Rapport d’activité et
États financiers
consolidés annuels
2016




 
SOMMAIRE
01 RAPPORT D’ACTIVITÉ
1  SYNTHÈSE DES RÉSULTATS DU GROUPE ................................................................................................. 5 
2  PERSPECTIVES ................................................................................................................................................. 7 
3  ACTIVITÉ ET RÉSULTATS CONSOLIDÉS DES OPÉRATIONS .................................................................. 8 
4  ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE ................................... 11 
5  AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT.................................................................................... 18 
6  ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET................................................................................. 20 
7  AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE .................................................................... 23 
8  COMPTES SOCIAUX ....................................................................................................................................... 24 




02 ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
COMPTE DE RÉSULTAT .................................................................................................................................................. 26 
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................ 27 
ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE ................................................................................................................................ 28 
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES.................................................................................................. 30 
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE................................................................................................................................... 32 




03 NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
Note 1  RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES .......................................................................................... 34 
Note 2  PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016 ...................................................................................... 58 
Note 3  PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE ............................................ 66 
Note 4  PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE ............................................................................................. 75 
Note 5  INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE ............................ 81 
Note 6  INFORMATION SECTORIELLE ...................................................................................................................... 84 
Note 7  ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT......................................................................... 91 
Note 8  RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES .................................................................................... 92 
Note 9  RÉSULTAT FINANCIER ................................................................................................................................. 101 
Note 10  IMPÔTS ............................................................................................................................................................ 103 
Note 11  RÉSULTAT PAR ACTION .............................................................................................................................. 107 
Note 12  GOODWILLS.................................................................................................................................................... 108 
Note 13  IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ....................................................................................................... 114 




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
1
Note 14  IMMOBILISATIONS CORPORELLES........................................................................................................... 116 
Note 15  INSTRUMENTS FINANCIERS....................................................................................................................... 118 
Note 16  RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS .................................................................................. 129 
Note 17  ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES ............................................................................................ 143 
Note 18  PROVISIONS ................................................................................................................................................... 146 
Note 19  AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME................... 152 
Note 20  ACTIVITÉ EXPLORATION-PRODUCTION .................................................................................................. 161 
Note 21  CONTRATS DE LOCATION-FINANCEMENT ............................................................................................. 163 
Note 22  CONTRATS DE LOCATION SIMPLE ........................................................................................................... 165 
Note 23  PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS ............................................................................................... 166 
Note 24  TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES........................................................................................... 169 
Note 25  RÉMUNÉRATION DES DIRIGEANTS .......................................................................................................... 171 
Note 26  BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS ............................... 172 
Note 27  LITIGES ET CONCURRENCE....................................................................................................................... 173 
Note 28  ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE....................................................................................... 179 
Note 29  HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX ......... 180 
Note 30  INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE
CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES .............................................. 181 




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
2
01 RAPPORT D’ACTIVITÉ
1  SYNTHÈSE DES RÉSULTATS DU GROUPE ................................................................................................. 5 
2  PERSPECTIVES ................................................................................................................................................. 7 
3  ACTIVITÉ ET RÉSULTATS CONSOLIDÉS DES OPÉRATIONS .................................................................. 8 
4  ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE ................................... 11 
5  AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT.................................................................................... 18 
6  ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET................................................................................. 20 
7  AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE .................................................................... 23 
8  COMPTES SOCIAUX ....................................................................................................................................... 24 




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
3
ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
4
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 SYNTHÈSE DES RÉSULTATS DU GROUPE




1 SYNTHÈSE DES RÉSULTATS DU GROUPE
À la suite de la mise en place de sa nouvelle organisation au 1er janvier 2016, ENGIE déploie sa stratégie destinée à le
positionner comme le leader de la transition énergétique dans le monde.

Toujours confronté à un environnement macro-économique et de marché complexe, caractérisé notamment par une
importante volatilité des prix des commodités, ENGIE réalise cependant, au cours de l’année 2016, des résultats solides
bénéficiant d’ores et déjà des effets positifs du programme de performance Lean 2018.

Le chiffre d’affaires de 66,6 milliards d’euros est en décroissance brute de -4,6% par rapport au 31 décembre 2015 et en
décroissance organique de -4,0%. La décroissance brute est impactée par un effet de change très défavorable
(-725 millions d’euros) notamment sur la livre sterling et le réal brésilien, partiellement compensé par un effet de périmètre
positif de +210 millions d’euros. Au-delà de ces effets, ce recul s’explique par la baisse des prix des commodités qui
impacte les activités d’achat-vente de gaz et de GNL, de commercialisation de gaz et d’électricité, d’exploration-production
et de production d’électricité, mais n’affecte que partiellement nos marges. Ce recul est en partie compensé par l’impact
positif des températures en France, l’année 2016 ayant été légèrement froide alors que l’année 2015 avait été
particulièrement chaude.

L’EBITDA(1) s’élève à 10,7 milliards d’euros, en recul de -5,2% en brut et en décroissance organique de -2,7%.
La décroissance brute s’explique par un effet périmètre de -151 millions d’euros, principalement lié à la cession des actifs
de production hydroélectrique merchant aux États-Unis et par un effet de change défavorable lié notamment à la couronne
norvégienne, au réal brésilien et à la livre sterling. L’évolution organique en 2016 bénéficie du redémarrage en Belgique
des centrales nucléaires Doel 3, Tihange 2 et Doel 1 en décembre 2015, des premiers effets du programme de
performance Lean 2018, d’un impact favorable des températures en France ainsi que des mises en service d’actifs.
Néanmoins, ces éléments n’ont qu’en partie compensé la poursuite de la baisse des prix des commodités.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence est en
décroissance brute de -2,4% et en croissance organique de +1,6% pour atteindre 6,2 milliards d’euros. La décroissance
organique de l’EBITDA est en effet compensée par l’effet favorable de la réduction des charges d’amortissement résultant
des pertes de valeur enregistrées fin 2015 et de l’impact de la comptabilisation en actifs destinés à être cédés du
portefeuille d’actifs de production merchant aux États-Unis en 2015.

Le résultat net part du Groupe s’élève à -0,4 milliard d’euros au 31 décembre 2016, en hausse de 4,2 milliards d’euros
par rapport au 31 décembre 2015. Il intègre (i) de moindres pertes de valeur nettes d’impôt que l’an passé, (ii) l’évolution
positive de la juste valeur des contrats de couverture d’achat et de vente d’électricité et de gaz, (iii) les gains enregistrés
sur la cession partielle de Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) au Chili, sur les cessions des centrales de Paiton en
Indonésie et de Meenakshi en Inde et sur celles des titres disponibles à la vente (Transportadora de Gas del Perú (TgP)
au Pérou et Ores Assets en Belgique) et (iv) la réduction du taux d’impôt en France à l’horizon 2020 introduite par la Loi
de Finance 2017. Ces éléments sont partiellement compensés par l’impact négatif de la baisse du taux d’actualisation
relatif aux provisions pour retraitement et stockage de combustibles nucléaires (aval de cycle) et la hausse des coûts de
restructuration liés notamment à la fermeture de sites d’exploitation en Australie, en France, en Belgique et au Royaume-
Uni.

Le résultat net récurrent part du Groupe, à 2,5 milliards d’euros, est en diminution de 0,1 milliard d’euros par rapport au
31 décembre 2015, en ligne avec le recul du résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises
mises en équivalence.

Le cash flow des opérations (Cash Flow From Operations) s’élève à 9,7 milliards d’euros, globalement stable par rapport
au 31 décembre 2015, malgré la baisse de la marge brute d’autofinancement opérationnelle (MBAO).




(1) Les données au 31 décembre 2016 ont été établies selon la nouvelle définition de l’EBITDA adoptée par le Groupe. Celle-ci exclut
désormais la part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence qui s’élevait à 12 millions d’euros en 2015.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
5
RAPPORT D’ACTIVITÉ
1 SYNTHÈSE DES RÉSULTATS DU GROUPE




La dette nette s’établit à 24,8 milliards d’euros, en baisse de 2,9 milliards d’euros par rapport au niveau de la dette nette
à fin décembre 2015. Cette amélioration s’explique principalement par la génération de cash flow opérationnel sur
l’exercice (9,7 milliards d’euros) et les premiers effets du programme de rotation de portefeuille (4,0 milliards d’euros) avec
notamment les cessions (i) du portefeuille d’actifs de production hydroélectrique merchant aux États-Unis, (ii) d’actifs de
production thermique d’électricité en Indonésie et en Inde, (iii) des parcs éoliens exploités par Maïa Eolis à Futures
Energies Investissements Holding (FEIH), coentreprise détenue à parts égales avec Crédit Agricole Assurances, (iv) des
titres disponibles à la vente (Ores Assets en Belgique et TgP au Pérou) et (v) la mise en place d’un partenariat dans le
projet TEN entraînant la cession de 50% de cette participation au Chili. Ces éléments sont partiellement compensés par
(i) les investissements bruts sur la période (7,3 milliards d’euros), (ii) le versement de dividendes aux actionnaires d’ENGIE
SA (2,4 milliards d’euros) et aux participations ne donnant pas le contrôle (0,5 milliard d’euros).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
6
RAPPORT D’ACTIVITÉ
2 PERSPECTIVES




2 PERSPECTIVES
Depuis 2016, le Groupe est engagé dans un plan de transformation à 3 ans visant à créer de la valeur et à améliorer son
profil de risque. Ce plan, aujourd’hui très avancé, s’appuie sur 3 programmes principaux :

 le programme de rotation de portefeuille (objectif de 15 milliards d’euros d’impact dette nette sur 2016-2018).
Le Groupe a annoncé, à ce jour, des cessions pour 8,0 milliards d’euros (soit plus de 50% du programme total)
dont 7,2 milliards d’euros déjà finalisées(1) ;

 le programme d’investissements (16 milliards d’euros(2) d’investissements de croissance prévus sur
2016-2018) dont 4,7 milliards d’euros ont été investis à fin décembre 2016 ;

 le programme de performance Lean 2018. Compte tenu des avancées du programme, le Groupe augmente
son objectif 2018 de 20% soit 1,2 milliard d’euros de gains nets attendus au niveau de l’EBITDA à horizon
2018. À fin décembre 2016, 530 millions d’euros de gains nets au niveau de l’EBITDA ont été réalisés, ce qui est
supérieur à l’objectif initial pour 2016 de 500 millions d’euros.

Pour 2017(3), le Groupe prévoit un résultat net récurrent part du Groupe compris entre 2,4 et 2,6 milliards d’euros,
en forte croissance organique par rapport à 2016. Cet objectif repose sur une fourchette d’estimation d’EBITDA de
10,7 à 11,3 milliards d’euros, lui aussi en forte croissance organique.

Pour la période 2017-2018, le Groupe prévoit :

 un ratio dette nette/EBITDA inférieur ou égal à 2,5 x ; et
 une notation de catégorie «A».

Au titre des résultats 2016, le Groupe confirme le paiement d’un dividende de 1 euro par action et par an, en numéraire.

Au titre des résultats 2017 et 2018, le Groupe s’engage à verser un dividende de 0,70 euro par action et par an, en
numéraire.




(1) A date, y compris la cession activités thermiques merchant aux États-Unis finalisée en février 2017.
(2) Y compris les investissements d’innovation et de digital.
(3) Ces objectifs et indication reposent sur des hypothèses de température moyenne en France, de répercussion complète des coûts
d’approvisionnement sur les tarifs régulés du gaz en France et du maintien des principes comptables Groupe actuels en matière de
comptabilisation des contrats d’approvisionnement et de logistique gazière, d’absence de changement substantiel de réglementation
et de l’environnement macro-économique, d’hypothèses de prix des commodités basées sur les conditions de marché à fin décembre
2016 pour la partie non couverte de la production et de cours de change moyens suivants pour 2017 : €/$ : 1,07 ; €/BRL : 3,54.
Ces objectifs financiers intègrent la comptabilisation en EBITDA de la nouvelle contribution nucléaire belge et ne tiennent pas compte
d’impacts significatifs de cessions non encore annoncées.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
7
RAPPORT D’ACTIVITÉ
3 ACTIVITÉ ET RÉSULTATS CONSOLIDÉS DES OPÉRATIONS




3 ACTIVITÉ ET RÉSULTATS CONSOLIDÉS DES
OPÉRATIONS

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
Chiffre d'affaires 66 639 69 883 -4,6% -4,0%
EBITDA 10 689 11 274 -5,2% -2,7%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (4 517) (4 947)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES
6 172 6 326 -2,4% +1,6%
ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d’affaires du Groupe ENGIE au 31 décembre 2016 s’établit à 66,6 milliards d’euros, en baisse de -4,6% par rapport au
31 décembre 2015. Hors effets de périmètre et de change, le chiffre d’affaires est en décroissance organique de -4,0%.

