoritairement publique, le Groupe ne peut disposer de plus de
par le Groupe par rapport au nombre de droits détenus
50% du capital de la CNR. Le Groupe estime toutefois qu’il exerce
respectivement par les autres détenteurs et à leur dispersion ;
un contrôle de fait car il considère qu’il dispose de la majorité des
historique des votes en Assemblée Générale : les pourcentages
droits de vote exprimés aux Assemblées Générales compte tenu de
de droits de votes exprimés par le Groupe en Assemblée
la forte dispersion de l’actionnariat et de l’absence d’action de
Générale au cours des dernières années ;
concert entre des actionnaires minoritaires.
gouvernance : représentation au sein de l’organe de gouvernance
prenant les décisions stratégiques et opérationnelles portant sur Gaztransport & Technigaz (GTT) : 40,4%
les activités pertinentes ; règles de nomination du management
Comme expliqué dans la Note 5.1.1, à l’issue de la mise en bourse
clé ;
de GTT, le Groupe GDF SUEZ est devenu le premier actionnaire de
relations contractuelles et transactions significatives.
III
GTT avec une participation de 40,4%. Le flottant représente environ
Les principales entités consolidées en intégration globale dans 44% du capital au 31 décembre 2014. Le Groupe estime avoir le
lesquelles le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote contrôle de fait de GTT. En effet, dès la mise en bourse, GDF SUEZ
sont la Compagnie Nationale du Rhône (49,98%) et Gaztransport & détient la majorité au Conseil d’Administration et, en regard de la
Technigaz (40,4%). forte dispersion de l’actionnariat et en absence d’action de concert
au sein de cet actionnariat, GDF SUEZ considère qu’il aura la
majorité des droits de vote exprimés lors des Assemblées
Générales à venir.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2014



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

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

(1) Les principales filiales du Groupe GDF SUEZ E&P International sont présentées dans la Note 3.1.
(2) Les groupes E-CL, GLOW, ainsi que GTT sont cotés en bourse dans leur pays respectif. Les participations ne donnant pas le contrôle du groupe E-CL ainsi que
celles de GTT, correspondent au capital flottant.
(3) En 2013, le montant de 767 millions d’euros de dividendes inclut les dividendes versés aux participations ne donnant pas le contrôle de SUEZ Environnement et
des filiales des SUEZ Environnement pour un montant de 396 millions d’euros.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2014



3.3.1 Informations financières résumées sur les filiales comportant des participations ne donnant pas le contrôle significatives
Les informations financières résumées de ces filiales sont indiquées dans le tableau ci-après sur une base à 100%. Ces informations sont des
données avant éliminations intra-groupe.

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

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



3.3.2 Autres informations sur les participations ne donnant Electrabel Customer Solutions (cf. Note 5 «Principales variations de
pas le contrôle significatives périmètre») et la cession en 2013 à Mitsui & Co. Ltd d’une
participation de 28% dans un portefeuille d’actifs de production
Les principales transactions avec les participations ne donnant pas
d’énergies en Australie (cf. Note 2 «Principales variations de
le contrôle intervenues en 2014 et 2013 concernent le rachat en
périmètre» des états financiers consolidés au 31 décembre 2013).
2014 des intérêts détenus par le secteur public en Flandre dans




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




NOTE 4 Participations dans les entreprises mises en équivalence
Les contributions respectives des entreprises associées et des coentreprises dans l’état de situation financière, le compte de résultat et l’état
du résultat global au 31 décembre 2014 et au 31 décembre 2013 sont présentées ci-après :


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


pertinentes telles que le refinancement, le renouvellement ou la
Jugements significatifs
modification des contrats importants (vente, achat, prestation
Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants exploitation, maintenance) sont soumis, selon le cas, à l’accord
afin d’apprécier l’existence d’un contrôle conjoint ou d’une influence unanime de deux ou plusieurs partenaires.
notable sur une entité :
SUEZ Environnement (33,7%)
la gouvernance : représentation du Groupe aux organes de
À partir de la date du non-renouvellement du pacte d’actionnaires le
gouvernance, règles de majorité, droits de veto ;
22 juillet 2013, GDF SUEZ ne contrôle plus SUEZ Environnement et
la détermination des droits, substantiels ou protectifs, accordés
exerce une influence notable, en particulier pour les raisons
aux actionnaires, en relation notamment avec les activités
suivantes : a) le Groupe n’a pas la majorité de représentants au
pertinentes de l’entité ;
Conseil d’Administration, b) en Assemblée Générale, bien que
Cette appréciation peut s’avérer complexe pour les entités
l’actionnariat de SUEZ Environnement soit dispersé et que
«projet» ou «mono-actif» car certaines décisions concernant les
GDF SUEZ dispose d’une participation importante, l’historique des
activités pertinentes sont fixées dès la création du partenariat
votes montre que GDF SUEZ n’a pas disposé à lui seul de la
pour la durée du projet. En conséquence, l’analyse des décisions
majorité simple aux Assemblées Générales Mixtes entre 2010 et
portent sur les activités pertinentes (celles qui ont un impact
significatif sur le rendement variable de l’entité) restantes ; 2014 et c) les accords opérationnels de transition (essentiellement
constitués par un accord cadre relatif aux achats et à l’informatique)
les conséquences d’une clause de résolution de conflits ;
ont été conclus à des conditions normales de marché.
le droit/l’exposition du Groupe au rendement variable de l’entité :
Cette appréciation comprend également l’analyse des relations Entités associées dans lesquelles le Groupe détient moins de
contractuelles du Groupe avec l’entité, particulièrement les 20%
conditions dans lesquelles ces contrats sont conclus, leur durée
ainsi que la gestion des conflits d’intérêts éventuels lors du vote Cameron Holding LNG LLC (16,6%)
de l’organe de gouvernance de l’entité.
GDF SUEZ a conclu un accord de partenariat avec Sempra
Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les
(50,2%), Mitsubishi (16,6%) et Mitsui (16,6%) pour le
entités et sous-groupes suivants :
développement du projet Cameron LNG aux États-Unis. Selon ces
accords, GDF SUEZ détient depuis le 1er octobre 2014 une
Sociétés projets au Moyen-Orient
participation de 16,6% dans l’entité de projet Cameron Holding
Le jugement significatif exercé dans le cadre de l’analyse de la LNG LLC et aura une capacité de liquéfaction de long terme de
méthode de consolidation de ces entités de projets porte sur les 4 millions de tonnes par an (mtpa). La construction a démarré et les
risques et avantages liés à un contrat entre GDF SUEZ et l’entité, installations devraient être commercialement opérationnelles à partir
ainsi que sur l’appréciation des activités pertinentes restant à la de 2018.
main de l’entité après sa création. Le Groupe estime qu’il exerce
L’accord confère à l’ensemble des actionnaires le droit de participer
une influence notable ou un contrôle conjoint étant donné que,
à toutes les décisions relatives aux activités pertinentes, prises
pendant la durée du projet, les décisions relatives aux activités




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


principalement à des majorités qualifiées. Le Groupe GDF SUEZ L’IFRS Interpretation Committee «IFRS IC» (novembre 2014) a
dispose dès lors d’une influence notable et comptabilise cette notamment conclu que les autres faits et circonstances devaient
participation en tant qu’entreprise associée. créer des droits directs dans les actifs et des obligations directes au
titre des passifs qui soient exécutoires pour que l’entité soit qualifiée
Coentreprises dans lesquelles le Groupe détient plus de 50% d’activité conjointe.
Compte tenu de ces conclusions et de leur application dans le
Tihama (60%)
cadre de nos analyses, il n’y a pas d’activité conjointe significative
GDF SUEZ détient 60% de la centrale électrique Tihama au sein du Groupe au 31 décembre 2014.
(cogénération) située en Arabie Saoudite, et son partenaire
Saudi Oger en détient 40%. Le Groupe estime qu’il exerce un
contrôle conjoint sur Tihama dans la mesure où les décisions sur les
4.1 Participations dans les entreprises
activités pertinentes, qui comprennent notamment la préparation du
associées
budget, la modification des contrats importants, etc., sont prises à
l’unanimité par les deux partenaires.
4.1.1 Contribution des entreprises associées significatives et
Contrôle conjoint – distinction entre coentreprise et activité des entreprises associées individuellement non
conjointe significatives aux états financiers du Groupe
III
La qualification d’un partenariat avec un contrôle conjoint nécessite Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des
du jugement pour apprécier s’il s’agit d’une coentreprise ou d’une entreprises associées jugées significatives ainsi que la contribution
activité conjointe. L’analyse des «autres faits et circonstances» fait agrégée des entreprises associées jugées individuellement non
partie des critères de la norme IFRS 11 pour apprécier la significatives dans l’état de situation financière, le compte de
classification d’une entité avec contrôle conjoint. résultat, les autres éléments du résultat global, et la ligne
«Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence» du
tableau de flux de trésorerie du Groupe.
Le Groupe a utilisé les critères quantitatifs et qualitatifs suivants pour
établir sa liste d’entreprises associées jugées significatives :
contribution aux agrégats Groupe «Quote-part du résultat net des
entreprises associées», «Participations dans les entreprises
associées», total bilan des entreprises associées exprimé en
quote-part du Groupe, entités associées portant des projets
majeurs en phase d’étude ou de construction et dont les
engagements d’investissements sont significatifs.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



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

(1) Au 31 décembre 2013, la participation de 60% dans Energia Sustentável do Brasil (ESBR) était comptabilisée en tant que coentreprise. La quote-part de 20%
destinée à être cédée à Mitsui & Co. Ltd était présentée sur les lignes «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» et «Passifs directement liés à des
actifs classés comme détenus en vue de la vente» de l’état de situation financière. Suite à la finalisation de la cession de la participation de 20% en janvier 2014,
ESBR est désormais comptabilisé en tant qu’entreprise associée.
(2) Les participations dans les entreprises associées exploitant des centrales à gaz et des usines de dessalement d’eau de mer sur la péninsule arabique ont été
regroupées au sein d’un agrégat unique intitulé «sociétés projets au Moyen-Orient». Ce regroupement comprend près de 40 entreprises associées exploitant un
parc de centrales thermiques d’une capacité totale installée de 24 943 MW (à 100%) comprenant également 2 032 MW (à 100%) de capacités en cours de
construction.
Ces entreprises associées se caractérisent par des modèles économiques et des types de partenariat relativement similaires : les sociétés projets sélectionnées
à l’issue d’un processus d’appel d’offres développent, construisent et opèrent des centrales électriques et des usines de dessalement d’eau de mer dont la
production est intégralement vendue à des sociétés étatiques dans le cadre de contrats de «Power and water purchase agreement» sur des périodes
généralement comprises entre 20 à 30 ans.
Les centrales correspondantes sont selon les modalités contractuelles comptabilisées en tant qu’immobilisation corporelle ou en tant que créance financière dès
lors que, en application d’IFRIC 4 et IAS 17, la quasi-totalité des risques et avantages liés à l’actif a été transférée à l’acheteur de la production. La structure
actionnariale de ces entités comprend systématiquement une société étatique du pays d’implantation de la société projet. Le pourcentage d’intérêt et de droit
de vote du Groupe dans chacune de ces entités varie selon les cas entre 20 et 50%.
(3) Le 16 juin 2014, le Groupe a cédé au groupe ERG sa participation dans ISAB Energy (cf. Note 5 «Principales variations de périmètre»).


La quote-part de résultat dans les entreprises associées comprend d’euros au 31 décembre 2014 (contre 14 millions d’euros en 2013)
des résultats non récurrents pour un montant de -17 millions composés essentiellement de variations de juste valeur des




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


instruments dérivés et de résultats de cessions, nets d’impôts Les montants présentés sont les montants établis en application
(cf. Note 11 «Résultat net récurrent part du Groupe»). des normes IFRS, avant élimination des intragroupes, et après prise
en compte (i) des retraitements d’homogénéisation avec les
4.1.2 Informations financières sur les entreprises associées principes comptables du Groupe et (ii) des exercices d’évaluation
significatives des actifs et passifs de l’entreprise associée à leur juste valeur
réalisés au niveau de GDF SUEZ en application des dispositions
Les tableaux ci-après présentent les informations financières
d’IAS 28. À l’exception de la dernière colonne «Total capitaux
résumées des principales entreprises associées du Groupe.
propres attribuables à GDF SUEZ», les agrégats sont présentés sur
une base à 100%.


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

(1) Pour SUEZ Environnement, les données indiquées dans le tableau correspondent aux informations financières publiées par SUEZ Environnement. Le total
capitaux propres part du Groupe de SUEZ Environnement s’élève à 5 478 millions d’euros dans les comptes publiés de SUEZ Environnement et à 5 923 millions
d’euros dans les comptes de GDF SUEZ. La différence de 445 millions d’euros provient essentiellement de l’exercice d’évaluation à la juste valeur des actifs et
passifs de SUEZ Environnement lors de son changement de méthode de consolidation le 22 juillet 2013.
(2) ISAB Energy a été cédée le 16 juin 2014.


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




61
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



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


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

(1) La société intercommunale mixte wallonne Ores Assets assure la gestion du réseau de distribution d’électricité et de gaz en Wallonie. Suite aux évolutions en
matière de gouvernance intervenues au cours du premier semestre 2014, le Groupe n’exerce plus d’influence notable sur le gestionnaire wallon de réseaux de
distribution depuis le 26 juin 2014. Le tableau ci-avant ne répertorie que les transactions du premier semestre avec Ores Assets. Les coûts de transport
encourus par Electrabel Customer Solutions (ECS) au titre de l’utilisation du réseau de distribution de gaz et d’électricité de Ores Assets se sont élevés à
270 millions sur le premier semestre 2014 (contre 865 millions au 31 décembre 2013).
(2) Contassur est une société d’assurance-vie consolidée par mise en équivalence. Contassur a contracté des contrats d’assurance principalement avec les fonds
de pension qui couvrent en Belgique des avantages postérieurs à l’emploi accordés à des employés du Groupe mais également à ceux d’autres sociétés,
opérant essentiellement dans les activités régulées du secteur gaz et électricité. Les polices d’assurance contractées par Contassur constituent des droits à
remboursement comptabilisés en tant qu’«Autres actifs» dans l’état de situation financière. Ces droits à remboursement s’élèvent à 176 millions d’euros au
31 décembre 2014 contre 167 millions au 31 décembre 2013.




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


résultat global, et la ligne «Dividendes reçus des entreprises mises en
4.2 Participations dans les coentreprises
équivalence» du tableau de flux de trésorerie du Groupe.
Le Groupe a utilisé les critères quantitatifs et qualitatifs suivants pour
4.2.1 Contribution des coentreprises significatives et des
établir sa liste des coentreprises jugées significatives : contribution
coentreprises individuellement non significatives aux
aux agrégats Groupe «Quote-part du résultat net des
états financiers du Groupe
coentreprises», «Participations dans les coentreprises», total bilan
Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des
des coentreprises exprimé en quote-part du Groupe, coentreprises
coentreprises jugées significatives ainsi que la contribution agrégée
portant des projets majeurs en phase d’étude ou de construction et
des coentreprises jugées individuellement non significatives dans l’état
dont les engagements d’investissements sont significatifs.
de situation financière, le compte de résultat, les autres éléments du


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

(1) Au 31 décembre 2013, la participation de 60% dans Energia Sustentável do Brasil (ESBR) était comptabilisée en tant que coentreprise. La quote-part de 20%
destinée à être cédée à Mitsui & Co. Ltd était présentée sur les lignes «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» et «Passifs directement liés à des
actifs classés comme détenus en vue de la vente» de l’état de situation financière. Suite à la finalisation de la cession de la participation de 20% en janvier 2014,
ESBR est désormais comptabilisé en tant qu’entreprise associée.


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




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



4.2.2 Informations financières sur les coentreprises principes comptables du Groupe et (ii) des exercices d’évaluation
significatives des actifs et passifs de la coentreprise à leur juste valeur réalisés au
niveau de GDF SUEZ en application des dispositions d’IAS 28. À
Les montants présentés sont les montants établis en application
l’exception de la dernière colonne «Total capitaux propres
des normes IFRS, avant élimination des intragroupes, et après prise
attribuables à GDF SUEZ» de l'état de situation financière, les
en compte (i) des retraitements d’homogénéisation avec les
agrégats sont présentés sur une base à 100%.


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

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

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




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


INFORMATIONS SUR L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

Trésorerie Total
et Dettes Autres % Capitaux
équivalents Autres Actifs Dettes Autres financières passifs Total d’intérêt propres
de actifs non financières passifs non non capitaux du attribuables
trésorerie courants courants courantes courants courantes courants propres Groupe à GDF SUEZ
En millions d’euros
AU 31 DÉCEMBRE 2014
EcoÉlectrica 112 134 923 76 32 118 28 915 50,00 458
Portefeuille d’actifs de 307 594 2 032 603 142 1 130 182 875 50,00 348
production d’énergies au
Portugal (1)
WSW Energie und Wasser 48 121 792 46 128 121 94 573 33,10 199
AG (2)
NELP 29 79 285 - 29 - 74 290 50,00 145
Megal GmbH 14 1 724 106 37 249 97 249 49,00 122

III
Maia Eolis 51 35 313 20 19 123 40 197 49,00 97
Tihama Power Generation 38 45 626 53 33 486 18 120 60,00 72
Co
PTT Natural Gas Distribution 12 24 181 - 29 2 21 163 40,00 65
Co Ltd
GNL Sur 7 36 158 72 6 - 1 124 50,00 62
Oyster Creek 15 159 54 9 5 149 6 58 50,00 29
AU 31 DÉCEMBRE 2013
Energia Sustentável do 1 364 4 224 99 322 3 058 - 1 110 60,00 666
Brasil
EcoÉlectrica 44 114 873 44 25 150 36 777 50,00 388
Portefeuille d’actifs de 267 968 1 277 455 91 956 180 829 50,00 331
production d’énergies au
Portugal
WSW Energie und Wasser 38 133 790 32 129 114 95 591 33,10 205
AG
Megal GmbH 27 10 726 175 58 172 104 255 49,00 125
Maia Eolis 56 18 315 18 9 120 42 199 49,00 98
Oyster Creek 21 13 170 6 16 - 5 178 50,00 89
NELP 12 37 184 1 14 3 42 173 50,00 87
Tihama Power Generation 58 34 471 49 22 374 15 103 60,00 62
Co
PTT Natural Gas Distribution 10 24 167 - 32 2 20 147 40,00 59
Co Ltd

(1) Au niveau du sous-groupe portugais, les capitaux propres part du Groupe s’élèvent à 696 millions d’euros. La quote-part de ces 696 millions d’euros attribuable
à GDF SUEZ s’élève donc à 348 millions d’euros.
(2) Au niveau du sous-groupe WSW Energie und Wasser AG, les capitaux propres part du Groupe s’élèvent à 559 millions d’euros. La quote-part de ces
559 millions d’euros attribuable à GDF SUEZ s’élève donc à 185 millions d’euros, à laquelle s’ajoute une quote-part additionnelle de 14 millions d’euros au titre
d’une participation non contrôlante détenue en direct par GDF SUEZ dans une filiale de ce sous-groupe (et par conséquent non incluse dans les 559 millions
d’euros de capitaux propres part du Groupe).




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



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


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




non-remboursement au cas où le projet en construction ne
4.3 Autres informations relatives aux pourrait être mené à son terme ou entrer en exploitation,
participations mises en équivalence - des garanties diverses pour un montant total de 95 millions
de dollars américains (78 millions d’euros) ;
4.3.1 Quote-part non comptabilisée des pertes des
entreprises associées et des coentreprises
Energia Sustentável do Brasil («Jirau») pour un montant global de
Le montant total cumulé des pertes non comptabilisées des 4 530 millions de reals brésiliens (1 405 millions d’euros).
entreprises associées (qui correspond au montant cumulé des Au 31 décembre 2014, le montant des prêts accordés par la
pertes excédant la valeur comptable des participations dans les banque brésilienne de développement, Banco Nacional de
entreprises associées), en ce compris les autres éléments du Desenvolvimento Econômico e Social, à Energia Sustentável
résultat global, s’élève à 298 millions d’euros au 31 décembre 2014 do Brasil s’élève à 11 325 millions de reals brésiliens (3
512 millions d’euros). Chaque partenaire garantit cette dette
(contre 179 millions d’euros au 31 décembre 2013). Le montant des
financière à hauteur de son pourcentage d’intérêt dans le
pertes non comptabilisées relatif à l’exercice 2014 s’élève à
consortium ;
119 millions d’euros.
Ces pertes non comptabilisées correspondent essentiellement (i) à
Les sociétés projets au Moyen-Orient et en Afrique, pour un
la juste valeur négative d’instruments dérivés de couvertures de
montant global de 1 439 millions d’euros. Les engagements et
taux d’intérêt («Autres éléments du résultat global») mis en place par
garanties donnés par le Groupe vis-à-vis de ces sociétés projets
des entreprises associées au Moyen-Orient dans le cadre du
comprennent pour l’essentiel :
financement de constructions de centrales électriques et de
– des engagements de mise de fonds (capital/dette
désalinisation d’eau, et (ii) à des pertes accumulées relatives à la
subordonnée) à hauteur de 526 millions d’euros. Ces
coentreprise Tirreno Power.
engagements ne concernent que des sociétés portant des
projets en phase de construction,
4.3.2 Engagements et garanties donnés par le Groupe au
titre des entreprises mises en équivalence – des lettres de crédit destinées à garantir le service de la
dette, pour un montant global de 197 millions d’euros. Les
Au 31 décembre 2014, les principaux engagements et garanties
financements de projet mis en place dans certaines entités
donnés par le Groupe au titre des sociétés mises en équivalence
imposent, notamment lorsque ces financements sont sans
concernent les trois sociétés et groupes de sociétés suivants : recours, aux entités de maintenir un certain niveau de
trésorerie au sein de la société (usuellement de l’ordre de
Cameron LNG pour un montant global de 1 815 millions de
6 mois de service de la dette). Ce niveau de trésorerie peut
dollars américains (1 495 millions d’euros). Les engagements et
toutefois être remplacé par des lettres de crédit,
garanties donnés par le Groupe vis-à-vis de cette entreprise
– des sûretés réelles accordées aux prêteurs sous forme de
associée correspondent à :
nantissement des titres des sociétés projets, pour un
- un engagement de mise en capital pour 490 millions de
montant global de 293 millions d’euros,
dollars américains (404 millions d’euros),
– des garanties de bonne fin de construction et autres
- une garantie de bonne fin de construction à hauteur de
garanties à hauteur de 423 millions d’euros.
1 230 millions de dollars américains (1 013 millions d’euros),
qui vise à garantir les prêteurs contre tout risque de




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE



NOTE 5 Principales variations de périmètre
27 janvier 2015. Total a, de son côté, cédé en décembre 2014 sa
5.1 Prise de contrôle de GTT à l’issue de
participation résiduelle de 10,4% à Temasek. Après prise en
son introduction en bourse compte des émissions d’actions nouvelles réservées aux dirigeants
et aux salariés, GTT présente désormais la structure actionnariale
5.1.1 Description de la transaction suivante :
La société Gaztransport & Technigaz (GTT), société française GDF SUEZ détient près de 40,4% du capital ;
d’ingénierie navale, spécialisée dans les technologies de Temasek détient 10,4% du capital ;
confinement à membrane cryogénique pour le transport du GNL, a
le flottant représente quant à lui près de 49% du capital, les
été introduite en bourse par ses actionnaires le 27 février 2014, sur
dirigeants et salariés se partageant le solde (0,2%).
la base d’un cours de 46 euros par action.
Jusqu’à l’introduction en bourse, la participation de 40% que
Avant cette opération, le capital de cette société était réparti entre détenait GDF SUEZ dans GTT était comptabilisée en tant
trois actionnaires : GDF SUEZ (40%), Total (30%) et le fonds qu’entreprise associée, selon la méthode de la mise en équivalence.
d’investissement Hellman & Friedman (30%). L’introduction en La dispersion de l’actionnariat et la capacité de GDF SUEZ à
III
bourse a pris la forme d’une cession sur le marché d’une partie des contrôler les décisions clés de GTT ont conduit le Groupe à
titres détenus par deux des actionnaires (Total et Hellman & considérer qu’il exerçait désormais un contrôle de fait sur cette
Friedman), selon le déroulé des opérations suivantes : société. GTT est donc consolidée par intégration globale dans les
le 26 février 2014, GDF SUEZ a racheté pour 8 millions d’euros états financiers du Groupe GDF SUEZ à compter du 3 mars 2014,
auprès de Total et de Hellman & Friedman l’équivalent de 0,4% date de règlement-livraison des titres dans le cadre de
du capital de GTT (soit 170 380 actions) sur base du cours l’introduction.
d’introduction, soit 46 euros par action ;
5.1.2 Incidences de la prise de contrôle sur les états
le 27 février 2014, à l’issue d’une offre à prix ouvert auprès du
financiers consolidés
public en France et d’un placement global auprès d’investisseurs
institutionnels, Total et Hellman & Friedman ont cédé sur le Les 40% d’intérêts précédemment détenus dans GTT ont été
marché 13,5 millions d’actions GTT (soit 36,5% du capital), au
évalués à la juste valeur sur la base du cours de clôture du 3 mars
prix de 46 euros par action ; le règlement-livraison des titres est
2014 (soit 46,50 euros par action, pour une valeur totale de
intervenu le 3 mars 2014 ;
688 millions d’euros). Cette réévaluation se traduit par la
le 26 mars 2014, l’exercice partiel de l’option de surallocation, constatation d’un gain de réévaluation de 359 millions d’euros
prévue dans le cadre de l’introduction en bourse, s’est traduit
(cf. Note 8.4 «Effets de périmètre»).
pour Total et Hellman & Friedman par une cession
Le Groupe a décidé d’évaluer les participations ne donnant pas le
complémentaire de 0,83 million d’actions GTT, sur la base du
contrôle sur la base de leur quote-part dans l’actif net identifiable de
cours d’introduction.
GTT.
À l’issue de ce processus de mise en bourse, Hellman & Friedman a
Au 31 décembre 2014, la comptabilisation du regroupement
cédé le solde de sa participation au moyen de deux placements
d’entreprises est définitive.
privés, effectués respectivement le 23 septembre 2014 et le




67
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE


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


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

Le goodwill de 375 millions d’euros représente essentiellement la s’élève respectivement à 186 millions d’euros, 47 millions d’euros et
19 millions d’euros. Si la prise de contrôle avait eu lieu le 1er janvier
capacité de GTT à maintenir sur le long terme son avance
technologique et sa position de leader dans le domaine des 2014, le Groupe aurait constaté des compléments de chiffre
réservoirs cryogéniques pour les navires GNL et les stockages, ainsi d’affaires, de résultat opérationnel courant après quote-part du
que sa capacité à se développer dans les nouveaux marchés du résultat net des entreprises mises en équivalence et de résultat net
GNL de détail en fort développement. part du Groupe s’élevant respectivement à 39 millions d’euros,
6 millions d’euros et -3 millions d’euros.
Cette acquisition se traduit par une augmentation des capitaux
propres de 834 millions d’euros, dont 359 millions d’euros au titre
de la comptabilisation du gain de réévaluation sur les 40% d’intérêts
5.2 Acquisition d’Ecova (États-Unis)
précédemment détenus, et 475 millions d’euros au titre de la
comptabilisation des participations ne donnant pas le contrôle.
Le Groupe (via sa filiale Cofely USA) a finalisé le 30 juin 2014
La réalisation de cette transaction a un impact net positif de l’acquisition de 100% de la société américaine Ecova, spécialisée
115 millions d’euros sur les flux de trésorerie du Groupe. Cet impact dans les métiers de l’efficacité énergétique, auprès du groupe Avista
net comprend les effets suivants : Corp. Ecova est une société qui propose des prestations de gestion
intelligente de l’énergie à de grands comptes (sociétés
trésorerie et équivalents de trésorerie acquis à la date de prise de
contrôle : 123 millions d’euros ; commerciales, industrielles ou utilities) en Amérique du Nord. Cette
transaction a été réalisée sur la base d’une valeur d’entreprise de
décaissement effectué pour acheter 0,4% du capital : 8 millions
335 millions de dollars américains (soit 245 millions d’euros).
d’euros.
Au 31 décembre 2014, la comptabilisation de ce regroupement
La contribution de GTT au chiffre d’affaires, au résultat opérationnel
d’entreprises est provisoire et sera finalisée au cours de
courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en
l’année 2015. Le goodwill provisoire s’élève à 240 millions d’euros.
équivalence et au résultat net part du Groupe au 31 décembre 2014




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE



5.3.2 Participations dans les sociétés intercommunales
5.3 Opérations et changements de
mixtes wallonnes
méthodes de consolidations relatifs
Au 31 décembre 2013, les huit intercommunales mixtes
aux secteurs de la distribution et de la gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz en Wallonie dans
commercialisation d’électricité et de lesquelles Electrabel, filiale à 100% du Groupe, détenait des
gaz naturel en Belgique participations à hauteur de 25%, ont fusionné pour constituer un
gestionnaire unique, Ores Assets.
5.3.1 Cession de la participation dans les sociétés À l’issue de cette fusion, l’organisation du gestionnaire de réseau
intercommunales mixtes flamandes et rachat de unique, la structuration de sa gouvernance et de ses organes de
participations ne donnant pas le contrôle d’Electrabel direction ont été redéfinies et se sont traduites par de nouvelles
Customer Solutions conventions entre les actionnaires signées fin juin 2014. Ces
conventions s’inscrivent dans le cadre de la continuité des accords
Le 29 décembre 2014, le Groupe (via sa filiale Electrabel) a finalisé
précédemment convenus avec le secteur public dans le contexte de
les deux opérations suivantes avec les pouvoirs publics flamands :
la libéralisation des marchés de l’énergie et de la volonté de l’Union
Electrabel a cédé au secteur public, pour un montant de
européenne et du législateur belge de renforcer l’indépendance des
911 millions d’euros, l’intégralité des 30% d’intérêts résiduels qu’il
gestionnaires de réseaux de transport et de distribution.
III
détenait dans le capital des sept sociétés intercommunales
mixtes gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité et de Suite à la conclusion de ces nouvelles conventions et aux nouveaux
gaz en Flandre. La plus-value de cession réalisée sur ces titres statuts d’Ores Assets, les droits d’Electrabel ont substantiellement
disponibles à la vente s’élève à 323 millions d’euros et est évolué. Le Groupe n’est plus représenté au sein des organes de
présentée sur la ligne «Autres éléments non récurrents» du gouvernance ou de direction d’Ores, l’opérateur, filiale à 100%
résultat des activités opérationnelles. Le règlement de d’Ores Assets, qui assure la gestion opérationnelle et journalière des
911 millions d’euros perçu le 29 décembre 2014 est présenté sur
réseaux, tandis que ses droits au sein des organes de décision
la ligne «Cessions de titres disponibles à la vente» du tableau des
d’Ores Assets sont limités à la stricte protection de ses intérêts
flux de trésorerie. Cette transaction met fin au processus de
patrimoniaux.
désengagement d’Electrabel de la gestion des réseaux de
Ce processus s’inscrit pleinement dans la lignée des opérations
distribution en Flandre, conformément au décret régional qui
imposait à Electrabel une cession totale de ses participations au réalisées dans les autres régions, d’une part en Flandre où le
capital de ces gestionnaires de réseaux au plus tard en 2018 ; Groupe vient de céder fin 2014 l’intégralité de ses intérêts résiduels
dans les gestionnaires de réseaux de distribution (cf. Note 5.3.1) et,
concomitamment, Electrabel a acquis pour un prix de
d’autre part, à Bruxelles, où le Groupe a cédé sa participation dans
101 millions d’euros les participations ne donnant pas le contrôle
détenues par le secteur public flamand dans Electrabel Sibelga en 2012.
Customers Solutions (ECS), la filiale du Groupe en charge des
Compte tenu des droits résiduels dont le Groupe dispose suite à
activités de ventes d’énergies (gaz et électricité) à destination des
ces événements, il n’exerce plus d’influence notable sur le
clients professionnels et résidentiels en Belgique. S’agissant
gestionnaire wallon de réseaux de distribution à partir du 26 juin
d’une transaction entre actionnaires, la différence de 108 millions
2014, date de signature des conventions susmentionnées. De ce
d’euros entre le prix d’acquisition et la valeur comptable de la
fait, cette participation est comptabilisée depuis cette date en tant
participation acquise a été comptabilisée en déduction des
que «Titres disponibles à la vente» dans les états financiers du
capitaux propres part du Groupe. Le décaissement de
Groupe. Conformément aux dispositions normatives applicables, la
101 millions d’euros est présenté sur la ligne «Changements de
participation conservée a été comptabilisée à sa juste valeur en date
parts d’intérêts dans des entités contrôlées» du tableau de flux
du 26 juin 2014, ce qui a conduit le Groupe à constater un gain de
de trésorerie.
réévaluation de 174 millions d’euros qui est présenté sur la ligne
«Effets de périmètre» du résultat des activités opérationnelles.




69
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE



5.4 Cessions réalisées au cours de l’exercice 2014
Les cessions réalisées au cours de l’exercice 2014 se sont traduites Les incidences cumulées de ces cessions sur l’endettement net du
par une réduction de l’endettement net de 3 231 millions d’euros Groupe au 31 décembre 2014 sont présentées dans le tableau
par rapport au 31 décembre 2013. ci-après.


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

Le résultat de cession cumulé relatif à ces opérations s’élève à Cette opération se traduit par la perte de contrôle de cette filiale, la
593 millions d’euros au 31 décembre 2014 (dont 233 millions sur la participation de 50% conservée par le Groupe dans FEIH étant
ligne «Effets de périmètre» et 360 millions sur la ligne «Autres dorénavant comptabilisée en tant que coentreprise. L’impact de
éléments non récurrents» du compte de résultat). cette opération est non significatif sur le compte de résultat au
31 décembre 2014.
La participation de 20% dans Energia Sustentável do Brasil (ESBR),
destinée à être cédée à Mitsui & Co. Ltd, ainsi que la société
5.4.3 Cession du portefeuille d’actifs de production
Futures Energies Investissement Holding, étaient classées en tant
d’énergies au Panama et au Costa Rica
qu’«Actifs destinés à être cédés» dans l’état de situation financière
Le 2 décembre 2014, le Groupe a cédé au groupe colombien Celsia
au 31 décembre 2013 (cf. Note 2 «Incidences de l’application des
l’intégralité de son portefeuille d’actifs de production d’énergies au
normes sur la consolidation sur les états financiers comparatifs
Panama et au Costa Rica, pour un montant global de 565 millions
2013»).
de dollars américains (soit 455 millions d’euros), dont 614 millions
5.4.1 Cession d’une participation de 20% dans Energia de dollars américains (soit 494 millions d’euros) au titre du
Sustentável do Brasil – «Jirau» (Brésil) remboursement des prêts qui avaient été accordés par le Groupe à
ces entités. Le résultat de cession est non significatif.
Le 16 janvier 2014, le Groupe a finalisé la cession à Mitsui & Co. Ltd
d’une participation de 20% dans Energia Sustentável do Brasil Le périmètre des activités cédées comprend les sociétés suivantes,
(ESBR), société créée dans le but de construire, détenir et exploiter qui étaient toutes consolidées par intégration globale jusqu’à leur
la centrale hydroélectrique de Jirau, d’une capacité de 3 750 MW. date de cession : Altenergy (détenue à 100% ; exploitant de deux
Le Groupe a encaissé à cette date un paiement de 1 024 millions centrales hydroélectriques de 118 MW, ainsi que d’une centrale
de réals brésiliens (soit 318 millions d’euros). thermique au fioul de 83 MW), Bontex (détenue à 100% ; opérateur
de la troisième centrale du complexe hydroélectrique de Dos
La participation de 40% conservée par le Groupe dans ESBR est
Mares), Bahia Las Minas (détenue à 51%, opérateur de centrales
comptabilisée en tant qu’entreprise associée.
thermiques - 280 MW), et Planta Eolica Guanacaste (détenue à
100% ; exploitant du parc éolien de Guanacaste - 50 MW).
5.4.2 Cession de 50% de Futures Energies Investissement
Holding (France) Cette opération se traduit par une réduction de l’endettement net
de 771 millions d’euros (soit le paiement reçu de 455 millions
Le 29 avril 2014, le Groupe a finalisé la cession à Crédit Agricole
d’euros, majoré de l’effet lié à la décomptabilisation de
Assurances (via sa filiale Predica) d’une participation de 50% dans
l’endettement net externe de 316 millions d’euros figurant dans
Futures Energies Investissement Holding (FEIH), filiale exploitant un
l’état de situation financière des entités concernées à la date de
portefeuille d’actifs éoliens en France d’une capacité totale installée
cession).
de 440 MW. Le Groupe a reçu un paiement de 67 millions d’euros
correspondant pour 16 millions d’euros au prix de cession de 50% La contribution de ces activités panaméennes et costaricaines au
des titres FEIH, et pour 51 millions d’euros au remboursement par résultat net part du Groupe s’est élevée à -19 millions d’euros
Predica de 50% du solde du prêt actionnaire accordé à FEIH. en 2014 (avant prise en compte du résultat de cession).




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE



5.4.4 Cession de la participation de 49% dans ISAB Energy Royaume-Uni, et de la société d’ingénierie allemande Lahmeyer,
(Italie) ainsi que les cessions de DUNAMENTI Erőmű en Hongrie, et de
50% d’un portefeuille d’actifs éoliens au Royaume-Uni.
Le 16 juin 2014, le Groupe a cédé au groupe ERG l’intégralité de sa
participation de 49% dans ISAB Energy, société exploitant une
centrale à cycle combiné et gazéification intégrée (532 MW) située
5.7 Principales variations de périmètre de
dans le sud de l’Italie, pour un montant de 153 millions d’euros.
l’exercice 2013
L’impact de cette opération est non significatif sur le compte de
résultat au 31 décembre 2014.
5.7.1 Perte de contrôle de SUEZ Environnement
Le 22 juillet 2013, le pacte d’actionnaires relatif à SUEZ
5.5 Actifs destinés à être cédés Environnement Company a pris fin à l’égard de l’ensemble des
parties, se traduisant pour le Groupe par la perte de contrôle de
Tous les actifs classés en tant qu’«Actifs destinés à être cédés»
SUEZ Environnement Company. Depuis cette date, la participation
au 31 décembre 2013 (participation de 20% dans
détenue par le Groupe dans cet ensemble est comptabilisée par
Energia Sustentável do Brasil – «Jirau», au Brésil et Futures Energies
mise en équivalence dans les états financiers consolidés.
Investissement Holding en France) ont été cédés au cours de
III
Cette perte de contrôle a conduit le Groupe (i) à comptabiliser la
l’exercice 2014 (cf. Note 5.4 «Cessions réalisées au cours de
participation conservée dans SUEZ Environnement Company à sa
l’exercice 2014»).
juste valeur sur la base du cours de bourse du 22 juillet 2013, (ii) et
Au 31 décembre 2014, le Groupe ne détient plus d’actif classé en
à constater le gain net de réévaluation correspondant, soit
tant qu’«Actifs destinés à être cédés».
448 millions d’euros, dans le compte de résultat au 31 décembre
2013.
Conformément aux dispositions d’IAS 28 - Participations dans des
5.6 Autres opérations de l’exercice 2014 entreprises associées et des coentreprises, le Groupe a également
procédé à une évaluation à la juste valeur des actifs et des passifs
Diverses acquisitions, prises de participations et cessions, dont les
identifiables de SUEZ Environnement. L’évaluation de la juste valeur
incidences individuelles et cumulées sur les états financiers du
des actifs et des passifs identifiables, qui était provisoire au
Groupe sont non significatives, ont également été réalisées au cours
31 décembre 2013, a été finalisée en 2014. Les modifications
de l’exercice 2014, notamment les acquisitions respectives de
apportées à ces évaluations ne sont pas significatives.
Ferrari Termoelétrica, société opérant une cogénération biomasse
au Brésil, de West Coast Energy Ltd, société active dans l’éolien au




71
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE


La contribution du groupe SUEZ Environnement dans le compte de résultat, le tableau des flux de trésorerie du Groupe au 31 décembre
2013, ainsi que dans l’état de situation financière au 1er janvier 2013 est présentée ci-après :


COMPTE DE RÉSULTAT


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

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




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE


ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE


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

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




73
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE


ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE CONDENSÉ


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

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



5.7.2 Incidences des cessions réalisées en 2013


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


5.7.2.1 Cession de la participation de 24,5% dans SPP (Slovaquie) un paiement de 1 127 millions d’euros correspondant au prix de
cession de 1 301 millions d’euros diminué du dividende de
Le 23 janvier 2013, le Groupe et E.ON ont finalisé la cession à
59 millions d’euros versé en décembre 2012 et d’un paiement
Energetický a Průmyslový Holding (EPH) de leurs parts dans Slovak
différé garanti de 115 millions d’euros.
Gas Holding («SGH» - détenue à parts égales par le Groupe et
Le solde du prix de cession (majoré des intérêts financiers) a été
E.ON), holding détenant une participation de 49% dans le capital de
encaissé par le Groupe au cours du mois de juin 2014, pour un
l’opérateur gazier slovaque Slovenský Plynárenský Priemysel a. s.
montant total de 122 millions d’euros (cf. Note 5.4 «Cessions
(SPP).
réalisées au cours de l’exercice 2014»).
Cette cession valorisait la quote-part de 24,5% du Groupe dans
SPP à 1 301 millions d’euros. Le Groupe a reçu le 23 janvier 2013




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE


5.7.2.2 Cession de 50% du portefeuille d’actifs de production portefeuille d’actifs de production d’énergies au Portugal
d’énergies au Portugal (100% d’Eurowind, opérateur de parcs éoliens ; 42,5% du
producteur d’énergies renouvelables Generg ; 100% de Turbogas
Le 13 octobre 2013, le Groupe a cédé, pour un montant de
et 50% de Elecgas, opérateurs de centrale à cycle combiné ; ainsi
328 millions d’euros, 50% de son portefeuille d’actifs de production
que 50% de Tejo Energia, opérateur d’une centrale au charbon).
d’énergies thermiques et renouvelables au Portugal à Marubeni
Corporation. À l’issue de cette opération, la participation de 50% conservée par
le Groupe dans la holding NPIH est comptabilisée en tant que
Cette transaction a été réalisée via la constitution d’une coentreprise
coentreprise et est donc comptabilisée par mise en équivalence
avec Marubeni, ce dernier acquérant auprès du Groupe une
dans les états financiers consolidés du Groupe.
participation de 50% dans la holding NPIH, qui détient un




NOTE 6 Information sectorielle
La branche Énergie Services : les filiales concernées conçoivent et
6.1 Secteurs opérationnels
mettent en œuvre des solutions d’efficacité énergétique et
III
environnementale au travers de prestations multi-techniques, que
Les secteurs opérationnels présentés ci-après correspondent aux
ce soit dans les domaines de l’ingénierie, de l’installation ou des
secteurs revus par le Comité de Direction Groupe afin de permettre
services à l’énergie.
l’allocation des ressources aux différents secteurs ainsi que
l’évaluation de leurs performances. Aucun regroupement de secteur SUEZ Environnement constituait un secteur opérationnel distinct
opérationnel n’a été effectué. Le Comité de Direction Groupe est le jusqu’au 22 juillet 2013. À ce titre, sa contribution aux indicateurs
«principal décideur opérationnel» au sens d’IFRS 8. clés du compte de résultat 2013 (jusqu’à la perte de contrôle)
continue à être présentée sur une ligne distincte de l’information
Le Groupe est organisé autour des cinq secteurs
sectorielle. Depuis cette date, la contribution de SUEZ
opérationnels suivants : GDF SUEZ Energy International,
Environnement aux indicateurs clés est présentée au sein de la ligne
GDF SUEZ Énergie Europe, GDF SUEZ Global Gaz & GNL,
«Autres».
GDF SUEZ Infrastructures et GDF SUEZ Énergie Services.
La ligne «Autres» présentée dans les tableaux ci-après regroupe les
La branche Energy International (BEI) : les filiales concernées
contributions des entités holdings corporate et des entités dédiées
produisent et commercialisent de l’électricité en Amérique du Nord,
au financement centralisé du Groupe, ainsi que la contribution de
Amérique Latine, Asie-Pacifique, Royaume-Uni, Turquie et
SUEZ Environnement en tant qu’entreprise associée depuis le
Moyen-Orient. Elles distribuent et commercialisent du gaz en
22 juillet 2013.
Amérique du Nord, Amérique Latine, Asie et Turquie. La branche
intervient également dans l’importation et la regazéification de gaz Les méthodes comptables et d’évaluation retenues pour
naturel en Amérique du Nord et au Chili et dans le dessalement l’élaboration du reporting interne revu par le Comité de Direction
d’eau de mer dans la péninsule arabique. Groupe sont identiques à celles utilisées pour l’établissement des
comptes consolidés. Les indicateurs EBITDA, capitaux engagés
La branche Énergie Europe (BEE) gère les activités de production
industriels et investissements corporels, incorporels et financiers
d’électricité et de vente d’énergies en Europe continentale. Elle
(CAPEX) sont réconciliés aux comptes consolidés.
exploite à ce titre l’ensemble des actifs du Groupe en Europe
continentale, dans le domaine du gaz (hors infrastructures Outre les ventes de GNL de la branche Global Gaz & GNL à la
rattachées à la branche Infrastructures) et de l’électricité. branche Énergie Europe, les principales relations entre secteurs
opérationnels concernent les relations entre la branche
La branche Global Gaz & GNL gère les activités amont de la chaîne
Infrastructures et la branche Énergie Europe.
de valeur du gaz naturel. Dans le domaine de
l’exploration-production, la branche mène des activités de Les prestations relatives à l’utilisation par GDF SUEZ Énergie
prospection, de développement, et d’exploitation de champs Europe d’infrastructures gazières du Groupe en France sont, à
pétroliers et gaziers. Sur la chaîne du GNL, la branche gère un l’exception des infrastructures de stockage, facturées sur base de
portefeuille de contrats d’approvisionnement long terme et des tarifs régulés applicables à tous les utilisateurs. Les prix relatifs à la
participations dans des usines de liquéfaction, exploite une flotte de réservation et à l’utilisation des activités de stockage sont établis
méthaniers et dispose de capacités de regazéification dans des par les stockeurs et résultent notamment de mises aux enchères de
terminaux méthaniers. La branche vend une partie du GNL en capacités disponibles.
portefeuille à d’autres entités du Groupe, et plus particulièrement à
La variété des métiers du Groupe et de leur localisation
l’activité «approvisionnement gaz» de la branche Énergie Europe.
géographique entraîne une grande diversité de situations et de
La branche Infrastructures : les filiales concernées exploitent, natures de clientèles (industries, collectivités locales et particuliers).
essentiellement en France et en Allemagne, des réseaux de De ce fait, aucun client externe du Groupe ne représente à lui seul
transport, de stockage et de distribution de gaz naturel ainsi que 10% ou plus du chiffre d’affaires consolidé du Groupe.
des terminaux méthaniers. Elles commercialisent également les
droits d’accès des tiers à ces infrastructures.




75
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE



6.2 Indicateurs clés par secteur opérationnel

CHIFFRE D’AFFAIRES


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

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


EBITDA (1)


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

(1) Les données présentées au titre du 31 décembre 2014 ont été établies selon la nouvelle définition de l’EBITDA adoptée par le Groupe (cf. Note 2.2). Les
données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées en conformité avec cette nouvelle définition (cf. Note 2.3.6).
(2) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(3) Contribution de SUEZ Environnement jusqu’au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).


DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS


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

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




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NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE


QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE


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

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


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


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

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


CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS


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

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




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NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE


INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)


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

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




6.3 Indicateurs clés par zone géographique
Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :
par zone de commercialisation à la clientèle pour le chiffre d’affaires ;
par zone d’implantation des sociétés consolidées pour les capitaux engagés industriels.


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date, du fait de la perte de contrôle dans SUEZ Environnement (cf. Note 5.7).



6.4 Réconciliation des indicateurs avec les états financiers
6.4.1 Réconciliation de l’EBITDA
La réconciliation de l’EBITDA au résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence
s’explique comme suit :

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

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




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE



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


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Ces éléments sont retraités des rubriques de l’état de situation financière pour le calcul des capitaux engagés industriels.
(3) Les appels de marges inclus dans les rubriques «Clients et autres débiteurs» et «Fournisseurs et autres créanciers» correspondent aux avances reçues ou
versées dans le cadre des contrats de collatéralisation mis en place par le Groupe afin de diminuer son exposition au risque de contrepartie relatif aux
transactions sur matières premières.
(4) Les opérations concernées sont détaillées dans la Note 5.5 «Actifs destinés à être cédés». La définition des capitaux engagés industriels comprend la valeur
comptable de la quote-part de capitaux propres qui sera conservée par le Groupe postérieurement à l’opération. En revanche, la quote-part destinée à être
cédée dans le cadre d’une transaction avec un tiers est exclue.



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


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

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




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 7 ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT




NOTE 7 Éléments du résultat opérationnel courant

7.1 Chiffre d’affaires
La répartition du chiffre d’affaires du Groupe est la suivante :


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).


En 2014, la ligne «Produits de location et contrats de construction» cette ligne comprenait également des produits de contrats de
concerne principalement des produits de location simple pour construction pour 361 millions d’euros.
692 millions d’euros (contre 729 millions d’euros en 2013). En 2013,


7.2 Charges de personnel

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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).



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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).


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




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




NOTE 8 Résultat des activités opérationnelles


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
III
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).



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




8.2 Pertes de valeur

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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).


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




81
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES


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

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


8.2.1 Actifs d’exploration-production en Mer du Nord 8.2.2 Centrales thermiques au Royaume-Uni
Concernant les activités d’exploration-production en Mer du Nord, Le Groupe exploite au Royaume-Uni un portefeuille de centrales
la baisse des réserves prouvées et probables de certains actifs ainsi thermiques représentant une capacité installée d’environ 2 300 MW
que la baisse des prix du gaz ont conduit le Groupe à comptabiliser en quote-part Groupe.
au 31 décembre 2014 une perte de valeur de 261 millions d’euros La détérioration des prévisions de clean dark spread et de clean
sur des champs de production de gaz en Mer du Nord. spark spread ainsi que les résultats des premières enchères de
La valeur d’utilité de ces actifs d’exploration-production a été calculée capacité au Royaume-Uni ont conduit le Groupe à comptabiliser
à partir des prévisions de flux de trésorerie établies sur base du une perte de valeur de 181 millions d’euros sur certains actifs du
budget 2015 et du plan d’affaires à moyen terme 2016-2020 parc de production thermique.
approuvés par le Comité de Direction du Groupe et le La valeur d’utilité de ces actifs a été calculée individuellement, sur la
Conseil d’Administration, et au-delà de cette période, en extrapolant base des projections des flux de trésorerie établies à partir du budget
les flux de trésorerie jusqu’à la fin de la durée d’exploitation des actifs 2015 et du plan d’affaires à moyen terme 2016-2020 approuvés par
concernés. le Comité de Direction du Groupe et le Conseil d’Administration, et
Le taux d’actualisation appliqué à ces projections s’élève à 9%. au-delà de cette période, en extrapolant les flux de trésorerie jusqu’à
la fin de la durée d’exploitation des actifs concernés.
Les évolutions du prix des hydrocarbures, l’estimation du niveau de
réserve des champs concernés et le taux d’actualisation constituent Les taux d’actualisation appliqués à ces projections sont compris
des hypothèses clés du test de perte de valeur. entre 7,2% et 8,7%.
Une diminution de 10% du prix des hydrocarbures utilisé dans les Les prévisions concernant l’évolution de la demande d’électricité,
projections conduirait à comptabiliser des pertes de valeur du prix des combustibles et de l’électricité, de la taxe carbone ainsi
complémentaires de 184 millions d’euros sur ces champs en Mer que le niveau des rémunérations de capacité à compter de 2020
du Nord. constituent des hypothèses clés du test de perte de valeur.
Une augmentation de 50 points de base du taux d’actualisation Une augmentation de 50 points de base du taux d’actualisation
conduirait à comptabiliser des pertes de valeur complémentaires conduirait à comptabiliser des pertes de valeur complémentaires
d’un montant total de 60 millions d’euros. d’un montant total de 3 millions d’euros sur ces actifs de production
thermique. Une diminution de 5% de la marge captée par les
centrales thermiques se traduirait par des pertes de valeur
complémentaires sur ces mêmes actifs d’un montant total de
22 millions d’euros.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES



8.2.3 UGT Énergie - Europe de l’Est La valeur d’utilité de l’UGT Énergie - Europe de l’Est a été calculée
sur la base des projections de flux de trésorerie établies à partir du
L’UGT Énergie - Europe de l’Est regroupe les activités de
budget 2015 et du plan d’affaires à moyen terme 2016-2020
production, de commercialisation et de distribution de gaz et
approuvés par le Comité de Direction Groupe et le Conseil
d’électricité en Pologne, en Roumanie et en Hongrie. Cette UGT
d’Administration, et au-delà de cette période, en extrapolant les flux
comprend près de 1 900 MW de capacités de production installées,
de trésorerie jusqu’à la fin de la durée d’exploitation des actifs
dont environ 1 800 MW correspondent à des actifs de production
concernés.
thermique.
Les taux d’actualisation appliqués à ces projections sont compris
En Pologne, les perspectives à long terme concernant les taux
entre 8,3% et 12,3%, en fonction du profil de risque attribué à
d’utilisation des centrales charbon ont été revues à la baisse
chaque type d’actif de production, de commercialisation et de
compte tenu des prévisions d’évolution des capacités de
distribution.
production et du mix du parc électrique polonais.
Les hypothèses clés du test de pertes de valeur comprennent
En Hongrie, les activités de commercialisation et de distribution sont
l’évolution de la demande d’électricité et de gaz ainsi que les
confrontées à un environnement régulatoire particulièrement difficile.
prévisions concernant l’évolution post-horizon liquide du prix des
Les activités de commercialisation sont particulièrement affectées
combustibles et de l’électricité.
par les baisses tarifaires et l’atonie de la demande.
III
8.2.4 Pertes de valeur comptabilisées en 2013
Compte tenu de ces difficultés, la valeur recouvrable de l’UGT
goodwill Énergie - Europe de l’Est qui s’élève à 910 millions d’euros
Au 31 décembre 2013, les pertes de valeur de 14 700 millions
au 31 décembre 2014 est devenue inférieure à la valeur comptable
d’euros comptabilisées sur les goodwills (y compris goodwill sur
de l’UGT. Le Groupe a donc été conduit à comptabiliser une perte
entreprises mises en équivalence) les immobilisations corporelles et
de valeur de 112 millions d’euros dont 82 millions correspondant à
les immobilisations incorporelles se répartissaient comme suit :
l’intégralité du goodwill de l’UGT ainsi qu’une perte de valeur de
30 millions d’euros sur des actifs corporels et incorporels dont
21 millions d’euros sur un parc éolien en Roumanie.


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).
(3) Y compris goodwill sur entreprises mises en équivalence.


Au total, en tenant compte des pertes de valeur sur actifs financiers, résultat net part du Groupe 2013 s’est élevé à 12 713 millions
les pertes de valeur (nettes des reprises) se sont élevées à d’euros.
14 770 millions d’euros. Compte tenu des effets d’impôt différés et Les pertes de valeur comptabilisées sur les activités européennes
de la part des pertes de valeur imputables aux participations ne du Groupe s’élevaient à 13 402 millions d’euros dont 5 548 millions
donnant pas de contrôle, l’impact de ces pertes de valeur sur le sur le goodwill (y compris 55 millions d'euros sur le goodwill des
entreprises mises en équivalence).




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES


Les tests de pertes de valeur annuels tiraient ainsi toutes les 8.4 Effets de périmètre
conséquences des conditions économiques difficiles et des
évolutions structurelles défavorables qui affectent durablement la Au 31 décembre 2014, les effets de périmètre s’élèvent à
rentabilité des activités de production électrique et des activités de +562 millions d’euros et comprennent essentiellement :
stockage de gaz naturel en Europe. le résultat de +359 millions d’euros relatif à l’effet de la
En ce qui concerne les activités de production électrique, les réévaluation à la juste valeur des 40% d’intérêts précédemment
détenus par le Groupe dans Gaztransport & Technigaz (GTT),
fondamentaux des marchés sur lesquels opère le Groupe sont
suite à la prise de contrôle de cette société à l’issue de son
marqués par une contraction de la demande d’électricité, l’essor
introduction en bourse (cf. Note 5.1) ;
des énergies renouvelables, une situation de surcapacités qui,
conjointement avec la concurrence des énergies renouvelables, le résultat de +174 millions d’euros relatif à l’effet de la
réévaluation à la juste valeur de la participation du Groupe dans le
induit une baisse des taux d’utilisation des centrales thermiques et
gestionnaire wallon de réseaux de distribution, suite à la perte
des prix de l’électricité en base qui restent à des niveaux très bas.
d’influence notable et à la comptabilisation de ces titres en tant
Par ailleurs, les marges des activités de commercialisation et de
que «Titres disponibles à la vente» (cf. Note 5.3.2) ;
midstreamer gazier sont affectées par les pressions concurrentielles
le résultat de +61 millions d’euros relatif à la cession d’une
liées à l’augmentation de l’offre gazière et à la demande d’offres
participation de 20% dans la société NGT B.V. aux Pays-Bas.
indexées sur le prix de marché du gaz.
Les autres éléments considérés individuellement ne sont pas
Les activités de commercialisation des capacités de stockage
significatifs.
souterrain de gaz naturel pâtissent également des tensions et
Au 31 décembre 2013, ce poste s’élevait à +405 millions d’euros et
évolutions de marché décrites ci-avant ainsi que de la contraction
comprenait essentiellement le gain net de réévaluation relatif à la
de la demande de gaz. Cet environnement économique difficile se
participation détenue par le Groupe dans SUEZ Environnement
traduit par des spreads saisonniers TTF qui demeurent à des
Company, consécutif à la fin du pacte d’actionnaires de
niveaux bas et par de moindres réservations de capacités de
SUEZ Environnement Company le 22 juillet 2013 et à la perte de
stockage.
contrôle en résultant pour le Groupe (+448 millions d’euros).


8.3 Restructurations
8.5 Autres éléments non récurrents
Les restructurations, d’un montant total de -167 millions d’euros au
Au 31 décembre 2014, ce poste comprend pour l’essentiel le
31 décembre 2014, comprennent des coûts d’adaptation au
résultat réalisé sur la cession de la participation du Groupe dans les
contexte économique, dont -70 millions d’euros chez GDF SUEZ
sociétés intercommunales mixtes flamandes, pour un montant de
Énergie Services et -58 millions d’euros chez GDF SUEZ Énergie
+323 millions d’euros (cf. Note 5.3.1).
Europe.
Au 31 décembre 2013, ce poste comprenait l’effet de la diminution
Au 31 décembre 2013, les restructurations, d’un montant total de
de la provision pour gestion de l’aval du cycle du combustible
-302 millions d’euros, comprenaient des coûts d’adaptation au
nucléaire, pour un montant de +499 millions d’euros, ainsi que la
contexte économique, dont -171 millions d’euros chez GDF SUEZ
plus-value de +73 millions d’euros réalisée sur la cession des titres
Énergie Europe et -56 millions d’euros chez GDF SUEZ Énergie
disponibles à la vente Medgaz, dont 75 millions d’euros au titre du
Services.
recyclage en résultat des variations de juste valeur comptabilisé en
«Autres éléments du résultat global».




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 9 RÉSULTAT FINANCIER




NOTE 9 Résultat financier


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).

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

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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).


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




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NOTE 9 RÉSULTAT FINANCIER



9.2 Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés
d’instruments financiers dérivés
Les principaux impacts des opérations de restructuration se décomposent comme suit :

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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).


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




9.3 Autres produits et charges financiers

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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 10 IMPÔTS




NOTE 10 Impôts

10.1 Charge d’impôt dans le compte de résultat
10.1.1 Ventilation de la charge d’impôt dans le compte de résultat
La charge d’impôt comptabilisée en résultat de l’exercice s’élève à 1 588 millions d’euros (contre 745 millions d’euros en 2013). La ventilation
de cette charge d’impôt s’établit comme suit :


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

III
(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013, puis selon
la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).
(3) La charge d’impôt 2013 comprenait un produit d’impôt de 1 542 millions d’euros (dont 1 490 millions d’euros en produit d’impôt différé) relatif à des pertes de valeur
comptabilisées sur des actifs corporels et incorporels.




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NOTE 10 IMPÔTS



10.1.2 Charge d’impôt théorique et charge d’impôt comptabilisée
La réconciliation entre la charge d’impôt théorique du Groupe et la charge d’impôt effectivement comptabilisée est présentée dans le tableau
suivant :


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013, puis selon la
méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).
(a) Comprend principalement les pertes de valeur non fiscalisées sur goodwill, les charges non déductibles de l’assiette fiscale des sociétés de projet dans
l’exploration-production ainsi que les effets liés au plafonnement de la déductibilité des intérêts d’emprunt en France.
(b) Comprend notamment les plus-values sur cessions de titres non taxées ou taxées à taux réduit en France, en Belgique et dans d’autres pays, l’incidence des régimes
fiscaux spécifiques appliqués à certaines entités au Luxembourg, en Belgique, en Thaïlande et dans d’autres pays, ainsi que l’effet des résultats non taxés des réévaluations
des intérêts précédemment détenus (ou conservés) dans le cadre des acquisitions et changements de méthode de consolidation présentées dans la Note 8.4 «Effets de
périmètre».
(c) Comprend notamment la quote-part de frais et charges sur les dividendes, la taxe de 3% sur les dividendes distribués en numéraire par les sociétés françaises et les
retenues à la source sur les dividendes et intérêts appliquées dans plusieurs juridictions fiscales, la contribution nucléaire mise à la charge des exploitants d’électricité
d’origine nucléaire en Belgique (422 millions d’euros au titre de 2013 et 407 millions d’euros au titre de 2014), les dotations aux provisions sur impôt sur les sociétés, ainsi
que les impôts régionaux et forfaitaires sur les sociétés.
(d) Comprend l’effet de la non-reconnaissance des positions de différences temporelles actives nettes sur un certain nombre d’entités fiscales. En 2013, cet effet comprenait
notamment la non-reconnaissance de certaines différences temporelles actives nettes générées par des pertes de valeur sur actifs.
(e) Comprend notamment l’effet des déductions d’intérêts notionnels en Belgique, des crédits d’impôt en Norvège, au Royaume-Uni, aux Pays-Bas, et en France et des
reprises de provisions sur impôt sur les sociétés.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 10 IMPÔTS


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


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


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).


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


10.2 Produits et charges d’impôt différé comptabilisés en «Autres éléments du
résultat global»
Les produits et charges d’impôt différé comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ventilés par composantes, sont présentés
ci-après :

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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l’intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 10 IMPÔTS



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


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

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


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

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

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


Les impôts différés actifs comptabilisés au titre des déficits fiscaux 10.4 Impôts différés non comptabilisés
et crédits d’impôts reportables s’élèvent à 2 655 millions d’euros au
31 décembre 2014 (contre 1 867 millions d’euros au 31 décembre Au 31 décembre 2014, l’effet impôt relatif aux reports déficitaires et
2013). Leur augmentation provient essentiellement des actifs crédits d’impôt reportables en avant non utilisés et non comptabilisés
d’impôts différés comptabilisés au titre des reports déficitaires dans l’état de situation financière s’élève à 2 328 millions d’euros
générés en 2014 par l’intégration fiscale GDF SUEZ SA et de la (contre 1 123 millions d’euros en 2013). La grande majorité de ces
société GDF SUEZ E&P UK Ltd. déficits reportables non comptabilisés est portée par des sociétés
situées dans des pays qui permettent leur utilisation illimitée dans le
Les impôts différés actifs comptabilisés au titre des reports
temps (essentiellement en Belgique, au Luxembourg, en France, en
déficitaires sont justifiés par l’existence de différences temporelles
Australie et au Royaume-Uni) ou limitée à 9 ans aux Pays-Bas. Ces
taxables suffisantes et/ou par des prévisions d’utilisation de ces
déficits reportables n’ont pas donné lieu à la comptabilisation d’impôts
déficits sur la période couverte par le plan à moyen terme
différés faute de perspectives bénéficiaires suffisantes à moyen terme.
(2015-2020) validé par le Management, sauf exception justifiée par
un contexte particulier. L’effet impôt des autres différences temporelles déductibles non
comptabilisées dans l’état de situation financière s’élève à
1 150 millions d’euros en 2014 comparés à 1 371 millions d’euros
en 2013.



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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 11 RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE




NOTE 11 Résultat net récurrent part du Groupe
Le résultat net récurrent part du Groupe est un indicateur financier réglées sur dénouement anticipé d’instruments financiers dérivés
nettes de l’extourne de la juste valeur de ces dérivés débouclés
utilisé par le Groupe dans sa communication financière afin de
par anticipation, les variations de juste valeur des instruments
présenter un résultat net part du Groupe ajusté des éléments
dérivés qui ne sont pas qualifiés de couverture selon IAS 39 -
présentant un caractère inhabituel, anormal ou peu fréquent.
Instruments financiers : comptabilisation et évaluation, ainsi que la
Cet indicateur financier exclut ainsi :
part inefficace des instruments financiers dérivés qualifiés de
l’ensemble des agrégats compris entre le «Résultat opérationnel couverture ;
courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en les effets impôt relatifs aux éléments décrits ci-dessus,
équivalence» et le «Résultat des activités opérationnelles» (RAO) à déterminés en utilisant le taux d’impôt normatif applicable à
savoir les rubriques «Mark-to-market sur instruments financiers à l’entité fiscale concernée ;
caractère opérationnel», «Pertes de valeur», «Charges de
la charge nette relative à la contribution nucléaire en Belgique,
restructurations», «Effets de périmètre» et «Autres éléments non
dont le Groupe conteste la légalité (cf. Note 28.1.10) ;
récurrents». Ces rubriques sont définies dans la Note 1.4.17
III
la quote-part de résultat non récurrent comprise dans la rubrique
«Résultat opérationnel courant (ROC)» ;
«Quote-part du résultat net des entreprises mises en
les composantes suivantes du résultat financier : l’effet des
équivalence». Les éléments éligibles à cet ajustement
opérations de restructuration de la dette financière, les soultes
correspondent aux natures de retraitement présentées ci-avant.

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


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l'intégration globale dans les comptes jusqu’au 22 juillet 2013,
puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 12 RÉSULTAT PAR ACTION



NOTE 12 Résultat par action


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

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


Conformément aux dispositions d’IAS 33 - Résultat par action, le annuel de l’action GDF SUEZ s’est élevé à 19,02 euros en 2014).
calcul du résultat net par action et du résultat net dilué par action Tous ces plans sont décrits dans la Note 24.
prend également en compte, en déduction du résultat net part du En 2014, compte tenu de leur effet relutif, tous les plans de
Groupe, la rémunération due aux détenteurs de titres stock-options sont exclus du calcul du résultat dilué par action. Ces
super-subordonnés. mêmes plans étaient également exclus du calcul du résultat dilué
Les instruments dilutifs du Groupe pris en compte dans le calcul par action 2013 du fait de leur effet relutif.
des résultats dilués par action comprennent les plans d’actions Dans le futur, les instruments relutifs au 31 décembre 2014
gratuites et d’actions de performance en titres GDF SUEZ ainsi que pourraient potentiellement devenir dilutifs en fonction de l’évolution
les plans de stock-options dont le prix d’exercice demeure inférieur du cours moyen annuel de l’action.
au cours moyen annuel de l’action GDF SUEZ (le cours moyen



NOTE 13 Goodwills

13.1 Évolution de la valeur comptable

Valeur brute Pertes de valeur Valeur nette
En millions d'euros
Au 1er janvier 2013 (1) 29 987 (452) 29 535
Pertes de valeur - (5 634) (5 634)
Variations de périmètre et Autres (3 400) 230 (3 170)
Écarts de conversion (341) 30 (310)
Au 31 décembre 2013 (1) 26 246 (5 826) 20 420
Pertes de Valeur - (82) (82)
Variations de périmètre et Autres 500 32 531
Écarts de conversion 357 (4) 353
AU 31 DÉCEMBRE 2014 27 102 (5 880) 21 222
er
(1) Les données comparatives au 1  janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation
(cf. Note 2).




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 GOODWILLS


Les effets des variations de périmètre dans l’état de situation goodwills d’un montant total de 82 millions d’euros correspondant
financière au 31 décembre 2014 résultent principalement de la essentiellement au goodwill de l’UGT Énergie - Europe de l’Est (cf.
comptabilisation d’un goodwill de 375 millions d’euros résultant de Note 8.2.3).
la prise de contrôle de Gaztransport & Technigaz (GTT) consécutive La diminution constatée en 2013 provenait essentiellement de la
à son introduction en bourse, d’un goodwill provisoire de 213 comptabilisation de pertes de valeur sur goodwills (cf. Note 8.2.4)
millions d’euros dégagé sur l’acquisition d’Ecova, ainsi que de la pour un montant total de 5 634 millions d’euros (dont 3 732 millions
décomptabilisation d’un goodwill de 134 millions d’euros d’euros sur l’UGT Énergie - Central Western Europe,
consécutive au changement de méthode de consolidation des 1 250 millions d’euros sur l’UGT Stockage, 264 millions d’euros sur
participations dans le gestionnaire wallon de réseaux de distribution. l’UGT Énergie - Europe de l’Est, 247 millions d’euros sur
Ces opérations et changements de méthode de consolidation sont l’UGT Énergie - Europe du Sud et 60 millions d’euros sur l’UGT
décrits dans la Note 5 «Principales variations de périmètre». Énergie - Espagne) ainsi que des variations de périmètre et autres à
À l’issue des tests de perte de valeur annuels réalisés sur les Unités hauteur de 3 170 millions d’euros (dont 3 162 millions d’euros liés
Génératrices de Trésorerie (UGT goodwill) au second semestre au changement de méthode de consolidation de
2014, le Groupe a comptabilisé des pertes de valeur sur les SUEZ Environnement).



III
13.2 Principales UGT goodwill
La répartition des goodwills par UGT goodwill est la suivante :


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

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Les UGT goodwill dites significatives correspondent aux UGT dont le montant de goodwill représente plus de 5% du montant total du goodwill Groupe.


projections et trajectoires comprises dans ce scénario de référence
13.3 Tests de perte de valeur sur les UGT
ont été déterminées à partir des éléments suivants :
goodwill
des prix de marché sur l’horizon liquide («prix forward»)
concernant les prix des combustibles (charbon, pétrole, gaz), le
Toutes les Unités Génératrices de Trésorerie goodwill (UGT
prix du CO2 et le prix de l’électricité sur les différents marchés ;
goodwill) font l’objet d’un test de perte de valeur réalisé sur la base
des données à fin juin, complété par une revue des événements du au-delà de cette période, les prix à moyen et long terme des
second semestre. La valeur recouvrable des UGT goodwill est énergies ont été déterminés par le Groupe sur la base
d’hypothèses macroéconomiques et de modèles fondamentaux
déterminée, dans la plupart des cas, par référence à une valeur
d’équilibre entre l’offre et la demande, dont les résultats sont
d’utilité calculée à partir des projections de flux de trésorerie
régulièrement comparés à ceux des organismes de prévisions
provenant du budget 2015 et du plan d’affaires à moyen terme
dans le domaine de l’énergie. S’agissant plus particulièrement
2016-2020 approuvés par le Comité de Direction Groupe et le
des prix à moyen et long terme de l’électricité, ceux-ci ont été
Conseil d’Administration et, au-delà de cette période, d’une
déterminés par le Groupe en s’appuyant sur des modèles de
extrapolation des flux de trésorerie.
prévision de la demande d’électricité, les prévisions à moyen et
Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir long terme du prix des combustibles et du CO2, ainsi que sur
d’hypothèses macroéconomiques (inflation, change, taux de l’évolution attendue des capacités installées et du mix par
croissance) et de projections de prix issues du scénario de technologie du parc de production au sein de chaque système
référence du Groupe pour la période 2015-2035. Ces projections électrique.
constituant le scénario de référence ont été approuvées en Les taux d’actualisation retenus correspondent à un coût moyen
septembre 2014 par le Comité de Direction du Groupe. Les pondéré du capital ajusté afin de tenir compte des risques métiers,
marché, pays et devises liés à chaque UGT goodwill examinée. Les




93
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 GOODWILLS


taux d’actualisation retenus sont cohérents avec les sources naturel, de production d’électricité et de vente d’énergie en France,
externes d'informations disponibles. Les taux, après impôts, retenus en Belgique, aux Pays-Bas, au Luxembourg et en Allemagne. Le
en 2014 lors de l’examen de la valeur d’utilité des UGT goodwill parc de production électrique de 22 711 MW comprend notamment
pour l’actualisation des flux de trésorerie sont compris entre 4,9% et des capacités nucléaires de 4 134 MW en Belgique, 1 209 MW de
15,0% (entre 5,2% et 15,1% en 2013). Les taux d’actualisation droits de tirage sur des centrales nucléaires en France, 2 295 MW
utilisés pour chacune des huit principales UGT goodwill sont de centrales hydroélectriques en France et 10 053 MW de centrales
présentés dans les Notes ci-après 13.3.1 «UGT significatives» et thermiques. Le montant total du goodwill affecté à cette UGT
13.3.2 «Autres UGT importantes». s’élève à 8 181 millions d’euros. En 2013, une perte de valeur de
7 947 millions d’euros avait été comptabilisée sur cette UGT
13.3.1 UGT significatives goodwill, dont 3 782 millions d’euros sur le goodwill (y compris
50 millions d'euros sur le goodwill des entreprises mises en
Cette section présente la méthode de détermination de la valeur
équivalence) et 4 165 millions d’euros sur des actifs corporels et
d’utilité, les hypothèses clés sous-tendant la valorisation, ainsi que
incorporels (cf. Note 8.2.4).
les analyses de sensibilité concernant les tests de perte de valeur
des UGT dont le montant de goodwill représente plus de 5% de la La valeur d’utilité de l’UGT CWE a été calculée sur la base des
valeur totale des goodwills du Groupe au 31 décembre 2014. projections de flux de trésorerie établies à partir du budget 2015 et
du plan d’affaires à moyen terme 2016-2020 approuvés par le
Goodwill affecté à l’UGT CWE
Comité de Direction Groupe et le Conseil d’Administration puis en
L’UGT Énergie - Central Western Europe regroupe les activités projetant les flux de trésorerie au-delà de cette période de 6 ans sur
d’approvisionnement, de négoce et commercialisation de gaz la base du scénario de référence arrêté par le Groupe.