Les effets de périmètre ont un impact net positif de 210 millions d’euros, provenant (i) des acquisitions réalisées en 2015 et en 2016
pour 612 millions d’euros, notamment l’acquisition d’OpTerra Energy Services aux États-Unis (241 millions d’euros) et de sociétés
de services en Australie et en Nouvelle-Zélande (137 millions d’euros), (ii) des cessions ou déconsolidations d’activités pour
402 millions d’euros qui ont eu lieu en 2015 ou en 2016, comme la cession des activités de commercialisation en Hongrie
(-209 millions d’euros) et celle des actifs de production hydroélectriques merchant aux États-Unis (-88 millions d’euros). Les effets
de change impactent négativement le chiffre d’affaires du Groupe à hauteur de -725 millions d’euros et reflètent principalement
l’appréciation de l’euro vis-à-vis de la livre sterling, du réal brésilien, du peso mexicain et de la couronne norvégienne.

L’évolution organique du chiffre d’affaires est fortement impactée par la baisse des prix des commodités qui impacte les activités
d’achat-vente de gaz et de GNL, de commercialisation de gaz et d’électricité, d’exploration-production et de production d’électricité.
Ces effets prix, significatifs sur le chiffre d’affaires, ont un impact plus réduit sur les marges, notamment dans les activités de
commercialisation. L’évolution organique des secteurs du Groupe est ainsi (i) en croissance dans les secteurs Infrastructures
Europe, Benelux et Europe hors France & Benelux, (ii) stable dans les secteurs France, Amérique Latine et Amérique du Nord,
(iii) en léger recul dans le secteur Autres et (iv) en recul significatif dans les secteurs Afrique/Asie, E&P ainsi que GEM & GNL.

L’EBITDA diminue de -5,2% pour s’établir à 10,7 milliards d’euros. Hors effets de périmètre et de change, l’EBITDA est en
décroissance de -2,7%.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
8
RAPPORT D’ACTIVITÉ
3 ACTIVITÉ ET RÉSULTATS CONSOLIDÉS DES OPÉRATIONS




ÉVOLUTION DE L’EBITDA

En millions d’euros

Avant événement Après Invisible visible
31 déc. 2015 11   27 4 11 274 11 274
+ 78
+ 98
Effets de périmètre 11   27 4 ‐151 11 123 53 11 12-3 87 ‐151
+ 1
Change 11 123 ‐136 10 987 10   98 7 ‐1-360
28
+ 308
- 151
10 987 10 987 10 987
- 136 + 181 - 55
- 430
Amérique du Nord - 64 987
10 ‐64 10 924 10   92 4 ‐64
Amérique Latine 1 0   92 4 181 11 105 10   92 4 + 1 8 1
Afrique/Asie 11 105 ‐55 11 050 11   05 0 ‐55
Benelu1 274
1x 11   05 0 308 11 358 11   05 0 + 3 0 8
10 987
France 11 358 53 11 411 11   35 8 +5 3 10 689
Europe hors France & Benelux 11   41 1 98 11 509 11   41 1 +9 8
Infrastructures Europe 1 1   50 9 77 11 586 11   50 9 +7 7
GEM & GNL 11   58 6 ‐187 11 399 11   39 9 ‐187
E&P 11   39 9 ‐280 11 119 11   11 9 ‐280
Autres 11 119 ‐430 10 689 10   68 9 ‐430
31 déc. 2016 10   68 9 10 689




Les effets de périmètre ont un impact négatif de -151 millions d’euros et proviennent principalement de la cession des
actifs de production hydroélectrique merchant aux États-Unis à laquelle s’ajoute l’impact de la cession ou de la
comptabilisation en actifs destinés à être cédés de certaines entités mises en équivalence. Les impacts de change
s’élèvent à -136 millions d’euros, essentiellement du fait de l’appréciation de l’euro vis-à-vis de la couronne norvégienne,
du réal brésilien et de la livre sterling.

L’évolution organique de l’EBITDA s’établit à -298 millions d’euros (-2,7%). Celle-ci bénéficie de l’impact positif (i) des effets du
programme de performance Lean 2018, (ii) du redémarrage en décembre 2015 des centrales nucléaires belges Doel 3, Tihange 2
et Doel 1, (iii) d’un effet température positif en France, (iv) de l’impact favorable d’une reprise de provision (dans le secteur reportable
Amérique Latine) et (v) des mises en service d’actifs dans les secteurs Amérique Latine, Afrique/Asie et E&P. Néanmoins, ces
éléments positifs n’ont que partiellement compensé (i) les effets prix négatifs principalement dans les activités
d’exploration-production, les activités midstream gaz et GNL et les activités de production d’électricité, (ii) l’impact des éléments
ponctuels positifs comptabilisés en 2015 et (iii) des effets volume défavorables notamment dans les activités d’exploration-production
et de stockage en France.

Selon les secteurs, la performance organique de l’EBITDA est fortement contrastée :

 en Amérique du Nord et Afrique/Asie, l’EBITDA est en baisse en raison d’effets prix défavorables impactant les marges des
actifs de production d’électricité (notamment en Amérique du Nord, en Thaïlande, à Singapour et en Inde), et de la moindre
disponibilité des actifs charbon en Australie. Ces effets sont en partie compensés par la bonne maîtrise des coûts et l’effet
favorable de la mise en service d’actifs en Afrique du Sud ;

 en Amérique Latine, la croissance organique de l’EBITDA est forte, portée par la mise en service de l’extension
du réseau de gaz de Mayakan au Mexique, celles des centrales de production d’électricité Quitaracsa et Nodo
Energetico au Pérou et par la mise en service complète de la centrale hydroélectrique Jirau au Brésil. Le Brésil
bénéficie également de l’impact favorable d’une reprise de provision ;




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
9
RAPPORT D’ACTIVITÉ
3 ACTIVITÉ ET RÉSULTATS CONSOLIDÉS DES OPÉRATIONS




 l’EBITDA du Benelux est en forte hausse grâce à l’impact positif du redémarrage des centrales nucléaires Doel 3, Tihange 2
et Doel 1 en fin d’année 2015, que vient partiellement compenser la dégradation de l’EBITDA des activités de services,
notamment dans l’Oil & Gas ;

 l’EBITDA du secteur France est en amélioration du fait de l’effet température positif sur les ventes de gaz, de la hausse des
volumes vendus dans les activités de ventes d’électricité et de la bonne performance des activités de réseaux. Ces hausses
sont en partie compensées par la baisse des prix d’électricité captés dans les activités de production hydroélectrique et les
difficultés dans la fourniture de gaz aux professionnels ;

 la croissance du secteur Europe hors France & Benelux est portée par l’amélioration de la performance des activités de
services (notamment au Royaume-Uni) et de vente d’énergie en Italie. Ces éléments sont en partie compensés par l’impact
négatif des nouveaux tarifs de distribution de gaz en Roumanie ;

 l’EBITDA du secteur Infrastructures Europe est en hausse, du fait de l’effet positif de la température et des hausses tarifaires
dans la distribution et le transport ;

 le secteur GEM & GNL affiche une baisse de l’EBITDA due aux révisions des conditions d’approvisionnement en gaz plus
importantes en 2015 qu’en 2016 et à l’arrêt des livraisons en provenance du Yémen depuis avril 2015 ;

 les activités d’exploration-production affichent une contraction de l’EBITDA en raison de la baisse des prix du pétrole et du
gaz sur les marchés et d’une moindre production d’hydrocarbures notamment liée à l’arrêt de Njord et Hyme depuis
juin 2016 ;

 le secteur Autres est en décroissance organique, du fait notamment d’éléments non récurrents positifs comptabilisés en
2015 et de la contraction des activités d’ingénierie, dont les effets ne sont que partiellement compensés par la bonne
performance opérationnelle des activités thermiques de production d’électricité en Europe.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’établit à
6,2 milliards d’euros, en croissance organique de +1,6% par rapport à l’exercice 2015. Au-delà des évolutions déjà commentées au
niveau de l’EBITDA, s’ajoute au niveau de cet indicateur l’impact positif de la réduction des charges d’amortissement résultant des
pertes de valeur enregistrées fin 2015 et de la comptabilisation en actifs destinés à être cédés du portefeuille d’actifs de production
merchant aux États-Unis.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
10
RAPPORT D’ACTIVITÉ
4 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE




4 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS
REPORTABLES DU GROUPE

4.1 Amérique du Nord

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
3 814 3 673 +3,9% -0,5%
Chiffre d'affaires
EBITDA 475 633 -25,0% -11,8%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (45) (300)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
430 332 +29,4% +61,3%
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d'affaires du secteur Amérique du Nord atteint 3 814 millions d'euros, en hausse brute de +3,9% et en repli
organique de -0,5%, en raison du recul des prix et des volumes de production, partiellement compensé par la croissance
des volumes aux clients finaux. Cette variation brute tient également compte des impacts périmètre relatifs à l’acquisition
d’OpTerra Energy Services en février 2016, et à la cession des actifs hydroélectriques merchant en juin 2016.

Les ventes d'électricité atteignent 65,8 TWh, en baisse de -2,9 TWh du fait de la contraction des volumes produits aux
États-Unis, principalement causée par la diminution des prix de gros des commodités, mais également affectée par la
cession citée précédemment. Les volumes de ventes aux clients finaux aux États-Unis sont en hausse, compensant ainsi
en partie la réduction des volumes de production.

L'EBITDA atteint 475 millions d'euros, en baisse brute de -25,0% et en repli organique de -11,8%. Cette variation
organique s’explique principalement par des marges plus faibles dans les activités de production aux États-Unis,
partiellement compensées par une performance accrue des activités de commercialisation aux États-Unis et par des
économies de coûts. La variation brute est négativement impactée par la cession des actifs hydroélectriques merchant et
par la comptabilisation en actifs destinés à être cédés de certaines entités mises en équivalence.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence atteint
430 millions d'euros, en hausse brute de +29,4% et en croissance organique de +61,3%, en raison des effets positifs sur
les dotations aux amortissements résultant à la fois du traitement comptable des actifs destinés à être cédés et des pertes
de valeur comptabilisées en 2015.



4.2 Amérique Latine

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
Chiffre d'affaires 4 075 4 197 -2,9% +0,2%
EBITDA 1 696 1 563 +8,5% +12,0%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (412) (388)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
1 284 1 175 +9,3% +13,2%
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d'affaires du secteur Amérique Latine, impacté par la dépréciation du réal brésilien et du peso mexicain, est en
baisse brute de -2,9% à 4 075 millions d'euros, et en augmentation organique de +0,2%.

Au Brésil, l'impact de l’inflation sur les prix moyens des contrats bilatéraux ne permet pas de compenser l’effet des prix
spot particulièrement élevé dont avait bénéficié la performance en 2015. Le Pérou connaît une évolution positive grâce à
la mise en service de la centrale hydroélectrique de Quitaracsa (octobre 2015) et de la centrale thermique de




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
11
RAPPORT D’ACTIVITÉ
4 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE




Nodo Energetico (octobre 2016), tandis que le Mexique bénéficie de la mise en service de l’extension du gazoduc de
Mayakan (avril 2015), de l'augmentation des volumes de gaz distribués et de hausses tarifaires. Au Chili, le recul du prix
des commodités affecte les prix de vente.

Les ventes d’électricité sont en diminution de -0,7 TWh et s’élèvent à 59,3 TWh, tandis que les ventes de gaz sont en
augmentation de +3,9 TWh et s'établissent à 30,4 TWh.

L’EBITDA s'élève à 1 696 millions d’euros, en hausse brute de +8,5 % et en croissance organique de +12% par rapport à
2015 et ce, malgré l'impact négatif de la dépréciation du real brésilien et du peso mexicain. Cette progression de +12%
s’explique par l’impact favorable d’une reprise de provision et par une meilleure performance du Pérou et du Mexique,
partiellement compensée par des résultats plus faibles au Chili.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’établit à
1 284 millions d’euros, en variation organique de +13,2% principalement grâce à l’amélioration de l’EBITDA.