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


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


Les taux d’actualisation appliqués à ces prévisions de flux de la durée d’exploitation de Tihange 1 est prolongée de 10 ans
jusqu’au 1er octobre 2025. En contrepartie, l’État belge percevra
trésorerie sont compris entre 5,6% et 8,5% et diffèrent en fonction
une redevance correspondant à 70% de la différence positive
du profil de risque attribué à chaque activité.
entre le produit de la vente de l’électricité et le coût de revient de
Présentation des hypothèses clés du test de perte de valeur la centrale majoré de la rémunération des investissements
nécessaires à la prolongation de la durée de vie de cette unité ;
Les taux d’actualisation, les prévisions concernant l’évolution du
cette redevance se substituera à la contribution nucléaire
cadre régulatoire, l’évolution de la demande d’électricité et de gaz
forfaitaire applicable à Tihange 1 ;
ainsi que les prévisions concernant l’évolution post horizon liquide
les réacteurs de Doel 3, Tihange 2, Tihange 3 et Doel 4 (réacteurs
du prix des combustibles, du CO2 et de l’électricité constituent les
de seconde génération) fermeront respectivement en 2022, 2023
hypothèses clés du test de perte de valeur de l’UGT goodwill CWE.
et 2025, à l’issue de leur 40e année d’exploitation.
En ce qui concerne les hypothèses sur le cadre régulatoire en
Afin de garantir la sécurité d’approvisionnement de la Belgique, le
Belgique, les hypothèses les plus structurantes portent sur la durée
nouveau Gouvernement a décidé lors du conseil des ministres du
d’exploitation des unités nucléaires existantes et sur le redémarrage
18 décembre 2014, de prolonger la durée d’exploitation des
des réacteurs de Doel 3 et Tihange 2 qui sont actuellement à l’arrêt
réacteurs Doel 1 et Doel 2 pour une période de 10 ans, sans que la
depuis le mois de mars 2014.
durée d’exploitation de ces réacteurs ne puisse dépasser 2025.
En décembre 2013, le précédent gouvernement avait confirmé le Pour devenir effective, cette prolongation nécessitera une
calendrier suivant sur la sortie progressive de l’énergie nucléaire : modification de la loi sur la sortie du nucléaire en Belgique, un
accord de la part de l’Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire
la fermeture des réacteurs de Doel 1 et Doel 2 à l’issue des
(AFCN) ainsi que la conclusion d’une convention entre le Groupe et
40 années d’exploitation, soit le 15 février 2015 et le
1er décembre 2015 respectivement ; les autorités belges sur les conditions économiques et financières
de cette prolongation. À ce stade, les discussions entre le Groupe




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 GOODWILLS


Résultats du test de perte de valeur
et le Gouvernement sont en cours. Le Groupe n’effectuera les
investissements nécessaires à la prolongation de ces deux unités Au 31 décembre 2014, la valeur recouvrable de l’UGT goodwill
qu’à la condition que (i) ceux-ci soient économiquement rentables et CWE est supérieure à sa valeur comptable.
que (ii) le cadre économique et juridique relatif aux activités
Analyses de sensibilité de l'UGT goodwill
nucléaires en Belgique soit clarifié et stabilisé. Dans la mesure où le
Une diminution du prix de l’électricité de 1 €/MWh sur les
résultat des négociations concernant la prolongation de Doel 1 et
productions électriques d’origine nucléaire et hydroélectrique aurait
Doel 2 n’est pas encore connu, la valeur d’utilité repose, comme en
un impact négatif de 14% sur l’excédent de la valeur recouvrable
2013, sur une hypothèse de fermeture des réacteurs de Doel 1 et
par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant
Doel 2 en 2015.
toutefois supérieure à la valeur comptable. Inversement, une
Compte tenu (i) de la prolongation de Tihange 1 et de la décision du
augmentation du prix de l’électricité de 1 €/MWh aurait un impact
Gouvernement belge de prolonger Doel 1 et Doel 2, (ii) de la part
positif de 14% sur ce calcul.
importante de la production nucléaire dans le mix énergétique
Une diminution de 5% de la marge captée par les centrales
belge, et (iii) de l’absence de plan industriel suffisamment détaillé et
thermiques aurait un impact négatif de 15% sur l’excédent de la
attractif pour inciter les acteurs de l’énergie à investir dans des
valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur
capacités thermiques de substitution, le Groupe considère, tout
recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable.
comme en 2013, qu’une production d’origine nucléaire demeurera
III
Inversement, une augmentation de 5% de la marge captée par les
nécessaire pour assurer l’équilibre énergétique de la Belgique
centrales thermiques aurait un impact positif de 15% sur ce calcul.
au-delà de l’horizon de 2025. Le calcul de la valeur d’utilité tient
donc compte d’une hypothèse de prolongation de 20 ans de la Une diminution de 5% de la marge des activités de
durée d’exploitation des réacteurs de seconde génération. En commercialisation de gaz et d’électricité aurait un impact négatif de
contrepartie, le calcul de la valeur d’utilité des réacteurs ainsi 10% sur l’excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur
prolongés tient compte d’une hypothèse de partage de valeur avec comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à
l’État belge. la valeur comptable. Inversement, une augmentation de 5% de la
marge des activités de commercialisation de gaz et d’électricité
Au cours du premier semestre 2014, le Groupe a décidé d’anticiper
aurait un impact positif de 10% sur ce calcul.
les arrêts de maintenance programmés des réacteurs de Doel 3 et
Tihange 2. Cette décision du 25 mars 2014 fait suite aux résultats Une augmentation des taux d’actualisation utilisés de 50 points de
de tests menés sur des échantillons de matériaux des cuves, base aurait un impact négatif de 66% sur l’excédent de la valeur
conformément au programme d’actions convenu avec l’AFCN lors recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable
du redémarrage de ces réacteurs en 2013. Sur l’ensemble des tests demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une
réalisés dans ce cadre, l’un d’entre eux n’a pas donné de résultats diminution des taux d’actualisation de 50 points de base utilisés
conformes aux attentes des experts. Afin de vérifier et d’expliquer aurait quant à elle un impact positif de 68% sur ce calcul.
les premiers résultats observés, des tests et expertises
Différentes configurations transformantes ont été examinées
complémentaires ont été réalisés et ont été communiqués à un
concernant la production d’origine nucléaire en Belgique :
panel d’experts internationaux sollicités par l’AFCN. Ces experts ont
la disparition de toute composante nucléaire dans le portefeuille à
formulé des requêtes et recommandations supplémentaires qui sont
l’issue des 50 années d’exploitation de Tihange 1 et des
en cours de traitement par le Groupe. À l’issue de ces nouveaux
40 années d’exploitation des unités de seconde génération aurait
tests, un dossier de justification sera remis à l’AFCN à qui il
un impact fortement détériorant sur le résultat du test, la valeur
reviendra de statuer sur le redémarrage des deux réacteurs. Le
recouvrable devenant nettement inférieure à la valeur comptable.
Groupe demeure confiant quant au redémarrage de ces unités en
Dans ce scénario, le risque de dépréciation s’élèverait environ à
2015 et a intégré cette hypothèse dans le calcul de la valeur d’utilité
4 400 millions d’euros ;
de l’UGT CWE.
l’arrêt immédiat et définitif de l’exploitation des deux réacteurs de
En France, le Groupe a tenu compte d’une hypothèse de Doel 3 et Tihange 2 aurait un impact fortement détériorant sur le
prolongation de 10 années de ses contrats de droits de tirage sur résultat du test, la valeur recouvrable devenant nettement
les centrales nucléaires de Tricastin et Chooz B qui arrivent à inférieure à la valeur comptable. Dans ce scénario, le risque de
échéance respectivement en 2021 et 2037. Bien qu’aucune dépréciation s’élèverait environ à 2 200 millions d’euros ;
décision d’extension de ces réacteurs n’ait été prise par l’État et en cas de prolongation de 10 ans de la durée de vie des
l’Autorité de la Sûreté Nucléaire, le Groupe considère, en cohérence réacteurs de seconde génération suivie de la disparition de toute
avec son scénario de référence sur l’évolution du mix énergétique composante nucléaire, la valeur recouvrable deviendrait inférieure
français, qu’une extension de la durée d’exploitation de ces à la valeur comptable et le risque de dépréciation s’élèverait alors
réacteurs constitue à ce jour le scénario le plus crédible et le plus à 1 000 millions d’euros.
probable. En France, l’absence de prolongation de 10 ans des droits de tirage
Par ailleurs, le Groupe a considéré une hypothèse de sur les centrales nucléaires de Chooz B et Tricastin aurait un impact
renouvellement de ses concessions hydroélectriques, notamment négatif de 23% sur l’excédent de la valeur recouvrable de l’UGT
celle de la Compagnie Nationale du Rhône à l’issue du contrat de goodwill par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable
concession qui expire en 2023. demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable.
Enfin, le niveau de marge normatif associé aux activités de gestion En ce qui concerne les centrales nucléaires belges et les
des contrats d'approvisionnement et de négoce de gaz naturel concessions hydroélectriques françaises, les flux de trésorerie
constitue la meilleure estimation des perspectives de rentabilité de relatifs aux périodes couvertes par le renouvellement des
ces activités à moyen et long terme. concessions hydroélectriques et l’extension de 20 ans des centrales




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 GOODWILLS


de seconde génération comprennent un certain nombre moyen terme 2016-2020 approuvés par le Comité de Direction
d’hypothèses concernant les conditions économiques et Groupe. Une valeur terminale a été déterminée en extrapolant les
régulatoires liées à l’exploitation de ces actifs (taux de redevance, flux de trésorerie au-delà de cette période.
niveaux d’investissements à réaliser,…) durant cette période. La Pour les activités GNL en dehors de GTT, la valeur terminale
modification d’un ou plusieurs de ces paramètres pourrait conduire correspond à une valeur de sortie déterminée en appliquant un taux
à ajuster de manière significative le montant de la valeur recouvrable de croissance long terme de 2,5% au flux de trésorerie de la
de l’UGT. dernière année du plan d’affaires à moyen terme approuvé par le
Comité de Direction Groupe. Ce taux de croissance de 2,5%
Goodwill affecté à l’UGT Distribution
comprend l’effet de l’inflation à hauteur de 2% et l’effet de
Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s’élève à l’augmentation attendue des volumes de GNL sur le long terme à
4 009 millions d’euros au 31 décembre 2014. L’UGT Distribution hauteur de 0,5%. Cette hypothèse de croissance à long terme est
regroupe les activités régulées de distribution de gaz naturel en largement corroborée par des études externes et les prévisions des
France. autres acteurs de marché. Le taux d’actualisation appliqué s’élève à
9,1%.
La valeur d’utilité de l’UGT Distribution a été calculée sur la base
des projections de flux de trésorerie établies à partir du budget La valeur d’utilité des actifs d’exploration-production, en phase de
2015 et du plan d’affaires à moyen terme 2016-2020 approuvés par développement ou de production, est déterminée à partir d’un
le Comité de Direction Groupe. Le taux d’actualisation appliqué à horizon de projections correspondant à la durée de vie des réserves
ces prévisions s’élève à 5,0%. La valeur terminale calculée à la fin prouvées et probables sous-jacentes.
du plan d’affaires à moyen terme correspond au montant attendu
Les principales hypothèses et estimations clés comprennent
de la Base des Actifs Régulés (BAR) sans prime fin 2020. La BAR
notamment les taux d’actualisation, l’évolution du prix des
est la valeur attribuée par le régulateur (CRE) aux actifs exploités par
hydrocarbures, l’évolution de la parité euro/dollar, les estimations
l’opérateur de distribution. Elle représente la somme des flux futurs
des réserves prouvées et probables, l’évolution de la demande et
de trésorerie avant impôt, actualisée à un taux égal au taux de
de l’offre de gaz naturel liquéfié, ainsi que les perspectives futures
rémunération avant impôt garanti par le régulateur.
des marchés. Les valeurs retenues reflètent les meilleures
Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir du tarif estimations des prix de marché et de l’évolution future attendue de
d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel dit ces marchés. Les projections utilisées pour les prix du pétrole et du
«tarif ATRD 4» entré en vigueur le 1er juillet 2012 pour une période gaz naturel au-delà de l’horizon liquide sont en ligne avec le
de quatre ans, ainsi que du niveau global des investissements consensus établi à partir d’un panel de plusieurs études externes.
accepté par la CRE dans le cadre de sa décision sur le tarif ATRD 4. Les taux d’actualisation appliqués sont compris entre 8,2% et 15%
et diffèrent essentiellement en fonction des primes de risque
Compte tenu du caractère régulé des activités regroupées au sein
attribuées aux pays dans lesquels le Groupe opère.
de l’UGT Distribution, une variation raisonnable des paramètres de
valorisation n’entraînerait pas une insuffisance de la valeur Une augmentation de 50 points de base du taux d’actualisation
recouvrable par rapport à la valeur comptable. utilisé aurait un impact négatif de 23% sur l’excédent de la valeur
recouvrable de l’UGT goodwill par rapport à la valeur comptable, la
Goodwill affecté à l’UGT Global Gaz & GNL
valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur
Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s’élève à comptable. Une diminution de 50 points de base du taux
2 207 millions d’euros au 31 décembre 2014. L’UGT Global Gaz & d’actualisation utilisé aurait un effet positif de 37% sur ce calcul.
GNL regroupe les activités amont du Groupe dans la chaîne de
Une diminution de 10% des cours des hydrocarbures dans les
valeur du gaz naturel. Celles-ci comprennent :
activités d'exploration-production, aurait un impact négatif de 66%
les activités d’exploration-production à savoir, la prospection, le sur l’excédent de la valeur recouvrable de l'UGT goodwill par
développement et l’exploitation de champs gaziers et pétroliers. rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant
Les principaux champs exploités par le Groupe sont situés en toutefois supérieure à la valeur comptable. Une augmentation de
Allemagne, au Royaume-Uni, en Norvège, aux Pays-Bas, en 10% des cours des hydrocarbures aurait quant à elle un impact
Algérie et en Indonésie ;
positif de 74% sur l’excédent de la valeur recouvrable par rapport à
les activités relatives au GNL à savoir, la gestion et la la valeur comptable.
commercialisation d’un portefeuille diversifié de contrats
Une diminution de 50 points de base du taux de croissance long
d’approvisionnement long terme, la gestion des participations
terme utilisé pour la détermination de la valeur terminale des
dans des usines de liquéfaction, l’exploitation d’une flotte de
activités GNL aurait un impact négatif de 11% sur l’excédent de la
méthaniers et de capacités de regazéification dans des terminaux
valeur recouvrable de l'UGT goodwill par rapport à la valeur
méthaniers ainsi que le développement et la commercialisation de
comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à
systèmes de confinement à membranes cryogéniques pour le
la valeur comptable. Une augmentation de 50 points de base du
transport du GNL par GTT, filiale du Groupe spécialisée dans
taux de croissance long terme utilisé aurait quant à elle un impact
l’ingénierie navale.
positif de 11% sur ce calcul.
La valeur recouvrable de l’UGT a été déterminée sur la base (i) du
cours de bourse en ce qui concerne la filiale cotée GTT et (ii) de la
Goodwill affecté à l’UGT Energy – Amérique du Nord
valeur d’utilité pour l’ensemble des autres activités composant
Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s’élève à
l’UGT.
1 389 millions d’euros au 31 décembre 2014. Les entités comprises
La valeur d’utilité a été calculée sur la base des projections de flux
dans cette UGT produisent de l’électricité et commercialisent de
de trésorerie établies à partir du budget 2015 et du plan d’affaires à
l’électricité et du gaz aux États-Unis, au Mexique ainsi qu’au




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 GOODWILLS


Canada. Elles interviennent également dans l’importation et la perspectives futures des marchés ainsi que les taux d’actualisation
regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL), ainsi que dans la vente à appliquer. Les valeurs affectées aux hypothèses reflètent les
de cargaisons GNL. meilleures estimations des prix de marché. Les taux d’actualisation
retenus sont compris pour 2014 entre 5,5% et 8,7% selon les
La valeur d’utilité de ces activités est calculée à partir des prévisions
activités.
de flux de trésorerie établies à partir du budget 2015 et du plan
d’affaires à moyen terme 2016-2020 approuvés par le Comité de Une augmentation de 50 points de base du taux d’actualisation
Direction Groupe. utilisé aurait un impact négatif de 22% sur l’excédent de la valeur
recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable
Pour les activités de production d’électricité, une valeur terminale a
demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une
été déterminée par catégorie d’actifs en extrapolant les flux de
diminution de 50 points de base du taux d’actualisation utilisé aurait
trésorerie attendus jusqu’à la fin de la durée d’exploitation des
quant à elle un impact positif de 26% sur ce calcul.
centrales concernées. Pour les activités de commercialisation
d’électricité, une valeur terminale a été déterminée par extrapolation Une diminution de 10% des prix d’équilibre long terme de
des flux de trésorerie au-delà de la dernière année des prévisions du l’électricité aurait un impact négatif de 25% sur l’excédent de la
plan moyen terme en utilisant un taux de croissance long terme de valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur
1%. recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable.
Une augmentation de 10% des prix d’équilibre long terme aurait
III
Les hypothèses clés comprennent notamment les valeurs assignées
quant à elle un impact positif de 25% sur ce calcul.
aux prix à long terme de l’électricité et des combustibles, les


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


Secteur opérationnel Méthode de valorisation Taux d'actualisation
UGT
Énergie Services - International Énergie Services DCF 8,1%
Energy - Royaume-Uni - Turquie Energy International DCF + DDM 7,2% - 12,2%
Transport France Infrastructures DCF 5,3%
Stockage Infrastructures DCF 5,0% - 7,9%


La méthode «DDM» désigne la méthode dite de l’actualisation des dividendes (Discounted Dividend Model).



13.4 Répartition sectorielle
La répartition par secteur opérationnel de la valeur comptable des goodwills s’établit comme suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Energy International 3 466 3 091
Énergie Europe 8 181 8 395
Global Gaz & GNL 2 207 2 087
Infrastructures 5 324 5 324
Énergie Services 2 044 1 524
TOTAL 21 222 20 420

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




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES




NOTE 14 Immobilisations incorporelles

14.1 Variation des immobilisations incorporelles

Droits incorporels sur
contrats de concession Droits de capacité Autres Total
En millions d'euros
VALEUR BRUTE
Au 1er janvier 2013 (1) 5 790 2 379 12 156 20 325
Acquisitions 262 - 537 799
Cessions (87) - (67) (154)
Écarts de conversion (44) - (133) (177)
Variations de périmètre (3 309) - (3 212) (6 521)
Autres variations 90 66 (31) 125
(1)
Au 31 décembre 2013  2 702 2 445 9 250 14 397
Acquisitions 225 - 510 735
Cessions (40) - (47) (87)
Écarts de conversion 32 - 209 241
Variations de périmètre (91) - 791 700
Autres variations (2) 48 (191) (145)
AU 31 DÉCEMBRE 2014 2 825 2 493 10 523 15 841
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
Au 1er janvier 2013 (1) (2 004) (856) (4 801) (7 661)
Dotations aux amortissements (189) (92) (675) (956)
Pertes de valeur (36) (638) (586) (1 260)
Cessions 84 - 61 144
Écarts de conversion 6 - 42 48
Variations de périmètre 1 149 - 1 245 2 395
Autres variations (73) - 8 (65)
Au 31 décembre 2013 (1) (1 063) (1 586) (4 705) (7 355)
Dotations aux amortissements (97) (60) (569) (726)
Pertes de valeur - - (221) (222)
Cessions 37 - 35 72
Écarts de conversion (8) - (76) (84)
Variations de périmètre 65 - 11 77
Autres variations 4 - (38) (35)
AU 31 DÉCEMBRE 2014 (1 062) (1 646) (5 564) (8 272)
VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2013 (1) 1 639 858 4 545 7 042
AU 31 DÉCEMBRE 2014 1 763 847 4 959 7 569

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


14.1.1 Droits incorporels sur contrats de concession
Les effets de variations de périmètre 2014 proviennent
principalement de la prise de contrôle de Gaztransport & Technigaz
Ce poste comprend essentiellement les droits à facturer les usagers
(GTT) consécutive à son introduction en bourse (cf. Note 5
du service public reconnus en application du modèle actif incorporel
«Principales variations de périmètre»).
d’IFRIC 12.
Les écarts de conversion sur la valeur nette des immobilisations
14.1.2 Droits de capacité
incorporelles proviennent essentiellement de l’évolution du dollar
Le Groupe a acquis des droits sur des capacités de production de
américain par rapport à l’euro (+127 millions d’euros).
centrales opérées par des tiers. Ces droits acquis dans le cadre de
transactions ou dans le cadre de la participation du Groupe au
financement de la construction de certaines centrales confèrent au
Groupe le droit d’acheter une quote-part de la production sur la




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES


durée de vie des actifs sous-jacents. Ces droits à capacité sont correspondent essentiellement à la marque GDF Gaz de France
amortis sur la durée d’utilité de l’actif sous-jacent, n’excédant pas comptabilisée dans le cadre de l’affectation du coût du
40 ans. À ce jour, le Groupe dispose de droits dans les centrales de regroupement aux actifs et passifs de Gaz de France.
Chooz B et Tricastin (France), et de capacités de production
virtuelle (VPP - Virtual Power Plant) en Italie.
14.2 Information sur les frais de recherche
14.1.3 Autres
et développement
Le poste comprend principalement au 31 décembre 2014 des
Les activités de recherche et de développement se traduisent par la
licences et des actifs incorporels acquis dans le cadre de la fusion
réalisation d’études variées touchant à l’innovation technologique, à
avec Gaz de France, dont essentiellement la marque corporate GDF
l’amélioration de l’efficacité des installations, de la sécurité, de la
Gaz de France, les relations clients, ainsi que des contrats
protection de l’environnement, de la qualité du service et de
d’approvisionnement. Les licences d’exploration et de production
l’utilisation des ressources énergétiques.
comprises dans la colonne «Autres» du tableau ci-dessus font
l’objet d’une présentation détaillée dans la Note 21 «Activité Les frais de recherche et de développement, hors dépenses
exploration-production». d’assistance technique, s’élèvent à 189 millions d’euros pour
l’exercice 2014. Les dépenses liées à des projets internes en phase
La valeur nette des immobilisations incorporelles non amortissables
III
de développement répondant aux critères de comptabilisation d’un
(en raison de leur durée de vie indéterminée) s'élève à 674 millions
actif incorporel (IAS 38) sont non significatives.
d'euros (contre 678 millions d'euros au 31 décembre 2013) et




99
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 IMMOBILISATIONS CORPORELLES




NOTE 15 Immobilisations corporelles

15.1 Variation des immobilisations corporelles

Instal- Matériel Coûts de Immobili-
Construc- lations de démantè- sations
Terrains tions techniques transport lement en cours Autres Total
En millions d'euros
VALEUR BRUTE
Au 1er janvier 2013 (1) 3 183 7 263 98 218 1 892 1 950 8 901 1 365 122 771
Acquisitions 13 34 707 74 567 4 554 58 6 008
Cessions (53) (53) (546) (87) 1 - (43) (782)
Écarts de conversion (105) (116) (2 821) (24) (58) (196) (14) (3 334)
Variations de périmètre (1 824) (3 369) (8 460) (1 502) (549) (521) (429) (16 653)
Transfert en «Actifs classés comme détenus - - (692) - (10) (23) - (725)
en vue de la vente»
Autres variations (12) 230 3 705 20 26 (4 097) 54 (75)
Au 31 décembre 2013(1) 1 202 3 988 90 110 373 1 926 8 619 991 107 209
Acquisitions 13 48 669 38 - 4 214 45 5 028
Cessions (295) (33) (2 983) (38) (11) (13) (63) (3 435)
Écarts de conversion 22 69 1 800 7 (3) 261 8 2 163
Variations de périmètre (15) (15) (1 510) 3 (13) (19) 18 (1 552)
Autres variations 18 403 4 745 6 243 (5 436) 55 33
AU 31 DÉCEMBRE 2014 944 4 460 92 831 390 2 141 7 626 1 053 109 446
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
Au 1er janvier 2013 (1) (1 214) (2 771) (33 544) (1 256) (1 093) (202) (929) (41 009)
Dotations aux amortissements (42) (276) (4 036) (105) (228) -  (110) (4 797)
Pertes de valeur (25) (80) (4 808) - (18) (2 404) (4) (7 339)
Cessions 10 27 332 74 1 1 39 485
Écarts de conversion 37 21 828 14 21 (4) 9 926
Variations de périmètre 843 1 246 3 584 1 016 541 3 273 7 507
Transfert en «Actifs classés comme détenus - - 193 - 2 - - 195
en vue de la vente»
Autres variations 4 2 (77) 11 (12) 10 (4) (65)
Au 31 décembre 2013 (1) (387) (1 830) (37 527) (246) (786) (2 596) (725) (44 098)
Dotations aux amortissements (8) (137) (3 516) (42) (219) - (83) (4 004)
Pertes de valeur (11) (32) (402) - (42) (213) (2) (702)
Cessions 280 (8) 2 810 34 8 32 59 3 214
Écarts de conversion - (6) (613) (3) 2 (26) (4) (650)
Variations de périmètre 1 32 769 - 5 (14) (7) 786
Autres variations (21) (170) (1 147) (2) (7) 1 395 (7) 41
AU 31 DÉCEMBRE 2014 (147) (2 151) (39 627) (258) (1 039) (1 422) (770) (45 414)
VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2013 (1) 814 2 158 52 583 127 1 140 6 022 266 63 112
AU 31 DÉCEMBRE 2014 798 2 309 53 205 132 1 102 6 204 283 64 032

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




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 IMMOBILISATIONS CORPORELLES


En 2014, l’augmentation nette du poste «Immobilisations sur la ligne «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» de
l’état de situation financière.
corporelles» s'explique essentiellement par :
Les actifs d’exploration-production inclus dans le tableau ci-dessus
des effets de change pour un montant de +1 513 millions
sont détaillés par nature dans la Note 21 «Activité
d'euros, provenant essentiellement du dollar américain
exploration-production». Les champs en développement sont
(+1 261 millions d'euros), de la livre sterling
(+186 millions d'euros), du baht thaïlandais présentés dans la colonne «Immobilisations en cours» et les
(+151 millions d'euros), du dollar australien (+92 millions d'euros) champs en production dans la colonne «Installations techniques».
et de la couronne norvégienne (-199 millions d'euros) ;
des variations de périmètre pour un montant de -766 millions
15.2 Actifs corporels donnés en garantie
d’euros résultant principalement de la cession du portefeuille
d’actifs de production d’énergies au Panama et au Costa Rica,
ainsi que de la cession de 50% d’un portefeuille d’actifs éoliens Les actifs corporels qui ont été donnés en garantie pour couvrir des
au Royaume-Uni (cf. Note 5 «Principales variations de dettes financières s’élèvent à 5 068 millions d’euros au
périmètre») ; 31 décembre 2014 contre 6 378 millions d’euros au 31 décembre
2013. La variation résulte principalement des opérations de
des pertes de valeur s’élevant à -702 millions d’euros, portant
refinancement des dettes ainsi que des variations de périmètre
essentiellement sur des actifs d’exploration-production en Mer
III
intervenues sur l’exercice 2014.
du Nord (-252 millions d’euros), ainsi que sur des centrales
thermiques en Europe (-228 millions d’euros), notamment au
Royaume-Uni (cf. Note 8.2 «Pertes de valeur»).
15.3 Engagements contractuels
En 2013, la diminution du poste «Immobilisations corporelles
d’acquisition d’immobilisations
nettes» provenait principalement :
corporelles
de variations de périmètre pour -9 146 millions d’euros résultant
principalement de la perte de contrôle de SUEZ Environnement
Dans le cadre normal de leurs activités, certaines sociétés du
(-8 437 millions d’euros), des cessions des centrales d’Astoria
Groupe se sont engagées à acheter, et les tiers concernés à leur
Energy, Phase I (-760 millions d’euros) et de Red Hills
livrer, des installations techniques. Ces engagements portent
(-176 millions d’euros) et du changement de méthode consécutif
principalement sur des commandes d’équipements et de matériel
à la cession de 50% du portefeuille d’actifs de production
d’énergie au Portugal (-107 millions d’euros), ainsi que de la prise pour des constructions d’unités de production d’énergie (centrales
de contrôle de Meenakshi Energy en Inde (+330 millions électriques et champs en développement de l’activité
d’euros) ; exploration-production) et pour des contrats de services.
de pertes de valeur s’élevant à -7 339 millions d’euros et portant Les engagements contractuels d’investissement en immobilisations
essentiellement sur des actifs de production thermique en Europe corporelles du Groupe s’élèvent à 3 849 millions d’euros au
(-4 746 millions d’euros), notamment sur le parc de centrales
31 décembre 2014 contre 2 790 millions d’euros au
thermiques de la zone Central Western Europe (-3 711 millions
31 décembre 2013.
d’euros), ainsi que sur des centrales thermiques au Royaume-Uni
(-459 millions d’euros) et en Italie (-375 millions d’euros). Des
pertes de valeur avaient également été constatées sur des sites
15.4 Autres informations
de stockage souterrains de gaz naturel en Europe (-1 896 millions
d’euros) ;
Le montant des coûts d’emprunt de la période incorporés dans le
du classement de l’entité Futures Energies Investissement en tant
coût des immobilisations corporelles s’élève à 154 millions d’euros
qu’«Actifs destinés à être cédés» ; la valeur comptable des
au titre de l’exercice 2014 contre 155 millions d’euros au titre de
immobilisations corporelles correspondantes ayant été transférée
l’exercice 2013.




101
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS



NOTE 16 Instruments financiers

16.1 Actifs financiers
Les différentes catégories d’actifs financiers ainsi que leur ventilation entre la part non courante et courante sont présentées dans le tableau
ci-après :

31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Titres disponibles à la vente 2 893 - 2 893 3 015 - 3 015
Prêts et créances au coût amorti 2 960 22 483 25 443 1 898 22 527 24 425
Prêts et créances au coût amorti (hors clients 2 960 925 3 885 1 898 1 470 3 368
et autres débiteurs)
Clients et autres débiteurs - 21 558 21 558 - 21 057 21 057
Autres actifs financiers évalués à la juste valeur 2 733 9 336 12 069 2 351 4 835 7 186
Instruments financiers dérivés 2 733 7 886 10 619 2 351 3 833 6 184
Actifs financiers évalués à la juste valeur - 1 450 1 450 - 1 001 1 001
par résultat
Trésorerie et équivalents de trésorerie - 8 546 8 546 - 8 706 8 706
TOTAL 8 585 40 366 48 951 7 264 36 068 43 332

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



16.1.1 Titres disponibles à la vente

En millions d'euros
Au 1er janvier 2013 (1) 3 341
Acquisitions 155
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global» (51)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés (104)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres 56
Variations de juste valeur enregistrées en résultat (81)
Variations de périmètre, change et divers (302)
Au 31 décembre 2013 (1) 3 015
Acquisitions 279
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global» (669)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés (37)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres 84
Variations de juste valeur enregistrées en résultat (43)
Variations de périmètre, change et divers 265
AU 31 DÉCEMBRE 2014 2 893
er
(1) Les données comparatives au 1  janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. 
Note 2).


Les titres disponibles à la vente détenus par le Groupe s’élèvent à mixtes flamandes et à la comptabilisation de la participation du
2 893 millions d’euros au 31 décembre 2014 et se répartissent Groupe dans le gestionnaire wallon de réseaux de distribution en
entre 1 406 millions d’euros de titres cotés et 1 487 millions d’euros tant que titres disponibles à la vente (cf. Note 5.3).
de titres non cotés (respectivement 1 140 millions d’euros et En 2013, les variations de périmètre résultaient principalement de la
1 875 millions d’euros en 2013). perte de contrôle de SUEZ Environnement pour -393 millions
Les principales variations de l'exercice correspondent à la cession d'euros (cf. Note 5.7 «Perte de contrôle de SUEZ Environnement»).
de la participation du Groupe dans les sociétés intercommunales




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS


16.1.1.1 Gains et pertes enregistrés en capitaux propres et en résultat sur les titres disponibles à la vente
Les gains et pertes enregistrés en capitaux propres et en résultat sur les titres disponibles à la vente sont les suivants :

Évaluation ultérieure à l'acquisition
Var. de juste Effet de Perte de Recyclage en Résultat de
Dividendes valeur change valeur résultat cession
En millions d’euros
Capitaux propres (1) - 84 2 - (37) -
Résultat 103 - - (43) 37 365
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2014 103 84 2 (43) - 365
Capitaux propres (1) - 56 14 - (104) -
Résultat 129 - - (81) 104 112
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2013 129 56 14 (81) - 112

(1) Hors effet impôt.


En 2014, le résultat de cession relatif aux titres disponibles à la Pour les titres cotés, parmi les éléments pris en considération, le
III
vente est principalement constitué de la plus-value constatée sur la Groupe estime qu’une baisse du cours de plus de 50% en deçà du
cession de la participation du Groupe dans les intercommunales coût historique ou qu’une baisse du cours en deçà du coût
mixtes flamandes (cf. Note 5.3) historique pendant plus de 12 mois sont des indices de perte de
valeur.
16.1.1.2 Examen des titres disponibles à la vente dans le cadre des tests
Le Groupe a comptabilisé au cours de l’exercice des pertes de
de perte de valeur
valeur pour un montant net de 43 millions d’euros.
Le Groupe examine la valeur des différents titres disponibles à la
Après examen, le Groupe considère qu’il n’y a pas lieu de
vente afin de déterminer au cas par cas, et compte tenu du
comptabiliser de perte de valeur sur ses autres lignes de titres
contexte de marché, s’il y a lieu de comptabiliser des pertes de
disponibles à la vente au 31 décembre 2014. Le Groupe n’a par
valeur.
ailleurs pas identifié de situations de moins-value latente significative
au 31 décembre 2014 sur ces autres lignes de titres.


16.1.2 Prêts et créances au coût amorti

31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) 2 960 925 3 885 1 898 1 470 3 368
Prêts aux sociétés affiliées 664 573 1 237 558 418 976
Autres créances au coût amorti 762 107 869 791 51 842
Créances de concessions 620 132 752 20 892 912
Créances de location financement 913 113 1 026 529 109 639
Clients et autres débiteurs - 21 558 21 558 - 21 057 21 057
TOTAL 2 960 22 483 25 443 1 898 22 527 24 425

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


Les pertes de valeur sur prêts et créances au coût amorti sont présentées ci-dessous :

31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Dépréciation Dépréciation
& Perte de & Perte de
Brut valeur Net Brut valeur Net
En millions d'euros
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) 4 186 (301) 3 885 3 641 (273) 3 368
Clients et autres débiteurs 22 479 (921) 21 558 21 993 (937) 21 057
TOTAL 26 664 (1 222) 25 443 25 634 (1 209) 24 425

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


Les informations relatives à l’antériorité des créances échues non dépréciées et au suivi du risque de contrepartie sur les prêts et créances au
coût amorti (y compris les créances clients et autres débiteurs) sont présentées dans la Note 17.2 «Risque de contrepartie».




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS


Les gains et pertes nets enregistrés en résultat sur les prêts et créances au coût amorti (y compris créances clients) sont les suivants :


Évaluation ultérieure à l'acquisition
Intérêts Effet de change Perte de valeur
En millions d’euros
Au 31 décembre 2013 (1) 92 (4) (177)
Au 31 décembre 2014 111 (5) (63)

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


Prêts et créances au coût amorti (hors créances clients) correspond à leur valeur nominale. Une perte de valeur est
constituée en fonction du risque de non recouvrement. La valeur
Au 31 décembre 2014, comme au 31 décembre 2013, le Groupe
comptable inscrite dans l’état de situation financière représente une
n’a pas enregistré de perte de valeur significative sur les prêts et
évaluation appropriée de la juste valeur.
créances au coût amorti (hors créances clients).
Les dépréciations et pertes de valeur sur créances clients et autres
Clients et autres débiteurs débiteurs s’élèvent à -921 millions d’euros au 31 décembre 2014
contre -937 millions d’euros au 31 décembre 2013.
Lors de leur comptabilisation initiale, les créances clients sont
comptabilisées à leur juste valeur ce qui, dans la plupart des cas,


16.1.3 Autres actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat

31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés 2 733 7 886 10 619 2 351 3 833 6 184
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 978 165 1 143 637 157 794
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières 716 7 653 8 369 881 3 648 4 529
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments (2) 1 038 68 1 107 833 28 861
Actifs financiers à la juste valeur par résultat (hors appels de - 808 808 - 732 732
marge)
Actifs financiers qualifiant à la juste valeur par résultat - 795 795 - 732 732
Actifs financiers désignés à la juste valeur par résultat - 13 13 - - -
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - actif - 643 643 - 269 269
TOTAL 2 733 9 336 12 069 2 351 4 835 7 186

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments dérivés de couverture (non
qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'agrégat endettement financier net, ainsi que les instruments de
couverture d'investissement net.



Les actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels 209 millions d’euros au 31 décembre 2013. Ces disponibilités soumises
de marge) correspondent essentiellement à des titres d’OPCVM à restriction sont constituées notamment de 87 millions d’euros de
détenus à des fins de transactions et destinés à être cédés dans un disponibilités réservées à la couverture du paiement d’engagements
futur proche ; ils sont inclus dans le calcul de l’endettement financier financiers dans le cadre de financements de projets de certaines filiales.
net du Groupe (cf. Note 16.3 «Endettement financier net»). Le résultat enregistré sur le poste de «Trésorerie et équivalents de
Le résultat enregistré sur les actifs financiers qualifiant à la juste valeur trésorerie» au 31 décembre 2014 s’établit à +96 millions d’euros
par résultat détenus à des fins de transactions s’établit à 10 millions contre +113 millions d’euros en 2013.
d’euros au 31 décembre 2014 contre 9 millions d’euros en 2013.
16.1.5 Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses
Le résultat enregistré sur les actifs financiers désignés à la juste
futures de démantèlement des installations nucléaires
valeur par résultat au 31 décembre 2014 et 2013 est non significatif.
et de gestion des matières fissiles irradiées
16.1.4 Trésorerie et équivalents de trésorerie Comme indiqué dans la Note 19.2 «Obligations relatives aux installations
de production nucléaire», la loi belge du 11 avril 2003, modifiée par la loi
Le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» s’élève à
du 25 avril 2007, attribue à Synatom, filiale détenue à 100% par le
8 546 millions d’euros au 31 décembre 2014 contre
Groupe, la mission de gérer et placer les fonds reçus des exploitants
8 706 millions d’euros au 31 décembre 2013.
nucléaires belges pour couvrir les dépenses de démantèlement des
Ce poste comprend les fonds levés dans le cadre de l’émission de centrales nucléaires et la gestion des matières fissiles irradiées.
«l’obligation verte» (cf. chapitre 5 du Document de Référence).
En application de la loi, Synatom peut prêter un maximum de 75% de
Ce poste comprend également un montant de disponibilités soumises à ces fonds à des exploitants nucléaires dans la mesure où ceux-ci
restriction de 236 millions d’euros au 31 décembre 2014 contre




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NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS


répondent à certains critères financiers et notamment en matière de morales répondant aux critères de «qualité de crédit» imposés par la
qualité de crédit. La partie des fonds ne pouvant pas faire l’objet de loi, soit placée dans des actifs financiers de type obligations et SICAV.
prêts aux exploitants nucléaires est, soit prêtée à des personnes

Les prêts à des personnes morales externes au Groupe et les autres placements de trésorerie sont présentés ci-après :


31 déc. 2014 31 déc. 2013
En millions d'euros
Prêt à des personnes morales externes au Groupe 602 688
Prêt à ESO / ELIA 454 454
Prêt à Eandis - 80
Prêt à Ores 82 80
Prêt à Sibelga 66 74
Autres placements de trésorerie 1 086 779
Portefeuille obligataire 145 159
OPCVM et FCP 941 620
III
TOTAL 1 688 1 467

Les prêts à des personnes morales externes au Groupe sont présentés dans l’état de situation financière en tant que «Prêts et créances au
coût amorti» ; les obligations et OPCVM détenus par Synatom sont présentés en tant que «Titres disponibles à la vente».

16.1.6 Transferts d’actifs financiers
Au 31 décembre 2014, les encours d’actifs financiers transférés une implication continue dans ces actifs financiers, sont non
(ainsi que les risques auxquels le Groupe reste exposé post transfert matériels au regard des agrégats du Groupe.
de ces actifs) dans le cadre d’opérations conduisant, (i) soit à un En 2014, le Groupe a, dans le cadre d’opérations conduisant à une
maintien de tout ou partie de ces actifs dans l’état de situation décomptabilisation totale, procédé à des ventes réelles et sans
financière, (ii) soit à leur décomptabilisation totale tout en conservant recours d'actifs financiers dont l'encours au 31 décembre 2014
s'élève à 766 millions d’euros.

16.1.7 Actifs financiers et instruments de capitaux propres donnés en garantie de dettes financières


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Actifs financiers et instruments de capitaux propres donnés en garantie 3 647 4 122

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


Ce poste est principalement constitué de la valeur comptable des instruments de capitaux propres qui ont été donnés en garantie de dettes
financières.


16.2 Passifs financiers
Les passifs financiers sont comptabilisés soit :
en «Passifs au coût amorti» pour les dettes financières, les dettes en «Passifs évalués à la juste valeur par résultat» pour les
fournisseurs et autres créanciers, et les autres passifs financiers ; instruments financiers dérivés ou pour les passifs financiers
désignés comme tels.
Les différents passifs financiers au 31 décembre 2014 ainsi que la ventilation entre leur part non courante et courante sont présentés dans le
tableau ci-après :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Dettes financières 28 024 10 297 38 321 28 576 10 316 38 892
Instruments financiers dérivés 3 020 5 895 8 915 2 062 4 043 6 105
Fournisseurs et autres créanciers - 18 799 18 799 - 16 398 16 398
Autres passifs financiers 286 - 286 213 - 213
TOTAL 31 329 34 991 66 320 30 852 30 756 61 608

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




105
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS



16.2.1 Dettes financières


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Emprunts obligataires 21 155 1 705 22 860 21 400 1 775 23 175
Emprunts bancaires 4 977 1 116 6 093 5 600 937 6 537
Billets de trésorerie - 5 219 5 219 - 5 621 5 621
Tirages sur facilités de crédit 640 48 688 662 31 693
Emprunts sur location-financement 423 92 515 395 103 499
Autres emprunts 552 458 1 010 507 89 597
EMPRUNTS 27 748 8 639 36 387 28 564 8 557 37 121
Découverts bancaires et comptes courants - 469 469 - 574 574
de trésorerie
ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES 27 748 9 108 36 855 28 564 9 131 37 695
Impact du coût amorti (80) 510 430 (96) 572 476
Impact de la couverture de juste valeur 356 47 403 108 44 152
Appels de marge sur dérivés de couverture - 633 633 - 569 569
de la dette - passif
DETTES FINANCIÈRES 28 024 10 297 38 321 28 576 10 316 38 892

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


La juste valeur de la dette financière brute s’élève au 31 décembre 2014 à 40 873 millions d’euros pour une valeur comptable de 38 321 millions d’euros.
Les produits et charges financiers relatifs à la dette financière sont présentés dans la Note 9 «Résultat financier».
Les informations sur l’endettement financier net sont présentées dans la Note 16.3 «Endettement financier net».

16.2.2 Instruments financiers dérivés
Les instruments financiers dérivés au passif sont évalués à la juste valeur et s’analysent comme suit :

31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 226 175 401 339 162 501
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières 945 5 619 6 564 1 008 3 702 4 710
premières
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres 1 849 101 1 950 715 178 893
éléments (2)
TOTAL 3 020 5 895 8 915 2 062 4 043 6 105

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments dérivés de couverture (non
qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture
d'investissement net.


16.2.3 Fournisseurs et autres créanciers

31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Fournisseurs 17 957 15 596
Dettes sur immobilisations 842 802
TOTAL 18 799 16 398

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


La valeur comptable de ces passifs financiers constitue une évaluation appropriée de leur juste valeur.


16.2.4 Autres passifs financiers d’obligations d’achat (put sur «Participations ne donnant pas de
contrôle») consenties par le Groupe et portant notamment sur
Les autres passifs financiers s’élèvent à 286 millions d’euros
41,01% des titres de la Compagnie du Vent, consolidée en
(213 millions d’euros au 31 décembre 2013). Ils correspondent
intégration globale. Cet engagement d’acquisition de titres de
principalement à des dettes résultant :




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS


capitaux propres a donc été comptabilisé en tant que passifs de capital souscrit non appelé par les entreprises mises en
financiers (cf. Note 1.4.11.2 «Passifs financiers») ; équivalence, notamment Energia Sustentável do Brasil.


16.3 Endettement financier net
16.3.1 Endettement financier net par nature


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Encours des dettes financières 27 748 9 108 36 855 28 564 9 131 37 695
Impact du coût amorti (80) 510 430 (96) 572 476
(2)
Impact de la couverture de juste valeur  356 47 403 108 44 152
Appels de marge sur dérivés de couverture - 633 633 - 569 569
de la dette - passif
III
DETTES FINANCIÈRES 28 024 10 297 38 321 28 576 10 316 38 892
Instruments financiers dérivés positionnés 226 175 401 339 162 501
au passif relatifs à la dette(3)
DETTE BRUTE 28 249 10 472 38 722 28 915 10 478 39 393
Actifs liés au financement (55) (16) (71) (77) (14) (91)
ACTIFS LIÉS AU FINANCEMENT (55) (16) (71) (77) (14) (91)
Actifs financiers évalués à la juste valeur par - (808) (808) - (732) (732)
résultat (hors appels de marge)
Appels de marge sur dérivés de couverture - (643) (643) - (269) (269)
de la dette - actif
Trésorerie et équivalents de trésorerie - (8 546) (8 546) - (8 706) (8 706)
Instruments financiers dérivés positionnés à (978) (165) (1 143) (637) (157) (794)
l'actif relatifs à la dette (3)
TRÉSORERIE ACTIVE (978) (10 162) (11 140) (637) (9 865) (10 502)
ENDETTEMENT FINANCIER NET 27 216 295 27 511 28 201 599 28 800
Encours des dettes financières 27 748 9 108 36 855 28 564 9 131 37 695
Actifs liés au financement (55) (16) (71) (77) (14) (91)
Actifs financiers évalués à la juste valeur par - (808) (808) - (732) (732)
résultat (hors appels de marge)
Trésorerie et équivalents de trésorerie - (8 546) (8 546) - (8 706) (8 706)
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, 27 693 (262) 27 430 28 488 (322) 28 166
EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS
DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Ce poste correspond à la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d’une stratégie de couverture de juste valeur.
(3) Il s’agit de la juste valeur des instruments dérivés relatifs à la dette, qualifiés ou non de couverture.


le passage en intégration globale de Gaztransport & Technigaz
16.3.2 Description des principaux événements de la période
(GTT) consécutif à son introduction en bourse s’est traduit par
une réduction de l’endettement net de 115 millions d’euros ;
16.3.2.1 Incidence des variations de périmètre et des variations de
les variations de change sur l’année se sont traduites par une
change sur l’évolution de l’endettement financier net
augmentation de l’endettement net de 744 millions d’euros (dont
Au cours de l’année 2014, les variations de périmètre et de change
532 millions d’euros sur le dollar américain, 127 millions d’euros
ont généré une baisse de 2 111 millions d’euros de l’endettement sur la livre sterling et 89 millions d’euros sur le baht thaïlandais) ;
net. Cette diminution s’explique de la façon suivante :
les acquisitions réalisées (notamment Ecova, Ferrari
les cessions réalisées (cf. Note 5.4 «Cessions réalisées au cours Termoelétrica, Groupe Lahmeyer et West Coast Energy Ltd) ont
de l’année 2014») ont réduit l’endettement net de 3 231 millions accru l’endettement net de 472 millions d’euros.
d’euros ;




107
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS


16.3.2.2 Opérations de financement et de refinancement obligataire, E-CL a procédé au remboursement anticipé du
financement de projet de la centrale CTA ainsi que des couvertures
Le Groupe a effectué les opérations suivantes au cours de l’année
afférentes pour un montant de 350 millions de dollars, soit
2014 :
269 millions d’euros.
Émissions et remboursements obligataires : GDF SUEZ SA a exercé, le 22 décembre 2014, le call sur les titres
participatifs restant en circulation pour un montant nominal de
GDF SUEZ a procédé le 19 mai 2014 à l’émission d’une «obligation
140 millions d'euros. La dette était valorisée au bilan au prix du call
verte» (Green Bond) pour un montant total de 2,5 milliards d’euros dont :
(130% du nominal).
une tranche de 1 200 millions d’euros portant un coupon de
Le 27 novembre 2014, GDF SUEZ SA a lancé une offre de rachat
1,375% et arrivant à échéance en 2020 ;
sec sur des obligations pour un montant nominal de 636 millions
une tranche de 1 300 millions d’euros portant un coupon de
d’euros dont :
2,375% et arrivant à échéance en 2026.
87 millions d’euros sur l'obligataire de 651,3 millions d’euros,
Cet emprunt obligataire a pour vocation de contribuer au
portant un coupon à 2,75% et arrivant à échéance
financement du développement du Groupe dans des projets
en octobre 2017 ;
d’énergies renouvelables ainsi que dans des projets d’efficacité
énergétique. 238 millions d’euros sur l'obligataire de 1 000 millions d’euros,
portant un coupon à 3,50% et arrivant à échéance
Des swaps ont été mis en place sur certains de ces emprunts dans
en octobre 2022 ;
le cadre de la politique de gestion de taux définie dans la
89 millions d’euros sur l'obligataire de 750 millions d’euros,
Note 17 «Risques liés aux instruments financiers».
portant un coupon à 2,625% et arrivant à échéance
GDF SUEZ SA a lancé le 22 mai 2014 une seconde émission de en juillet 2022 ;
titres super-subordonnés à durée indéterminée, à l’issue de laquelle
222 millions d’euros sur l'obligataire de 700 millions de livres
un montant total de 1 974 millions d’euros a été levé (cf.
sterling, portant un coupon à 6,125% et arrivant à échéance en
Note 18.2.1 «Émission de titres super-subordonnés»). Cette
février 2021.
transaction a permis au Groupe de procéder le 6 juin 2014 au
Enfin, le Groupe a procédé aux remboursements suivants sur des
rachat de souches obligataires représentant un montant nominal de
emprunts obligataires qui sont arrivés à échéance au cours de
1 140 millions d’euros dont :
l'exercice 2014 :
45 millions d’euros d’obligations Electrabel portant un coupon de
845 millions d’euros d’emprunts obligataires portant coupon à
4,75%, et arrivant à échéance en avril 2015 ;
6,25% arrivés à échéance le 24 janvier 2014 ;
162 millions d’euros d’obligations GDF SUEZ SA portant un
18 milliards de yens (131 millions d’euros) de placements privés
coupon de 5,625%, et arrivant à échéance en janvier 2016 ;
arrivés à échéance le 5 février 2014 ;
349 millions d’euros d’obligations GDF SUEZ SA portant un
65 milliards de yens (440 millions d’euros) d’emprunts obligataires
coupon de 2,75%, et arrivant à échéance en octobre 2017 ;
portant coupon à 1,17%, arrivés à échéance le 15 décembre
63 millions d’euros d’obligations GDF SUEZ SA portant un 2014 ;
coupon de 5,125%, et arrivant à échéance en février 2018 ;
340 millions de francs suisses (283 millions d’euros) d’emprunts
271 millions d’euros d’obligations GDF SUEZ SA portant un obligataires portant coupon à 3,25%, arrivés à échéance le
coupon de 2,25%, et arrivant à échéance en juin 2018 ; 22 décembre 2014.
78 millions d’euros d’obligations GDF SUEZ SA portant un
Autres opérations de refinancement :
coupon de 6,875%, et arrivant à échéance en janvier 2019 ;
Le Groupe a procédé le 12 juin 2014 au refinancement bancaire de
120 millions d’euros d’obligations GDF SUEZ SA portant un
coupon de 3,125%, et arrivant à échéance en janvier 2020 ; Hazelwood Power Partnership pour un montant de 475 millions de
dollars australiens, soit 320 millions d’euros.
52 millions d’euros d’obligations Belgelec Finance portant un
coupon de 5,125%, et arrivant à échéance en juin 2015. Le 30 juin 2014, le Groupe a refinancé en interne et par anticipation
la dette bancaire de GDF SUEZ Cartagena Energia pour un montant
De plus, E-CL a procédé, le 24 octobre 2014, à une émission
de 438 millions d’euros, ainsi que les swaps associés.
obligataire de 350 millions de dollars américains portant un coupon
de 4,50% et arrivant à échéance en 2025. Suite à son émission




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS



16.4 Juste valeur des instruments financiers par niveau
16.4.1 Actifs financiers
Les actifs financiers évalués à la juste valeur se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste valeur :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3
En millions d'euros
Titres disponibles à la vente 2 893 1 406 - 1 487 3 015 1 140 - 1 875
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres 780 - 780 - 905 - 905 -
débiteurs) rentrant dans une relation de couverture de
juste valeur
Instruments financiers dérivés 10 619 106 10 449 63 6 184 125 5 956 103
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 1 143 - 1 143 - 794 - 794 -
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières 2 728 105 2 560 62 2 374 121 2 159 94
III
premières - afférents aux activités de portfolio
management
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières 5 641 1 5 639 1 2 155 4 2 141 9
premières - afférents aux activités de trading
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres 1 107 - 1 107 - 861 - 861 -
éléments
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat 808 15 793 - 732 13 719 -
(hors appel de marge)
Actifs financiers qualifiant à la juste valeur par résultat 795 15 780 - 732 13 719 -
Actifs financiers désignés à la juste valeur par 13 - 13 - - - - -
résultat
TOTAL 15 099 1 528 12 022 1 550 10 837 1 278 7 580 1 978

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


La définition de ces 3 niveaux de juste valeur est présentée dans la Note 1.4.11.3 «Dérivés et comptabilité de couverture».


Titres disponibles à la vente
Les titres cotés – évalués au cours de bourse à la date de clôture – sont classés en niveau 1.
Les titres non cotés – évalués à partir de modèles d’évaluation basés principalement sur les dernières opérations de marché, l’actualisation
des dividendes ou flux de trésorerie et la valeur de l’actif net – sont classés en niveau 3.


Au 31 décembre 2014, la variation des titres disponibles à la vente de niveau 3 s’analyse comme suit :


Titres disponibles à la vente
En millions d'euros
Au 31 décembre 2013 1 875
Acquisitions 93
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global» (630)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés (5)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres (69)
Variations de juste valeur enregistrées en résultat (43)
Variations de périmètre, change et divers 265
Au 31 décembre 2014 1 487
Gains/(pertes) enregistrés en résultat relatifs aux instruments détenus à la fin de période 51


Une variation de plus ou moins 10% de la valeur des titres non cotés générerait un gain ou une perte avant impôts d’environ 149 millions
d’euros sur le résultat global du Groupe.
sont présentés dans le tableau en niveau 2. Ces prêts ne sont
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs)
réévalués qu’au titre de leur composante taux, dont la juste valeur
Les prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres est déterminée sur base de données observables.
débiteurs) rentrant dans une relation de couverture de juste valeur




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS


Instruments financiers dérivés L’évaluation à la juste valeur des autres instruments financiers
dérivés est obtenue au moyen de modèles fréquemment employés
Les instruments financiers dérivés présentés en niveau 1 sont
dans les activités de marché et repose sur des paramètres
principalement des futures négociés sur un marché organisé doté
observables directement ou indirectement. Ces instruments
d’une chambre de compensation et évalués en juste valeur sur la
financiers dérivés sont présentés en niveau 2.
base de leur cours coté.
Les instruments financiers dérivés présentés en niveau 3 intègrent Actifs financiers qualifiant et désignés à la juste valeur par résultat
des paramètres non observables et leur évaluation en juste valeur a
Les actifs financiers qualifiant à la juste valeur, pour lesquels le
nécessité un recours à des hypothèses internes, le plus souvent
Groupe dispose de valeurs liquidatives régulières sont classés en
parce que la maturité de l’instrument excède l’horizon
niveau 1, et en niveau 2 dans le cas contraire.
d’observabilité des prix à terme du sous-jacent ou parce que
Les actifs financiers désignés à la juste valeur sont classés en
certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n’étaient pas
niveau 2.
observables.


16.4.2 Passifs financiers
Les instruments financiers positionnés au passif se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste valeur :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3
En millions d'euros
Dettes financières rentrant dans une relation de 5 634 - 5 634 - 4 212 - 4 212 -
couverture de juste valeur
Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de 35 240 20 190 15 050 - 36 352 19 181 17 170 -
couverture de juste valeur
Instruments financiers dérivés 8 915 161 8 723 30 6 105 115 5 887 102
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 401 - 401 - 501 - 501 -
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières 3 163 159 2 980 24 2 808 108 2 605 94
premières - afférents aux activités de portfolio
management
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières 3 401 2 3 393 6 1 902 7 1 887 8
premières - afférents aux activités de trading
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres 1 950 - 1 950 - 893 - 893 -
éléments
TOTAL 49 789 20 351 29 407 30 46 668 19 297 27 269 102

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


Dettes financières rentrant dans une relation de couverture de juste Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de
valeur juste valeur
Les dettes financières comportent des emprunts obligataires Les emprunts obligataires cotés sont classés en niveau 1.
rentrant dans une relation de couverture de juste valeur et sont Les autres dettes financières ne rentrant pas dans une relation de
présentées dans ce tableau en niveau 2. Ces emprunts ne sont couverture de juste valeur sont présentées dans ce tableau en
réévalués qu’au titre de leur composante taux, dont la juste valeur niveau 2. La juste valeur de ces emprunts est déterminée à partir
est déterminée sur base de données observables. des flux futurs actualisés et repose sur des paramètres observables
directement ou indirectement.

Instruments financiers dérivés
Le classement des instruments financiers dérivés par niveau de
juste valeur est précisé dans la Note 16.4.1 «Actifs financiers».




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 INSTRUMENTS FINANCIERS



16.5 Compensation des instruments financiers dérivés actifs et passifs
Le montant net des instruments financiers dérivés après prise en compte d’accords de compensation globale exécutoires ou d’accords
similaires, qu’ils soient ou non compensés selon le paragraphe 42 d’IAS 32, sont présentés dans le tableau ci-après :


AU 31 DÉCEMBRE 2014


Montant net
présenté dans
l'état de situation Autres accords de
financière (1) compensation (2)
Montant brut Montant net total
En millions d'euros
Actifs Instruments financiers dérivés relatifs aux 8 625 8 369 (6 140) 2 229
matières premières
Instruments financiers dérivés relatifs à la 2 250 2 250 (616) 1 634
dette et aux autres éléments

III
Passifs Instruments financiers dérivés relatifs aux (6 820) (6 564) 6 526 (38)
matières premières
Instruments financiers dérivés relatifs à la (2 351) (2 351) 579 (1 772)
dette et aux autres éléments

(1) Le montant net présenté dans l'état de situation financière après prise en compte des accords de compensations répondant aux critères énoncés au
paragraphe 42 d'IAS 32.
(2) Les autres accords de compensation comprennent les collatérals et autres instruments de garanties, ainsi que les accords de compensation qui ne satisfont pas
aux critères énoncés au paragraphe 42 d'IAS 32.


AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)


Montant net
présenté dans
l'état de situation Autres accords de
financière (2) compensation (3)
Montant brut Montant net total
En millions d'euros
Actifs Instruments financiers dérivés relatifs aux 4 933 4 529 (3 416) 1 113
matières premières
Instruments financiers dérivés relatifs à la 1 656 1 656 (545) 1 111
dette et aux autres éléments
Passifs Instruments financiers dérivés relatifs aux (5 114) (4 710) 4 351 (360)
matières premières
Instruments financiers dérivés relatifs à la (1 395) (1 395) 265 (1 129)
dette et aux autres éléments

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Le montant net présenté dans l'état de situation financière après prise en compte des accords de compensations répondant aux critères énoncés au
paragraphe 42 d'IAS 32.
(3) Les autres accords de compensation comprennent les collatérals et autres instruments de garanties, ainsi que les accords de compensation qui ne satisfont pas
aux critères énoncés au paragraphe 42 d'IAS 32.




111
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




NOTE 17 Risques liés aux instruments financiers
Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son pour offrir à ses clients des instruments de couverture et pour
exposition aux risques de marché. La gestion des risques financiers couvrir ses propres positions.
est présentée dans le chapitre 2 «Facteurs de risque» du Document
17.1.1.1 Activités de portfolio management
de Référence.
Le portfolio management est l’activité d’optimisation de la valeur de
marché des actifs (centrales électriques, contrats
17.1 Risques de marché d’approvisionnement en gaz, charbon, vente d’énergies, stockage
et transport de gaz) aux différents horizons de temps (long terme,
moyen terme, court terme). Cette optimisation consiste à :
17.1.1 Risques de marché sur matières premières
garantir l’approvisionnement et assurer les équilibres entre
Les activités comportant des risques de marché sur matières
besoins et ressources physiques ;
premières sont principalement :
gérer les risques de marché (prix, volume) afin d’extraire le
les activités de gestion de portefeuille (appelées portfolio
maximum de valeur des portefeuilles dans un cadre de risque
management) ; et
donné.
les activités de trading.
Le cadre de risque consiste à sécuriser la trajectoire financière du
Le Groupe distingue principalement deux types de risques de Groupe sur l’horizon budgétaire et à lisser les résultats à moyen
marché sur matières premières : les risques de prix directement liés terme (3 ou 5 ans selon la maturité des marchés). Il incite les
aux fluctuations des prix de marché et les risques de volume gestionnaires de portefeuille à couvrir économiquement leur
inhérents à l'activité. portefeuille.
Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé aux risques Les sensibilités du portefeuille d’instruments financiers dérivés sur
de marché sur matières premières, en particulier gaz naturel, matières premières utilisés dans le cadre des activités de portfolio
électricité, charbon, pétrole et produits pétroliers, autres management au 31 décembre 2014 sont présentées dans le
combustibles, CO2 et autres produits verts. Il intervient sur ces tableau ci-après. Elles ne sont pas représentatives des évolutions
marchés de l’énergie, soit à des fins d’approvisionnement, soit pour futures du résultat et des capitaux propres du Groupe dans la
optimiser et sécuriser sa chaîne de production et de vente mesure, notamment, où elles ne comprennent pas les sensibilités
d’énergie. Le Groupe a également recours à des produits dérivés des contrats d’achat et de vente de matières premières
sous-jacents.
ANALYSE DE SENSIBILITÉ (1)


31 déc. 2014 31 déc. 2013
Impact sur les Impact sur les
Impact sur le résultat capitaux propres Impact sur le résultat capitaux propres
Variations de prix avant impôts avant impôts avant impôts avant impôts
En millions d'euros
Produits pétroliers +10 $US/bbl 252 10 253 19
Gaz naturel +3 €/MWh 117 (241) (5) (119)
Électricité +5 €/MWh (114) (37) (377) (61)
Charbon +10 $US/ton 115 14 66 39
Droits d'émission de +2 €/ton 101 2 164 -
gaz à effet de serre
EUR/USD +10% (244) (27) (335) (40)
EUR/GBP +10% 28 2 18 (10)
GBP/USD +10% 2 - 7 -

(1) Les sensibilités, présentées ci-dessus, portent uniquement sur les instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés à des fins de couverture dans le
cadre des activités de portfolio management


17.1.1.2 Activités de trading Compte tenu de l’importance croissante des volumes traités par
GDF SUEZ Energy Management Trading (GSEMT) depuis le début
Les activités de trading du Groupe sont réalisées principalement au
de l’année 2014, des changements apportés à l’organisation et à la
sein de GDF SUEZ Trading et de GDF SUEZ Energy Management
structuration de ses activités, ainsi que de l’évolution de son rôle
Trading. Les missions de ces sociétés contrôlées à 100% par le
vers une activité devenue majoritairement une activité de trading, le
Groupe consistent à (i) accompagner les entités du Groupe dans
Groupe présente à compter du 1er janvier 2014 en chiffre d’affaires
l’optimisation de leur portefeuille d’actifs, (ii) concevoir et mettre en
la marge nette sur les opérations «d'achat/vente» des activités de
œuvre des solutions de gestion des risques d’évolution des prix des
matières premières d’«Asset Back Trading» (ABT) de GSEMT. Cette
énergies, (iii) développer ses activités en propre.
évolution permet d’assurer une représentation de ces activités qui




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


est en adéquation avec la spécificité des activités de trading et la valeur d’un portefeuille compte tenu d’un horizon de détention et
gestion opérationnelle d’ABT. Ces principes correspondent à ceux d’un intervalle de confiance. La VaR ne constitue pas une indication
communément appliqués aux sociétés de trading et sont identiques des résultats attendus mais fait l’objet d’un backtesting régulier.
à ceux appliqués historiquement par GDF SUEZ Trading. Le Groupe utilise un horizon de détention de 1 jour et un intervalle
Le chiffre d’affaires des activités de trading s’élève à 360 millions de confiance de 99% pour le calcul de la VaR. Ce dispositif est
d’euros au 31 décembre 2014 (contre 243 millions d’euros en complété par un scénario de stress tests, conformément aux
2013). exigences de la réglementation bancaire.
La quantification du risque de marché des activités de trading par la La VaR présentée ci-après résulte de l’agrégation des VaR des
Value at Risk (VaR) fournit une mesure du risque, tous marchés et entités de trading du Groupe.
produits confondus. La VaR représente la perte potentielle sur la

VALUE AT RISK


2014 moyenne (1) Maximum 2014 (2) Minimum 2014 (2) 2013 moyenne (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Activités de trading 7 5 11 2 3
III
(1) Moyenne des VaR quotidiennes.
(2) Maximum et minimum observés des VaR quotidiennes en 2014.


17.1.2 Couvertures des risques de marché sur matières premières
Le Groupe engage des opérations de couverture de flux de trésorerie (cash flow hedges) telles que définies par la norme IAS 39, en utilisant
les instruments dérivés proposés sur les marchés organisés ou de gré à gré, qu’ils soient fermes ou optionnels, qu’ils soient réglés en net ou
par livraison physique.
Les justes valeurs des instruments financiers dérivés sur matières premières aux 31 décembre 2014 et 2013 sont présentées dans le tableau
ci-dessous :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non Non Non Non
courant Courant courant Courant courant Courant courant Courant
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés afférents aux activités 716 2 012 (945) (2 218) 881 1 494 (1 008) (1 799)
de portfolio management
Couverture de flux de trésorerie 207 422 (125) (309) 152 348 (202) (437)
Autres instruments financiers dérivés 509 1 590 (820) (1 909) 728 1 146 (807) (1 362)
Instruments financiers dérivés afférents aux activités - 5 641 - (3 401) - 2 155 - (1 902)
de trading
TOTAL 716 7 653 (945) (5 619) 881 3 648 (1 008) (3 702)

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


Se reporter également aux Notes 16.1.3 «Autres actifs financiers valeurs ne sont pas représentatives des flux de trésorerie futurs
évalués à la juste valeur par résultat» et 16.2.2 «Instruments probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux
financiers dérivés». mouvements de prix, (ii) peuvent être modifiées par des nouvelles
transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux de
Les justes valeurs, telles qu’indiquées dans le tableau ci-dessus,
trésorerie futurs des transactions sous-jacentes.
reflètent les montants pour lesquels les actifs pourraient être
échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


17.1.2.1 Couvertures de flux de trésorerie
Par type de matières premières, la juste valeur des instruments de couverture de flux de trésorerie se détaille comme suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non courant Courant Non courant Courant Non courant Courant Non courant Courant
En millions d'euros
Gaz naturel 108 237 (29) (100) 23 69 (26) (100)
Électricité 17 111 (29) (105) 105 235 (110) (180)
Charbon - - (5) (70) - 11 (39) (89)
Pétrole - 2 (31) (7) 2 30 (3) (17)
Autres (2) 83 72 (31) (27) 22 3 (24) (51)
TOTAL 207 422 (125) (309) 152 348 (202) (437)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Comprend essentiellement les couvertures de change sur matières premières.


Les montants notionnels des instruments de couverture de flux de trésorerie ainsi que leurs échéances sont indiqués ci-après :


MONTANTS NOTIONNELS (NETS) (1)


Total au Au-delà de
Unité 31 déc. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 5 ans
Gaz naturel GWh (74 624) (46 454) (28 169) (562) 431 98 32
Électricité GWh (7 020) (9 102) 1 116 778 188 - -
Charbon Milliers de tonnes 1 908 1 788 120 - - - -
Produits pétroliers Milliers de barils 1 084 42 1 039 4 - - -
Droits d'émission Milliers de tonnes 2 512 1 118 766 570 20 20 18
de gaz à effet de serre

(1) Position acheteuse/(position vendeuse).


17.1.3 Risque de change
Au 31 décembre 2014, un gain de 231 millions d’euros est
comptabilisé dans les capitaux propres (contre une perte de
Le Groupe est exposé aux risques de change définis comme
84 millions d’euros en 2013). Une perte de 89 millions d’euros est
l’impact sur l’état de situation financière et le compte de résultat des
reclassée de capitaux propres vers le compte de résultat en 2014
fluctuations des taux de change dans l’exercice de ses activités
(contre un gain de 162 millions d’euros en 2013).
opérationnelles et financières. Ceux-ci se déclinent en (i) risque
Les gains et pertes relatifs à la partie inefficace des couvertures sont transactionnel lié aux opérations courantes, (ii) risque transactionnel
enregistrés en compte de résultat. Au titre de 2014, un gain de spécifique lié aux projets d’investissement ou de fusion-acquisition
3 millions d’euros a été enregistré (contre un gain de 2 millions et (iii) risque translationnel lié à la consolidation, en euro, des états
d’euros en 2013). financiers des filiales dont la monnaie fonctionnelle est différente de
l’euro. Ce risque est essentiellement concentré sur les participations
17.1.2.2 Autres instruments financiers dérivés sur matières premières
au Brésil, Thaïlande, Norvège, Royaume-Uni, Australie, États-Unis et
Les autres instruments financiers dérivés sur matières premières sur les actifs considérés en base «dollarisée».
regroupent les dérivés incorporés, les contrats de vente et d’achat
de matières premières qui à la date de clôture n’entrent pas dans le
cadre de l’activité normale du Groupe ainsi que les instruments
financiers dérivés qui ne qualifient pas de couverture selon les
critères définis par IAS 39.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


17.1.3.1 Instruments financiers par devise
La ventilation par devise de l’encours des dettes financières et de l’endettement net, avant et après prise en compte des instruments dérivés
de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :


ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Avant impact des dérivés Après impact des dérivés Avant impact des dérivés Après impact des dérivés
EUR 64% 71% 66% 70%
USD 15% 11% 12% 13%
GBP 10% 5% 10% 4%
Autres devises 11% 13% 12% 13%
TOTAL 100% 100% 100% 100%

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


ENDETTEMENT NET


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Avant impact des dérivés Après impact des dérivés Avant impact des dérivés Après impact des dérivés
EUR 60% 69% 62% 67%
USD 18% 13% 14% 15%
GBP 13% 6% 12% 5%
Autres devises 9% 12% 12% 13%
TOTAL 100% 100% 100% 100%

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


17.1.3.2 Analyse de sensibilité au risque de change 17.1.4 Risque de taux d’intérêt
L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de L’objectif du Groupe est de maîtriser son coût de financement en
l’endettement net (y compris instruments financiers dérivés de taux limitant l’impact des variations de taux d’intérêt sur son compte de
d’intérêt et de change) et des instruments financiers qualifiés de résultat et pour ce faire, de disposer d’une répartition équilibrée
couverture d’investissement net à la date de clôture. entre les différentes références de taux à horizon moyen terme (cinq
ans). La politique du Groupe est donc d’opérer une diversification
Pour le risque de change, la sensibilité correspond à une variation des
des références de taux de la dette nette entre taux fixe, taux
cours de change des devises contre l'euro de plus ou moins 10% par
variable et taux variable protégé («taux variable cappé»), la
rapport au cours de clôture.
répartition pouvant évoluer autour de l’équilibre en fonction du
Impact sur le résultat après impact des dérivés de change contexte de marché.
Une variation des cours de change des devises contre euro n’a Pour gérer la structure de taux d’intérêt de sa dette nette, le Groupe
d’impact en résultat que sur les passifs libellés dans une autre a recours à des instruments de couverture, essentiellement des
devise que la devise fonctionnelle des sociétés les portant dans leur swaps et des options de taux. Au 31 décembre 2014, le Groupe
état de situation financière et dans la mesure où ces passifs n’ont dispose d’un portefeuille de couvertures optionnelles (caps) le
pas été qualifiés de couvertures d’investissement net. In fine, protégeant contre une hausse des taux courts euros.
l’impact d’une variation uniforme de plus ou moins de 10% des En 2014, afin de protéger le taux des refinancements d’une partie
devises contre euro génèrerait un gain ou une perte de 18 millions de sa dette, le Groupe a mis en place des couvertures de taux à
d’euros. départ forward, 2016, 2018 et 2019, sur des maturités 10, 20 et 18
ans.
Impact sur les capitaux propres

Pour les instruments financiers (dettes et dérivés) qualifiés de
couvertures d’investissement net, une dépréciation de 10% des
devises face à l'euro aurait un impact positif de 742 millions d’euros
en capitaux propres. Cette variation est compensée par un effet de
sens inverse sur l’investissement net en devises couvert.