4.3 Afrique/Asie

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
3 804 4 244 -10,4% -12,1%
Chiffre d'affaires
EBITDA 1 162 1 237 -6,0% -4,5%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (239) (265)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
923 972 -5,1% -1,7%
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d'affaires du secteur Afrique/Asie atteint 3 804 millions d’euros, en repli brut de -10,4% et organique de -12,1%.
S’agissant des effets périmètre, la contribution des activités de services en Australie et en Nouvelle-Zélande acquises
fin 2015 compense plus que largement l’effet négatif du taux de change, principalement dû à l’appréciation de l’euro face
au baht thaïlandais et à la livre turque ainsi que l’effet de la cession de la centrale à charbon de Meenakshi en Inde en
septembre 2016. Le recul organique s’explique à la fois par une baisse des volumes produits et par la répercussion de la
baisse des coûts du gaz et du charbon sur les prix de vente de l’électricité en Thaïlande et en Turquie.

Les ventes d’électricité s'établissent à 51 TWh, en diminution de -3,8 TWh, en raison d'une baisse des volumes en
Thaïlande et en Australie.

L’EBITDA atteint 1 162 millions d’euros, en baisse brute de -6,1% et en diminution organique de -4,6%, principalement du
fait de la disponibilité réduite des centrales à charbon en Australie et d’une réduction des marges en Thaïlande, à
Singapour et en Inde, dont l’impact est partiellement compensé par les économies réalisées dans le cadre du programme
de performance Lean 2018 et par la mise en service des actifs de production d’électricité en Afrique du Sud (Avon,
West Coast et Dedisa).

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’établit à
923 millions d’euros, en variation organique de -1,7%, essentiellement pour les mêmes raisons que celles citées
précédemment pour l’EBITDA. Il est également favorablement impacté par une diminution des charges d’amortissement
en raison des pertes de valeur comptabilisées fin 2015.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
12
RAPPORT D’ACTIVITÉ
4 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE




4.4 Benelux

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
9 044 8 732 +3,6% +3,4%
Chiffre d'affaires
EBITDA 755 445 +69,5% +69,2%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (383) (354)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
371 91 NA NA
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d’affaires du secteur Benelux s’établit à 9 044 millions d’euros, en hausse brute de +3,6% et organique de
+3,4% par rapport à 2015. Cette hausse provient du redémarrage des centrales nucléaires de Doel 1, Doel 3 et Tihange 2
fin 2015. Celle-ci est en partie compensée par la baisse des prix de vente (sans impact sur les marges) dans les activités
de commercialisation de gaz, ainsi que par la baisse des revenus dans les activités de services, notamment dans le secteur
Oil & Gas.

En Belgique et au Luxembourg, les ventes d’électricité sont en hausse de +9,0 TWh, principalement en raison de la
disponibilité accrue du parc nucléaire. La part de marché en Belgique sur le marché des particuliers reste stable à 46%.
Aux Pays-Bas, les ventes d’électricité sont en légère hausse (+1,1 TWh). 

Les ventes de gaz naturel au Benelux sont de 49,2 TWh, en hausse de +2,2 TWh par rapport à fin 2015. La part de marché
en Belgique sur le marché des particuliers reste stable à 43%.

L’EBITDA s’établit à 755 millions d’euros, en forte hausse de +69,5% en brut, du fait du redémarrage des trois centrales
nucléaires en fin d’année dernière, des économies réalisées dans le cadre du programme de performance Lean 2018 et
ce, malgré la baisse des activités de services.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence suit la
hausse de l’EBITDA.



4.5 France

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
Chiffre d'affaires 20 332 20 248 +0,4% +0,2%
EBITDA 1 315 1 274 +3,2% +4,3%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (620) (565)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 695 709 -1,9% +2,8%



VOLUMES D’ÉNERGIE VENDUS

31 déc. 2016 31 déc. 2015 Variation brute en %
En TWh
Ventes de gaz 154,1 150,1 +2,7%
Ventes d’électricité 56,9 50,9 +11,8%



CORRECTION CLIMATIQUE FRANCE

31 déc. 2016 31 déc. 2015 Variation brute en TWh
En TWh
Volumes de correction climatique 2,2 (6,6) +8,8
(signe négatif = climat chaud, signe positif = climat froid)




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
13
RAPPORT D’ACTIVITÉ
4 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE




Le chiffre d’affaires du secteur France s’établit à 20 332 millions d’euros, en légère hausse de +0,4% en brut et de +0,2%
en organique du fait de la croissance des ventes d’électricité à la fois sur le marché des professionnels et des particuliers
et d’un effet température positif sur les ventes de gaz que compense la baisse du nombre de clients et des prix de vente.

Les ventes de gaz naturel augmentent de +4,0 TWh dont +8,8 TWh liés à l’effet température et -4,8 TWh du fait des pertes
de clients liées à la pression concurrentielle. ENGIE dispose d’une part de marché d’environ 74% sur le marché des
particuliers et d’environ 25% sur le marché d’affaires. Les ventes d’électricité augmentent de +6,0 TWh par rapport à
l’année 2015 et poursuivent leur développement aussi bien pour les ventes aux clients particuliers (+2,1 TWh) que pour
les ventes sur le segment des professionnels (+2,5 TWh) ainsi que pour la production d’électricité renouvelable
(+1,4 TWh).

L’EBITDA s’établit à 1 315 millions d’euros, en croissance organique de +4,3%, s’expliquant notamment par la bonne
performance des activités de réseaux de chaleur, par la hausse des volumes vendus dans les activités de ventes
d’électricité aux clients particuliers et professionnels, par la hausse de la production des renouvelables, par la bonne
performance des services BtoB et par la bonne maîtrise des coûts. Ces effets sont en partie compensés par la baisse des
prix et des volumes de gaz vendus aux professionnels.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’établit à
695 millions d’euros, en croissance organique de +2,8% en lien avec la croissance organique de l’EBITDA.



4.6 Europe hors France & Benelux

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
Chiffre d'affaires 8 118 8 491 -4,4% +1,9%
EBITDA 612 559 +9,5% +19,2%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (202) (218)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
410 341 +20,2% +36,4%
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d'affaires du secteur Europe hors France & Benelux s'établit à 8 118 millions d'euros, en diminution brute de
-4,4%, reflétant l'impact du taux de change (principalement dû à la dépréciation de la livre sterling) et la cession des
activités de commercialisation en Hongrie en septembre 2015. La croissance organique de +1,9% s'explique notamment
par la hausse des revenus des activités de service et par des conditions météorologiques favorables en Roumanie qui font
plus que compenser la baisse des tarifs de distribution de gaz en Roumanie.

Les ventes d'électricité sont en augmentation de +1,1 TWh pour atteindre 29,1 TWh. Les ventes de gaz sont en baisse de
-6,3 TWh et s'établissent à 68,2 TWh, principalement en raison de la cession des activités de commercialisation en
Hongrie.

L'EBITDA atteint 612 millions d'euros, enregistrant une hausse organique de +19,2%. Cette évolution s'explique
notamment par les impacts positifs du programme de performance Lean 2018, par la hausse des marges des activités de
services au Royaume-Uni et l’amélioration de la performance des activités de commercialisation d’énergie en Italie ;
amélioration en partie compensée par l’impact de la baisse des tarifs de distribution du gaz en Roumanie.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’établit à
410 millions d’euros, en variation organique de +36,4% en lien avec l’évolution positive de l’EBITDA.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
14
RAPPORT D’ACTIVITÉ
4 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE




4.7 Infrastructures Europe

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
3 267 3 027 +8,0% +8,1%
Chiffre d'affaires
Chiffre d'affaires total (y compris opérations intra-groupe) 6 762 6 585 +2,7%
EBITDA 3 459 3 381 +2,3% +2,3%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (1 390) (1 327)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
2 068 2 054 +0,7% +0,6%
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d’affaires total du secteur Infrastructures Europe, y compris opérations intra-groupe, s’élève à
6 762 millions d’euros, en hausse de +2,7% par rapport à 2015, du fait :

 de la révision annuelle du tarif d’accès aux infrastructures de distribution (+3,9% au 1er juillet 2015 et +2,8% au
1er juillet 2016) et de celle du tarif d’accès aux infrastructures de transport (+2,5% au 1er avril 2015 et +4,6% au
1er avril 2016) en France ;
 d’un effet température favorable(1).

Et ce malgré :

 une moindre commercialisation des capacités de stockage en France ;
 la baisse des opérations d’achat/vente de gaz pour maintenir les performances techniques des stockages
(faiblesse des spreads été/hiver).

Le chiffre d’affaires contributif atteint 3 267 millions d’euros en progression de +8,0 % par rapport à 2015. Cette croissance
traduit essentiellement le développement des activités de distribution et de transport pour le compte de tiers et l’effet
favorable des hausses tarifaires.

L’EBITDA s’établit sur la période à 3 459 millions d’euros, en hausse de +2,3% par rapport à l’année précédente grâce à
l’augmentation du chiffre d’affaires.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’établit
sur la période à 2 068 millions d’euros, en hausse de +0,7% par rapport à 2015 avec des dotations nettes aux
amortissements en hausse du fait des mises en service de GRTgaz et GRDF en 2015.



4.8 GEM & GNL

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
8 981 11 320 -20,7% -20,5%
Chiffre d'affaires
EBITDA 3 196 -98,3% -98,3%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (77) (86)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
(74) 110 NA NA
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d’affaires du secteur GEM & GNL au 31 décembre 2016 s’élève à 8 981 millions d’euros, en baisse de -20,7%
par rapport à fin décembre 2015. Cette évolution s’explique principalement par la chute des prix de vente des commodités
en Europe comme en Asie par rapport à l’an passé.




(1) 12,2 TWh de température chaude en 2015 et -4 TWh de température froide en 2016 soit +114 millions d’euros valorisés à 7 €/MWh.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
15
RAPPORT D’ACTIVITÉ
4 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE




Les ventes externes de GNL sont stables à 81 TWh, soit 108 cargaisons.

L'EBITDA s’établit à 3 millions d’euros, en baisse par rapport à fin décembre 2015, principalement du fait de produits liés
à la révision des conditions d’approvisionnement en gaz survenue en 2015 plus conséquents qu’en 2016, ainsi que de
l’arrêt des livraisons de GNL en provenance du Yémen depuis avril 2015. Ces effets ont été partiellement compensés par
des opportunités de vente de GNL en Asie survenues au quatrième trimestre 2016 et par des gains significatifs réalisés
dans le cadre du programme de performance Lean 2018.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’élève à
-74 millions d’euros à fin décembre 2016, en décroissance brute et organique, en lien avec l’EBITDA.



4.9 E&P

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
1 799 2 242 -19,8% -17,8%
Chiffre d'affaires
EBITDA 1 198 1 514 -20,9% -18,9%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (662) (969)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
536 546 -1,8% -0,2%
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



Le chiffre d’affaires du secteur E&P s’élève à 1 799 millions d’euros au 31 décembre 2016, en baisse de -19,8% en brut
et -17,8% en organique. Ce recul s’explique principalement par l’impact de la chute des prix du gaz et du pétrole et par la
baisse de la production totale d’hydrocarbures de -2,8 Mbep (56,3 Mbep à fin décembre 2016 versus 59,1 Mbep à fin
décembre 2015) sur la période, avec l’arrêt, début juin, de la production de Njord et Hyme en Norvège, partiellement
compensé par la bonne performance des autres actifs et par les derniers impacts de la mise en service de Gudrun.
Les écarts de taux de change expliquent le reste de la variation brute.

L’EBITDA s’élève à 1 198 millions d’euros, en baisse de -20,9% en variation brute et -18,9% en variation organique.
Cette décroissance est en ligne avec celle du chiffre d’affaires que compense partiellement la forte réduction des coûts
d’extraction et d’exploration.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’élève à
536 millions d’euros à fin décembre 2016, en baisse brute de -1,8% et en baisse organique de -0,2% ; la baisse de
l’EBITDA étant en grande partie compensée par la réduction des charges d’amortissement résultant des pertes de valeur
enregistrées fin 2015 et par de moindres charges relatives aux coûts d’exploration pré-capitalisés.