115
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


17.1.4.1 Instruments financiers par type de taux
La ventilation par type de taux de l’encours des dettes financières et de l’endettement net, avant et après prise en compte des instruments
dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :


ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Avant impact des dérivés Après impact des dérivés Avant impact des dérivés Après impact des dérivés
Taux variable 36% 40% 37% 38%
Taux fixe 64% 60% 63% 62%
TOTAL 100% 100% 100% 100%

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


ENDETTEMENT NET


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Avant impact des dérivés Après impact des dérivés Avant impact des dérivés Après impact des dérivés
Taux variable 15% 20% 17% 19%
Taux fixe 85% 80% 83% 81%
TOTAL 100% 100% 100% 100%

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


17.1.4.2 Analyse de sensibilité au risque de taux d’intérêt Une augmentation de 100 points de base des taux d’intérêt
(uniforme pour toutes les devises) appliquée aux dérivés non
L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de
qualifiés de couverture générerait un gain de 111 millions d’euros lié
l’endettement net (y compris instruments financiers dérivés de taux
à la variation de juste valeur des dérivés dans le compte de résultat.
d’intérêt et de change liés à la dette nette) à la date de clôture.
Une diminution de 100 points de base des taux d’intérêts générerait
Pour le risque de taux d’intérêt, la sensibilité correspond à une a contrario une perte de 104 millions d’euros. La dissymétrie de
variation de la courbe de taux de plus ou moins 100 points de base l’impact est liée au portefeuille d’options de taux.
par rapport aux taux d’intérêt en vigueur à la date de clôture.
Impact sur les capitaux propres
Impact sur le résultat après impact des dérivés
Une augmentation de 100 points de base des taux d’intérêt
Une augmentation de 100 points de base des taux d’intérêt court (identique pour toutes les devises) générerait, sur les capitaux
terme (uniforme pour toutes les devises) sur le nominal de la dette propres, un gain de 627 millions d’euros lié à la variation de l’effet
nette à taux variable et les jambes à taux variable des dérivés, aurait taux de la juste valeur des dérivés documentés en couverture de
pour impact une augmentation de la charge nette d’intérêt de flux de trésorerie et d’investissement net comptabilisée dans l’état
47 millions d’euros. Une diminution de 100 points de base des taux de situation financière. Une diminution de 100 points de base des
d’intérêt court terme aurait pour impact un allégement de la charge taux d’intérêts générerait a contrario une perte de 721 millions
nette d’intérêt de 47 millions d’euros. d’euros.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


17.1.4.3 Couvertures du risque de change ou de taux d’intérêt
Les justes valeurs des instruments financiers dérivés (hors matières premières) aux 31 décembre 2014 et 2013 sont présentées dans le
tableau ci-dessous :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non Non Non Non
courant Courant courant Courant courant Courant courant Courant
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 978 165 (226) (175) 637 157 (339) (162)
Couverture de juste valeur 465 38 (51) - 251 86 (192) (38)
Couverture de flux de trésorerie 286 35 (20) - 121 - (97) (1)
Dérivés non qualifiés de couverture 228 93 (155) (175) 265 72 (51) (124)
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres 1 038 68 (1 849) (101) 833 28 (715) (178)
éléments

III
Couverture de juste valeur - 30 - (30) - 12 - (12)
Couverture de flux de trésorerie 11 4 (938) (35) 102 2 (343) (15)
Couverture d'investissement net 28 - (88) - 118 - (17) -
Dérivés non qualifiés de couverture 999 35 (823) (36) 614 14 (355) (151)
TOTAL 2 017 233 (2 075) (276) 1 470 185 (1 054) (341)

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


Se reporter également aux Notes 16.1.3 «Autres actifs financiers valeurs ne sont pas représentatives des flux de trésorerie futurs
évalués à la juste valeur par résultat» et 16.2.2 «Instruments probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux
financiers dérivés». mouvements de prix, (ii) peuvent être modifiées par des nouvelles
transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux de
Les justes valeurs, telles qu’indiquées dans le tableau ci-dessus,
trésorerie futurs des transactions sous-jacentes.
reflètent les montants pour lesquels les actifs pourraient être
échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes

Les justes valeurs et montants notionnels des instruments financiers dérivés de couverture du risque de change et de taux d’intérêt sont
présentés ci-après :


DÉRIVÉS DE CHANGE


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Juste valeur Nominal Juste valeur Nominal
En millions d'euros
Couverture de juste valeur 20 312 - -
Couverture de flux de trésorerie (23) 5 678 (204) 3 933
Couverture d'investissement net (60) 7 210 101 6 269
Dérivés non qualifiés de couverture (212) 12 003 88 11 167
TOTAL (276) 25 202 (15) 21 369

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


DÉRIVÉS DE TAUX


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Juste valeur Nominal Juste valeur Nominal
En millions d'euros
Couverture de juste valeur 432 4 088 107 4 940
Couverture de flux de trésorerie (635) 3 578 (27) 6 363
Dérivés non qualifiés de couverture 378 26 849 195 35 949
TOTAL 175 34 515 275 47 252

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




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


Les justes valeurs présentées ci-dessus sont de signe positif dans le comptable, bien qu’ils couvrent économiquement des engagements
cas d’un actif et de signe négatif dans le cas d’un passif. en devise ainsi que des emprunts.
Le Groupe qualifie de couverture de juste valeur les instruments
Couverture de juste valeur
dérivés de change couvrant des engagements fermes libellés en
Au 31 décembre 2014, l’impact net des couvertures de juste valeur
devises, ainsi que les opérations de variabilisation de la dette.
enregistré au compte de résultat représente une perte de
Les couvertures de flux de trésorerie correspondent essentiellement
16 millions d’euros.
à de la couverture de flux financiers futurs en devises, ainsi qu’à de
la couverture de dettes à taux variable. Couverture des flux de trésorerie
Les instruments dérivés de couverture d’investissement net sont La maturité des instruments financiers dérivés de change et de taux
essentiellement des swaps de devises. d’intérêt entrant dans une relation de couverture de flux de
trésorerie est la suivante :
Les instruments dérivés non qualifiés de couverture correspondent
à des instruments qui ne peuvent être qualifiés de couverture

AU 31 DÉCEMBRE 2014


Au-delà de 5
Total 2015 2016 2017 2018 2019 ans
En millions d'euros
Juste valeur des dérivés par (658) (10) (34) (12) (18) (52) (533)
date de maturité


Au 31 décembre 2014, une perte de 736 millions d'euros est La part inefficace comptabilisée en résultat au titre des couvertures
comptabilisée dans les capitaux propres. de flux de trésorerie représente une perte de 7 millions d’euros.
Un gain de 11 millions d'euros est reclassé de capitaux propres
vers le compte de résultat en 2014.


AU 31 DÉCEMBRE 2013(1)


Au-delà de 5
Total 2014 2015 2016 2017 2018 ans
En millions d'euros
Juste valeur des dérivés par (231) (21) (47) (22) (53) 15 (103)
date de maturité

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


Couverture d’investissement net prépaiements et de recouvrement adaptées, en particulier pour la
clientèle de masse.
La part inefficace comptabilisée en résultat au titre des couvertures
d’investissement net représente une perte de 2 millions d’euros. Le Groupe a défini une politique qui délègue aux branches la
gestion de ces risques tout en permettant toutefois au Groupe de
conserver la gestion des expositions des contreparties les plus
17.2 Risque de contrepartie importantes.
La qualité de crédit des contreparties se mesure selon un
Le Groupe est exposé, par ses activités opérationnelles et
processus de rating appliqué aux grands clients et intermédiaires
financières, aux risques de défaillance de ses contreparties (clients,
dépassant un certain niveau d’engagement et selon un processus
fournisseurs, partenaires, intermédiaires, banques) lorsque celles-ci
simplifié de scoring appliqué aux clients commerciaux ayant un
se trouvent dans l’impossibilité d’honorer leurs engagements
niveau de consommation moindre. Ces processus sont fondés sur
contractuels. Ce risque résulte de la combinaison d’un risque de
des méthodes formalisées et cohérentes au sein du Groupe. Le
paiement (non-paiement des prestations ou livraisons réalisées), de
suivi des expositions consolidées est effectué par contrepartie et
livraison (non-livraison de prestations ou fournitures payées) et d’un
par segment (qualité de crédit, secteur d’activité…) selon des
risque de remplacement des contrats défaillants (appelé exposition
indicateurs de type exposition courante (risque de paiement,
Mark-to-market correspondant au remplacement dans des
exposition MtM).
conditions différentes de celles prévues initialement).
Le Comité Risque de Marché Énergie (CRME) assure une
17.2.1 Activités opérationnelles consolidation et un suivi trimestriel des expositions sur les
Le risque de contrepartie lié aux activités opérationnelles est géré principales contreparties énergie du Groupe et s’assure du respect
via des mécanismes standards de type garanties de tiers, accords des limites Groupe fixées pour ces contreparties.
de «netting», appels de marge, via l’utilisation d’instruments de
couverture dédiés, ou via le recours à des procédures de




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




CLIENTS ET AUTRES DÉBITEURS
L’encours des créances clients et autres débiteurs dont l’échéance est dépassée est analysé ci-après :

Actifs non
Actifs dépréciés non
Actifs non dépréciés échus à la date de clôture dépréciés échus
0-6 mois 6-12 mois Au-delà d'1 an Total Total Total Total
En millions d'euros
Au 31 décembre 2014 857 241 507 1 605 1 249 19 624 22 478
Au 31 décembre 2013 (1) 860 268 265 1 393 1 160 19 441 21 993

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


Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières
L'antériorité des créances échues non dépréciées peut varier
significativement en fonction des catégories de clients auprès Dans le cas des instruments financiers dérivés relatifs aux matières
desquelles les sociétés du Groupe exercent leur activité, selon qu'il premières, le risque de contrepartie correspond à la juste valeur
III
s'agisse d'entreprises privées, de particuliers ou de collectivités positive des dérivés. Lors de l’évaluation des instruments financiers
publiques. Les politiques de dépréciation retenues dérivés, le facteur risque de contrepartie est intégré dans la
sont déterminées, entité par entité, selon les particularités de ces détermination de la juste valeur de ces dérivés.
différentes catégories de clients. Le Groupe estime par
ailleurs n'être exposé à aucun risque significatif en termes de
concentration de crédit.


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Investment Grade (4) Investment Grade (4)
Total Total
En millions d'euros
 (2)
Exposition brute 7 514 8 369 4 086 4 529
Exposition nette (3) 2 011 2 259 906 1 069
% de l'exposition crédit des contreparties 89,0% 84,7%
«Investment Grade»

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Correspond à l'exposition maximale, c'est-à-dire la valeur des dérivés positionnés à l'actif du bilan (juste valeur positive).
(3) Après prise en compte des positions passives avec les mêmes contreparties (juste valeur négative), du collatéral, d'accords de compensation et d'autres
techniques de rehaussement de crédit.
(4) Sont incluses dans la colonne «Investment Grade» les opérations avec des contreparties dont la notation minimale est respectivement BBB- chez Standard &
Poor’s, Baa3 chez Moody’s, ou un équivalent chez Dun & Bradstreet. L’«Investment Grade» est également déterminé à partir d'un outil de notation interne
déployé dans le Groupe et portant sur les principales contreparties.


17.2.2 Activités financières Afin de diminuer son exposition sur le risque de contrepartie, le
Groupe a renforcé son recours à un cadre juridique normé basé sur
Concernant ses activités financières, le Groupe a mis en place des
des contrats cadres (incluant des clauses de netting) ainsi que des
procédures de gestion et de contrôle du risque basées d’une part
contrats de collatéralisation (appels de marge).
sur l'habilitation des contreparties en fonction de leurs ratings
Le contrôle des risques de contreparties liés à ces activités est
externes, d’éléments objectifs de marché (credit default swap,
assuré au sein de la Direction Financière par un Middle Office
capitalisation boursière) et de leurs surfaces financières et, d'autre
indépendant du Trésorier Groupe.
part, sur des limites de risque de contrepartie.




119
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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


17.2.2.1 Risque de contrepartie lié aux prêts et créances au coût amorti (hors créances clients et autres débiteurs)


PRÊTS ET CRÉANCES AU COÛT AMORTI (HORS CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES DÉBITEURS)
L’encours des prêts et créances au coût amorti (hors créances clients et autres débiteurs) dont l’échéance est dépassée est analysé
ci-après :

Actifs non
Actifs dépréciés non
Actifs non dépréciés échus à la date de clôture dépréciés échus
0-6 mois 6-12 mois Au-delà d'1 an Total Total Total Total
En millions d'euros
Au 31 décembre 2014 17 9 102 129 360 3 595 4 084
Au 31 décembre 2013 (1) 28 9 98 136 317 3 121 3 574

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


17.2.2.2 Risque de contrepartie lié aux activités de placement et à
L’encours des prêts et créances au coût amorti (hors créances
l’utilisation d’instruments financiers dérivés
clients et autres débiteurs) présenté dans le tableau ci-dessus ne
comprend pas les impacts liés aux pertes de valeur, variation de Le Groupe est exposé au risque de contrepartie sur le placement de
juste valeur et application de coût amorti qui s'élèvent au total à ses excédents et au travers de l’utilisation d’instruments financiers
-199 millions d'euros (contre -206 millions d’euros au 31 décembre dérivés. Dans le cas des instruments financiers à la juste valeur par
2013). L’évolution de ces éléments est présentée en Note 16.1.2 résultat, ce risque correspond à la juste valeur positive. Lors de
«Prêts et créances au coût amorti». l’évaluation des instruments financiers dérivés, le facteur risque de
contrepartie est intégré dans la détermination de la juste valeur de
ces dérivés.


Au 31 décembre 2014, le total des encours exposés au risque crédit est de 9 354 millions d’euros.


31 déc. 2014 31 déc. 2013
Non Non
Investment Sans Investment Investment Sans Investment
Grade (2) notation (3) Grade (3) Grade (2) notation (3) Grade (3)
Total Total
En millions d'euros
Exposition (1) 9 354 96,0% 3,0% 1,0% 9 525 93,0% 6,0% 1,0%

(1) Après prise en compte des contrats de collatéralisation.
(2) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poors ou Baa3 chez Moody's.
(3) L'essentiel de ces deux expositions est porté par des sociétés consolidées dans lesquelles existent des participations ne donnant pas le contrôle ou par des
sociétés du Groupe opérant dans des pays émergents, où la trésorerie n'est pas centralisable et est donc placée localement.


Par ailleurs au 31 décembre 2014, aucune contrepartie ne représentait plus de 23% des placements des excédents.


pooling du Groupe, situés en France, en Belgique ainsi qu’au
17.3 Risque de liquidité
Luxembourg.
Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé à un risque Les excédents portés par les véhicules centraux sont gérés dans le
de manque de liquidités permettant de faire face à ses cadre d’une politique unique, et ceux ne pouvant être centralisés
engagements contractuels. Aux risques inhérents à la gestion du sont investis sur des supports sélectionnés au cas par cas en
besoin en fonds de roulement (BFR) viennent s’ajouter les appels de fonction des contraintes des marchés financiers locaux et de la
marge requis par certaines activités de marché. solidité financière des contreparties.
Le Groupe a mis en place un comité trimestriel dont la mission est La succession des crises financières depuis 2008 et l’augmentation
de piloter et suivre le risque de liquidité du Groupe. Il s’appuie pour du risque de contrepartie ont conduit le Groupe à renforcer sa
ce faire sur la diversification du portefeuille de placements, les politique d’investissement avec un objectif d’extrême liquidité et de
sources de financement, les projections de flux futurs en terme protection du capital investi (au 31 décembre 2014, 99% de la
d’investissements et désinvestissements et des stress tests sur les trésorerie centralisée était investie en dépôts bancaires au jour le
appels de marge mis en place lors de la négociation de dérivés sur jour ou en OPCVM monétaires réguliers à liquidité jour), et un suivi
matières premières, de taux et de change. quotidien des performances et des risques de contrepartie sur ces
deux types d’investissements, permettant une réactivité immédiate.
Le Groupe centralise la quasi-totalité des besoins et des excédents
de trésorerie des sociétés contrôlées, ainsi que la majorité de leurs La politique de financement du Groupe s’appuie sur les principes
besoins de financement externes à moyen et long terme. La suivants :
centralisation est assurée via des véhicules de financement (long
centralisation des financements externes ;
terme et court terme) ainsi que via des véhicules dédiés de cash




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


diversification des sources de financements entre le marché bancaires confirmées afin que le Groupe puisse continuer à se
bancaire et le marché des capitaux ; financer dans le cas où l’accès à cette source de financement
viendrait à se tarir.
profil de remboursement équilibré des dettes financières.
La trésorerie, composée de la trésorerie et équivalents de trésorerie
Le Groupe diversifie ses ressources de financement en procédant le
et des actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors
cas échéant à des émissions obligataires publiques ou privées,
appels de marge) s’élève à 9 354 millions d’euros au
dans le cadre de son programme d’Euro Medium Term Note, et à
31 décembre 2014 dont 76% placés dans la zone euro.
des émissions de billets de trésorerie (Commercial Papers) en
France et aux États-Unis. Le Groupe dispose également de facilités de crédit confirmées
compatibles avec sa taille et les échéances auxquelles il doit faire
Au 31 décembre 2014, les ressources bancaires représentent 23%
face. Le montant de ces facilités de crédit confirmées représente
de la dette brute (hors découverts bancaires, coût amorti et effet
13 976 millions d’euros au 31 décembre 2014, dont 13 288 millions
des dérivés), le reste étant principalement financé par le marché des
d’euros de lignes disponibles. 91% des lignes de crédit disponibles
capitaux (dont 22 860 millions d’euros de dettes obligataires, soit
sont centralisées. Aucune de ces lignes centralisées ne contient de
63% de la dette brute).
clause de défaut liée à des ratios financiers ou à des niveaux de
Les encours d’émission de papier à court terme représentent 14%
notation.
de la dette brute et s’élèvent à 5 219 millions d’euros au

III
Au 31 décembre 2014, toutes les sociétés du Groupe dont la dette
31 décembre 2014. Ces programmes sont utilisés de manière
est consolidée sont en conformité avec les covenants et
conjoncturelle ou structurelle pour financer les besoins à court
déclarations figurant dans leur documentation financière.
terme du Groupe en raison de leur coût attractif et de leur liquidité.
La totalité des encours est toutefois adossée à des facilités
17.3.1 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités financières
Au 31 décembre 2014, les flux contractuels non actualisés sur l’endettement net hors coût amorti, effets des instruments financiers dérivés et
appels de marge par date de maturité sont les suivants :


AU 31 DÉCEMBRE 2014


Au-delà de
Total 2015 2016 2017 2018 2019 5 ans
En millions d'euros
Emprunts obligataires 22 860 1 705 2 361 2 397 1 701 933 13 763
Emprunts bancaires 6 093 1 116 1 084 998 652 225 2 019
Billets de trésorerie 5 219 5 219 - - - - -
Tirages sur facilités de crédit 688 48 11 11 10 10 598
Emprunts sur location-financement 515 92 103 56 47 170 47
Autres emprunts 1 010 458 189 206 21 41 94
Découverts bancaires et comptes courants de 469 469 - - - - -
trésorerie
ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES 36 855 9 108 3 747 3 668 2 432 1 380 16 521
Actifs liés au financement (71) (16) (2) - - - (53)
Actifs financiers évalués à la juste valeur par (808) (808) - - - - -
résultat (hors appels de marge)
Trésorerie et équivalents de trésorerie (8 546) (8 546) - - - - -
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, 27 430 (262) 3 745 3 668 2 432 1 380 16 468
EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS
DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)


Au-delà de
Total 2014 2015 2016 2017 2018 5 ans
En millions d'euros
ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES 37 695 9 131 3 043 3 199 3 924 2 825 15 574
Actifs liés au financement, Actifs financiers (9 530) (9 453) (1) (2) (1) - (73)
évalués à la juste valeur par résultat (hors
appels de marge) et Trésorerie et équivalents
de trésorerie
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, 28 166 (322) 3 043 3 197 3 923 2 825 15 500
EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS
DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL

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


Au 31 décembre 2014, les flux contractuels d’intérêts non actualisés sur l’encours des dettes financières par date de maturité sont les
suivants :


AU 31 DÉCEMBRE 2014


Au-delà de
Total 2015 2016 2017 2018 2019 5 ans
En millions d'euros
Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur 11 879 1 163 1 021 938 818 732 7 206
l'encours des dettes financières


AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)


Au-delà de
Total 2014 2015 2016 2017 2018 5 ans
En millions d'euros
Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur 12 886 1 246 1 134 1 040 965 829 7 672
l'encours des dettes financières

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


Au 31 décembre 2014, les flux contractuels non actualisés sur l’encours des dérivés (hors matières premières) enregistrés au passif et à
l’actif par date de maturité sont les suivants (montants nets).


AU 31 DÉCEMBRE 2014


Au-delà de
Total 2015 2016 2017 2018 2019 5 ans
En millions d'euros
Dérivés (hors matières premières) (579) 98 (128) (80) (19) (11) (440)


AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)


Au-delà de
Total 2014 2015 2016 2017 2018 5 ans
En millions d'euros
Dérivés (hors matières premières) (838) (151) (126) (92) (4) (55) (411)

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




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS


Afin de refléter au mieux la réalité économique des opérations, les flux liés aux dérivés enregistrés au passif et à l’actif présentés ci-dessus
correspondent à des positions nettes.
Les facilités de crédit confirmées non utilisées ont les échéances suivantes :


AU 31 DÉCEMBRE 2014

Au-delà de
Total 2015 2016 2017 2018 2019 5 ans
En millions d'euros
Programme de facilités de crédit confirmées 13 288 1 049 1 283 1 094 4 572 5 021 269
non utilisées


Parmi ces programmes disponibles, 5 219 millions d’euros sont affectés à la couverture des billets de trésorerie émis.
Au 31 décembre 2014, aucune contrepartie ne représentait plus de 6% des programmes de lignes de crédit confirmées non tirées.


AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)
III
Au-delà de
Total 2014 2015 2016 2017 2018 5 ans
En millions d'euros
Programme de facilités de crédit confirmées 13 422 2 361 4 893 1 319 131 4 534 185
non utilisées

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



17.3.2 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités opérationnelles
Le tableau ci-dessous représente une analyse des flux de juste valeur non-actualisés dus et à recevoir des instruments financiers dérivés sur
matières premières passifs et actifs enregistrés à la date de clôture.
RISQUE DE LIQUIDITÉ
Le Groupe présente une analyse des échéances contractuelles résiduelles pour les instruments financiers dérivés afférents aux activités de
portfolio management. Les instruments financiers dérivés relatifs aux activités de trading sont réputés liquides à moins d’un an et sont
présentés en courant dans l’état de situation financière.

Au-delà de
Total 2015 2016 2017 2018 2019 5 ans
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés passifs
afférents aux activités de portfolio (3 159) (2 259) (655) (190) (42) (8) (6)
management
afférents aux activités de trading (3 401) (3 401) - - - - -
Instruments financiers dérivés actifs
afférents aux activités de portfolio 2 750 2 053 586 71 1 21 18
management
afférents aux activités de trading 5 641 5 641 - - - - -
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2014 1 832 2 035 (69) (119) (40) 13 12


Au-delà de
Total 2014 2015 2016 2017 2018 5 ans
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés passifs
afférents aux activités de portfolio (2 819) (1 792) (730) (220) (23) (10) (45)
management
afférents aux activités de trading (1 903) (1 903) - - - - -
Instruments financiers dérivés actifs
afférents aux activités de portfolio 2 391 1 489 632 192 31 22 26
management
afférents aux activités de trading 2 155 2 155 - - - - -
 (1)
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2013 (176) (51) (97) (28) 8 11 (19)

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




123
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 ÉLÉMENTS SUR CAPITAUX PROPRES



17.3.3 Engagements relatifs aux contrats de vente et d’achat concernés à leur livrer ou acheter de manière ferme, des quantités
de matières premières entrant dans le cadre de déterminées de gaz, d’électricité ou de vapeur ainsi que les services
l’activité normale du Groupe associés. Ces contrats ont été documentés comme étant en dehors
du champ d’application d’IAS 39. Le tableau ci-dessous regroupe
Dans le cadre de leur activité normale, certaines sociétés
les principaux engagements futurs afférents aux contrats des
opérationnelles du Groupe ont souscrit des contrats à long terme
branches Global Gaz & GNL, Énergie Europe et Energy International
dont certains intègrent des clauses de take-or-pay par lesquelles
(exprimés en TWh).
elles s’engagent à acheter ou vendre de manière ferme, et les tiers


Total au Au-delà Total au
31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014 2015 2016-2019 de 5 ans
En TWh
Achats fermes (7 738) (915) (2 839) (3 984) (8 484)
Ventes fermes 1 694 493 586 615 1 602

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


17.3.4 Risque sur actions Le principal titre non coté correspond à la participation de 9%
détenue dans le gazoduc Nordstream dont la valorisation est
Au 31 décembre 2014, les titres disponibles à la vente détenus par
fondée sur la méthode «DDM», dite de l’actualisation des dividendes
le Groupe s’élèvent à 2 893 millions d’euros (cf. Note 16.1.1
(«Discounted Dividend Method»).
«Titres disponibles à la vente»).
La gestion du portefeuille d’actions cotées et non cotées du Groupe
Une variation à la baisse de 10% des cours de bourse des titres
est encadrée par une procédure d’investissement spécifique et fait
cotés générerait une perte avant impôts d’environ
l’objet d’un reporting régulier à la Direction Générale.
141 millions d’euros sur le résultat global du Groupe.




NOTE 18 Éléments sur capitaux propres

18.1 Informations sur le capital social et les actions propres

Nombre d'actions Valeurs comptables (en millions d'euros)
Actions En Capital Actions
Total propres circulation social Primes propres
AU 31 DÉCEMBRE 2012 2 412 824 089 (55 533 833) 2 357 290 256 2 413 32 207 (1 206)
Achats et ventes d'actions propres 2 990 812 2 990 812 97
AU 31 DÉCEMBRE 2013 2 412 824 089 (52 543 021) 2 360 281 068 2 413 32 207 (1 109)
Augmentation de capital 22 460 922 22 460 922 22 301
Autres variations (3)
Achats et ventes d'actions propres 7 713 224 7 713 224 152
AU 31 DÉCEMBRE 2014 2 435 285 011 (44 829 797) 2 390 455 214 2 435 32 506 (957)


L’évolution du nombre d’actions en circulation durant l’exercice des acquisitions nettes réalisées sur le contrat de liquidité pour
0,3 million d’actions propres ;
2014 résulte :
et des livraisons d’actions propres à hauteur de 3 millions
des augmentations de capital réservées aux salariés au sein du
d’actions dans le cadre des plans d’options d’achat d’actions ou
plan mondial d’actionnariat salarié dénommé «LINK 2014». Au
d’attributions gratuites d’actions.
total, 22,2 millions d’actions ont été souscrites, et 0,3 million
d’actions ont été attribuées gratuitement au titre de
l’abondement, soit 22,5 millions d'actions portant le montant de
18.1.1 Capital potentiel et instruments donnant accès à de
l’augmentation de capital du 11 décembre à 324 millions d’euros.
nouvelles actions de GDF SUEZ SA
Ce montant se répartit en une augmentation de 22 millions
d’euros de capital et 301 millions d’euros de prime d’émission ;
Les instruments donnant accès à de nouvelles actions de
des cessions nettes réalisées dans le cadre du contrat de liquidité GDF SUEZ SA sont uniquement constitués des options de
pour 7 millions d’actions propres ; souscription d’actions attribuées par le Groupe à ses salariés et ses
et des livraisons d’actions propres à hauteur de 1 million mandataires sociaux. Les plans d’options de souscription d’actions
d’actions dans le cadre des plans d’options d’achat d’actions ou en vigueur au 31 décembre 2014 sont décrits dans la Note 24.1.1
d’attributions gratuites d’actions. «Historique des plans de stock-options en vigueur». Le nombre
Les variations du nombre d’actions durant l’exercice 2013 maximal d’actions nouvelles pouvant être créées en cas d’exercice
résultaient : de ces options s’élève à 10 millions au 31 décembre 2014.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 ÉLÉMENTS SUR CAPITAUX PROPRES


Les attributions effectuées dans le cadre de plans d’actions réserve ne peut être distribuée aux actionnaires qu’en cas de
gratuites et des plans d’actions de performance ainsi que les liquidation. Le montant de la réserve légale de la société GDF SUEZ
attributions d’options d’achat d’actions décrites dans la Note 24 SA s’élève à 244 millions d’euros.
«Paiements fondés sur des actions» seront couvertes par des Les pertes et gains actuariels cumulés part du Groupe représentent
actions existantes de GDF SUEZ SA. -2 933 millions d’euros au 31 décembre 2014 (-1 301 millions
d’euros au 31 décembre 2013) ; les impôts différés liés à ces pertes
18.1.2 Actions propres
et gains actuariels s’élèvent à 909 millions d’euros au 31 décembre
Le Groupe dispose d’un plan de rachat d’actions propres résultant 2014 (432 millions d’euros au 31 décembre 2013).
de l’autorisation conférée au Conseil d’Administration par
Le produit des émissions de titres super-subordonnés nets des
l’Assemblée Générale Mixte du 28 avril 2014. Le nombre maximum
coupons payés à leurs détenteurs s’élève à 3 564 millions d’euros.
d’actions acquises en application de ce programme ne peut
excéder 10% du capital de la société GDF SUEZ SA à la date de 18.2.1 Émission de titres super-subordonnés
cette Assemblée Générale. Le montant total des acquisitions net de
GDF SUEZ SA a effectué le 22 mai 2014 une émission de titres
frais ne pourra excéder 9,6 milliards d’euros tandis que le prix
super-subordonnés à durée indéterminée. Cette opération, qui a
acquitté devra être inférieur à 40 euros par action, hors frais
permis au Groupe de lever un montant équivalent à 2 milliards
d’acquisition.
d’euros, a été réalisée en deux tranches offrant un coupon moyen
III
Au 31 décembre 2014, le Groupe détient 44,8 millions d’actions de 3,4% :
propres, lesquelles sont intégralement affectées à la couverture des
une tranche de 1 000 millions d'euros portant un coupon de 3%
engagements du Groupe en matière d’attribution d’actions aux
avec une option annuelle de remboursement à partir de
salariés et mandataires sociaux.
juin 2019 ;
Le contrat de liquidité signé avec un prestataire de service
une tranche de 1 000 millions d'euros portant un coupon de
d’investissement délègue à ce dernier un rôle d’intervention 3,875% avec une option annuelle de remboursement à partir de
quotidienne sur le marché, à l’achat et à la vente des actions juin 2024.
GDF SUEZ SA, visant à assurer la liquidité et à animer le marché du
Conformément aux dispositions d’IAS 32 - Instruments financiers –
titre sur les places boursières de Paris et Bruxelles. Les moyens
Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques, ces
actuels affectés à la mise en œuvre de ce contrat s’élèvent à
instruments sont comptabilisés en capitaux propres dans les états
150,0 millions d’euros.
financiers consolidés du Groupe, pour un montant total de
1 974 millions d’euros.
Les coupons attribuables aux détenteurs de ces titres, dont
18.2 Autres informations sur les primes, les
67 millions d’euros payés en 2014, sont comptabilisés en déduction
réserves consolidées et les émissions des capitaux propres dans les états financiers consolidés du
de titres super-subordonnés (part du Groupe ; l’économie d’impôt afférente est comptabilisée dans le
Groupe) compte de résultat.
Le 3 juillet 2013, GDF SUEZ SA avait réalisé une émission de titres
Les primes, les réserves consolidées et les émissions de titres
super-subordonnés à durée indéterminée. Cette transaction, qui
super-subordonnés (y compris le résultat de l’exercice) s’élèvent à
avait permis au Groupe de lever un montant équivalent à 1,7 milliard
48 484 millions d’euros au 31 décembre 2014, dont 32 506 millions
d’euros, avait été répartie en trois tranches offrant un coupon
d’euros au titre des primes liées au capital.
moyen de 4,4%.
Les réserves consolidées comprennent les résultats cumulés du
18.2.2 Capacité distributive de GDF SUEZ SA
Groupe, les réserves légales et statutaires de la société
GDF SUEZ SA, les pertes et gains actuariels cumulés nets d’impôt. La capacité distributive totale de la société GDF SUEZ SA s’élève à
En application des dispositions légales françaises, 5% du résultat 38 690 millions d’euros au 31 décembre 2014 (contre
net des sociétés françaises doit être affecté à la réserve légale 40 747 millions d’euros au 31 décembre 2013), dont
jusqu’à ce que celle-ci représente 10% du capital social. Cette 32 506 millions d’euros au titre des primes liées au capital.




125
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 ÉLÉMENTS SUR CAPITAUX PROPRES



18.2.3 Dividendes
Le tableau ci-après présente les dividendes et acomptes sur dividendes versés par GDF SUEZ SA au titre des exercices 2013 et 2014.


Montant réparti (en millions d'euros) Dividende net par action (en euros)
Au titre de l'exercice 2013
Acompte (payé le 20 novembre 2013) 1 959 0,83
Solde du dividende au titre de 2013 (payé le 6 mai 2014) 1 583 0,67
Au titre de l'exercice 2014
Acompte (payé le 15 octobre 2014) 1 184 0,50

Dividendes proposés au titre de l’exercice 2014
La contribution additionnelle de 3%, instaurée par la loi de Finances
2012, réglée au titre des dividendes et acomptes distribués Il sera proposé à l’Assemblée Générale du Groupe GDF SUEZ
respectivement en mai et octobre 2014 s’élève à 86 millions d’euros statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2014 de
(106 millions d’euros pour les versements effectués en 2013) et est verser un dividende unitaire de 1 euro par action soit un montant
comptabilisée en compte de résultat. total de 2 379 millions d’euros sur la base du nombre d’actions en
L’Assemblée Générale du 28 avril 2014 a décidé la distribution d’un circulation au 31 décembre 2014. Un acompte de 0,50 euro par
dividende de 1,50 euro par action au titre de l’exercice 2013. Un action sur ce dividende a déjà été versé le 15 octobre 2014 soit
acompte de 0,83 euro par action ayant été payé en numéraire le 1 184 millions d’euros.
20 novembre 2013 pour un montant de 1 959 millions d'euros, Sous réserve d’approbation par l’Assemblée Générale, le dividende,
GDF SUEZ SA a réglé en numéraire le 6 mai 2014 le solde du net de l’acompte versé, détaché le 30 avril 2015, et n’est pas
dividende de 0,67 euro par action pour un montant de reconnu en tant que passif dans les comptes au 31 décembre
1 583 millions d'euros. Par ailleurs, le Conseil d’Administration du 2014, les états financiers à fin 2014 étant présentés avant
30 juillet 2014 a décidé la mise en paiement le 15 octobre 2014 affectation.
d’un acompte sur dividende de 0,50 euro par action pour un
montant total de 1 184 millions d’euros.


18.3 Total gains et pertes recyclables reconnus en capitaux propres (part du Groupe)
Tous les éléments figurant dans le tableau ci-dessous correspondent aux pertes et gains cumulés (part du Groupe) au 31 décembre 2014 et
au 31 décembre 2013, qui sont recyclables en résultat.


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Actifs financiers disponibles à la vente 462 415
Couverture d'investissement net (197) 245
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières) (904) (203)
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières) 195 (40)
Impôts différés sur éléments ci-dessus 163 (47)
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments (347) (219)
recyclables, net d'impôt
Écarts de conversion 193 (1 353)
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES (435) (1 201)

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


nouvelles actions, lancer des plans de paiement fondés sur actions,
18.4 Gestion du capital
redimensionner son enveloppe d’investissements ou vendre des
actifs pour réduire son endettement financier net.
GDF SUEZ cherche à optimiser de manière continue sa structure
financière par un équilibre optimal entre son endettement financier Le Groupe a comme politique de maintenir une notation de
net et son EBITDA. L’objectif principal du Groupe en termes de catégorie «A» auprès des agences de notation. À cette fin, il gère sa
gestion de sa structure financière est de maximiser la valeur pour les structure financière en tenant compte des éléments généralement
actionnaires, de réduire le coût du capital, tout en assurant la retenus par ces agences, à savoir le profil opérationnel du Groupe,
flexibilité financière nécessaire à la poursuite de son développement. sa politique financière et un ensemble de ratios financiers. Parmi
Le Groupe gère sa structure financière et procède à des ceux-ci, un des ratios le plus souvent utilisé est celui qui reprend, au
ajustements au regard de l’évolution des conditions économiques. numérateur, les cash flows opérationnels diminués des charges
Dans ce cadre, il peut ajuster le paiement de dividendes aux financières nettes et impôts exigibles et, au dénominateur,
actionnaires, rembourser une partie du capital, procéder au rachat l’endettement financier net ajusté. Les ajustements sur
d’actions propres (cf. Note 18.1.2 «Actions propres»), émettre de l’endettement financier net portent principalement sur la prise en




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 PROVISIONS


compte des provisions nucléaires, des provisions pour pensions En dehors des exigences légales, GDF SUEZ SA n’est sujet à
non couvertes ainsi que des engagements de location simple. aucune exigence externe en termes de capitaux propres minimum.
Les objectifs, politiques et procédures de gestion sont demeurés
identiques depuis plusieurs exercices.




NOTE 19 Provisions


Reprises Reprises Variation
31 déc. pour pour de Effet de la Écarts de 31 déc.
2013 (1) Dotations utilisation excédent périmètre désactualisation change Autres 2014
En millions d'euros
Avantages postérieurs à 4 390 230 (317) (5) 51 170 5 1 708 6 233
l'emploi et autres avantages
III
long terme
Gestion de l'aval du cycle du 4 239 77 (28) - - 203 - - 4 491
combustible nucléaire
Démantèlement des 3 767 1 (31) (18) (21) 174 3 38 3 911
installations (2)
Reconstitution de sites 1 191 1 (22) (29) (9) 27 (16) 202 1 345
Litiges, réclamations et 871 126 (87) (90) 15 7 44 4 891
risques fiscaux
Autres risques 1 640 377 (392) (40) 11 28 7 37 1 668
TOTAL PROVISIONS 16 098 813 (876) (183) 47 609 43 1 989 18 539

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Dont 3 467 millions d’euros au 31 décembre 2014 de provisions pour démantèlement des installations nucléaires, contre 3 364 millions d’euros au 31 décembre
2013.


L’effet de désactualisation portant sur les avantages postérieurs à La colonne «Autres» se compose essentiellement des écarts
l’emploi et autres avantages long terme correspond à la charge actuariels générés en 2014 sur les avantages postérieurs à l’emploi,
d’intérêts sur les obligations de retraite, nette du rendement attendu lesquels sont comptabilisés en «Autres éléments du résultat global».
sur les actifs de couverture.
Les flux de dotations, reprises et désactualisation présentés ci-dessus, sont ventilés de la façon suivante dans le compte de résultat :


31 déc. 2014
En millions d'euros
Résultat des activités opérationnelles 234
Autres produits et charges financiers (609)
Impôts 13
TOTAL (362)

L’analyse par nature des provisions et les principes applicables à leurs modalités de calcul sont exposés ci-dessous.



19.1 Avantages postérieurs à l’emploi et 19.2 Obligations relatives aux installations
autres avantages long terme de production nucléaire
Se reporter à la Note 20 «Avantages postérieurs à l’emploi et autres Dans le cadre de la production d’énergie à partir d’unités nucléaires,
avantages long terme». le Groupe assume des obligations de traitement de l’aval du cycle
du combustible nucléaire et de démantèlement des centrales
nucléaires.

19.2.1 Cadre légal
La loi belge du 11 avril 2003, modifiée par la loi du 25 avril 2007,
attribue à Synatom, filiale du Groupe, la gestion des provisions pour
le démantèlement des centrales nucléaires et pour la gestion des
matières fissiles irradiées dans ces centrales. Cette loi a organisé
l’établissement d’une Commission des provisions nucléaires dont la




127
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 PROVISIONS


mission est de contrôler le processus de constitution et la gestion considérés pour la gestion du combustible irradié : soit une gestion
de ces provisions. Cette Commission émet également des avis sur basée essentiellement sur le retraitement, soit une gestion basée
la révision du pourcentage maximal des fonds que Synatom peut essentiellement sur le conditionnement, sans retraitement. Le
prêter aux exploitants nucléaires ainsi que sur les catégories d’actifs gouvernement belge n’a, à ce jour, pas encore arrêté sa décision
dans lesquels Synatom peut investir la part des fonds qu’elle ne quant au scénario qui devra être suivi en Belgique.
peut prêter aux exploitants nucléaires. Le scénario retenu par la Commission des provisions nucléaires est
Pour permettre à la Commission des provisions nucléaires de un scénario «mixte» : une partie du combustible, soit environ le
remplir ses missions, conformément à la loi dont il est question quart du combustible total, est retraitée, pour réutilisation dans les
ci-avant, Synatom est tenue de lui transmettre, tous les trois ans, un centrales belges, et une autre partie est évacuée directement, sans
dossier décrivant les caractéristiques de base de la constitution de retraitement.
ces provisions. Le Groupe constitue des provisions qui couvrent l’ensemble des
Un dossier de réévaluation trisannuelle des provisions nucléaires a coûts liés à ce scénario «mixte» : stockage sur site, transport,
été transmis le 18 septembre 2013 par Synatom à la Commission retraitement par un centre approuvé, conditionnement, entreposage
des provisions nucléaires qui a rendu son avis le 18 novembre et évacuation.
2013, sur base de l’avis conforme émis par l’ONDRAF (Organisme Les provisions pour aval du cycle sont déterminées sur la base des
national des déchets radioactifs et des matières fissiles enrichies). principes et paramètres suivants :
Pour l’exercice 2014, les caractéristiques de base des provisions, les coûts d’entreposage comprennent essentiellement les coûts
scénario industriel de gestion, programme et calendrier de mise en de construction et d’exploitation des piscines de même que les
œuvre, analyses techniques détaillées (inventaires physiques et coûts d’achat des conteneurs. Ils sont principalement encourus
radiologiques), estimation du montant et échéancier des dépenses, entre 2013 et 2028 ;
de même que taux d’actualisation, correspondent à celles une partie du combustible irradié est transférée pour retraitement,
approuvées par la Commission des provisions nucléaires, le Groupe les opérations de retraitement étant réalisées entre 2016 et 2026.
s’étant assuré que ces hypothèses demeurent les plus adéquates. L’hypothèse retenue est la cession à des tiers du plutonium issu
L’évolution des provisions en 2014 est donc essentiellement liée aux du retraitement ;
éléments récurrents que sont le passage du temps (désactualisation) le combustible irradié et non retraité est conditionné entre 2035 et
et les dotations pour le combustible irradié au cours de l’année. 2052, ce qui nécessite la construction d’installations de
conditionnement en fonction de critères d’acceptation émis par
Les provisions constituées intègrent dans leurs hypothèses
l’ONDRAF ;
l’ensemble des obligations réglementaires environnementales
existantes ou dont la mise en place est prévue au niveau européen, entre 2017 et 2053, les résidus du retraitement et le combustible
irradié conditionné seront transférés à l’ONDRAF ;
national ou régional. Si une législation complémentaire devait être
introduite dans le futur, les coûts estimés servant de base aux les opérations d’évacuation en couche géologique profonde, dont
calculs seraient susceptibles de varier. Le Groupe n’a toutefois pas les coûts sont estimés par l’ONDRAF, devraient se dérouler entre
connaissance d’évolutions complémentaires dans la réglementation 2085 et 2095. Les principaux décaissements devraient s’étaler
jusqu’en 2058 ;
sur la constitution de ces provisions qui pourraient affecter de
manière significative les montants provisionnés. l’engagement à terme est calculé sur base de coûts internes
estimés et de coûts externes évalués à partir d’offres reçues de
L’évaluation des provisions intègre des marges pour aléas et
tiers ou de propositions de tarifs émanant d’organismes
risques afin de tenir compte du degré de maîtrise des techniques de
indépendants ;
démantèlement et de gestion du combustible. Ces marges sont
le taux d’actualisation de 4,8% (taux réel de 2,8% et taux
estimées par le Groupe pour chaque catégorie de coût. Les marges
d’inflation de 2,0%) est basé sur une analyse de l’évolution et de
pour aléas relatifs à l’évacuation des déchets sont déterminées par
la moyenne, historiques et prospectives, des taux de référence à
l’ONDRAF et intégrées dans ses tarifs.
long terme ;
Les provisions ont été établies au 31 décembre 2014 compte tenu
le calcul des dotations à la provision est effectué sur la base d’un
du cadre contractuel et légal actuel qui fixe la durée d’exploitation
coût unitaire moyen pour l’ensemble des quantités utilisées
des unités nucléaires à 50 ans pour Tihange 1 et à 40 ans pour les
jusqu’à la fin de la période d’exploitation des centrales ;
autres unités.
une dotation annuelle, correspondant à l’effet de désactualisation
À noter qu’une extension de la durée d’exploitation d’une ou de de la provision, est également comptabilisée.
plusieurs unités nucléaires se traduirait par un report du calendrier des
Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer
opérations de démantèlement sur ces unités. Il pourrait en résulter
de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur échéance. Le
une articulation moins optimale des tâches par rapport au
montant de ces provisions pourrait également être ajusté dans le
démantèlement de l’ensemble des unités du parc et un échéancier
futur en fonction de l’évolution des paramètres présentés ci-dessus.
plus tardif des décaissements. La contrepartie d’une révision de ces
Ces paramètres sont cependant établis sur la base des informations
provisions consisterait, sous certaines conditions, en un ajustement
et estimations que le Groupe estime les plus adéquates à ce jour, et
des actifs concernés à due concurrence.
approuvées par la Commission des provisions nucléaires.
19.2.2 Provisions pour la gestion de l’aval du cycle du Plus particulièrement, le cadre réglementaire belge actuel ne définit
combustible nucléaire pas les modalités de gestion des déchets nucléaires. Suite à une
résolution adoptée par la Chambre des Représentants en 1993, le
Après son déchargement d’un réacteur, le combustible nucléaire
retraitement du combustible irradié a été suspendu. Le scénario
irradié doit faire l’objet d’un traitement. Deux scénarii peuvent être
retenu repose sur l’hypothèse que le gouvernement belge autorisera




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 PROVISIONS


Synatom à retraiter l’uranium et qu’un accord entre la Belgique et la la valeur actuelle de l’engagement au moment de la mise en
service constitue le montant initial de la provision avec, en
France sera conclu aux fins de permettre à Areva d’effectuer ce
contrepartie, un actif d’un montant identique repris dans les
retraitement.
immobilisations corporelles concernées. Cet actif est amorti sur la
Un scénario basé sur une évacuation directe des déchets, sans
durée d’exploitation restante depuis la date de mise en service
retraitement préalable, conduirait à une provision inférieure à celle
industrielle ;
résultant du scénario «mixte» approuvé par la Commission des
une dotation annuelle à la provision, correspondant à la charge
provisions nucléaires.
d’intérêt sur la provision existante à la fin de l’année précédente,
Par ailleurs, le gouvernement belge n’a pas encore pris de décision est calculée au taux retenu pour l’actualisation.
quant à la gestion des déchets, soit en dépôt géologique profond, Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer
soit en entreposage de longue durée. Conformément à la Directive de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur échéance. Le
européenne, le gouvernement doit arrêter pour 2015 son plan de montant de ces provisions pourrait également être ajusté dans le
gestion du combustible irradié et des déchets radioactifs. futur en fonction de l’évolution des paramètres présentés ci-dessus.
L’hypothèse intégrée dans le scénario retenu par la Commission Ces paramètres sont cependant établis sur la base des informations
des provisions nucléaires se base sur le dépôt en couche et estimations que le Groupe estime les plus adéquates à ce jour, et
géologique profonde, tel que préconisé dans le «plan déchets» de approuvées par la Commission des provisions nucléaires.
l’ONDRAF. Il n’y a, à ce jour, pas de site qualifié en Belgique mais
III
Par ailleurs, le scénario retenu repose sur un plan de
l’ONDRAF estime être en mesure de confirmer, à l’horizon 2020, la
démantèlement et des calendriers qui devront être approuvés par
capacité de l’argile de Boom à accepter les déchets issus du cycle
les autorités de sûreté nucléaire.
du combustible nucléaire.
Les unités nucléaires sur lesquelles le Groupe détient un droit de capacité
19.2.3 Provisions pour le démantèlement des sites de font également l’objet d’une provision à concurrence de la quote-part
production nucléaire dans les coûts attendus de démantèlement qu’il doit supporter.
Au terme de leur durée d’exploitation, les centrales nucléaires doivent
19.2.4 Sensibilité
être démantelées. Les provisions constituées dans les comptes du
Sur base des paramètres actuellement appliqués pour l’estimation
Groupe sont destinées à couvrir tous les coûts relatifs tant à la phase
des coûts et du calendrier des décaissements, une variation du taux
de mise à l’arrêt définitif, qui concerne les opérations de
réel d’actualisation de 10 points de base est susceptible d’entraîner
déchargement et d’évacuation du combustible irradié de la centrale,
une modification du solde des provisions pour démantèlement et
qu’à la période de démantèlement proprement dite qui conduit au
traitement de l’aval du cycle du combustible nucléaire de l’ordre de
déclassement et à l’assainissement du site.
100 millions d’euros, à la hausse en cas de diminution du taux et à la
Les provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires sont
baisse en cas d’augmentation du taux.
constituées sur la base des principes et paramètres suivants :
À noter qu’une évolution propre à la révision de la provision pour
le montant à décaisser à terme est déterminé en fonction des
démantèlement n’aurait pas d’impact immédiat sur le résultat, la
coûts estimés par centrale nucléaire, sur base d’une étude
contrepartie consistant, sous certaines conditions, en un ajustement
réalisée par un bureau d’experts indépendants et en retenant
à due concurrence des actifs correspondants.
comme hypothèse la réalisation d’un démantèlement en série des
centrales ; Il convient par ailleurs de préciser que les sensibilités, telles que
un taux d’inflation de 2,0% est appliqué jusqu’à la fin du présentées ci-dessus conformément aux prescrits normatifs, sont
démantèlement pour la détermination de la valeur future de mécaniques et doivent s’analyser avec toutes les précautions
l’engagement ; d’usage compte tenu des nombreux autres paramètres, en partie
interdépendants, intégrés dans l’évaluation. En outre, la périodicité
un taux d’actualisation de 4,8% (y compris 2,0% d’inflation) est
appliqué pour la détermination de la valeur actuelle de de la révision par la Commission des provisions nucléaires, telle
l’engagement (NPV). Il est identique à celui retenu pour la qu’instaurée légalement, permet d’assurer une correcte évaluation
provision pour la gestion de l’aval du cycle du combustible de l’ensemble de l’engagement.
nucléaire ;
la durée d’exploitation des unités nucléaires est de 50 ans pour
19.3 Démantèlements relatifs aux autres
Tihange 1 et de 40 ans pour les autres unités ;
installations
les opérations techniques de mise à l’arrêt définitif des
installations se déroulent habituellement sur une période de
3 à 4 ans. Le début de ces opérations est fonction de l’unité À l’issue de leur durée d’exploitation, certaines installations, dont
concernée et du séquencement des opérations pour l’ensemble notamment les centrales classiques, les canalisations de transport,
du parc. Elles sont immédiatement suivies de la phase de les conduites de distribution, les sites de stockage et les terminaux
démantèlement qui s’échelonne sur une période de 9 à 13 ans ; méthaniers, doivent être démantelées. Cette obligation résulte de
réglementations environnementales actuellement en vigueur dans
les pays concernés, de contrats ou de l’engagement implicite du
Groupe.




129
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME


Sur la base des estimations de la fin des réserves prouvées et d’hypothèses internes du Groupe concernant l’estimation des coûts
probables de gaz, compte tenu notamment des niveaux actuels de de reconstitution et le calendrier de réalisation de ces travaux. Ainsi,
production, soit 250 ans selon l’Agence Internationale de l’Énergie, le planning de reconstitution de sites sur lequel est basé le calcul de
les provisions pour démantèlement des infrastructures gaz en la provision est susceptible de varier en fonction du moment où la
France ont une valeur actuelle quasi nulle. production sera jugée comme n’étant plus économiquement viable,
ce dernier paramètre étant étroitement lié aux évolutions des prix
futurs du gaz et du pétrole.
19.4 Reconstitution de sites La provision est comptabilisée en contrepartie d’une immobilisation
corporelle.
19.4.1 Activité exploration-production
Une provision est constituée au titre des obligations de
19.5 Litiges et risques fiscaux
reconstitution des sites d’exploration-production.
La provision représente la valeur actuelle des coûts prévisionnels de Ce poste comprend principalement les provisions constituées au
reconstitution des sites d’exploration-production jusqu’à la fin des titre des litiges commerciaux, et des réclamations et risques fiscaux.
activités opérationnelles. Cette provision est établie sur la base



NOTE 20 Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme
Les droits spécifiques du régime constitués depuis le
20.1 Description des principaux régimes de
1er janvier 2005 sont intégralement financés par les entreprises des
retraite IEG proportionnellement à leur poids respectif en termes de masse
salariale au sein de la branche des IEG.
Les principaux régimes de retraite du Groupe sont commentés
ci-dessous. S’agissant d’un régime à prestations définies, le Groupe constitue
une provision pour retraite au titre des droits spécifiques des agents
20.1.1 Régime spécial des Industries Électriques et Gazières des activités non régulées et des droits spécifiques acquis par les
(IEG) en France agents des activités régulées à compter du 1er janvier 2005. Cette
provision englobe également les engagements au titre des départs
Depuis le 1er janvier 2005, le fonctionnement du régime d’assurance
anticipés par rapport à l’âge légal de départ à la retraite. Le montant
vieillesse, invalidité, décès, accidents du travail et maladies
de la provision est susceptible d’évoluer en fonction du poids
professionnelles des IEG est assuré par la Caisse Nationale des
respectif des sociétés du Groupe au sein de la branche des IEG.
Industries Électriques et Gazières (CNIEG). La CNIEG est un
organisme de sécurité sociale de droit privé, doté de la personnalité Les évaluations des engagements de retraites et des autres
morale et placé sous la tutelle conjointe des ministres chargés de la «engagements mutualisés» sont effectuées par la CNIEG.
sécurité sociale et du budget.
Au 31 décembre 2014, la dette actuarielle «retraite» relative au
Les personnels salariés et retraités des IEG sont, depuis le régime spécial des IEG s’élève à 3,3 milliards d’euros contre
1er janvier 2005, affiliés de plein droit à cette caisse. Les principales 2,5 milliards d’euros au 31 décembre 2013, l’augmentation étant
sociétés du Groupe concernées par ce régime sont GDF SUEZ SA, essentiellement liée à la baisse des taux d’actualisation.
GrDF, GRTgaz, ELENGY, STORENGY, GDF SUEZ Thermique
La duration de la dette actuarielle « retraite » relative au régime des
France, CPCU, CNR et SHEM.
IEG est de 18 ans.
Suite à la réforme du financement du régime spécial des IEG
20.1.2 Convention de l’électricité et du gaz en Belgique
introduite par la Loi n° 2004-803 du 9 août 2004 et ses décrets
d’application, les droits spécifiques (prestations du régime non En Belgique, des conventions collectives régissent les droits du
couvertes par les régimes de droit commun) relatifs aux périodes personnel des sociétés du secteur de l’électricité et du gaz, soit
validées au 31 décembre 2004 («droits spécifiques passés») ont été principalement Electrabel, Electrabel Customer Solutions (ECS),
répartis entre les différentes entreprises des IEG. Le financement Laborelec, GDF SUEZ CC et partiellement GDF SUEZ Energy
des droits spécifiques passés (droits au 31 décembre 2004) Management Trading.
afférents aux activités régulées de transport et de distribution
Ces conventions, applicables au personnel «barémisé» engagé
(«droits spécifiques passés régulés») est assuré par le prélèvement
avant le 1er juin 2002 et au personnel cadre engagé avant le
de la Contribution Tarifaire d’Acheminement sur les prestations de
1er mai 1999, prévoient des avantages permettant au personnel
transport et de distribution de gaz et d’électricité, et n’incombe
d’atteindre, pour une carrière complète et y compris la pension
donc plus au Groupe GDF SUEZ. Les droits spécifiques passés
légale, un complément de pension de retraite égal à 75% du dernier
(droits au 31 décembre 2004) des activités non régulées sont
revenu annuel. Ces compléments sont partiellement réversibles aux
financées par les entreprises des IEG dans les proportions définies
ayants droit. Il s’agit de régimes à prestations définies. En pratique,
par le décret n° 2005-322 du 5 avril 2005.
ces prestations sont, pour la plupart des participants, liquidées sous
Le régime spécial des IEG est un régime légal ouvert aux nouveaux forme de capital. La plupart des obligations résultant de ces plans
entrants. de pension sont financées auprès de plusieurs fonds de pension
établis pour le secteur de l’électricité et du gaz et de compagnies




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME


d’assurances. Les plans de pension pré-financés sont alimentés par à cotisations définies. Les engagements de retraite du personnel
des filiales d’International Power au Royaume-Uni sont couverts
des cotisations des salariés et des employeurs. Les cotisations des
par le régime spécial des Industries des Fournisseurs d’Électricité
employeurs sont déterminées annuellement sur la base d’une
(ESPS). Il s’agit d’un régime à prestations définies dont les actifs
expertise actuarielle.
sont investis dans des fonds séparés. Depuis le 1er juin 2008, ce
La dette actuarielle relative à ces régimes représente environ 15%
régime est fermé, et un régime à cotisations définies a été mis en
du total des engagements de retraite au 31 décembre 2014. La place pour les nouveaux entrants ;
duration moyenne de ces régimes est de 11 années.
l’Allemagne : les différentes filiales ont fermé leurs plans à
Le personnel «barémisé» engagé à partir du 1er juin 2002 et le prestations définies pour les nouveaux entrants. Les entités
personnel cadre engagé à partir du 1er mai 1999 bénéficient de proposent des plans à cotisations définies ;
régimes à cotisations définies. Toutefois, concernant les cotisations le Brésil : Tractebel Energia a son propre fonds de pension, qui a
versées depuis le 1er janvier 2004, la loi impose un rendement été scindé en deux compartiments : l’un poursuivant la gestion
annuel moyen sur la carrière de 3,25% minimum, le déficit éventuel du plan (fermé) à prestations définies et le second dédié au plan à
étant à la charge de l’employeur. Il en résulte que, pour la partie des cotisations définies proposé aux nouveaux entrants depuis début
engagements correspondant aux cotisations versées depuis cette 2005.
date, le régime doit être considéré comme un plan à prestations
définies. Cependant, le régime reste comptabilisé par le Groupe
III
20.2 Description des autres avantages
comme un régime à cotisations définies, en l’absence notamment
de passif net matériel identifié. Une comparaison entre le rendement postérieurs à l’emploi et autres
réalisé et le taux minimum garanti a été effectuée, et le
avantages à long terme
sous-financement constaté n’est pas significatif au 31 décembre
2014.
20.2.1 Autres avantages consentis aux personnels des IEG
La charge comptabilisée en 2014 au titre de ces régimes à
(aux actifs et/ou aux inactifs)
cotisations définies s’élève à 21 millions d’euros contre
Les autres avantages consentis aux personnels des IEG sont les
20 millions d’euros en 2013.
suivants :
20.1.3 Régimes multi-employeurs Avantages postérieurs à l’emploi :
Certaines entités du Groupe voient leur personnel affilié à des l’avantage en nature énergie ;
régimes de retraite multi-employeurs.
les indemnités de fin de carrière ;
Ces régimes prévoient une mutualisation des risques de telle sorte les congés exceptionnels de fin de carrière ;
que le financement est assuré par un taux de cotisation déterminé
les indemnités de secours immédiat ;
uniformément pour toutes les sociétés affiliées, qui s’applique à la
Avantages à long terme :
masse salariale.
les rentes d’accidents du travail et de maladies professionnelles ;
C’est notamment le cas aux Pays-Bas, pour la plupart des entités
les rentes d’incapacité temporaire et d’invalidité ;
dont le métier rend obligatoire l’affiliation à un régime sectoriel. Ces
régimes sectoriels regroupent un nombre important d’employeurs, les médailles du travail.
ce qui limite l’impact potentiel du défaut d’une société. En cas de Les principaux engagements sont décrits ci-après.
défaut d’une société, les droits acquis sont maintenus dans un
compartiment dédié. Ces droits acquis ne sont pas transférés aux 20.2.1.1 Avantage en nature énergie
autres participants. Des plans de refinancement peuvent être mis en
L’article 28 du statut national du personnel des Industries
place afin d’assurer l’équilibre des fonds.
Électriques et Gazières prévoit que l’ensemble des agents (agents
Le Groupe GDF SUEZ comptabilise ces régimes multi-employeurs actifs et inactifs, sous conditions d’ancienneté) bénéficie d’un
comme des régimes à cotisations définies. régime d’avantage en nature énergie intitulé «tarif agent».
La charge comptabilisée en 2014 au titre de ces régimes Cet avantage recouvre la fourniture à ces agents d’électricité et de
multi-employeurs s’élève à 73 millions d’euros contre 94 millions gaz à un tarif préférentiel. Les avantages dont bénéficieront les
d’euros en 2013. agents à la retraite constituent des avantages postérieurs à l’emploi
à prestations définies. La population inactive bénéficiaire du tarif
20.1.4 Autres régimes de retraite agent justifie d’au moins 15 années de service au sein des IEG.
La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à En vertu des accords signés avec EDF en 1951, GDF SUEZ fournit
leur personnel des avantages retraite. En termes de coûts de du gaz à l’ensemble de la population active et retraitée de
financement des plans de retraite dans le Groupe, ceux-ci sont GDF SUEZ et d’EDF et, réciproquement, EDF fournit de l’électricité
presque équitablement répartis entre financement de plans à à la même population. GDF SUEZ prend à sa charge (ou bénéficie
prestations définies et financement de plans à cotisations définies. de) la soulte imputable aux agents de GDF SUEZ résultant des
échanges d’énergie intervenant entre les deux entreprises.
Les principaux régimes de retraite hors France, Belgique et
Pays-Bas concernent : L’engagement énergie lié à l’avantage accordé aux salariés (actifs et
inactifs) au titre des périodes de retraite est évalué par différence entre
le Royaume-Uni : la grande majorité des plans à prestations
définies est fermée aux nouveaux entrants, et pour la plupart, à le prix de vente de l’énergie et le tarif préférentiel accordé aux agents.
l’acquisition de droits futurs. Toutes les entités proposent un plan




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME


La provision relative à l’avantage en nature énergie s’élève à ainsi que des médailles du travail et des régimes de prépension. À
2,8 milliards d’euros au 31 décembre 2014. La duration de l’exception de l’«allocation transitoire» (prime de fin de carrière), ces
l’engagement est de 23 ans. avantages ne font pas l’objet de préfinancements.

20.2.1.2 Indemnités de fin de carrière 20.2.3 Autres conventions
Les agents perçoivent dès leur départ en retraite (ou leurs ayants La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à
droit en cas de décès pendant la phase d’activité de l’agent), une leur personnel des avantages postérieurs à l’emploi (régimes de
indemnité de fin de carrière progressive en fonction de leur préretraite, couverture médicale, avantages en nature…), ainsi que
ancienneté dans les IEG. d’autres avantages à long terme (médailles du travail et autres
primes d’ancienneté…).
20.2.1.3 Rentes d’accidents du travail et de maladies professionnelles
Les salariés des IEG bénéficient de garanties permettant la
20.3 Plans à prestations définies
réparation des accidents du travail et des maladies professionnelles.
Les prestations couvrent l’ensemble des salariés et des ayants droit
d’un salarié décédé suite à un accident du travail, à un accident de 20.3.1 Montants présentés dans l’état de situation financière
trajet ou à une maladie professionnelle. et l’état du résultat global
Le montant de l’engagement correspond à la valeur actuelle
Conformément aux dispositions d’IAS 19, l’information présentée
probable des prestations que percevront les bénéficiaires actuels
dans l’état de situation financière au titre des avantages postérieurs
compte tenu des éventuelles reversions.
à l’emploi et autres avantages à long terme correspond à la
différence entre la dette actuarielle (engagement brut) et la juste
20.2.2 Autres avantages consentis aux personnels du secteur
valeur des actifs de couverture. Lorsque cette différence est
de l’électricité et du gaz en Belgique
positive, une provision est enregistrée (engagement net). Lorsque la
Les sociétés du secteur de l’électricité et du gaz accordent des différence est négative, un actif de régime est constaté dans l’état
avantages après la retraite tels que le remboursement de frais de situation financière dès lors que les conditions de
médicaux et des réductions sur les tarifs de l’électricité et du gaz comptabilisation d’un actif de régime sont satisfaites.


Les variations des provisions pour avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme, des actifs de régime, et des droits à
remboursement comptabilisés dans l’état de situation financière sont les suivantes :


Provisions Actifs de régime Droits à remboursement
En millions d'euros
AU 1er JANVIER 2013 (1) (5 564) 19 159
Différence de change 38 - -
Variations de périmètre et autres 639 (5) -
Pertes et gains actuariels 623 9 3
Charge de l'exercice (548) (5) 4
Plafonnement d'actifs (1) - -
Cotisations / prestations payées 423 54 1
AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1) (4 390) 72 167
Différence de change (12) - -
Variations de périmètre et autres 34 (85) -
Pertes et gains actuariels (1 784) 22 6
Charge de l'exercice (497) 28 6
Plafonnement d'actifs (4) - -
Cotisations / prestations payées 420 5 (3)
AU 31 DÉCEMBRE 2014 (6 233) 41 176

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


Les actifs de régime et les droits à remboursement sont présentés La charge de l’exercice comptabilisée dans le compte de résultat
dans l’état de situation financière au sein des lignes «Autres actifs» s’élève à 469 millions d’euros en 2014 (553 millions d’euros
non courants et courants. en 2013). Les composantes de cette charge de l’exercice relative
aux régimes à prestations définies sont présentées dans la
Les «Variations de périmètre et autres» en 2013 sont principalement
Note 20.3.4 «Composantes de la charge de l’exercice».
liées à la perte de contrôle de SUEZ Environnement pour
641 millions d’euros. La zone Euro représente 94% des engagements nets du Groupe au
31 décembre 2014 (contre 93% au 31 décembre 2013).




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME


Les écarts actuariels cumulés comptabilisés dans les capitaux actuarielle générée en 2014 provient essentiellement de la baisse
propres s’élèvent à 3 138 millions d’euros au 31 décembre 2014, des taux d'actualisation (cf Note 20.3.6).
contre 1 415 millions d’euros au 31 décembre 2013. 20.3.2 Évolution des engagements et des actifs de couverture
Les pertes et gains actuariels nets générés sur l’exercice, qui sont
Les montants des dettes actuarielles et des actifs de couverture du
présentés sur une ligne distincte de l’«État du résultat global»
Groupe GDF SUEZ, leur évolution au cours des exercices
représentent une perte actuarielle de 1 762 millions d’euros en 2014
concernés, ainsi que leur réconciliation avec les montants
et un gain actuariel de 624 millions d’euros en 2013. La perte
comptabilisés dans l’état de situation financière sont les suivants :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
Autres Autres
avantages Avantages avantages Avantages
postérieurs à long postérieurs à long
Retraites (2) à l'emploi (3) terme (4) Total Retraites (2) à l'emploi (3) terme (4) Total
En millions d'euros
A - VARIATION DE LA DETTE
ACTUARIELLE
III
Dette actuarielle début de (6 363) (2 383) (531) (9 276) (7 700) (2 679) (537) (10 916)
période
Coût des services rendus de la (229) (32) (40) (301) (278) (45) (42) (365)
période
Charge d'intérêts sur la dette (251) (88) (16) (355) (252) (90) (16) (357)
actuarielle
Cotisations versées (13) - - (13) (15) - - (15)
Modification de régime 10 1 3 14 (2) - - (2)
Variations de périmètre (85) - - (85) 856 252 21 1 129
Réductions / cessations de 16 - - 16 4 2 - 6
régimes
Événements exceptionnels (3) (4) - (7) (4) (5) - (9)
Pertes et gains actuariels financiers (941) (1 036) (36) (2 014) 469 67 (9) 527
Pertes et gains actuariels (36) 58 10 32 44 8 (2) 51
démographiques
Prestations payées 361 92 47 500 357 100 54 511
Autres (dont écarts de conversion) (47) (2) - (49) 157 8 - 165
Dette actuarielle fin de période A (7 580) (3 393) (564) (11 537) (6 363) (2 383) (531) (9 276)
B - VARIATION DES ACTIFS DE
COUVERTURE
Juste valeur des actifs de 4 955 5 - 4 960 5 324 51 - 5 375
couverture en début de période
Produit d'intérêts des actifs de 201 - - 201 184 2 - 187
couverture
Pertes et gains actuariels financiers 195 (2) - 193 42 2 - 44
Cotisations perçues 270 14 - 284 331 26 - 357
Variations de périmètre 36 - - 36 (441) (53) - (495)
Cessations de régimes (12) (1) - (13) (2) 1 - (1)
Prestations payées (333) (14) - (347) (352) (24) - (376)
Autres (dont écarts de conversion) 36 - - 36 (131) - - (131)
Juste valeur des actifs de B 5 349 3 - 5 351 4 955 5 - 4 960
couverture en fin de période
C - COUVERTURE FINANCIÈRE A+B (2 231) (3 391) (564) (6 186) (1 408) (2 378) (531) (4 316)
Plafonnement d'actifs (6) - - (6) (1) (1) - (2)
ENGAGEMENTS NETS DE RETRAITES (2 237) (3 391) (564) (6 192) (1 409) (2 379) (531) (4 318)
TOTAL PASSIF (2 278) (3 391) (564) (6 233) (1 481) (2 379) (531) (4 390)
TOTAL ACTIF 41 - - 41 72 - - 72

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
(2) Pensions de retraite et indemnités de départ en retraite.
(3) Avantage en nature énergie, régimes de prévoyance, gratuités et autres avantages postérieurs à l’emploi.
(4) Médailles du travail et autres avantages à long terme.




133
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




En 2013, les variations de périmètre résultaient principalement de la perte de contrôle de SUEZ Environnement (1 136 millions d’euros sur la
dette actuarielle et 495 millions d’euros sur les actifs de couverture).