4.10 Autres

Variation Variation
brute organique
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en % en %
En millions d'euros
3 405 3 710 -8,2% -6,7%
Chiffre d'affaires
EBITDA 15 472 -96,9% -92,4%
Dotations nettes aux amortissements/Autres (487) (476)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET
DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE (472) (4) NA NA



Le secteur Autres englobe les activités de (i) la BU Génération Europe, (ii) la BU Tractebel, (iii) la BU GTT ainsi que les
activités holdings et corporate qui comprennent notamment les entités dédiées au financement centralisé du Groupe, les
activités de Solairedirect et la contribution de l’entreprise associée SUEZ.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
16
RAPPORT D’ACTIVITÉ
4 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DES SECTEURS REPORTABLES DU GROUPE




Le chiffres d’affaires s’établit à 3 405 millions d’euros, en diminution brute de -8,2% et organique de -6,7%. L’effet de
change négatif de la livre sterling est partiellement compensé par les contributions positives des entrées de périmètre liées
aux diverses acquisitions dont Solairedirect. La baisse organique est principalement liée aux fermetures des centrales à
charbon de Rugeley (1 GW) début juin 2016, de Gelderland (0,6 GW) fin 2015 et de la centrale à gaz de Twinerg (0,4 GW)
en juin 2016.

Les ventes d’électricité s’établissent à 21,6 TWh, en baisse de -0,5 TWh par rapport à 2015. Les fermetures des centrales
de Rugeley, Gelderland et Twinerg sont compensées par la hausse de la production des centrales à gaz aux Pays-Bas
principalement.

L’EBITDA s’élève à 15 millions d’euros, en décroissance brute et organique par rapport à fin décembre 2015, du fait
d’éléments non récurrents positifs en 2015 (dont des dommages et intérêts de retard reçus dans le cadre de deux projets
de centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas) et de la contraction des activités d’ingénierie de Tractebel et ce,
malgré une meilleure performance des activités thermiques de production d’électricité avec notamment la mise en service
de Wilhelmshaven en octobre 2015.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’établit
sur la période à -472 millions d’euros, en baisse brute et organique, en lien avec celle de l’EBITDA.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
17
RAPPORT D’ACTIVITÉ
5 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT




5 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT
Variation brute
31 déc. 2016 31 déc. 2015 en %
En millions d'euros
Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises
6 172 6 326 -2,4%
mises en équivalence
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 1 254 (261)
Pertes de valeur (4 192) (8 748)
Restructurations (476) (265)
Effets de périmètre 544 (46)
Autres éléments non récurrents (850) (248)
Résultat des activités opérationnelles 2 452 (3 242) NA
Résultat financier (1 380) (1 547)
Impôts sur les bénéfices (909) (324)
RÉSULTAT NET 163 (5 113) NA
dont Résultat net part du Groupe (415) (4 617)
dont Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 579 (496)


Le résultat des activités opérationnelles (RAO) s’établit à 2 452 millions d’euros, en progression par rapport au
31 décembre 2015 principalement en raison (i) de moindres pertes de valeur comptabilisées sur l’exercice 2016, (ii) de
l’impact positif de la variation de juste valeur des instruments financiers sur matières premières, (iii) des gains enregistrés
sur des cessions d’actifs et de titres disponibles à la vente, partiellement compensés (iv) par la baisse du résultat
opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence et (v) par la comptabilisation
de coûts additionnels liés à la révision triennale des provisions nucléaires en Belgique, au démantèlement et remise en
état de la centrale d’Hazelwood et de la mine de charbon adjacente en Australie, et aux plans de restructurations engagés
dans le cadre du programme de transformation du Groupe.

Le Groupe a constaté au 31 décembre 2016 des pertes de valeur de 1 690 millions d’euros sur les goodwills,
2 485 millions d’euros sur les actifs corporels et incorporels et 147 millions d’euros sur des actifs financiers et participations
dans les entreprises mises en équivalence. Ces pertes de valeur portent principalement sur les secteurs reportables
Benelux, GEM & GNL, France et Amérique du Nord. Compte tenu des effets d’impôt différés et de la part des pertes de
valeur imputables aux participations ne donnant pas le contrôle, l’incidence de ces pertes de valeurs sur le résultat net
part du Groupe s’élève à -3 866 millions d’euros. Les pertes de valeur sont présentées en détail dans la Note 8.2 «Pertes
de valeur» des états financiers consolidés.

En 2015, le Groupe avait constaté des pertes de valeur de 2 628 millions d’euros sur les goodwills, 5 731 millions d’euros
sur les actifs corporels et incorporels et 402 millions d’euros sur des actifs financiers et participations dans les entreprises
mises en équivalence. Ces pertes de valeur portaient principalement sur les secteurs reportables E&P, GEM & GNL,
Afrique/Asie, Amérique du Nord et France.

Le RAO est par ailleurs impacté par :

 la variation de juste valeur des instruments financiers à caractère opérationnel qui a un impact positif de
+1 254 millions d’euros sur le résultat des activités opérationnelles (correspondant à l’impact des opérations non
qualifiées de couverture comptable), contre un impact négatif de -261 millions d’euros au 31 décembre 2015.
L’impact de la période résulte principalement des effets prix globalement positifs sur ces positions, et par des
effets nets positifs liés au débouclement de positions dont la valeur de marché était négative au
31 décembre 2015 ;
 des charges de restructuration de -476 millions d’euros (contre -265 millions d’euros au 31 décembre 2015)
comprenant notamment (i) des coûts liés aux décisions d’arrêt d’exploitation et de fermeture de certaines entités,
site immobiliers et centrales de production d’électricité pour 230 millions d’euros et (ii) des coûts liés à divers plans
de réduction d’effectifs mis en œuvre dans le cadre du programme de transformation du Groupe et de mesures
d’adaptation au contexte économique pour 154 millions d’euros ;
 des «Effets de périmètre» (résultats de cessions d’entités consolidées et gains de réévaluations résultant de
l’application de la norme IFRS 3) qui s’élèvent à 544 millions d’euros, comprenant les gains enregistrés sur la
cession de la totalité de la participation de 40,5% du Groupe dans les centrales à charbon de Paiton en Indonésie
pour 225 millions d’euros, de la cession d’une participation de 50% dans Transmisora Eléctrica del Norte (TEN)




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
18
RAPPORT D’ACTIVITÉ
5 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT




au Chili pour 211 millions d’euros et de la cession de la participation de 89,9% dans les centrales à charbon de
Meenakshi en Inde pour 84 millions d’euros (cf. Note 4.1) ;
 des «Autres éléments non récurrents» pour un montant de -850 millions d’euros comprenant notamment la charge
nette de -584 millions d’euros liée à l’augmentation de la provision pour gestion de l’aval de cycle du combustible
nucléaire dans le cadre de la révision triennale des provisions nucléaires en Belgique (cf. Note 18.2), ainsi qu’une
charge de -124 millions d’euros correspondant à la comptabilisation de coûts additionnels de démantèlement et
de remise en état du site de la centrale d’Hazelwood et de la mine de charbon adjacente en Australie suite à
l’approbation fin 2016 par les actionnaires de la fermeture du site et du plan de réhabilitation.

L’amélioration du résultat financier (-1 380 millions d’euros au 31 décembre 2016 contre -1 547 millions d’euros au
31 décembre 2015) résulte de la baisse du coût de la dette brute ainsi que de moindres charges non récurrentes par
rapport au 31 décembre 2015.

La charge d’impôt au 31 décembre 2016 s’établit à -909 millions d’euros (contre -324 millions d’euros au
31 décembre 2015). Elle comprend un produit d’impôt de +824 millions d’euros relatifs aux éléments non récurrents du
compte de résultat (contre 1 110 millions d’euros en 2015), lesquels incluent notamment pour +904 millions d’euros
l’impact de la réévaluation au nouveau taux de 28,92% prévu par la Loi de Finance 2017 des impôts différés comptabilisés
par les entités françaises et +326 millions d’euros provenant des pertes de valeurs comptabilisées en 2016 sur les actifs
corporels et incorporels. Retraité de l’ensemble des éléments non récurrents, le taux effectif d’impôt récurrent s’établit à
41,9%, en augmentation par rapport au taux effectif récurrent de 2015 (39,0%) en raison notamment des effets liés à la
reprise de provisions pour litiges fiscaux en 2015.

Le résultat net des participations ne donnant pas le contrôle s’établit à +579 millions d’euros, en hausse par rapport au
31 décembre 2015, notamment en raison de l’impact de la plus-value de cession d’une participation de 50% dans
Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) via notre filiale ENGIE Energía Chile détenue à 53%, ainsi que de l’amélioration
des résultats de nos activités dans l’exploration-production et en Australie.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
19
RAPPORT D’ACTIVITÉ
6 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET




6 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET
La dette nette s’établit à 24,8 milliards d’euros, en baisse de 2,9 milliards d’euros par rapport au niveau de la dette nette
à fin décembre 2015. Cette amélioration s’explique principalement par la génération de cash flow opérationnel sur
l’exercice (9,7 milliards d’euros) et les premiers effets du programme de rotation de portefeuille (4,0 milliards d’euros) avec
notamment les cessions (i) du portefeuille d’actifs de production hydroélectrique merchant aux États-Unis, (ii) d’actifs de
production thermique d’électricité en Indonésie et en Inde, (iii) des parcs éoliens exploités par Maïa Eolis à Futures
Energies Investissements Holding (FEIH), coentreprise détenue à parts égales avec Crédit Agricole Assurances, (iv) des
titres disponibles à la vente (Ores Assets en Belgique et TgP au Pérou) et (v) la mise en place d’un partenariat dans le
projet TEN entraînant la cession de 50% de cette participation au Chili. Ces éléments sont partiellement compensés par
(i) les investissements bruts sur la période (7,3 milliards d’euros), (ii) le versement de dividendes aux actionnaires d’ENGIE
SA (2,4 milliards d’euros) et aux participations ne donnant pas le contrôle (0,5 milliard d’euros).

Les mouvements relatifs à la dette nette sont les suivants :

En millions d’euros

Dette au nette 31 déc. 2015 0 27 727 0 0
Cash flow opérationnel (CFFO) 18 060 9 667 0 0
442 180
Investissements bruts 18 060 2 597 3 633 1 085
1 085
3 471
21 904 3 4766
31
Produits de cession 1 0 0
9 667
3 633
Dividendes et mouvements sur actions propres 21 904 3 166 0 0
Variations de périmètre 24 627 442 0 0
2 597
27 727
Autres 24 627 180 0 0 24 807

Dette nette au 31 déc. 2016 0 24 807 0 0




Investissements de maintenance
Investissements de développement
Investissements financiers




Le ratio dette nette sur EBITDA s’établit au 31 décembre 2016 à 2,32 :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
24 807 27 727
Endettement financier net
EBITDA 10 689 11 274
RATIO DETTE NETTE/EBITDA 2,32 2,46




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
20
RAPPORT D’ACTIVITÉ
6 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET




6.1 Cash flow opérationnel (CFFO)

La marge brute d’autofinancement opérationnelle (MBAO) s’élève à 10 263 millions d’euros au 31 décembre 2016, en
baisse de 679 millions d’euros par rapport au 31 décembre 2015.
L’évolution de la MBAO suit celle de l’EBITDA.

La variation du besoin en fonds de roulement (BFR) représente un impact positif de 1,4 milliards d’euros en lien avec
l’évolution du prix des commodités par rapport au 31 décembre 2015.

6.2 Investissements nets des produits de cessions

Les investissements bruts de la période s’élèvent à 7 315 millions d’euros et comprennent :

 des investissements financiers pour 1 085 millions d’euros. Ceux-ci proviennent principalement de l’acquisition
d’OpTerra Energy Services et de Green Charge Networks aux États-Unis pour respectivement 187 millions d’euros
et 51 millions d’euros, de l’acquisition de 51% des actions de Maïa Eolis (éolien en France) pour
152 millions d’euros, et de l’augmentation de 248 millions d’euros des placements effectués par Synatom ;

 des investissements de développement de 3 633 millions d’euros, dont 855 millions d’euros sur le secteur
Amérique Latine (construction de centrales et de développement de champs éoliens au Pérou, au Chili, et au
Brésil), 894 millions d’euros sur le secteur E&P (développement de champs gaziers principalement en Algérie, en
Indonésie, au Royaume-Uni et en Norvège), 594 millions d’euros sur le secteur Infrastructures Europe, et enfin
429 millions d’euros pour le développement de projets photovoltaïque de Solairedirect principalement en Inde et
au Chili ;

 et des investissements de maintenance de 2 597 millions d’euros.

Les cessions représentent un montant cash de 3 471 millions d’euros et comprennent principalement la cession par le
Groupe de ses actifs de production hydroélectrique merchant aux États-Unis pour 868 millions d’euros, de la totalité de sa
participation de 40,5% dans Paiton et de 89,9% dans Meenakshi pour respectivement 1 268 millions d’euros et
-278 millions d’euros, d’une participation de 50% dans Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) pour 272 millions d’euros,
ainsi que des titres Ores Assets pour 410 millions d’euros.

En tenant compte des effets de périmètre de l’exercice liés aux acquisitions et aux cessions d’entités
(-442 millions d’euros), l’impact sur la dette nette des investissements nets des produits de cessions s’élève à
3 402 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
21
RAPPORT D’ACTIVITÉ
6 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET




Les investissements corporels, incorporels et financiers se détaillent comme suit par secteurs :

En millions d’euros


Investissements de maintenance Inve sti sse me nts  de  dé ve l oppe me nt
Amé ri que  du Nord 202 78
Amé ri que  Lati ne 140 855
594
Af ri que /Asi e 108 138
Be ne l ux 417 32
France 317 488
42 0
277
Europe  hors France  & Be ne l ux 84 70
254
Infrastructure s Europe 958 594
GEM & GNL 40 26
E&P 46 894
855 231 488
458
894
Autre s 285 58 458
9
32
239


78
15
417
138 62
317 285
70
202
140 84
108 26
46
40
-34
Eur ope hors I nfra st ruc t ures GEM & GNL E&P Aut res
Am ériq ue du Am ériq ue Af rique /As ie Ben elux F ranc e
Eur ope
N ord Lat ine F ranc e &
Ben elux



Inv es t is s em ent s de maintenance
Inv es t is s em ent s de dévelo ppem ent
Inv es t is s em ent s financiers




6.3 Dividendes et mouvements sur actions propres

Les dividendes et mouvements sur actions propres s’élèvent à 3 166 millions d’euros et comprennent :

 les dividendes versés par ENGIE SA à ses actionnaires pour 2 397 millions d’euros ; ce montant correspondant
au solde du dividende au titre de 2015 (soit 0,50 euro par action) versé en mai 2016 et à l’acompte sur dividende
(soit 0,50 euro par action) versé en octobre 2016 ;
 les dividendes versés par diverses filiales à leurs participations ne donnant pas le contrôle pour
541 millions d’euros, le paiement des coupons de la dette hybride pour 146 millions d’euros, des retenues à la
source et des mouvements sur actions propres.

6.4 Endettement net au 31 décembre 2016

Hors coût amorti mais après impact des instruments dérivés de change, la dette nette est libellée à 77% en euros,
13% en dollars américains et 3% en livres sterling au 31 décembre 2016.

La dette nette est libellée à 83% à taux fixe, après prise en compte des instruments financiers.

La maturité moyenne de la dette nette est de 9,4 ans.

Au 31 décembre 2016, le Groupe a un total de lignes de crédit confirmées non tirées de 13,6 milliards d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
22
RAPPORT D’ACTIVITÉ
7 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE




7 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION
FINANCIÈRE


31 déc. 2016 31 déc. 2015 Variation nette
En millions d'euros
Actifs non courants 98 905 101 204 (2 299)
dont goodwills 17 372 19 024 (1 652)
dont immobilisations corporelles et incorporelles nettes 64 378 64 001 378
dont participations dans les entreprises mises en équivalence 6 624 6 977 (353)
Actifs courants 59 595 59 454 141
Capitaux propres 45 447 48 750 (3 303)
Provisions 22 208 18 835 3 372
Dettes financières 36 950 39 155 (2 206)
Autres passifs 53 895 53 917 (22)



Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) s’établissent à 64,4 milliards d’euros, en hausse de
+0,4 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2015. Cette variation résulte pour l’essentiel des acquisitions et
développements de l’année (+6,1 milliards d’euros), des autres variations (+1,0 milliard d’euros principalement relatif à
l’augmentation de l’actif de démantèlement reconnu en contrepartie des provisions comptabilisées au titre du
démantèlement des sites de production nucléaire en Belgique), des écarts de conversion (+0,6 milliard d’euros),
partiellement compensés par les amortissements (-4,4 milliards d’euros) et les pertes de valeurs (-2,5 milliards d’euros).

Les goodwills sont en baisse de -1,7 milliards d’euros à 17,4 milliards d’euros essentiellement suite aux pertes de valeurs
comptabilisées.

Les capitaux propres totaux s’établissent à 45,5 milliards d’euros, en baisse de -3,3 milliards d’euros par rapport au
31 décembre 2015. Cette diminution provient essentiellement du versement de dividendes en numéraire
(-2,9 milliards d’euros) et des autres éléments du résultat global (-0,5 milliard d’euros principalement relatifs aux écarts
actuariels et aux couvertures d’investissement net ou de flux de trésorerie nets d’impôts partiellement compensés par des
écarts de conversion).

Les provisions s’élèvent à 22,2 milliards d’euros, en hausse de 3,4 milliards d’euros par rapport au 31 décembre 2015.
Cette augmentation provient principalement de l’impact de la révision des provisions pour démantèlement d’installations
nucléaires (+1,1 milliards d’euros), des pertes actuarielles sur les provisions pour avantages postérieurs à l’emploi
(+0,7 milliard d’euros) en raison de la baisse des taux d’actualisation sur la période et des impacts de la désactualisation
des provisions (+0,6 milliard d’euros).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
23
RAPPORT D’ACTIVITÉ
8 COMPTES SOCIAUX




8 COMPTES SOCIAUX
Les chiffres mentionnés ci-après sont relatifs aux comptes sociaux d’ENGIE SA, établis en référentiel comptable français
conformément aux dispositions réglementaires.

En 2016, le chiffre d’affaires d’ENGIE SA ressort à 17 939 millions d’euros en retrait de 10% par rapport à 2015, notamment
sous l’effet de la baisse des ventes de gaz compensée pour partie par l’activité éléctricité en progression.

Le résultat d’exploitation de l’exercice écoulé s’établit à -1 252 millions d’euros contre -744 millions d’euros en 2015. Cette
diminution provient pour l’essentiel de la baisse de la marge énergie et de l’augmentation des autres charges externes
hors coûts des infrastructures.

Le résultat financier est positif à 1 294 millions d’euros contre 1 089 millions d’euros sur l’exercice 2015. Il intègre pour
l’essentiel les dividendes reçus des filiales pour 2 043 millions d’euros contre 2 055 millions d'euros en 2015, et le coût de
la dette en légère diminution à -744 millions d’euros, principalement composé des charges d’intérêts sur les emprunts
obligataires.

Le résultat exceptionnel est négatif à hauteur de -266 millions d’euros. Celui-ci s’explique à hauteur de
-190 millions d’euros par une provision pour litige, une dépréciation d’un actif incorporel contractuel ainsi que diverses
dépenses engagées sur des opérations de restructuration. Le complément provient notamment à hauteur de
-54 millions d’euros de dépréciations nettes sur titres et pour -39 millions d’euros d’amortissements dérogatoires.

Le produit d’impôt sur les sociétés s’élève à 672 millions d’euros contre un produit d’impôt de 540 millions d’euros en 2015
(ces montants comprennent respectivement un produit d’intégration fiscale de 405 millions d’euros au 31 décembre 2016
contre 350 millions d’euros en 2015).

Le résultat net ressort à 448 millions d’euros.

Les capitaux propres s’élèvent à 37 976 millions d’euros contre 39 903 millions d’euros à fin 2015, principalement sous
l’effet de la distribution de dividendes en numéraire. Le bénéfice distribuable s’élève à 1 941 millions d’euros et la capacité
distributive à 34 741 millions d’euros.

Au 31 décembre 2016, les dettes financières, ressortent à 30 709 millions d’euros et les disponibilités et assimilés s’élèvent
à 5 075 millions d’euros (dont 3 077 millions d’euros de comptes courant filiales).

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

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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Hors groupe Groupe Total Hors groupe Groupe Total
En millions d'euros
Échues 93 149 242 20 112 132
À 30 jours 260 347 607 254 30 284
À 45 jours 65 4 69 141 253 394
‐ ‐
À + 45 jours 17 17 54 54
TOTAL 435 500 935 469 395 864




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
24
02 ÉTATS FINANCIERS
CONSOLIDÉS
COMPTE DE RÉSULTAT .................................................................................................................................................. 26 
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................ 27 
ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE ................................................................................................................................ 28 
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES.................................................................................................. 30 
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE................................................................................................................................... 32 




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
25
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
COMPTE DE RÉSULTAT




COMPTE DE RÉSULTAT

Notes 31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Chiffre d'affaires 7.1 66 639 69 883
Achats (36 688) (39 308)
Charges de personnel 7.2 (10 231) (10 168)
Amortissements, dépréciations et provisions 7.3 (4 869) (5 007)
Autres charges opérationnelles (10 841) (11 163)
Autres produits opérationnels 1 399 1 617
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT 7 5 408 5 854
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 3 764 473
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES
6 172 6 326
MISES EN ÉQUIVALENCE
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 8.1 1 254 (261)
Pertes de valeur 8.2 (4 192) (8 748)
Restructurations 8.3 (476) (265)
Effets de périmètre 8.4 544 (46)
Autres éléments non récurrents 8.5 (850) (248)
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 8 2 452 (3 242)
Charges financières (2 245) (2 413)
Produits financiers 865 866
RÉSULTAT FINANCIER 9 (1 380) (1 547)
Impôt sur les bénéfices 10 (909) (324)
RÉSULTAT NET 163 (5 113)
Résultat net part du Groupe (415) (4 617)
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 579 (496)
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) 11 (0,23) (1,99)
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS) 11 (0,23) (1,99)
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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016

26
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL




ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Quote-part des Quote-part des
31 déc. 2016 participations 31 déc. 2015 participations
ne donnant ne donnant
Quote-part du Quote-part du
Notes 31 déc. 2016 Groupe pas le contrôle 31 déc. 2015 Groupe pas le controle
En millions d'euros
163 (415) 579 (5 113) (4 617) (496)
RÉSULTAT NET
‐
Actifs financiers disponibles à la vente 15 146 144 2 (19) (19)
‐ ‐
Couverture d'investissement net (86) (86) (364) (364)
Couverture de flux de trésorerie (hors
(250) (260) 10 277 263 13
matières premières) 16
Couverture de flux de trésorerie (sur matières
(641) (401) (240) 101 (1) 103
premières) 16
Impôts différés sur éléments ci-dessus 10 386 286 100 (65) (18) (47)
Quote-part des entreprises mises en
équivalence sur éléments recyclables, nette
‐ ‐
108 108 (162) (162)
d'impôt
Écarts de conversion 474 306 168 903 799 105
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES 137 97 40 671 498 173
Pertes et gains actuariels 19 (670) (628) (42) 446 433 13
Impôts différés sur pertes et gains actuariels 10 47 49 (2) (139) (135) (4)
Quote-part des entreprises mises en
équivalence sur pertes et gains actuariels,
‐ ‐
(50) (50) (34) (34)
nette d'impôt
TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES (672) (628) (44) 274 264 9
RÉSULTAT GLOBAL (371) (946) 575 (4 168) (3 855) (313)
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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016

27
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE




ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE


ACTIF

Notes 31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles nettes 13 6 639 7 013
17 372 19 024
12
Goodwills
Immobilisations corporelles nettes 14 57 739 56 988
Titres disponibles à la vente 15 2 997 3 016
Prêts et créances au coût amorti 15 2 250 2 377
Instruments financiers dérivés 15 3 603 4 026
Participations dans les entreprises mises en équivalence 3 6 624 6 977
Autres actifs 26 431 503
Impôts différés actif 10 1 250 1 280
TOTAL ACTIFS NON COURANTS 98 905 101 204
Actifs courants
Prêts et créances au coût amorti 15 595 731
Instruments financiers dérivés 15 9 047 10 857
Clients et autres débiteurs 15 20 835 19 349
Stocks 26 3 656 4 207
Autres actifs 26 10 692 9 348
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat 15 1 439 1 172
Trésorerie et équivalents de trésorerie 15 9 825 9 183
Actifs classés comme détenus en vue de la vente 4 3 506 4 607
TOTAL ACTIFS COURANTS 59 595 59 454
TOTAL ACTIF 158 499 160 658
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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016