20.3.3 Évolution des droits à remboursement
La juste valeur des droits à remboursement relatifs aux actifs de couverture gérés par Contassur évolue comme suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Juste valeur en début d'exercice 167 159
Produit d'intérêts des placements 7 4
Pertes et gains actuariels financiers 6 3
Rendement réel 13 7
Réductions/cessations de régime (1) -
Cotisations employeurs 13 22
Cotisations employés 2 2
Prestations payées (18) (22)
JUSTE VALEUR EN FIN D'EXERCICE 176 167

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



20.3.4 Composantes de la charge de l’exercice
Les charges constatées en 2014 et 2013 au titre des retraites et engagements assimilés à prestations définies sur l’exercice se décomposent
comme suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Coûts des services rendus de la période 301 365
Charge d'intérêts nette 153 171
Pertes et gains actuariels (2) 27 11
Modifications de régimes (14) 2
Profits ou pertes sur réductions, cessations, liquidations de régimes (5) (5)
Événements exceptionnels 7 9
TOTAL 469 553
Dont comptabilisés en résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net 315 382
des entreprises mises en équivalence
Dont comptabilisés en résultat financier 153 171

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


20.3.5 Politique et stratégie de couverture des engagements Lorsque les actifs sont investis au travers de fonds de pension, les
allocations de couverture et comportements d’investissement sont
Lorsque les plans à prestations définies font l’objet d’une couverture
déterminés par les organismes de gestion de ces fonds.
financière, les actifs sont investis au travers de fonds de pensions
Concernant les plans français, lorsque les actifs sont investis via une
et/ou de compagnies d’assurance. La répartition entre ces grandes
compagnie d’assurance, cette dernière gère le portefeuille
catégories diffère pour chaque plan selon les pratiques
d’investissements dans le cadre de contrats en unités de compte
d’investissement propres aux pays concernés. Les stratégies
ou de contrats en euros. Ces fonds diversifiés sont caractérisés par
d’investissement des plans à prestations définies visent à trouver un
une gestion active se référant à des indices composites, adaptés à
bon équilibre entre le retour sur investissement et les risques
l’horizon long terme des passifs, et prenant en compte les
associés.
obligations gouvernementales de la zone euro ainsi que les actions
Les objectifs d’investissement se résument ainsi : maintenir un des plus grandes valeurs de la zone euro et hors zone euro.
niveau de liquidité suffisant afin de payer les pensions de retraites
ou autres paiements forfaitaires ; et, dans un cadre de risque
maîtrisé, atteindre un taux de rendement à long terme rémunérant le
taux d’actualisation ou, le cas échéant, un taux au moins égal aux
rendements futurs demandés.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME


Dans le cas des fonds en euros, la seule obligation de la compagnie d’assurance est un taux de rendement fixe minimum.
La couverture des engagements peut être analysée comme suit :


Juste valeur des Plafonnement Total engagement
Dette actuarielle actifs de couverture d'actifs net
En millions d'euros
Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds (7 385) 4 872 (6) (2 519)
Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements (438) 479 - 41
Plans non financés (3 714) - - (3 714)
AU 31 DÉCEMBRE 2014 (11 537) 5 351 (6) (6 191)
Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds (5 414) 4 418 (1) (997)
Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements (496) 542 (1) 45
Plans non financés (3 366) - - (3 366)
AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1) (9 276) 4 960 (2) (4 318)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).
III
L’allocation des catégories d'actifs de couverture en fonction des principales catégories d’actifs est la suivante :


31 déc. 2014 31 déc. 2013
En %
Actions 31 30
Obligations souveraines 20 19
Obligations privées 29 31
Actifs monétaires 9 11
Actifs immobiliers 4 3
Autres actifs 7 6
TOTAL 100 100


La part des actifs de couverture cotés sur un marché actif est de Le rendement réel des actifs de couverture des entités belges du
100% au 31 décembre 2014. Groupe en 2014 s’est élevé à environ 7% en assurance de groupe
et à 4% en fonds de pension.
Le rendement réel des actifs des entités participant au régime des
IEG s’est établi à 8% en 2014. L’allocation des actifs de couverture par zone géographique
d’investissement est la suivante :


Europe Amérique du Nord Amérique Latine Asie - Océanie Reste du monde Total
En %
Actions 62 22 1 11 4 100
Obligations souveraines 75 - 24 1 - 100
Obligations privées 84 9 2 4 1 100
Actifs monétaires 86 - 4 10 - 100
Actifs immobiliers 87 4 5 3 1 100
Autres actifs 33 18 29 15 5 100


20.3.6 Hypothèses actuarielles
Les hypothèses actuarielles ont été déterminées pays par pays et société par société, en relation avec des actuaires indépendants. Les taux
pondérés des principales hypothèses actuarielles sont présentés ci-après :


Autres avantages
Retraites postérieurs à l'emploi Avantages à long terme Total des engagements
2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013
Taux d'actualisation 2,8% 4,1% 2,1% 3,5% 1,8% 3,5% 2,5% 3,9%
Taux d'inflation 2,0% 2,2% 1,7% 2,0% 1,8% 2,0% 1,9% 2,1%
Durée résiduelle de service 15 ans 15 ans 16 ans 15 ans 16 ans 16 ans 15 ans 15 ans




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME


20.3.6.1 Taux d’actualisation et d’inflation Les taux d’inflation ont été déterminés pour chaque zone monétaire.
Une variation du taux d’inflation de plus ou moins 100 points de
Le taux d’actualisation retenu est déterminé par référence au
base (à taux d'actualisation inchangé) entraînerait une variation de la
rendement, à la date de l’évaluation, des obligations émises par des
dette actuarielle d’environ 14%.
entreprises de premier rang, pour une échéance correspondant à la
duration de l’engagement.
20.3.6.2 Autres hypothèses
Les taux ont été déterminés pour chaque zone monétaire (zone
Les hypothèses d’augmentation des frais médicaux (inflation
Euro et Royaume-Uni) à partir des données sur le rendement des
comprise) sont de 2,7%.
obligations AA (d'après Bloomberg et iBoxx), extrapolées pour les
Concernant les soins médicaux, une variation d’un point des taux
maturités longues à partir du rendement des obligations d’État.
de croissance aurait les impacts suivants :
Selon les estimations établies par le Groupe, une variation de plus
ou moins 100 points de base du taux d'actualisation entraînerait
une variation de la dette actuarielle d'environ 15%.


Augmentation de 100 points de base Diminution de 100 points de base
En millions d'euros
Effet sur les charges 3 (2)
Effet sur les engagements de retraite 48 (36)


20.3.7 Estimation des cotisations employeurs à verser en 20.4 Plans à cotisations définies
2015 au titre des plans à prestations définies
En 2014, le Groupe a comptabilisé une charge de 139 millions
Le Groupe s’attend à verser, au cours de l’exercice 2015, des
d’euros au titre des plans à cotisations définies souscrits au sein du
cotisations de l’ordre de 225 millions d’euros au profit de ses
Groupe (123 millions d’euros en 2013). Ces cotisations sont
régimes à prestations définies, dont un montant de 93 millions
présentées dans les «Charges de personnel» au compte de résultat.
d’euros pour les sociétés appartenant au régime des IEG. Pour ces
dernières, les versements annuels sont effectués en référence aux
droits acquis dans l’année et tiennent compte, dans une
perspective de lissage à moyen terme, du niveau de couverture de
chaque entité.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 21 ACTIVITÉ EXPLORATION-PRODUCTION




NOTE 21 Activité exploration-production

21.1 Immobilisations d’exploration-production
Les immobilisations comptabilisées au titre de l’activité exploration-production se décomposent en trois catégories : les licences
d’exploration-production, présentées en tant qu’immobilisations incorporelles dans l’état de situation financière, les champs en
développement (immobilisations en développement) et les champs en production (immobilisations de production), qui sont présentés en tant
qu’immobilisations corporelles dans l’état de situation financière.


Immobilisations en Immobilisations de
Licences développement production Total
En millions d'euros
A. VALEUR BRUTE
Au 1er janvier 2013 (1) 1 066 1 125 7 837 10 028
III
Variations de périmètre (19) - - (19)
Acquisitions 38 596 234 868
Écarts de conversion (33) (95) (454) (581)
Autres (9) (183) 224 32
Au 31 décembre 2013 (1) 1 043 1 443 7 841 10 327
Variations de périmètre - (39) (147) (186)
Acquisitions 24 805 178 1 007
Cessions - (12) (99) (112)
Écarts de conversion 108 94 (216) (15)
Autres (69) (885) 999 45
AU 31 DÉCEMBRE 2014 1 106 1 406 8 555 11 067
B. AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR CUMULÉS
Au 1er janvier 2013 (1) (379) (40) (3 530) (3 949)
Variations de périmètre 19 - - 19
Amortissements et pertes (15) - (687) (702)
de valeur
Écarts de conversion 9 1 171 182
Autres 5 3 (7) -
Au 31 décembre 2013 (1) (361) (35) (4 053) (4 450)
Variations de périmètre - - 96 96
Amortissements et pertes (33) - (920) (953)
de valeur
Écarts de conversion (44) (1) 62 17
Autres - 33 (33) -
AU 31 DÉCEMBRE 2014 (438) (4) (4 847) (5 289)
C. VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2013 (1) 682 1 408 3 788 5 878
AU 31 DÉCEMBRE 2014 668 1 402 3 708 5 778

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


La ligne «Acquisitions» de l’exercice 2014 comprend notamment les développements réalisés au cours de l’exercice sur les champs de
Cygnus au Royaume-Uni et de Jangkrik en Indonésie. La ligne «Cessions» comprend principalement la cession d’un actif en production chez
GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH en Allemagne.
La ligne «Acquisitions» de l’exercice 2013 comprend notamment les développements réalisés au cours de l’exercice sur les champs de
Cygnus au Royaume-Uni et de Gudrun en Norvège




137
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 22 CONTRATS DE LOCATION-FINANCEMENT



21.2 Coûts d’exploration pré-capitalisés
Le tableau suivant présente la variation nette des coûts d’exploration pré-capitalisés :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Valeur à l'ouverture 599 609
Coûts d'exploration de la période pré-capitalisés 162 194
Montants comptabilisés en charge de l'exercice (278) (142)
Autres (53) (62)
VALEUR A LA CLÔTURE 430 599

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


Les coûts d’exploration pré-capitalisés sont présentés dans l’état de situation financière au sein de la rubrique «Autres actifs».


21.3 Flux d’investissement de la période
Les dépenses d’investissement réalisées au titre des activités d’exploration-production en 2014 et 2013 s’élèvent respectivement à
1 094 millions d’euros et 954 millions d’euros. Elles sont présentées au sein de la ligne «Investissements corporels et incorporels» du tableau
de flux de trésorerie.


NOTE 22 Contrats de location-financement

22.1 Information sur les contrats de location-financement – GDF SUEZ preneur
La valeur nette comptable des immobilisations corporelles en location-financement est ventilée entre les différentes catégories
d’immobilisations corporelles en fonction de leur nature.
Les principaux contrats de location-financement conclus par le Groupe concernent des centrales électriques de GDF SUEZ Energy
International (essentiellement Enersur - Pérou) et des centrales de cogénération de Cofely.
Paiements minimaux futurs, valeur actualisée :


Paiements minimaux de leasing Paiements minimaux de leasing
au 31 déc. 2013 (1)
au 31 déc. 2014
Valeur non actualisée Valeur actualisée Valeur non actualisée Valeur actualisée
En millions d'euros
Au cours de la 1re année 100 98 109 106
e e
De la 2 à la 5 année comprise 391 367 336 311
Au-delà de la 5e année 70 50 112 81
TOTAL PAIEMENTS FUTURS MINIMAUX 561 515 557 499

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


La réconciliation entre les dettes de location-financement comptabilisées dans l’état de situation financière
(cf. Note 16.2.1 «Dettes financières»), et les paiements minimaux non actualisés par échéance se présente de la manière suivante :


1re année 2e à 5e année Au-delà de la 5e année
Total
En millions d'euros
Dettes de location-financement 515 92 376 47
Effet d'actualisation des remboursements futurs de la 46 8 15 23
dette et charges financières futures
PAIEMENTS FUTURS MINIMAUX NON ACTUALISÉS 561 100 391 70




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 CONTRATS DE LOCATION SIMPLE



22.2 Information sur les contrats de location-financement – GDF SUEZ bailleur
Ces contrats relèvent essentiellement de l’interprétation IFRIC 4 de la norme IAS 17. Il s’agit de contrats d’achat/vente d’énergie qui
confèrent l’usage exclusif d’un actif de production au profit de l’acheteur d’énergie et de certains contrats avec des clients industriels portant
sur des actifs détenus par le Groupe.
Le Groupe a ainsi comptabilisé des créances de location-financement notamment au titre des centrales de cogénération destinées à Wapda
et NTDC (Uch - Pakistan), Bowin (Glow - Thaïlande), Solvay (Electrabel - Belgique) et Lanxess (Electrabel - Belgique).


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Paiements minimaux non actualisés 1 180 727
Valeur résiduelle non garantie revenant au bailleur 38 29
TOTAL INVESTISSEMENT BRUT 1 218 756
Produits financiers non acquis 192 117
INVESTISSEMENT NET (BILAN) 1 026 638

III
dont valeur actualisée des paiements minimaux 999 618
dont valeur résiduelle non garantie actualisée 28 20

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


Les montants comptabilisés dans l’état de situation financière au titre des contrats de location-financement sont détaillés en Note 16.1.2
«Prêts et créances au coût amorti».
Les paiements minimaux futurs non actualisés à recevoir au titre des contrats de location-financement s’analysent comme suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
re
Au cours de la 1 année 122 121
De la 2e à la 5e année comprise 401 313
Au-delà de la 5e année 657 293
TOTAL 1 180 727

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




NOTE 23 Contrats de location simple

23.1 Information sur les contrats de location simple – GDF SUEZ preneur
Les contrats de location simple conclus par le Groupe concernent essentiellement des méthaniers ainsi que divers bâtiments et mobiliers.
Les charges et produits comptabilisés au titre des contrats de location simple sur les exercices 2014 et 2013 se décomposent comme suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Loyers minimaux (905) (1 102)
Loyers conditionnels (18) (26)
Revenus de sous-location 87 84
Charges de sous-location (39) (53)
Autres charges locatives (206) (247)
TOTAL (1 081) (1 343)

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


La charge nette 2013 comprenait 199 millions d'euros au titre des charges de location simple de SUEZ Environnement jusqu'au
22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 24 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS


Les paiements minimaux futurs à effectuer au titre des contrats de location simple non résiliables s’analysent comme suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
re
Au cours de la 1 année 642 617
De la 2e à la 5e année comprise 1 601 1 477
Au-delà de la 5e année 1 465 1 646
TOTAL 3 708 3 740

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



23.2 Information sur les contrats de location simple – GDF SUEZ bailleur
Ces contrats relèvent essentiellement de l’interprétation IFRIC 4 de la norme IAS 17 et concernent principalement des centrales électriques
exploitées par la branche Energy International.
Les revenus locatifs des exercices 2014 et 2013 se décomposent comme suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Loyers minimaux 579 640
Loyers conditionnels 113 89
TOTAL 692 729

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


Ces revenus locatifs sont comptabilisés en chiffre d’affaires.
Les paiements minimaux futurs à recevoir au titre de la location, en vertu de contrats de location simple non résiliables, s’analysent comme
suit :


31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
re
Au cours de la 1 année 550 510
De la 2e à la 5e année comprise 1 351 1 528
Au-delà de la 5e année 19 20
TOTAL 1 919 2 058

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



NOTE 24 Paiements fondés sur des actions
Les montants comptabilisés au titre des paiements fondés sur des actions sont les suivants :


Charge de la période
Note 31 déc. 2014 31 déc. 2013
En millions d'euros
Plans de stock-options 24.1 - 9
Augmentations de capital réservées aux salariés 24.2 11 -
Share Appreciation Rights (1) 24.2 - 1
Plans d'attribution d'actions gratuites/de performance 24.3 10 83
Autres plans du Groupe 1 -
TOTAL 22 93

(1) Émis dans le cadre des augmentations de capital réservées aux salariés, dans certains pays.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 24 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS



24.1 Plans de stock-options
En 2014, comme en 2013, le Conseil d’Administration du Groupe a décidé de ne pas attribuer de nouveau plan d’options d’achat d’actions
GDF SUEZ.
Les dispositifs relatifs aux différents plans antérieurs à 2013 sont décrits dans les précédents Documents de Référence de SUEZ, puis de
GDF SUEZ.


24.1.1 Historique des plans de stock-options en vigueur


Nombre
Prix d'options
Point de d’exer- attribuées
départ cice Nombre aux
Date de l'AG d’exer- ajusté de béné- membres Solde à lever Annulées Solde à lever Date Durée
d’autori- cice (en ficiaires du Comité au ou au d’expi- de vie
III
sation des options euros) par plan Exécutif 31/12/2013 Levées expirées 31/12/2014 ration restante
Plan
17/01/2007 (1) 27/04/2004 17/01/2011 36,6 2 173 1 218 000 5 672 033 - 64 174 5 607 859 16/01/2015 -
14/11/2007 (1) 04/05/2007 14/11/2011 41,8 2 107 804 000 4 411 672 - 54 097 4 357 575 13/11/2015 0,9
12/11/2008 (1) 16/07/2008 12/11/2012 32,7 3 753 2 615 000 6 075 634 - 76 570 5 999 064 11/11/2016 1,9
10/11/2009 (1) 04/05/2009 10/11/2013 29,4 4 036 - 4 960 345 - 101 620 4 858 725 09/11/2017 2,9
TOTAL 4 637 000 21 119 684 - 296 461 20 823 223
Dont :
Plans d'options d'achat d'actions 11 035 979 - 178 190 10 857 789
Plans de souscriptions d'actions 10 083 705 - 118 271 9 965 434

(1) Plans exerçables au 31 décembre 2014.


Le cours moyen de l’action GDF SUEZ était de 19,02 euros en 2014.

24.1.2 Suivi du nombre d’options GDF SUEZ


Nombre d'options Prix d’exercice moyen (en euros)
Solde au 31 décembre 2013 21 119 684 34,9
Options annulées (296 461) 34,1
Solde au 31 décembre 2014 20 823 223 34,9




141
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 24 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS


- pour les 10 premières actions souscrites, l’abondement était de
24.2 Augmentations de capital réservées 1 action gratuite offerte pour 1 action souscrite ;
aux salariés - à partir de la 11e action souscrite, l’abondement était de 1 action
gratuite offerte pour 4 actions souscrites avec, pour cette tranche,
24.2.1 Description des formules proposées par GDF SUEZ
un maximum de 10 actions.
En 2014, les salariés du Groupe ont pu souscrire à des
L’abondement était plafonné à 20 actions gratuites offertes par
augmentations de capital GDF SUEZ réservées au sein de plans
salarié pour la souscription de 50 actions.
mondiaux d’actionnariat salarié dénommé «LINK 2014». Ces
Les actions seront attribuées gratuitement aux salariés le
souscriptions ont été réalisées au moyen des formules suivantes :
10 décembre 2019, sous réserve d'une condition de présence dans
Link Classique : formule avec décote et abondement, permettant
le Groupe GDF SUEZ le 30 septembre 2019.
aux salariés de souscrire, directement ou par l'intermédiaire d'un
S’agissant d’un plan d’attribution d’actions gratuites, la méthode
FCPE, des actions à un prix décoté par rapport au cours de
d’évaluation est décrite au paragraphe 24.3.
bourse ;
Link Multiple : formule permettant aux salariés de souscrire,
24.2.2 Impacts comptables
directement ou par l'intermédiaire d'un FCPE, un nombre
d'actions à un prix décoté par rapport au cours de bourse et de Le prix de souscription du plan 2014 est défini par la moyenne des
bénéficier d’un effet de levier pour compléter leur apport cours d’ouverture de l’action GDF SUEZ sur l’Eurolist de NYSE
personnel. Par le biais d’un contrat d’échange avec la banque Euronext Paris durant les 20 jours de bourse du 15 octobre au
structurant la formule, les salariés bénéficient d’une garantie sur 11 novembre 2014 inclus diminué de 20%, soit 14,68 euros.
leur apport personnel et d’une garantie de rendement minimum ;
La charge comptable des plans Link Classique et Multiple
Share Appreciation Rights (SAR) : programme à effet de levier
correspond à la différence entre la juste valeur de l’action souscrite
permettant par l’acquisition d’un titre de bénéficier d’un
et le prix de souscription. La juste valeur tient compte de la
multiplicateur de performance sur ce titre qui sera versé au
condition d’incessibilité des titres sur une période de 5 ans, prévue
salarié, en trésorerie, à l’expiration d’une période de 5 ans après
par la législation française, ainsi que, pour le plan d’épargne à effet
sa mise en place. La dette qui en résulte à l’égard des salariés est
de levier, du gain d’opportunité implicitement supporté par
couverte par des warrants.
GDF SUEZ en permettant à ses salariés de bénéficier de conditions
Par ailleurs, le plan Link Classique était assorti d’un abondement
de tarification plus favorables que celles qu’ils pourraient obtenir en
aux conditions suivantes :
tant que particuliers.
Pour les salariés français, des actions GDF SUEZ ont été offertes
Les hypothèses retenues sont les suivantes :
gratuitement à la souscription en fonction de l’apport personnel
taux d’intérêt sans risque à 5 ans : 0,5% ;
dans le plan :
spread du réseau bancaire retail : 4,2% ;
- pour les 10 premières actions souscrites, l’abondement était de
taux de financement pour un salarié : 4,7% ;
1 action offerte pour 1 action souscrite ;
coût du prêt de titres : 1,0% ;
e
- à partir de la 11  action souscrite, l’abondement était de 1 action
offerte pour 4 actions souscrites avec, pour cette tranche, un cours à la date d’attribution : 19,45 euros ;
maximum de 10 actions. spread de volatilité : 3,8%.
L’abondement était plafonné à 20 actions offertes par salarié. Il en résulte une charge totale de 18 millions d’euros sur l’exercice
2014 au titre des 22,2 millions d’actions souscrites et des
Pour tous les salariés des autres pays, des actions GDF SUEZ
0,3 million d’actions offertes en abondement, portant le montant
ont été offertes via un plan d’attribution d’actions gratuites,
final de l’augmentation de capital et des primes d’émission liées à
assorti d’une condition de présence du salarié et en fonction de
ces souscriptions à 329,7 millions d’euros (hors frais d’émission).
l’apport personnel dans le plan :


Abondement
Link classique Link Multiple France Total
Montant souscrit (millions d'euros) 42 283 5 330
Nombre d'actions souscrites (millions d'actions) 2,9 19,3 0,3 22,5
Décote (€/action) 3,7 3,7 18,3
Coût d'incessibilité pour le salarié (€/action) (5,1) (5,1) (5,1)
Mesure du gain d'opportunité (€/action) 0,7
COÛT POUR LE GROUPE (MILLIONS D'EUROS) - 13 4 18


L’impact comptable des SAR, s’agissant d’instruments réglés en 31 décembre 2014, la juste valeur de la dette relative aux
trésorerie, consiste à enregistrer sur la durée d’acquisition des attributions de 2010 et 2014 s’élève à 1 million d’euros.
droits une dette envers le salarié par contrepartie résultat. Au




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 24 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS


une condition portant sur l'évolution du résultat net récurrent part
24.3 Actions gratuites et actions de Groupe des exercices 2016 et 2017.
performance
Plan d’actions gratuites du 11 décembre 2014
24.3.1 Nouvelles attributions réalisées en 2014 Dans le cadre de l’augmentation de capital réservée aux salariés,
une attribution d’actions gratuites a été réalisée au bénéfice des
Plan d’actions de performance GDF SUEZ du 10 décembre 2014 souscripteurs à la formule classique proposée à l’international (hors
France), à raison de 1 action gratuite pour chacune des
Le Conseil d’Administration du 10 décembre 2014 a approuvé
10 premières actions souscrites, puis de 1 action gratuite pour
l’attribution de 3,4 millions d’actions de performance aux cadres
4 actions souscrites au delà de 10 actions souscrites, dans la limite
supérieurs et dirigeants du Groupe. Ce plan se décompose en deux
de 20 actions gratuites par bénéficiaire. Au total ce sont ainsi
tranches :
125 142 actions gratuites qui ont été attribuées. L’attribution est
des actions de performance dont la période d’acquisition des
soumise à une condition de présence dans le Groupe GDF SUEZ le
droits se termine le 14 mars 2018, suivie d’une période
30 septembre 2019.
d’incessibilité de deux ans des titres acquis ; et
des actions de performance dont la période d’acquisition des
24.3.2 Juste valeur des plans d’actions gratuites avec ou sans
droits se termine le 14 mars 2019, sans période d’incessibilité.
condition de performance
III
Chaque tranche se compose d’instruments assortis d’une double
Les hypothèses suivantes ont été utilisées pour déterminer la juste
condition de performance :
valeur unitaire des nouveaux plans attribués par GDF SUEZ en
une condition portant sur le Total Shareholder Return (TSR) du 2014.
titre GDF SUEZ comparé à ceux des sociétés constituant l’indice
Eurostoxx Utilities Eurozone, évalué pour la période entre
novembre 2014 et janvier 2018 ;


Date Fin de la Cours Coût de Condition de Juste
d'acquisition période à la date Dividende financement Coût performance valeur
des droits d'incessibilité d'attribution attendu pour le salarié d'incessibilité liée au marché unitaire
Date d'attribution
26 février 2014 14 mars 14 mars 17,6 € 1,0 € 7,8% 1,9 € non 13,6 €
2016 2018
26 février 2014 14 mars 14 mars 17,6 € 1,0 € 7,8% 1,6 € non 12,9 €
2017 2019
Juste valeur moyenne pondérée du plan du 26 février 2014 13,3 €
oui (1)
10 décembre 2014 14 mars 14 mars 19,5 € 1,0 € 7,1% 1,7 € 11,8 €
2018 2020
oui (1)
10 décembre 2014 14 mars 14 mars 19,5 € 1,0 € 7,1% NA 12,7 €
2019 2019
Juste valeur moyenne pondérée du plan du 10 décembre 2014 12,1 €
11 décembre 2014 10 décembre 10 décembre 19,4 € 1,0 € NA NA non 13,4 €
2019 2019
Juste valeur moyenne pondérée du plan du 11 décembre 2014 13,4 €

(1) Plan à double condition de performance.


24.3.3 Revue des conditions de performance interne des plans L’appréciation de la condition de performance est revue à chaque
clôture. Les réductions de volume opérées en 2014 au titre de la
Outre la condition de présence des salariés, certains plans d’actions
non atteinte de conditions de performance ont concerné le plan
gratuites et plan d’actions de performance sont assortis d’une
d’actions de performance de janvier 2011. Il en a résulté un produit
condition de performance interne. Lorsque cette dernière n’a pas
de 40 millions d’euros.
été atteinte en totalité, les volumes attribués aux salariés sont
réduits conformément aux règlements des plans. Cette modification
du nombre d’actions se traduit par une réduction de la charge totale
des plans conformément aux dispositions d’IFRS 2.




143
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 25 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES



24.3.4 Plans d’actions gratuites avec ou sans condition de performance en vigueur au 31 décembre 2014 et impact sur le résultat
de l’exercice
La charge enregistrée au cours de la période sur les plans en vigueur est la suivante :


Charge de la période (en millions d'euros)
Juste valeur
unitaire (1)(en euros)
Volume attribué 31 déc. 2014 31 déc. 2013
Date d’attribution
Plans en titres GDF SUEZ
Plans d'actions gratuites
Plan GDF SUEZ juillet 2009 3 297 014 20 - 2
Plan d'abondement Link août 2010 207 947 19 1 1
Plan GDF SUEZ juin 2011 4 173 448 20 7 18
Plan GDF SUEZ octobre 2012 6 106 463 12 16 18
Plan d'abondement Link décembre 2014 125 142 13 - -
Plans d'actions de performance
Plan GDF SUEZ novembre 2009 1 693 840 25 - 2
Plan GDF SUEZ janvier 2011 3 426 186 18 (38) 18
Plan GDF SUEZ Trading mars 2011 57 337 23 - -
Plan GDF SUEZ décembre 2011 2 996 920 11 10 10
Plan GDF SUEZ Trading février 2012 70 778 15 - -
Plan GDF SUEZ décembre 2012 3 556 095 8 8 8
Plan GDF SUEZ Trading février 2013 94 764 9 - -
Plan GDF SUEZ décembre 2013 2 801 690 8 6 -
Plan GDF SUEZ Trading février 2014 89 991 13 - -
Plan GDF SUEZ décembre 2014 3 391 873 12 1 -
Plans en titres SUEZ Environnement 6
TOTAL 10 83

(1) Valeur moyenne pondérée le cas échéant.



NOTE 25 Transactions avec des parties liées
L’objet de la présente Note est de présenter les transactions L’État dispose d’une action spécifique destinée à préserver les
significatives qui existent entre le Groupe et ses parties liées. intérêts essentiels de la France, relatifs à la continuité ou la sécurité
d’approvisionnement dans le secteur de l’énergie. Cette action
Les informations concernant les rémunérations des principaux
spécifique confère à l’État, et de manière pérenne, le droit de
dirigeants sont présentées dans la Note 26 «Rémunération des
s’opposer aux décisions de GDF SUEZ s’il considère ces décisions
dirigeants».
contraires aux intérêts de la France.
Les transactions avec les coentreprises et les entreprises associées
Les missions de service public dans le secteur de l’énergie sont
sont décrites dans la Note 4 «Participations dans les entreprises
définies par la loi du 3 janvier 2003.
mises en équivalence».
Un contrat de service public précisant leur mise en œuvre a été
Seules les opérations significatives sont décrites ci-dessous.
signé le 23 décembre 2009, confortant les missions de service
public du Groupe et les conditions des évolutions tarifaires en
France :
25.1 Relations avec l’État français et
au titre de ses missions de service public, le Groupe renforce ses
les sociétés participations engagements en matière de sécurité des biens et des personnes,
de l’État français de solidarité et de prise en charge des clients démunis, et de
développement durable et de recherche ;
25.1.1 Relations avec l’État français au titre des conditions des évolutions tarifaires en France, ce
contrat s’est accompagné de la publication d’un décret qui
L’État détient 33,29% du capital de GDF SUEZ ainsi que
redéfinit le cadre réglementaire global de fixation et d’évolution
4 représentants sur 17 au Conseil d’Administration.
des tarifs réglementés du gaz naturel en France. L’ensemble de
ce dispositif améliore la visibilité sur les conditions d’évolution des
tarifs réglementés, en prévoyant notamment leur évolution en
fonction des coûts engagés.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 26 RÉMUNÉRATION DES DIRIGEANTS


Un nouveau contrat de service public entre le Groupe et l'État 25.2 Relations avec la CNIEG
français est actuellement en cours d'examen.
(Caisse Nationale des Industries
Les tarifs d’acheminement sur le réseau de transport GRTgaz, sur le
Électriques et Gazières)
réseau de distribution de gaz en France ainsi que les tarifs d’accès
aux terminaux méthaniers français sont régulés. Les relations avec la CNIEG, qui gère l’ensemble des pensions de
vieillesse, d’invalidité et de décès des salariés et retraités du Groupe
25.1.2 Relation avec EDF
affiliés au régime spécial des IEG, des agents d’EDF et des
Gaz de France SA et EDF avaient signé le 18 avril 2005 une
Entreprises Non Nationalisées (ENN) sont décrites dans la Note 20
convention définissant leurs relations concernant les activités de
«Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long
distribution suite à la création, au 1er juillet 2004, de l’opérateur
terme».
commun des réseaux de distribution d’électricité et de gaz,
EDF Gaz de France Distribution. En application de la loi du
7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie qui prévoit la
25.3 Transactions avec les partenariats
filialisation des réseaux de distribution de gaz naturel et d’électricité
qualifiés d’activités conjointes
portés par les opérateurs historiques, les entités ERDF SA, filiale de
EDF SA, et GrDF SA, filiale de GDF SUEZ SA, ont été créées
Les transactions avec les partenariats qualifiés d’activités conjointes
III
respectivement au 1er janvier 2007 et au 1er janvier 2008, et opèrent
au sein du Groupe ne présentent pas d’incidence significative sur
dans la suite de la convention existant antérieurement entre les
les états financiers au 31 décembre 2014.
deux opérateurs.




NOTE 26 Rémunération des dirigeants
Les réumunérations des dirigeants présentées ci-après comprennent les rémumérations des membres du Comité Exécutif et des
administrateurs.
Le Comité Exécutif comporte 20 membres au 31 décembre 2014 contre 19 en 2013.
Leurs rémunérations se décomposent de la façon suivante :


31 déc. 2014 31 déc. 2013
En millions d'euros
Avantages à court terme 25 30
Avantages postérieurs à l'emploi 4 4
Paiements fondés sur des actions (2) 5
Indemnités de fin de contrat 7 7
TOTAL 33 46




145
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 27 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS




NOTE 27 Besoin en fonds de roulement, autres actifs et autres passifs

27.1 Composition de la variation du besoin en fonds de roulement

Variation du BFR au Variation du BFR au
31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Stocks 30 (137)
Clients et autres débiteurs (45) 54
Fournisseurs et autres créanciers 1 125 689
Créances, dettes fiscales (hors IS) et sociales (782) 172
Appels de marge et instruments financiers dérivés sur matières premières afférents aux activités (1 156) (388)
de trading
Autres (393) (481)
TOTAL (1 221) (91)

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



27.2 Stocks

31 déc. 2013 (1)
31 déc. 2014
En millions d'euros
Stocks de gaz naturel, nets 2 269 2 489
Quotas de CO2, certificats verts et d'économie d'énergie, nets 411 322
Stocks de matières premières autres que le gaz et autres éléments stockés, nets 2 210 2 162
TOTAL 4 891 4 973

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



27.3 Autres actifs et autres passifs
Les autres actifs courants (10 049 millions d’euros) et les autres actifs non courants (557 millions d’euros) sont constitués principalement de
créances fiscales.
Les autres passifs courants (14 370 millions d’euros) et les autres passifs non courants (1 363 millions d’euros) comprennent principalement
des dettes fiscales et sociales.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 28 LITIGES ET CONCURRENCE




NOTE 28 Litiges et concurrence
Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans «Commission bancaire, financière et des assurances»), a été rejetée
un certain nombre de litiges et procédures au titre de la le 24 décembre 2009 pour des motifs de procédure. M. Geenen
concurrence avec des tiers ou avec des autorités judiciaires et/ou s’est pourvu en cassation le 2 juin 2010 contre l’arrêt du
administratives (y compris fiscales). 24 décembre 2009. La Cour de Cassation a rendu, le 3 mai 2012,
un arrêt prononçant la cassation de l’arrêt de la Cour d’Appel de
Le montant des provisions pour litiges au 31 décembre 2014
Bruxelles.
s’élève à 891 millions d’euros contre 871 millions d’euros au
31 décembre 2013.
28.1.3 La Compagnie du Vent
Les principaux litiges et arbitrages présentés ci-après sont
Le 27 novembre 2007, GDF SUEZ a acquis 56,84% des titres de La
comptabilisés en tant que passifs ou constituent, selon les cas, des
Compagnie du Vent, SOPER (l’actionnaire d’origine) en conservant
passifs éventuels ou des actifs éventuels.
43,16%. Le fondateur de la société (et propriétaire de SOPER),
Jean-Michel Germa, est resté Président Directeur Général (PDG) de
III
La Compagnie du Vent au moment de la prise de contrôle.
28.1 Litiges et arbitrages GDF SUEZ détient aujourd’hui 59% des titres de La Compagnie du
Vent.
28.1.1 Electrabel – État de Hongrie
Depuis 2011, différents litiges opposent GDF SUEZ à Jean-Michel
Electrabel, Groupe GDF SUEZ, a engagé auprès du Centre Germa et SOPER quant à sa révocation du poste de PDG. Après
International de Règlement des Différends sur les Investissements une annulation par la Cour d’Appel de Montpellier de la première
(CIRDI) une procédure d’arbitrage international contre la Hongrie Assemblée Générale de La Compagnie du Vent du 27 mai 2011,
pour manquement à ses obligations découlant du Traité sur la une seconde Assemblée Générale, le 3 novembre 2011, a
Charte de l’énergie. Le différend porte notamment sur la résiliation finalement désigné un nouveau dirigeant proposé par GDF SUEZ.
du contrat long terme d’achat d’électricité, conclu le 10 octobre
Restent cependant principalement pendants : (i) le litige intenté le
1995, entre DUNAMENTI Erőmű (ancienne filiale du Groupe - cédée
23 août 2011, par La Compagnie du Vent devant le Tribunal de
le 30 juin 2014) et MVM, société contrôlée par l’État hongrois
Commerce de Montpellier contre SOPER afin de condamner cette
(le «Contrat DUNAMENTI»). Le 30 novembre 2012, le Tribunal
dernière à réparer le préjudice moral subi par La Compagnie du
arbitral a rejeté les demandes du Groupe, à l’exception de la
Vent, pour abus de minorité, à hauteur de 500 000 euros, (ii) le litige
demande basée sur le principe de traitement juste et équitable. La
intenté le 15 février 2012 devant le Tribunal de Commerce de Paris
décision de principe sur cette demande est pendante ; si le Tribunal
par Jean-Michel Germa contre GDF SUEZ en responsabilité
arbitral retient une infraction par la Hongrie à ce principe de
contractuelle et responsabilité délictuelle à l’occasion de sa
traitement juste et équitable, la décision finale fixant le montant du
révocation en tant que PDG de La Compagnie du Vent, (iii) la
dédommagement sera reportée à 2016, après la fin initialement
procédure intentée devant le Tribunal de Commerce de Montpellier,
prévue du contrat long terme (2015) afin de permettre au Tribunal
par SOPER le 21 mai 2012, contre GDF SUEZ, La Compagnie du
arbitral de juger des dits dommages (1) sur base d’une évaluation
Vent et l’actuel PDG, SOPER demandant une expertise judiciaire à
précise des coûts échoués.
propos de certaines décisions de gestion afin d’en obtenir
réparation, (iv) la procédure intentée par SOPER, le 18 janvier 2013
28.1.2 OPR sur Electrabel
devant le Tribunal de Commerce de Paris, afin de condamner
À la suite de l’offre publique de reprise (OPR), lancée par SUEZ en GDF SUEZ à indemniser SOPER à hauteur d’environ 214 millions
juin 2007 sur les actions de sa filiale Electrabel qu’elle ne détenait d’euros en raison de la violation alléguée de l’accord et du pacte
pas encore, trois actionnaires, Deminor et deux autres fonds, ont d’associés signés en 2007 et, (v) la procédure introduite le 16 mai
initié le 10 juillet 2007 une procédure devant la Cour d’Appel (CA) 2013, par SOPER devant le Tribunal de Commerce de Paris,
de Bruxelles à l’encontre de SUEZ et d’Electrabel pour obtenir un demandant à ce que GDF SUEZ ne puisse exercer les bons de
complément de prix. La demande a été rejetée par la Cour d’Appel souscription d’actions, aux conditions convenues dans le pacte
le 1er décembre 2008. d’associés en alléguant que GDF SUEZ aurait empêché La
Compagnie du Vent de réaliser les niveaux de performance qui
Suite au pourvoi introduit par Deminor et consorts le 22 mai 2009,
conditionnent leur exercice.
la Cour de Cassation a prononcé la cassation le 27 juin 2011. Par
citation du 28 décembre 2012, Deminor et consorts ont assigné S’agissant de la promesse d’achat à raison de 5% des actions de
GDF SUEZ devant la Cour d’Appel de Bruxelles dans une La Compagnie du Vent détenues par SOPER, le prix des actions a
composition différente, aux fins qu’elle statue sur leur demande de été fixé par un expert à l’issue de la procédure prévue
complément de prix. Les plaidoiries se sont terminées le 15 octobre contractuellement. Le transfert de ces actions a été effectué le
2014 et l’affaire a été mise en délibéré. 18 février 2013. Le 26 avril 2013, SOPER a engagé une nouvelle
procédure devant le Tribunal de Commerce de Paris pour obtenir
Une demande similaire de complément de prix, introduite par
l’annulation du rapport de l’expert et la nomination d’un nouvel
MM. Geenen et consorts auprès de la Cour d’Appel de Bruxelles
expert pour fixer le prix des actions. L’affaire a été portée devant le
mais sans mise en cause d’Electrabel et de la FSMA («Autorité
Tribunal de Commerce de Créteil.
belge des services et marchés financiers», anciennement

(1) Voir aussi Note 28.2.3 «Contrats à long terme en Hongrie».