28
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS




PASSIF

Notes 31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
39 578 43 078
Capitaux propres part du Groupe
Participations ne donnant pas le contrôle 2 5 870 5 672
TOTAL CAPITAUX PROPRES 17 45 447 48 750
Passifs non courants
Provisions 18 19 461 16 804
Dettes financières 15 24 411 28 123
Instruments financiers dérivés 15 3 410 4 216
Autres passifs financiers 15 200 237
Autres passifs 26 1 203 1 108
Impôts différés passif 10 6 775 8 131
TOTAL PASSIFS NON COURANTS 55 461 58 619
Passifs courants
Provisions 18 2 747 2 032
Dettes financières 15 12 539 11 032
Instruments financiers dérivés 15 9 228 8 642
Fournisseurs et autres créanciers 15 17 075 17 101
Autres passifs 26 15 702 13 782
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente 4 300 699
TOTAL PASSIFS COURANTS 57 591 53 288
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 158 499 160 658
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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016

29
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES




ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

Titres Varia-
super- tions Partici-
subordon- de pations
nés à juste Écarts Capitaux ne
durée valeur de propres donnant
Réserves
Nombre conso- indéter- et conver- Actions part du pas le
d'actions Capital Primes lidées minée autres sion propres Groupe contrôle Total
En millions d'euros
CAPITAUX PROPRES AU
31 DÉCEMBRE 2014 2 435 285 011 2 435 32 506 12 436 3 564 (627) 191 (957) 49 548 6 433 55 981
Résultat net (4 617) (4 617) (496) (5 113)
Autres éléments du résultat global 264 (301) 799 762 183 945
‐ ‐
(301)
RÉSULTAT GLOBAL (4 353) 799 (3 855) (313) (4 168)
Souscriptions d'actions réservées
aux salariés et rémunération sur
‐
46 46
base d'actions 46
Dividendes distribués en
(2 392) (482) (2 875)
numéraire (2 392)
‐
Achat/vente d'actions propres (134) 135 1 1
Coupons des titres super-
‐
(145) (145)
subordonnés (145)
Transactions entre actionnaires (60) (60) 21 (39)
Transactions entre actionnaires au
sein des entreprises mises en
‐
équivalence (73) (73) (73)
Augmentations/réductions de
capital souscrites par les
participations ne donnant pas le
‐ 22 22
contrôle
‐
Autres variations 8 8 (8)
CAPITAUX PROPRES AU
31 DÉCEMBRE 2015 2 435 285 011 2 435 32 506 5 479 3 419 (928) 990 (822) 43 078 5 672 48 750
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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016

30
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS




Titres Varia-
super- tions Partici-
subordon- de pations
nés à juste Écarts Capitaux ne
durée valeur de propres donnant
Réserves
Nombre conso- indéter- et conver- Actions part du pas le
d'actions Capital Primes lidées minée autres sion propres Groupe contrôle Total
En millions d'euros
CAPITAUX PROPRES AU
31 DÉCEMBRE 2015 2 435 285 011 2 435 32 506 5 479 3 419 (928) 990 (822) 43 078 5 672 48 750
Résultat net (415) (415) 579 163
Autres éléments du résultat global (628) (209) 306 (531) (3) (535)
‐ ‐
RÉSULTAT GLOBAL (1 044) (209) 306 (946) 575 (371)
Souscriptions d'actions réservées
aux salariés et rémunération sur
‐
base d'actions 37 37 37
Dividendes distribués en
(2 397) (507) (2 903)
numéraire (cf. Note 17.2.3) (2 397)
Achat/vente d'actions propres
‐
61 (11) (11)
(72)
(cf. Note 17.1.2)
Coupons des titres super-
‐
(146) (146)
subordonnés (cf. Note 17.2.1) (146)
Transactions entre actionnaires (37) (37) 20 (17)
Transactions entre actionnaires au
sein des entreprises mises en
‐
6 6
équivalence 6
Augmentations/réductions de
capital souscrites par des
participations ne donnant pas le
‐ 81 81
contrôle
Autres variations (7) (7) 27 20
CAPITAUX PROPRES AU
31 DÉCEMBRE 2016 2 435 285 011 2 435 32 506 1 967 3 273 (1 137) 1 296 (761) 39 578 5 870 45 447
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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016

31
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE




ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE
Notes 31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
RÉSULTAT NET 163 (5 113)
- Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (764) (473)
+ Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence 469 503
- Dotations nettes aux provisions, amortissements et dépréciations 9 995 13 890
- Effets de périmètre, autres éléments non récurrents (676) (47)
- MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (1 254) 261
- Autres éléments sans effet de trésorerie 41 50
- Charge d'impôt 909 324
- Résultat financier 1 380 1 547
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt 10 263 10 942
+ Impôt décaissé (1 459) (1 722)
Variation du besoin en fonds de roulement 26.1 1 369 1 163
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 10 174 10 383
Investissements corporels et incorporels 5.5 (6 230) (6 459)
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 5.5 (411) (259)
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 5.5 (208) (241)
Acquisitions de titres disponibles à la vente 5.5 (391) (252)
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles 202 507
Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés 983 (48)
Cessions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 1 457 1
Cessions de titres disponibles à la vente 768 41
‐ 133
Intérêts reçus d'actifs financiers non courants
Dividendes reçus sur actifs financiers non courants 145 103
Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres 5.5 30 245
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT (3 655) (6 230)
Dividendes payés(1) (3 155) (3 107)
Remboursement de dettes financières (4 760) (4 846)
Variation des actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (257) 296
Intérêts financiers versés (799) (918)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie 137 126
Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur instruments financiers
dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts (236) (660)
Augmentation des dettes financières 2 994 5 834
Augmentation/diminution de capital 78 21
Achat/vente de titres d'autocontrôle (11) 1
Changements de parts d’intérêts dans des entités contrôlées 5.5 (26) (42)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT (6 034) (3 295)
Effet des variations de change et divers 157 (221)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE 642 637
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE 9 183 8 546
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE 9 825 9 183
(1) La ligne «Dividendes payés» comprend les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée pour
un montant de 146 millions d’euros au 31 décembre 2016 et 145 millions d’euros au 31 décembre 2015.
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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016

32
03 NOTES AUX COMPTES
CONSOLIDÉS
Note 1  RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES .......................................................................................... 34 
Note 2  PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016 ...................................................................................... 58 
Note 3  PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE ............................................ 66 
Note 4  PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE ............................................................................................. 75 
Note 5  INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE ............................ 81 
Note 6  INFORMATION SECTORIELLE ...................................................................................................................... 84 
Note 7  ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT......................................................................... 91 
Note 8  RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES .................................................................................... 92 
Note 9  RÉSULTAT FINANCIER ................................................................................................................................. 101 
Note 10  IMPÔTS ............................................................................................................................................................ 103 
Note 11  RÉSULTAT PAR ACTION .............................................................................................................................. 107 
Note 12  GOODWILLS.................................................................................................................................................... 108 
Note 13  IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ....................................................................................................... 114 
Note 14  IMMOBILISATIONS CORPORELLES........................................................................................................... 116 
Note 15  INSTRUMENTS FINANCIERS....................................................................................................................... 118 
Note 16  RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS .................................................................................. 129 
Note 17  ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES ............................................................................................ 143 
Note 18  PROVISIONS ................................................................................................................................................... 146 
Note 19  AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME................... 152 
Note 20  ACTIVITÉ EXPLORATION-PRODUCTION .................................................................................................. 161 
Note 21  CONTRATS DE LOCATION-FINANCEMENT ............................................................................................. 163 
Note 22  CONTRATS DE LOCATION SIMPLE ........................................................................................................... 165 
Note 23  PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS ............................................................................................... 166 
Note 24  TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES........................................................................................... 169 
Note 25  RÉMUNÉRATION DES DIRIGEANTS .......................................................................................................... 171 
Note 26  BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS ............................... 172 
Note 27  LITIGES ET CONCURRENCE....................................................................................................................... 173 
Note 28  ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE....................................................................................... 179 
Note 29  HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX ......... 180 
Note 30  INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE
CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES .............................................. 181 




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
33
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




ENGIE 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 (France).

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

En date du 1er mars 2017, le Conseil d’Administration du Groupe a arrêté et autorisé la publication des états financiers
consolidés du Groupe au 31 décembre 2016.


NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES

1.1 Référentiel comptable

En application du règlement (CE) n° 809/2004 de la Commission européenne du 29 avril 2004 sur le prospectus, les
informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats d’ENGIE sont fournies pour les
deux derniers exercices 2015 et 2016 et sont établies conformément au règlement (CE) n° 1606/2002 du 19 juillet 2002
sur l’application des normes comptables internationales IFRS. Au 31 décembre 2016, les états financiers consolidés
annuels du Groupe sont conformes aux IFRS publiées par l’IASB et adoptées par l’Union européenne(1).

Les principes comptables retenus pour l’élaboration des états financiers au 31 décembre 2016 sont conformes à ceux
retenus pour les états financiers au 31 décembre 2015 à l’exception des évolutions normatives reprises ci-dessous en
1.1.1.

1.1.1 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables de façon obligatoire
en 2016

 Amendements IFRS 11 – Partenariats : Comptabilisation des acquisitions d’intérêts dans des entreprises
communes.
 Amendements IAS 16 – Immobilisations corporelles et IAS 38 – Immobilisations incorporelles : Clarifications sur
les modes d’amortissement acceptables.
 Amendements IAS 1 – Présentation des états financiers : Initiative concernant les informations à fournir.
 Amendements IAS 19 – Avantages du personnel : Plans à prestations définies : contributions des employés.
 Améliorations annuelles des IFRS – Cycle 2010-2012.
 Améliorations annuelles des IFRS – Cycle 2012-2014.

Ces amendements n’ont pas d’impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.




(1) Référentiel disponible sur le site internet de la Commission européenne
http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_fr.htm




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
34
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.1.2 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables en 2017 et non anticipés
par le Groupe

 Amendements IAS 7 – État des flux de trésorerie : Initiative concernant les informations à fournir(1).
 Amendements IAS 12 – Impôts sur le résultat : Comptabilisation d’actifs d’impôt différé au titre de pertes latentes(1).


1.1.3 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables après 2017

 IFRS 9 – Instruments financiers.

Un projet a été initié en 2015 au sein du Groupe, structuré autour des trois volets de la nouvelle norme.

Pour la phase I, «classification et évaluation», le principal impact attendu concerne la reclassification des titres
disponibles à la vente, actuellement reconnus à la juste valeur par capitaux propres. Selon IFRS 9, ils seront
essentiellement comptabilisés soit en instruments de capitaux propres évalués à la juste valeur par capitaux
propres ou par résultat, soit en instruments de dette évalués à la juste valeur par capitaux propres.

Pour la phase II, «dépréciation», des méthodes de calcul de pertes de crédit attendues ont été établies
conformément au nouveau texte. Les analyses d’impacts se poursuivront en 2017.

Le Groupe est également concerné pour la phase III, par les aspects relatifs à la comptabilité de couverture des
risques liés à l’endettement mais n’anticipe pas, à ce jour, d’impact significatif.

Le Groupe va appliquer cette nouvelle norme à compter de l’exercice ouvert le 1er janvier 2018, sans opter pour
son application anticipée.

 IFRS 15 – Produits des activités ordinaires (chiffre d’affaires) tirés de contrats conclus avec des clients

Un projet Groupe a été déployé afin d’identifier les sujets pouvant avoir des impacts sur la manière de comptabiliser
le chiffre d’affaires dans les différents secteurs d’activité du Groupe.

Les travaux réalisés ont conduit à identifier, à date, deux sujets susceptibles d’avoir un impact sur le chiffre
d’affaires consolidé.

Dans certains pays où le Groupe est commercialisateur d’énergie sans en être le distributeur, l’analyse, selon
IFRS 15, peut amener à ne reconnaître en chiffre d’affaires que la vente d’énergie. Ce traitement conduira à une
diminution du chiffre d’affaires, sans impact sur la marge énergie.

Les transactions achat/vente sur commodités qui entrent dans le champ d’application d’IFRS 9 – Instruments
financiers, sont exclues du champ d’application de la norme IFRS 15. Les ventes qui en découlent devraient dès
lors être présentées sur une ligne distincte du chiffre d’affaires IFRS 15.

Le Groupe va appliquer cette nouvelle norme à compter de l’exercice ouvert le 1er janvier 2018, sans opter pour
son application anticipée.

 IFRS 16 – Contrats de location(1)

Un projet interne a été structuré dès la publication de la norme IFRS 16. L’application de ce texte conduira à
reconnaître au bilan tous les engagements de location au sens de la nouvelle norme, sans distinction entre
contrats de «location simple», actuellement repris en engagements hors bilan (cf. Note 22), et contrats de
«location-financement».




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




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
35
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




Les travaux d’analyse d’impacts liés à la transition se poursuivront en 2017. Ils portent notamment sur le
recensement des contrats de location dans l’ensemble du Groupe et sur leur analyse au regard des critères du
nouveau texte (identification d’un contrat de location, appréciation de la durée du contrat, évaluation et
détermination des taux d’actualisation, etc.).

 Amendements IFRS 2 – Paiement fondé sur des actions : Classement et évaluation des transactions dont le
paiement est fondé sur des actions(1).

 IFRIC 22 – Transactions en monnaie étrangère et contrepartie anticipée(1).

 Améliorations annuelles des IFRS – Cycle 2014-2016(2).

L’analyse des incidences de l’application de ces normes est en cours.

1.1.4 Rappel des options de transition IFRS 1

Le Groupe, à l’occasion de la transition aux IFRS en 2005, a utilisé certaines options permises par IFRS 1. Les options
qui ont encore un impact sur les états financiers concernent :

 les écarts de conversion : le Groupe a choisi de reclasser au sein des capitaux propres en réserves consolidées
les écarts de conversion cumulés au 1er janvier 2004 ;
 les regroupements d’entreprises : le Groupe a choisi de ne pas retraiter selon IFRS 3 les acquisitions antérieures
au 1er janvier 2004.

1.2 Base d’évaluation et de présentation des états financiers consolidés

Les états financiers ont été préparés selon la convention du coût historique, à l’exception des instruments financiers qui
sont comptabilisés conformément au traitement des différentes catégories d’actifs et de passifs financiers définis par la
norme IAS 39.

Actifs ou groupe d’actifs destinés à être cédés

Conformément à la norme IFRS 5 - Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées, les actifs ou
groupes d’actifs destinés à être cédés font l’objet d’une présentation sur une ligne à part de l’état de situation financière et
sont évalués et comptabilisés au montant le plus bas entre leur valeur comptable et leur valeur de marché diminuée des
coûts nécessaires à la réalisation de la vente.

Un actif est classé en actifs destinés à être cédés seulement si la vente est hautement probable dans un horizon de
12 mois, si l’actif est disponible en vue d’une vente immédiate dans son état actuel et si un plan de vente a été initié par
le management avec un degré d’avancement suffisant. Pour apprécier le caractère hautement probable de la vente, le
Groupe prend notamment en considération les marques d’intérêts et les offres reçues d’acquéreurs potentiels, ainsi que
les risques d’exécution spécifiques à certaines transactions.

1.3 Utilisation d’estimations et du jugement

L’évolution de l’environnement économique et financier a conduit le Groupe à renforcer les procédures de suivi des risques
et à intégrer une évaluation de ceux-ci dans l’évaluation des instruments financiers et les tests de perte de valeur.
Cet environnement et la volatilité importante des marchés ont été pris en considération par le Groupe dans les estimations
comme les business plans et les différents taux d’actualisation utilisés à la fois pour les tests de perte de valeur et les
calculs des provisions.




(1) Ces normes et amendements n’ayant pas encore été adoptés par l’Union européenne, il s’agit d’une traduction libre.
(2) Les améliorations de ce cycle sont applicables en 2018 hormis celle concernant IFRS 12 applicable en 2017.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
36
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.3.1 Estimations

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

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

Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour l’établissement des états financiers portent principalement sur :

 l’évaluation à la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris dans le cadre d’un regroupement d’entreprises
(se reporter à la Note 4) ;
 l’évaluation de la valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations incorporelles et des immobilisations
corporelles (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 provisions pour démantèlement des installations, les provisions pour litiges ainsi que les engagements de
retraite et assimilés (se reporter au § 1.4.15) ;
 les instruments financiers (se reporter au § 1.4.11) ;
 le chiffre d’affaires réalisé et non relevé, dit «en compteur» (se reporter au § 1.3.1.6) ;
 l’évaluation des déficits fiscaux reportables activés (se reporter à la Note 10.3).

1.3.1.1 Évaluation de la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris dans le cadre
d’un regroupement d’entreprises

Les principales hypothèses et estimations utilisées pour déterminer la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris
comprennent notamment les perspectives futures des marchés nécessaires à l’évaluation des flux de trésorerie futurs
ainsi que les taux d’actualisation à appliquer.

Les valeurs utilisées reflètent les meilleures estimations du management.

1.3.1.2 Évaluation de la valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations incorporelles
et des immobilisations corporelles

Des hypothèses et des estimations sont réalisées pour déterminer la valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations
incorporelles et des immobilisations corporelles. Celles-ci portent en particulier sur les perspectives de marché et
l’évolution du cadre régulatoire, nécessaires à l’évaluation des flux de trésorerie et plus sensibles sur certaines activités,
ainsi que sur le taux d’actualisation à appliquer. Toute modification de ces hypothèses pourrait avoir un effet significatif
sur le montant de la valeur recouvrable et pourrait conduire à modifier les pertes de valeur à comptabiliser.

En ce qui concerne les principales UGT goodwill, les hypothèses clés des tests de perte de valeur sont les suivantes :

 UGT Benelux

Les prévisions de flux de trésorerie de cette UGT reposent sur un nombre important d’hypothèses clés telles que
les valeurs assignées aux prix à long terme des combustibles, du CO2, l’évolution de la demande d’électricité et
de gaz, l’évolution des prix de l’électricité, les perspectives futures des marchés, ainsi que l’évolution du cadre
régulatoire (notamment sur les capacités nucléaires en Belgique et la prolongation des contrats de droits de tirage
sur les centrales nucléaires en France). Enfin, les taux d’actualisation constituent également une des hypothèses
clés pour le calcul de la valeur d’utilité de cette UGT goodwill.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
37
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




 UGT GRDF

Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir du tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution
de gaz naturel dit «tarif ATRD 5» entré en vigueur le 1er juillet 2016 pour une période de quatre ans, ainsi que du
niveau global des investissements accepté par la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) dans le cadre de
sa décision sur le tarif ATRD 5. La valeur terminale calculée à la fin du plan d’affaires à moyen terme correspond
au montant attendu de la Base des Actifs Régulés (BAR) sans prime fin 2022. La BAR est la valeur attribuée par
le régulateur aux actifs exploités par l’opérateur de distribution.

 UGT France BtoC

Les principales hypothèses et estimations clés comprennent notamment les taux d’actualisation, l’évolution de la
demande de gaz et d’électricité en France, l’évolution de la part du marché du Groupe ainsi que les prévisions des
taux de marge de commercialisation.

 UGT France Renouvelables

Les hypothèses clés du test comprennent notamment les perspectives de renouvellement des concessions
hydroélectriques en France, l’évolution des prix de vente de l’électricité ainsi que les taux d’actualisation.

 UGT Génération Europe

Les principales hypothèses et estimations utilisées portent sur l’évolution de la demande d’électricité, les
prévisions de prix du CO2, des combustibles et de l’électricité ainsi que sur le niveau des taux d’actualisation.

 UGT Storengy

Les hypothèses clés du test portent sur (i) les prévisions de ventes de capacités en France et en Allemagne,
lesquelles dépendent de l’évolution des conditions de marché, et plus particulièrement du niveau des spreads
saisonniers du gaz naturel, ainsi que (ii) l’évolution des hypothèses règlementaires concernant les activités de
stockage souterrain de gaz naturel en France.

1.3.1.3 Évaluation des provisions

Les paramètres qui ont une influence significative sur le montant des provisions, et plus particulièrement – mais pas
uniquement – celles relatives à la gestion de l’aval du cycle du combustible nucléaire et au démantèlement des sites de
production nucléaires, de même que celles liées au démantèlement des infrastructures gazières en France, sont :

 les hypothèses de coûts (et notamment le scénario retenu pour la gestion du combustible irradié dans les
installations de production nucléaire) (cf. Note 18.2) ;
 le calendrier de leur survenance (et notamment, pour les activités de production nucléaire, les échéanciers des
opérations de retraitement du combustible irradié et de démantèlement des sites, de même que, pour les activités
d’infrastructures gazières en France, l’échéance de l’arrêt d’exploitation du gaz) (cf. Notes 18.2 et 18.3) ;
 ainsi que le taux d’actualisation appliqué aux flux de trésorerie.

Ces paramètres sont établis sur la base des informations et estimations que le Groupe estime les plus appropriées à ce
jour.

La modification de certains paramètres pourrait conduire à une révision significative des provisions comptabilisées.

1.3.1.4 Engagements de retraite

L’évaluation des engagements de retraite repose sur des calculs actuariels. Le Groupe estime que les hypothèses
retenues pour évaluer les engagements sont appropriées et justifiées. Cependant, toute modification d’hypothèse pourrait
avoir un impact significatif.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
38
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.3.1.5 Instruments financiers

Pour évaluer à la juste valeur les instruments financiers non cotés sur un marché, le Groupe doit utiliser des modèles de
valorisation qui reposent sur un certain nombre d’hypothèses, dont la modification pourrait avoir un impact significatif.

1.3.1.6 Chiffre d’affaires

Le chiffre d’affaires réalisé sur les segments de clientèle qui font l’objet d’une relève de compteurs en cours d’exercice
comptable, notamment la clientèle alimentée en basse tension (électricité) ou en basse pression (gaz), est estimé à la
clôture à partir d’historiques, de statistiques de consommation et d’estimations de prix de vente. Pour les ventes sur des
réseaux utilisés par des opérateurs multiples, le Groupe est tributaire de l’allocation des volumes d’énergie transitant sur
les réseaux, réalisée par les gestionnaires des réseaux. Les allocations définitives ne sont parfois connues qu’avec
plusieurs mois de retard, il en résulte une marge d’incertitude sur le chiffre d’affaires réalisé. Toutefois, le Groupe a
développé des outils de mesure et de modélisation qui permettent d’estimer le chiffre d’affaires avec un degré de fiabilité
satisfaisant et de vérifier a posteriori que les risques d’erreur dans l’estimation des quantités vendues et du chiffre d’affaires
correspondant peuvent être considérés comme non significatifs. En France, le gaz livré non relevé et non facturé dit «gaz
en compteur» est déterminé sur la base d’une méthode directe prenant en compte une estimation de la consommation
des clients, en fonction de leur dernière facture ou de leur dernière relève non facturée homogène avec l’allocation du
gestionnaire de réseau de distribution sur la même période. Il est valorisé au prix moyen de l’énergie. Le prix moyen utilisé
tient compte de la catégorie de clientèle et de l’ancienneté du gaz en compteur. La quote-part de chiffre d’affaires non
facturée à la date de clôture est sensible aux hypothèses de volumes et de prix moyens retenues.

1.3.1.7 Évaluation des déficits fiscaux reportables activés

Des actifs d’impôt différé sont comptabilisés au titre des pertes fiscales reportables lorsqu’il est probable que le Groupe
disposera de bénéfices imposables futurs sur lesquels ces pertes fiscales non utilisées pourront être imputées. Cette
probabilité de bénéfices imposables futurs est estimée en prenant en considération l’existence de différences temporelles
imposables relevant de la même entité fiscale et se reversant sur les mêmes échéances vis-à-vis de la même autorité
fiscale, ainsi que les estimations de profits taxables futurs. Ces prévisions de profits taxables et les consommations de
reports déficitaires en résultant ont été élaborées à partir des projections de résultat telles que préparées dans le cadre
du plan moyen terme, ainsi qu’à partir de projections complémentaires lorsque nécessaire.

1.3.2 Jugement

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

En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour l’évaluation de la nature du contrôle, la classification des accords
qui contiennent des contrats de location, la comptabilisation des acquisitions de participations ne donnant pas le contrôle
antérieures au 1er janvier 2010, et la détermination des «activités normales», au regard d’IAS 39, des contrats d’achat et
de vente d’éléments non financiers (électricité, gaz, etc.).