147
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 28 LITIGES ET CONCURRENCE



28.1.4 Gel des tarifs réglementés du gaz naturel en France une requête en révocation de la décision de mise sous séquestre.
Cette requête a été écartée.
Litige portant sur le décret n°2013-400 du 16 mai 2013 modifiant le
En parallèle, des procédures administratives ont été mises en œuvre
décret n° 2009-1603 du 18 décembre 2009 relatif aux tarifs
par le Ministère de l’Environnement (MATTM) concernant différentes
réglementés de vente du gaz naturel
unités de production de la centrale thermique de Vado Ligure, dont
L’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie certaines sont contestées devant le Tribunal administratif.
(ANODE) a introduit une requête demandant l’annulation du décret
n°2013-400 du 16 mai 2013 modifiant le décret n° 2009-1603 du 28.1.7 Argentine
18 décembre 2009 relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz
Pour mémoire, SUEZ et SUEZ Environnement ont – préalablement à
naturel devant le Conseil d’État en juillet 2013.
la fusion de SUEZ avec Gaz de France et à l’introduction en bourse
L’ANODE soutient que le dispositif des tarifs réglementés de vente de SUEZ Environnement Company – conclu un accord portant
de gaz naturel est contraire aux objectifs de la Directive 2009/73 CE transfert économique au profit de SUEZ Environnement des droits
concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz et obligations liés aux participations détenues par SUEZ dans Aguas
naturel, et à l’article 106 §1 du Traité sur le Fonctionnement de Argentinas (AASA) et Aguas Provinciales de Santa Fe (APSF).
l’Union européenne. Le 15 décembre 2014, le Conseil d’État a
En janvier 2002 en Argentine, une loi d’urgence publique et de
sursis à statuer jusqu’à ce que la Cour de Justice de l’Union
réforme du régime des changes («Loi d’Urgence») a bloqué les
européenne se prononce à titre préjudiciel sur ces questions.
augmentations de tarifs des contrats de concession en empêchant
l’indexation des tarifs en cas de dépréciation du peso argentin par
28.1.5 Contestation d’une décision de la CREG approuvant les
rapport au dollar américain. En 2003, SUEZ – désormais GDF SUEZ
tarifs d’injection d’ELIA
– et ses coactionnaires, concessionnaires des eaux de Buenos
En décembre 2011, la CREG (régulateur belge des marchés du gaz Aires et de Santa Fe, ont entamé deux procédures d’arbitrage
et de l’électricité) a approuvé la proposition tarifaire d’ELIA SYSTEM contre l’État argentin (autorité concédante), afin de faire appliquer
OPERATOR (gestionnaire du réseau de transport d’électricité) pour les clauses contractuelles des contrats de concession devant le
la période 2012-2015. Electrabel y est opposée principalement CIRDI conformément aux traités bilatéraux franco-argentins de
s’agissant de deux aspects : (i) l’application de tarifs d’injection pour protection des investissements.
l’utilisation du réseau et (ii) les tarifs d’injection pour les services
Ces procédures d’arbitrage CIRDI visent à obtenir des indemnités
ancillaires.
pour compenser la perte de valeur des investissements consentis
Une procédure en annulation de la décision de la CREG a été depuis le début de la concession, suite aux mesures adoptées par
entamée par Electrabel devant la Cour d’Appel de Bruxelles qui, le l’Argentine après prolongation de la loi d’Urgence. Les audiences
6 février 2013, a annulé ex tunc et erga omnes la décision de la ont eu lieu dans le courant de l’année 2007 pour les deux
CREG du 22 décembre 2011 dans son intégralité. Le 24 mai 2013, arbitrages. Parallèlement aux procédures CIRDI, les sociétés
la CREG a formé un pourvoi en cassation contre l’arrêt de la Cour concessionnaires AASA et APSF ont dû entamer des procédures de
d’Appel de Bruxelles du 6 février 2013. L’affaire est pendante. résiliation des contrats de concession devant les juridictions
En conséquence et en l’absence de tarifs régulés, ELIA a déposé administratives locales.
une nouvelle proposition tarifaire (couvrant la période 2012 à 2015), Toutefois, la situation financière des sociétés concessionnaires
qui a été validée par la CREG le 16 mai 2013. Cette décision de la s’étant dégradée depuis la loi d’Urgence, APSF a annoncé sa mise
CREG fait toutefois l’objet d’une nouvelle procédure en annulation en liquidation judiciaire lors de son Assemblée Générale du
devant la Cour d’Appel de Bruxelles, introduite par Febeliec 13 janvier 2006.
(association représentative des consommateurs industriels
Parallèlement, AASA a demandé à bénéficier du «Concurso
d’énergie) en date du 14 juin 2013. Electrabel est intervenue
Preventivo (1)». Dans ce cadre, une proposition concordataire
volontairement dans cette procédure afin de défendre les tarifs
opérant novation du passif admissible d’AASA approuvée par les
approuvés le 16 mai 2013 et a déposé ses conclusions le
créanciers et homologuée par le juge de la faillite le 11 avril 2008 a
30 octobre 2013. L’affaire a été plaidée le 17 septembre 2014.
permis en partie le règlement du passif. La proposition prévoit un
premier paiement de 20% du passif (2) (lors de l’homologation) et un
28.1.6 Italie - Vado Ligure
second paiement de 20% en cas d’indemnisation par l’État
À la suite de la publication d’articles de presse, le Tribunal de
argentin. GDF SUEZ et Agbar, en tant qu’actionnaires de contrôle,
Savone a placé sous séquestre le 11 mars 2014, sur requête du
ont décidé d’aider financièrement Aguas Argentinas à faire face à ce
Procureur, les unités de production au charbon VL3 et VL4 de la
premier paiement et ont versé respectivement, lors de
centrale thermique de Vado Ligure, appartenant à
l’homologation, les sommes de 6,1 et 3,8 millions de dollars
Tirreno Power S.p.A. (TP), société détenue à 50% et consolidée en
américains.
mise en équivalence par le Groupe. Cette mise sous séquestre se
Par deux décisions datées du 30 juillet 2010, le CIRDI a reconnu la
situe dans le cadre d’une enquête pénale pour infractions
responsabilité de l’État argentin dans la résiliation des contrats de
environnementales, risques pour la santé publique et violation de
concession d’eau et d’assainissement de Buenos Aires et de Santa
l’autorisation d’exploitation (IPPC). Le 14 mai 2014, TP a déposé
Fe. La détermination définitive du montant de la réparation au titre
des préjudices subis doit être fixée par des experts.


(1) Comparable à la procédure française de redressement judiciaire.
(2) Environ 40 millions de dollars américains.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 28 LITIGES ET CONCURRENCE



28.1.9 Cofely Espagne
Un premier rapport d’expert portant sur la concession de Buenos
Aires a été remis au CIRDI en septembre 2013. Le rapport de
Des collaborateurs de Cofely Espagne ont été interpellés le
l’expert sur la concession de Santa Fé a été remis au CIRDI en
27 octobre 2014 et mis en cause par la Justice espagnole dans le
avril 2014. Une série d'audiences ont eu lieu fin juillet et début
cadre d’une enquête portant sur une affaire d’attribution de
août 2014. Les procédures suivent leurs cours.
marchés. Cofely Espagne a, par la suite, été mise en examen.
28.1.8 Fos Cavaou – Construction
28.1.10 Contestation des contributions nucléaires en Belgique
Fosmax LNG (1), filiale d’ELENGY à 72,5% et de Total à 27,5%, a
La loi-programme du 22 décembre 2008 impose une contribution
déposé le 17 janvier 2012 une demande d’arbitrage auprès de la
de 250 millions d’euros à la charge des producteurs nucléaires.
Cour internationale d’arbitrage de la Chambre de commerce
Electrabel, Groupe GDF SUEZ, a contesté cette contribution devant
internationale (CCI) contre le groupement d’entreprises composé de
la Cour constitutionnelle, qui a rejeté ce recours par son arrêt du
trois sociétés : SOFREGAZ, TECNIMONT SpA et SAIPEM SA
30 mars 2010. Cette contribution a par ailleurs été reconduite pour
(ci-après «STS»).
2009 (2), 2010 (3) et 2011 (4) puis doublée en 2012, 2013 et 2014.
Le litige porte sur la construction du terminal méthanier appartenant Electrabel s’est donc, à ce titre, acquittée au total de 2,16 milliards
à Fosmax LNG, terminal destiné à décharger le gaz naturel liquide d’euros. En vertu d’un protocole d’accord signé le 22 octobre 2009
apporté par des navires, à le stocker, à le regazéifier et à l’injecter entre l’État belge et le Groupe, cette contribution n’aurait cependant
III
dans le réseau de transport de gaz naturel. pas dû être reconduite, mais remplacée par une contribution liée à
l’extension de la durée d’exploitation de certaines centrales
Le terminal a été réalisé par STS en application d’un contrat «clé en
nucléaires.
mains» conclu le 17 mai 2004 pour un prix forfaitaire, non révisable,
incluant l’intégralité des travaux de construction et de fournitures. Le Electrabel a sollicité en septembre 2011 la restitution des
délai impératif pour l’achèvement complet et l’obtention de contributions nucléaires payées de 2008 à 2011 au motif qu’elles
l’ouvrage avait été fixé au 15 septembre 2008, délai assorti de devraient être considérées comme illégales et donc, indûment
pénalités de retard. perçues par l’État belge. En avril 2014, le Tribunal de première
instance de Bruxelles a rejeté la demande d’Electrabel qui a interjeté
L’exécution du contrat a été marquée par une série de difficultés.
appel le 20 mai 2014 devant la Cour d’Appel de Bruxelles. La
STS ayant refusé d’achever une partie des travaux et ayant livré un
procédure est en cours.
terminal inachevé avec un retard de 18 mois, Fosmax LNG a
procédé à la mise en régie en 2010 de la majeure partie des travaux Le 11 juin 2013, Electrabel a introduit devant la Cour
restant à réaliser et fait appel à des entreprises extérieures pour constitutionnelle un recours en annulation partielle de la loi du
l’exécution de ceux-ci. 27 décembre 2012 portant modification de la loi du 11 avril 2003
sur les provisions de démantèlement des centrales nucléaires et la
Fosmax LNG a demandé réparation du préjudice qu’elle a subi en
gestion des matières fissiles irradiées, et, en particulier, ses articles
engageant une procédure arbitrale sous l’égide de la CCI. Fosmax
instaurant une contribution de 550 millions d’euros à la charge des
LNG a déposé son mémoire en demande le 19 octobre 2012. STS
exploitants nucléaires au titre de l’année 2012, dont 479 millions
a déposé son mémoire en défense et demandes reconventionnelles
d’euros à la charge d’Electrabel. Le 17 juillet 2014, la Cour
le 28 janvier 2013. Après échange des différents mémoires prévus
Constitutionnelle a rejeté le recours formé par Electrabel.
par la procédure, les audiences se sont déroulées du 18 au
22 novembre 2013. Le 12 juin 2014, Electrabel a introduit devant la Cour
constitutionnelle un recours en annulation partielle de la loi du
Le Tribunal arbitral a rendu sa sentence le 13 février 2015. Aux
26 décembre 2013 portant modification de la loi du 11 avril 2003
termes de la sentence, STS doit payer à Fosmax LNG : (i) 48,2
sur les provisions de démantèlement des centrales nucléaires et la
millions d’euros assortis d’intérêts au titre des pénalités de retard, (ii)
gestion des matières fissiles irradiées, et, en particulier, ses articles
19,1 millions d’euros au titre des coûts liés aux incidents, désordres
instaurant une contribution de 481 millions d’euros à la charge des
et malfaçons survenus sur le chantier et (iii) 1,4 million d’euros au
exploitants nucléaires au titre de l’année 2013, dont 421 millions
titre des avances réalisées par Fosmax LNG. Fosmax LNG doit,
d’euros à la charge d’Electrabel. La procédure est en cours.
quant à elle, payer à STS : (i) 87,9 millions d’euros assortis d’intérêts
au titre des surcoûts correspondant aux moyens mobilisés par STS Par ailleurs, le 5 septembre 2014, Electrabel a déposé plainte entre
pour achever les travaux (surcoûts relatifs à la construction du les mains de la Commission européenne concernant les
terminal, à l’ingénierie et à la supervision ainsi que d’autres coûts contributions nucléaires 2008 à 2013 en tant qu’aides d’État
mobilisés pour la bonne fin des travaux), (ii) 36,2 millions d’euros présumées illégales octroyées par l’État belge aux producteurs
assortis d’intérêts correspondant à la restitution du montant de la d’électricité non soumis aux contributions nucléaires. La plainte, qui
garantie à première demande appelée par Fosmax LNG pour a été complétée pour couvrir aussi la contribution nucléaire 2014,
financer les travaux en régie et (iii) 3,9 millions d’euros assortis est en cours d’analyse par la Commission.
d’intérêts correspondant à des factures de STS non payées par
La loi du 19 décembre 2014 a instauré une contribution nucléaire
Fosmax LNG. Au total, hors intérêts, Fosmax LNG doit acquitter la
de 470 millions d’euros à la charge des exploitants nucléaires au
somme nette de 59,2 millions d’euros.

(1) Ex Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou.
(2) Loi du 23 décembre 2009.
(3) Loi du 29 décembre 2010.
(4) Loi du 8 janvier 2012.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 28 LITIGES ET CONCURRENCE


titre de l’année 2014, dont 407 millions d’euros à la charge établis tardivement. Elle a en revanche payé une somme de
d’Electrabel. 6,25 millions d’euros au titre du prélèvement 2011 sur le site
déclaré. Electrabel n’a pas établi de déclaration pour 2012, 2013 et
28.1.11 Réclamation d’E.On portant sur les contributions 2014 car le seul site susceptible de faire l’objet du prélèvement ne
nucléaires en Allemagne et en Belgique bénéficie plus d’un permis d’exploitation pour production
d’électricité. L’Administration de l’Énergie maintient sa position
Le 26 novembre 2014, E.On Kernkraft GmbH (ci-après «E.On») a
antérieure et a établi également pour 2012, 2013 et 2014 des
déposé une demande d’arbitrage auprès de la Cour internationale
prélèvements sur 7 sites qui se montent à 67,5 millions d’euros
d’arbitrage de la Chambre de commerce internationale (CCI) contre
pour chaque exercice. Electrabel conteste ces prélèvements
Electrabel. E.On réclame (i) le paiement par Electrabel, d’une partie
chaque année par voie administrative et par l’introduction de
de la contribution nucléaire allemande, se montant
recours auprès du Tribunal de première instance de Bruxelles.
approximativement à 35,9 millions d’euros plus les intérêts et (ii) le
Celui-ci a, par jugement du 24 septembre 2014 concernant le
remboursement de la contribution nucléaire belge payée par E.On
prélèvement sur sites non utilisées de 2009, ordonné la tenue d’une
se montant approximativement à 200 millions d’euros plus les
expertise pour éclairer le Tribunal sur les contraintes techniques
intérêts.
justifiant une éventuelle inéligibilité des sites aux prélèvements.
28.1.12 Tihange 1 – Belgique
28.1.15 Réclamation du fisc français
Le 9 décembre 2014, Greenpeace a introduit un recours comme en
Par une proposition de rectification en date du 22 décembre 2008,
référé devant le Tribunal de première instance de Bruxelles. Le
l’Administration fiscale française a contesté le traitement fiscal de la
recours est formulé contre l’État belge et l’Autorité Fédérale de
cession sans recours de la créance de précompte opérée en 2005
Contrôle Nucléaire, en ce que ceux-ci n’auraient pas respecté
par SUEZ pour un montant de 995 millions d’euros. Le 7 juillet
certaines de leurs obligations au niveau international lors de la
2009, les autorités fiscales ont notifié à GDF SUEZ SA le maintien
décision de prolongation de la durée de vie de la centrale de
de leur position, laquelle a été confirmée le 7 décembre 2011.
Tihange 1. Electrabel s’est jointe à la cause pour défendre son point
de vue. L’affaire sera plaidée le 16 mars 2015. Concernant le contentieux précompte – objet de la cession de
créance précitée – proprement dit, en 2014, la Cour Administrative
28.1.13 Éoliennes Maestrale - Italie d’Appel de Paris a suivi la jurisprudence du Conseil d’État en
reconnaissant l’incompatibilité du précompte avec le droit
Le 13 février 2013, le Groupe, via sa filiale International Power, avait
communautaire conformément à la position de la Cour de Justice
cédé 80% du capital de IP Maestrale et de ses filiales à la société
de l’Union européenne, mais en réduisant très sensiblement le
italienne ERG.
quantum du remboursement accordé à SUEZ au titre des exercices
Le 5 novembre 2014, ERG a notifié à la société International Power
1999/2000/2001. Le Tribunal administratif de Cergy Pontoise a
Consolidated Holdings Limited, Groupe GDF SUEZ, que le Ministère
adopté une position identique pour les sommes réclamées par
italien du développement économique avait révoqué par décret les
SUEZ au titre des exercices 2002/2003 et 2004. GDF SUEZ a
subventions permises par la Loi dite «Maestrale» n° 488/1192. En
interjeté appel de ce jugement et entend également faire appel de
application du décret, les sociétés concernées doivent rembourser
l’arrêt de la Cour d’Appel de Paris.
les subventions déjà payées, plus intérêts, dans les 60 jours de la
En parallèle, en novembre 2014, la Commission européenne a
notification.
formellement reconnu le bien-fondé des arguments développés par
À la suite de l’achat des sociétés ayant bénéficié desdites
GDF SUEZ et plusieurs autres contribuables français contre les
subventions, ERG réclame au Groupe le remboursement des pertes
principes de calcul des sommes à rembourser préconisés par le
subies (environ 45,8 millions d’euros) et ce au titre du contrat de
Conseil d’État et a demandé des explications à l’État français.
cession des sociétés concernées.
28.1.16 Réclamation du fisc néerlandais
28.1.14 Réclamations du fisc belge et de l’Administration
de l’énergie L’Administration fiscale néerlandaise refuse, sur base d’une
interprétation contestable d’une modification légale intervenue en
L’Administration de l’énergie a réclamé à Electrabel pour les années
2007, la déductibilité d’une partie des intérêts pris en charge sur le
2006 à 2011 un montant total de prélèvement sur sites non utilisés
financement d’acquisitions de participations aux Pays-Bas réalisées
de 356 millions d’euros. Compte tenu du jugement rendu par le
en 2000. Le montant des impôts et intérêts de retard enrôlés
Tribunal de première instance de Bruxelles le 17 février 2010
jusqu’au 31 décembre 2008 s’élève à 127 millions d’euros. Un
concernant les prélèvements sur sites non utilisés de 2006 à 2008,
recours administratif a été introduit contre ces enrôlements.
qui lui est en grande partie favorable, Electrabel a introduit pour
Respectivement le 22 décembre 2014 et le 28 janvier 2015,
chacune des années 2009 à 2011 une déclaration pour le seul site
l’administration fiscale a envoyé les enrôlements pour les exercices
qu’elle considère devoir faire l’objet du prélèvement.
2009 et 2010. Les montants d’impôt et les intérêts de retard qui
L’Administration a, quant à elle, maintenu sa position antérieure et a
sont réclamés au sujet de la déductibilité d’intérêts, s’élèvent à
établi pour chacune de ces années des prélèvements sur 7 sites
53,6 millions d’euros pour l’exercice 2009, et à 29,6 millions d’euros
(dont le site déclaré). Electrabel a contesté ces prélèvements en
pour l’exercice 2010. Un recours administratif sera introduit contre
premier lieu par la voie administrative et ensuite par l’introduction de
ces enrôlements. Le montant total des impôts et intérêts de retard
recours auprès du Tribunal de première instance de Bruxelles. En
enrôlés jusqu’au 31 décembre 2010 s’élève à 210,2 millions
juillet 2014, l’État belge a interjeté appel de la décision du Tribunal
d’euros.
de février 2010. La procédure suit son cours. Electrabel n’a pas
payé les prélèvements de 2009 et 2010, considérant qu’ils ont été




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 28 LITIGES ET CONCURRENCE



28.1.17 Total Energie Gaz décision de la Commission européenne du 3 décembre 2009. Les
engagements visent à faciliter les conditions d’accès et à accroître
GDF SUEZ achète du gaz naturel auprès de Total Energie Gaz
la concurrence sur le marché du gaz naturel en France. Cette
(TEGAZ), filiale du groupe Total, au titre d’un contrat conclu le
décision de la Commission met fin à la procédure ouverte en
17 octobre 2004 et a réclamé une révision du prix contractuel avec
mai 2008. Sous le contrôle d’un mandataire (Société Advolis) agréé
effet au 1er mai 2011. Les négociations n’ayant pas abouti avec
par la Commission européenne, la mise en œuvre des engagements
TEGAZ, GDF SUEZ a soumis en mars 2012 le différend portant sur
se poursuit.
la révision du prix contractuel à un collège d’experts conformément
au contrat. Le 5 juin 2012, TEGAZ a notifié un différend quant à 28.2.2 Compagnie Nationale du Rhône
l’interprétation de certaines clauses du contrat susvisé, qui a fait
Electrabel, Groupe GDF SUEZ, a été condamnée par la
l’objet d’une procédure d’arbitrage selon le règlement de
Commission européenne par décision du 10 juin 2009 à une
l’Association Française de l’Arbitrage (AFA).
amende de 20 millions d’euros pour ne pas avoir notifié la prise de
Après échange des mémoires, les audiences du Tribunal Arbitral
contrôle de la Compagnie Nationale du Rhône à la
relatives à l’interprétation de certaines clauses du contrat se sont
Commission européenne dès fin 2003 et pour avoir mis en œuvre
déroulées du 27 au 30 janvier 2014. La sentence a été rendue le 13
cette prise de contrôle avant qu’elle ait été autorisée par la
mai 2014 et TEGAZ a été déboutée de l’ensemble de ses
Commission européenne. Cette décision fait suite à la notification
demandes d’interprétation du contrat, notamment celles relatives à
III
de griefs envoyée le 17 décembre 2008 à laquelle il a été répondu
la clause de révision de prix.
par un mémoire en réponse le 16 février 2009. Electrabel a introduit
Dans le cadre du différend portant sur la révision du prix devant le Tribunal de l’Union européenne le 20 août 2009 un
contractuel, la procédure d'expertise a repris. Le 7 février 2015, le recours en annulation contre la décision de la Commission
Collège d’experts a donné une première suite favorable à la européenne. Dans son arrêt du 12 décembre 2012, le Tribunal a
demande de révision de prix contractuelle réclamée par le Groupe rejeté dans son intégralité le recours formé contre la décision de la
concernant les achats de gaz naturel intervenues entre le 1er mai Commission. Electrabel a formé un pourvoi devant la Cour de
2011 et le 31 octobre 2014 au titre du contrat de fourniture de gaz Justice de l’Union européenne contre l’arrêt du Tribunal. Ce pourvoi
naturel avec TEGAZ. Le Collège d’experts a confirmé que la a été rejeté par la Cour de Justice de l’Union européenne le 3 juillet
demande de révision de prix formulée par le Groupe était justifiée et 2014. La décision de la Commission européenne est donc devenue
a décidé d’une nouvelle formule de prix contractuel, accordant ainsi définitive.
une baisse de prix au Groupe.
28.2.3 Contrats à long terme en Hongrie
Dans une décision du 4 juin 2008, la Commission européenne a
28.2 Concurrence et concentrations qualifié d’aides d’État illégales et incompatibles avec le Traité sur le
fonctionnement de l’Union européenne, les contrats à long terme
28.2.1 Procédure Accès France d’achat d’électricité conclus entre les producteurs d’électricité et la
Hongrie en vigueur au moment de l’accession de la Hongrie à
Le 22 mai 2008, la Commission européenne a annoncé l’ouverture
l’Union européenne et notamment celui entre DUNAMENTI Erőmű,
d’une procédure à l’encontre de Gaz de France concernant un
ancienne filiale du Groupe, et MVM. Elle a invité la Hongrie à mettre
soupçon d’abus de position dominante et d’entente au travers
fin à ces contrats et à récupérer les aides d’État illégales auprès des
notamment d’une combinaison de réservations à long terme de
producteurs d’électricité, le cas échéant en indemnisant les parties
capacités de transport et de contrats d’importation ainsi que
prenantes à ces contrats via un mécanisme de compensation des
d’éventuels sous-investissements dans les infrastructures de
coûts échoués. Ce mécanisme de compensation a été approuvé
transport et d’importation.
par la Commission européenne le 27 avril 2010. La Hongrie a donc
Le 22 juin 2009, la Commission européenne a fait parvenir à adopté une loi résiliant les contrats à long terme d’achat d’électricité
GDF SUEZ, GRTgaz et ELENGY une évaluation préliminaire dans à partir du 31 décembre 2008 et prévoyant la récupération des
laquelle elle considérait que GDF SUEZ était susceptible d’avoir aides d’État résultant de ces contrats. DUNAMENTI Erőmű a
abusé de sa position dominante en verrouillant durablement l’accès introduit, le 28 avril 2009, un recours en annulation contre la
aux capacités d’importation en France ce qui aurait restreint la décision de la Commission européenne du 4 juin 2008 devant le
concurrence sur le marché de la fourniture de gaz naturel en Tribunal de l’Union européenne. L’audience a eu lieu le 15 mai
France. Le 24 juin 2009, GDF SUEZ, GRTgaz et ELENGY ont 2013. Le Tribunal, par un arrêt du 30 avril 2014, a confirmé la
proposé des engagements en réponse à l’évaluation préliminaire décision de la Commission européenne. Le 30 juin 2014, Electrabel
tout en exprimant leur désaccord avec les conclusions de cette a cédé sa participation dans DUNAMENTI Erőmű, préservant
dernière. toutefois les droits qui découleraient éventuellement de la procédure
en appel devant la Cour de Justice. DUNAMENTI Erőmű et
Le 9 juillet 2009, ces engagements ont été soumis à un test de
Electrabel ont formé un pourvoi devant la Cour de Justice de l’Union
marché et la Commission a ensuite informé GDF SUEZ, GRTgaz et
européenne le 17 juillet 2014. Ce pourvoi est pendant et la Cour n’a
ELENGY des observations des tiers. Le 21 octobre 2009, GDF
pas indiqué la date à laquelle elle rendra son arrêt.
SUEZ, GRTgaz et ELENGY ont soumis une proposition
d’engagements modifiés qui ont été rendus obligatoires par une




151
GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 29 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE


Le 27 avril 2010, la Commission européenne a rendu une décision moins de 0,5% de ses capacités) à un prix qui aurait mené à une
approuvant le montant de l’aide d’État à charge de DUNAMENTI marge injustifiée. Aucun pourvoi n’ayant été déposé, la décision du
Collège est devenue définitive.
Erőmű et le montant de ses coûts échoués («stranded costs») et lui
permettant de compenser le montant de l’aide d’État jugée illicite et
28.2.5 Marchés de la fourniture de gaz et d’électricité en
les coûts échoués. Ce mécanisme de compensation a permis à
France
DUNAMENTI Erőmű d’échapper à l’obligation de remboursement
de l’aide d’État jugée illicite. En 2015, soit à la date d’échéance Le 15 avril 2014, Direct Énergie a saisi l’Autorité de la concurrence
initiale du contrat à long terme d’achat d’électricité de DUNAMENTI de pratiques alléguées d’abus de position dominante de GDF SUEZ
Erőmű, la Hongrie recalculera le montant des coûts échoués, ce qui sur les marchés de la fourniture de gaz et d’électricité, assortie
pourrait donner lieu à ce moment à une éventuelle obligation de d’une demande de mesures conservatoires.
remboursement de la part de DUNAMENTI Erőmű (1).
Concernant les mesures conservatoires, l’audience s’est tenue le
Par ailleurs, DUNAMENTI Erőmű et son actionnaire principal 9 juillet 2014 et l’Autorité de la concurrence a rendu sa décision le
Electrabel, ont introduit, le 10 janvier 2014, un recours indemnitaire 9 septembre 2014.
devant le Tribunal de l’Union européenne afin de pouvoir obtenir de
L’Autorité a enjoint à GDF SUEZ, à titre conservatoire et dans
la Commission européenne des dommages et intérêts au cas où la
l’attente d’une décision au fond, d’accorder à ses frais aux
décision du 4 juin 2008 serait annulée. Le 13 novembre 2014, le
entreprises détenant une autorisation ministérielle de fourniture de
Tribunal a rejeté ce recours. Electrabel et DUNAMENTI Erőmű ont
gaz naturel qui en feraient la demande, un accès à certaines
formé un pourvoi devant la Cour de Justice de l’Union européenne
informations relatives aux clients aux tarifs réglementés de vente de
le 23 janvier 2015. Ce pourvoi est pendant et la Cour n’a pas
gaz naturel dans des conditions objectives, transparentes et non
indiqué la date à laquelle elle rendra son arrêt.
discriminatoires.
28.2.4 Enquête dans le secteur de la vente en gros En cas de non-respect de cette injonction dans les délais fixés,
d’électricité en Belgique GDF SUEZ devra suspendre toute activité de commercialisation de
ses offres de marché de gaz naturel.
Le Service de la concurrence belge a procédé en septembre 2009
GDF SUEZ a formé un recours contre cette décision le
et juin 2010 à des perquisitions au sein d’entreprises actives dans le
19 septembre 2014. L’audience s’est tenue le 9 octobre 2014 et la
secteur de la vente en gros d’électricité en Belgique, dont
Cour d’Appel de Paris a rendu son arrêt le 31 octobre 2014. La
Electrabel, Groupe GDF SUEZ.
Cour d’Appel a confirmé la décision de l’Autorité de la concurrence
Le 29 novembre 2013 l’Auditorat a transmis un projet de décision
pour l’essentiel mais a réformé les points suivants : les dates
au Président de la nouvelle Autorité belge de la concurrence (2) ainsi
d’accès aux informations ont été décalées au 13 novembre 2014
qu’à Electrabel. Le projet de décision, qui confirmait le rapport de
pour les personnes morales et au 15 janvier 2015 pour les
l’Auditorat déposé le 7 février 2013, alléguait l’existence d’abus de
personnes physiques ; les clients résidentiels ainsi que les
position dominante dans le chef d’Electrabel (3). Electrabel a
personnes physiques interlocutrices professionnelles au sein des
contesté formellement ces allégations dans ses observations écrites
personnes morales ont dû être informées préalablement à la
et lors d’une audience qui s’est tenue devant le Collège de la
transmission de leurs données et ont disposé de 5 jours pour s’y
concurrence le 20 mai 2014.
opposer. Le contenu du courrier devant être adressé aux clients
Le Collège a rendu sa décision le 18 juillet 2014 condamnant résidentiels a été légèrement modifié afin de ne pas préjuger de
Electrabel pour abus de position dominante et lui imposant une l’enquête au fond.
amende de 2 millions d’euros. Le Collège a écarté la plupart des
GDF SUEZ a déposé un pourvoi en cassation contre l’arrêt de la
griefs retenus par l’Auditorat à l’encontre d’Electrabel. Il a en effet
Cour d’Appel.
considéré d’une part, qu’Electrabel n’avait pas suivi de stratégie de
GDF SUEZ met actuellement en œuvre les mesures conservatoires
retrait de capacités et, d’autre part, qu’elle avait pleinement
imposées par l’Autorité afin de se conformer à sa décision et donne
respecté ses obligations contractuelles vis-à-vis d’Elia, gestionnaire
ainsi accès aux éléments des fichiers concernés aux fournisseurs
du réseau de transport d’électricité. Le Collège retient simplement
alternatifs en ayant fait la demande.
qu’Electrabel aurait, de manière marginale, offert sur le marché de
gros à court terme une partie minime de ses réserves (50 MW, soit




NOTE 29 Événements postérieurs à la clôture
Aucun événement significatif n’est intervenu postérieurement à la clôture des comptes arrêtés au 31 décembre 2014.




(1) Voir aussi Note 28.1.1 «Litiges et arbitrages / Electrabel – État de Hongrie».
(2) Suite à l’entrée en vigueur, le 6 septembre 2013, de la loi du 3 avril 2013 portant sur l’insertion du Livre IV et V dans le Code de droit économique,
l’Autorité belge de la concurrence remplace désormais le Conseil de la concurrence.
(3) La nouvelle instance de décision de l’Autorité.




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GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 30 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX




NOTE 30 Honoraires des Commissaires aux comptes et membres de leurs réseaux
En application de l’article 222-8 du règlement de l’Autorité de L’Assemblée Générale de GDF SUEZ SA du 28 avril 2014 a décidé
marché financier, le tableau suivant présente les informations sur les de renouveler le mandat de Commissaires aux comptes des
honoraires versés par GDF SUEZ SA, ses filiales intégrées cabinets Deloitte et EY pour une période de six années couvrant les
globalement et ses activités conjointes à chacun des contrôleurs exercices 2014 à 2019.
légaux chargés de contrôler les comptes annuels et consolidés du
Groupe GDF SUEZ.

EY Deloitte Mazars
Montant % Montant % Montant %
2013 (1) 2013 (1) 2013 (1) 2013 (1) 2013 (1) 2013 (1)
2014 2014 2014 2014
En millions d'euros
Audit
Commissariat aux comptes,
III
certifications, examen des
comptes individuels et
consolidés
• GDF SUEZ SA 1,9 1,9 17,7% 16,3% 1,2 1,1 8,5% 6,2% 1,1 25,2%
• Filiales intégrées 6,8 7,8 63,6% 68,8% 11,1 14,3 76,7% 76,9% 2,6 59,7%
globalement et
activités conjointes
Autres diligences et
prestations directement
liées à la mission du
Commissariat aux comptes
• GDF SUEZ SA 0,4 0,3 3,7% 2,7% 0,7 0,8 4,5% 4,3% 0,1 3,3%
• Filiales intégrées 1,0 0,6 9,3% 5,1% 0,9 1,1 6,1% 6,2% 0,5 11,5%
globalement et
activités conjointes
SOUS-TOTAL 10,1 10,6 94,4% 92,9% 13,8 17,3 95,8% 93,5% 4,4 99,7%
Autres prestations
• Fiscal 0,6 0,7 5,6% 6,0% 0,5 0,8 3,2% 4,5% - -
• Autres - 0,1 - 1,0% 0,1 0,4 1,0% 2,0% - 0,3%
SOUS-TOTAL 0,6 0,8 5,6% 7,1% 0,6 1,2 4,2% 6,5% - 0,3%
TOTAL 10,7 11,4 100% 100% 14,4 18,5 100% 100% 4,4 100%

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


Les honoraires au titre de 2013 comprennent les honoraires de la branche SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013, date de la perte de
contrôle de SUEZ Environnement Company par le Groupe (cf. Note 5.7).


NOTE 31 Informations relatives à l’exemption de publication de comptes annuels de
certaines sociétés luxembourgeoises et néerlandaises
Certaines entités des branches Énergie Europe et Autres ne Il s’agit de : GDF SUEZ Energie Nederland NV, GDF SUEZ Energie
publient pas de comptes annuels en application des dispositions Nederland Holding BV, Electrabel Nederland Retail BV, Electrabel
internes de droit luxembourgeois (article 70 de la loi du United Consumers Energie BV, Epon Eemscentrale III BV, Epon
19 décembre 2002) et néerlandais (article 403 du Code civil) Eemscentrale IV BV, Epon Eemscentrale V BV, Epon Eemscentrale
relatives à l’exemption de publication et de contrôle des comptes VI BV, Epon Eemscentrale VII BV, Epon Eemscentrale VIII BV, Epon
annuels. International BV, Epon Power Engineering BV, GDF SUEZ Portfolio
Management BV, Electrabel Invest Luxembourg,
GDF SUEZ Corp Luxembourg SARL, GDF SUEZ Treasury
Management SARL et GDF SUEZ Invest International SA.




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III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS




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