La liste des entités pour lesquelles le Groupe a exercé son jugement sur la nature du contrôle figurent dans la Note 2
«Principales filiales au 31 décembre 2016» et dans la Note 3 «Participations dans les entreprises mises en équivalence».

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




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
39
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.4 Méthodes comptables

1.4.1 Périmètre et méthodes de consolidation

Entités contrôlées

Le Groupe consolide par intégration globale les entités dont il détient le contrôle en application d’IFRS 10 – États financiers
consolidés. Le Groupe contrôle une entité, et la consolide en tant que filiale, si les trois critères suivants sont remplis :

 l’investisseur a le pouvoir de décision sur les activités clés de l’entité ;
 l’investisseur a droit aux rendements variables de l’entité en raison de ses liens avec celle-ci ;
 l’investisseur peut utiliser son pouvoir de décision pour influer sur ces rendements.

Participations dans des entreprises associées et des coentreprises

Le Groupe comptabilise les participations dans des entreprises associées (entités dans lesquelles le Groupe exerce une
influence notable) et les coentreprises selon la méthode de la mise en équivalence. Selon la norme IFRS 11 – Partenariats,
une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint sur l’entité ont des droits sur
l’actif net de celle-ci.

Participations dans des activités conjointes

Selon la norme IFRS 11 – Partenariats, une activité conjointe est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un
contrôle conjoint sur l’entité ont des droits sur les actifs et des obligations au titre des passifs de celle-ci.

Conformément à cette norme, le Groupe comptabilise les actifs, les passifs, les produits et les charges relatifs à ses
intérêts dans des activités conjointes en conformité avec les normes IFRS applicables à ces actifs, passifs, produits et
charges.

À noter que les contrats de partage de production, notamment dans le secteur de l’exploration et de la production
d’hydrocarbures sont hors du champ d’application d’IFRS 11. Les parties prenantes à ces contrats comptabilisent en effet
leurs droits de production et de réserves conformément aux clauses contractuelles.

1.4.2 Méthodes de conversion

1.4.2.1 Monnaie de présentation des comptes consolidés

Les états financiers consolidés du Groupe sont présentés en euros.

1.4.2.2 Monnaie fonctionnelle

La monnaie fonctionnelle d’une entité est la monnaie de l’environnement économique dans lequel cette entité opère
principalement. Dans la majorité des cas, la monnaie fonctionnelle correspond à la monnaie locale. Cependant, dans
certaines entités, une monnaie fonctionnelle différente de la monnaie locale peut être retenue dès lors qu’elle reflète la
devise des principales transactions et de l’environnement économique de l’entité.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.4.2.3 Traduction des opérations en monnaies étrangères

Les opérations en monnaies étrangères sont converties dans la monnaie fonctionnelle au cours du jour de la transaction.
À chaque arrêté comptable :

 les actifs et passifs monétaires libellés en monnaies étrangères sont convertis au cours de clôture. Les différences
de change en résultant sont comptabilisées dans le résultat de la période ;
 les actifs et passifs non monétaires libellés en monnaies étrangères sont comptabilisés au cours historique en
vigueur à la date de la transaction.

1.4.2.4 Conversion des états financiers des filiales dont la monnaie fonctionnelle est différente
de l’euro (monnaie de présentation)

L’état de situation financière est converti en euros au taux de change en vigueur à la clôture de l’exercice. Le résultat et
les flux de trésorerie sont convertis sur la base des taux de change moyens de la période. Les différences résultant de la
conversion des états financiers de ces filiales sont enregistrées en «écarts de conversion» au sein des autres éléments
du résultat global.

Les écarts d’acquisition et ajustements de juste valeur provenant de l’acquisition d’une entité étrangère sont considérés
comme des actifs et passifs de l’entité étrangère. Ils sont donc exprimés dans la monnaie fonctionnelle de l’entité et sont
convertis au taux de clôture.

1.4.3 Regroupements d’entreprises

Les regroupements d’entreprises réalisés avant le 1er janvier 2010 ont été comptabilisés selon la norme IFRS 3 avant
révision. Conformément à la norme IFRS 3 révisée, ces regroupements d’entreprises n’ont pas été retraités.

Depuis le 1er janvier 2010, le Groupe applique la méthode dite de l’acquisition telle que décrite dans IFRS 3 révisée.
En application de cette méthode, le Groupe comptabilise à la date de prise de contrôle les actifs acquis et passifs repris
identifiables à leur juste valeur, ainsi que toute participation ne donnant pas le contrôle dans l’entreprise acquise.
Ces participations ne donnant pas le contrôle sont évaluées soit à la juste valeur, soit à la part proportionnelle dans l’actif
net identifiable. Le Groupe détermine au cas par cas l’option qu’il souhaite appliquer pour comptabiliser ces participations
ne donnant pas le contrôle.

1.4.4 Immobilisations incorporelles

Les immobilisations incorporelles sont comptabilisées au coût diminué du cumul des amortissements et éventuelles pertes
de valeur.

1.4.4.1 Goodwills

Détermination des goodwills

L’application au 1er janvier 2010 de la norme IFRS 3 révisée conduit à distinguer les regroupements réalisés avant ou
après cette date.

Regroupements réalisés avant le 1er janvier 2010

Les goodwills représentent la différence entre le coût du regroupement d’entreprises (prix d’acquisition des titres majoré
des coûts annexes directement attribuables à l’acquisition) et la part du Groupe dans la juste valeur des actifs, passifs et
passifs éventuels identifiables de l’entreprise acquise à la date de prise de contrôle (sauf si la prise de contrôle est faite
par étapes).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




Dans le cas d’une prise de contrôle par achats successifs de titres d’une filiale, le Groupe a déterminé un goodwill pour
chaque transaction sur la base de la juste valeur des actifs, passifs et passifs éventuels identifiables acquis à chaque date
de transaction.

Regroupements réalisés après le 1er janvier 2010

Le goodwill est évalué comme étant l’excédent du total de :
(i) la contrepartie transférée ;
(ii) le montant de toute participation ne donnant pas le contrôle dans l’entreprise acquise, et
(iii) dans un regroupement d’entreprises réalisé par étapes, la juste valeur de la participation précédemment détenue
par l’acquéreur dans l’entreprise acquise ;
par rapport au solde net des justes valeurs des actifs acquis et des passifs repris identifiables.

Le montant du goodwill reconnu lors de la prise de contrôle ne peut être ajusté après la fin de la période d’évaluation.

Les goodwills relatifs aux participations dans les entreprises associées sont compris dans la valeur des participations dans
les entreprises mises en équivalence.

Évaluation des goodwills

Les goodwills ne sont pas amortis mais font l’objet de tests de perte de valeur une fois par an, ou plus fréquemment s’il
existe des indices de pertes de valeur identifiés. Ces goodwills sont testés au niveau d’Unités Génératrices de Trésorerie
(UGT) ou de regroupements d’UGT qui constituent des ensembles homogènes générant conjointement des flux de
trésorerie largement indépendants des flux de trésorerie générés par les autres UGT.

Les modalités de réalisation de ces tests de perte de valeur sont présentées dans le paragraphe 1.4.8 «Perte de valeur
des immobilisations corporelles et incorporelles».

Les pertes de valeur relatives à des goodwills ne sont pas réversibles et sont présentées sur la ligne «Pertes de valeur»
du compte de résultat.

1.4.4.2 Autres immobilisations incorporelles

Frais de développement

Les frais de recherche sont comptabilisés en charges dans l’exercice au cours duquel ils sont encourus.

Les frais de développement sont comptabilisés à l’actif dès lors que les critères de reconnaissance d’un actif tels qu’édictés
par IAS 38 sont remplis. Dans ce cas, l’immobilisation incorporelle provenant du développement est amortie sur sa durée
d’utilité.

Autres immobilisations incorporelles acquises ou produites

Les autres immobilisations incorporelles comprennent notamment :

 des sommes versées ou à verser en contrepartie de droits attachés à la qualité de concessionnaire ou d’exploitant
d’équipements publics ;
 des portefeuilles clients acquis lors de regroupements d’entreprises ;
 des droits à capacité, notamment sur des centrales ; le Groupe a participé au financement de la construction de
certaines centrales nucléaires opérées par des tiers et a reçu en contrepartie des droits d’acheter une quote-part
de la production sur la durée de vie des actifs. Ces droits à capacité sont amortis sur la durée d’utilité de l’actif
sous-jacent, n’excédant pas 40 ans ;
 des actifs de concessions.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




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, dont la durée d’utilité est indéfinie, ne sont pas amorties mais font l’objet d’un test
de perte de valeur annuel.

1.4.5 Immobilisations corporelles

1.4.5.1 Évaluation initiale et évaluation postérieure

Les immobilisations corporelles sont comptabilisées à leur coût historique d’acquisition, de production ou d’entrée dans le
Groupe, sous déduction des amortissements cumulés et des pertes de valeur constatées.

La valeur comptable des immobilisations corporelles ne fait l’objet d’aucune réévaluation, le Groupe n’ayant pas choisi la
méthode alternative permettant de réévaluer de façon régulière une ou plusieurs catégories d’immobilisations corporelles.

Les subventions pour investissements sont portées en déduction de la valeur brute des immobilisations au titre desquelles
elles ont été reçues.

En application d’IAS 16, le coût de l’actif comprend, lors de sa comptabilisation initiale, les coûts de démantèlement et de
remise en état de site dès lors qu’il existe à la date d’entrée une obligation actuelle, légale ou implicite de démanteler ou
de restaurer le site. Une provision est alors constatée en contrepartie d’un composant de l’actif au titre du démantèlement.

Les immobilisations corporelles financées au moyen de contrats de location-financement sont présentées à l’actif pour la
valeur de marché ou la valeur actualisée des paiements minimaux si elle est inférieure. La dette correspondante est inscrite
en dettes financières. Ces immobilisations sont amorties selon le mode d’amortissement et les durées d’utilité décrits
ci-dessous.

Les coûts d’emprunts encourus pendant la période de construction d’un actif qualifié sont incorporés dans son coût.

Gaz coussin

Le gaz «coussin», injecté dans les réservoirs souterrains, est indispensable au fonctionnement des stockages souterrains
et indissociable de ces installations. C’est pourquoi, à la différence du gaz «utile» comptabilisé en stock (se reporter au
paragraphe 1.4.10 «Stocks»), il est enregistré en immobilisations.

1.4.5.2 Amortissement

En application de l’approche par composants, le Groupe utilise des durées d’amortissement différenciées pour chacun
des composants significatifs d’un même actif immobilisé dès lors que l’un de ces composants a une durée d’utilité différente
de l’immobilisation principale à laquelle il se rapporte.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




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 la diversité des immobilisations concernées. Les durées
minima concernent le petit matériel et le mobilier, les durées maxima s’appliquent aux réseaux d’infrastructures et de
stockage. Conformément à la loi du 31 janvier 2003 adoptée par la Chambre des Représentants de Belgique, relative à
«la sortie progressive de l’énergie nucléaire à des fins de production industrielle d’électricité», les centrales nucléaires
sont, depuis l’exercice 2003, amorties de manière prospective sur 40 ans, à l’exception de Tihange 1, Doel 1 et Doel 2,
dont la durée d’exploitation a été prolongée de 10 ans par la loi du 18 décembre 2013.

Concernant les droits d’exploitation hydraulique, les aménagements sont amortis sur la durée la plus courte entre le contrat
d’exploitation et la durée d’utilité des biens en tenant compte du renouvellement des contrats si ce dernier est estimé
raisonnablement certain par le Groupe.

1.4.6 Actifs d’exploration et de production des ressources minérales

Le Groupe applique la norme IFRS 6 - Prospection et évaluation de ressources minérales.

Les dépenses d’études géologiques et géophysiques sont enregistrées en charges dans l’exercice au cours duquel elles
sont encourues.

Les coûts d’exploration (autres que les dépenses d’études géologiques ou géophysiques) sont temporairement
immobilisés dans l’attente de déterminer la faisabilité technique et la viabilité commerciale des réserves. Ce coût des
forages d’exploration est temporairement immobilisé quand les deux conditions suivantes sont réunies :

 le puits a mis en évidence un volume suffisant de réserves pour justifier, le cas échéant, sa complétion en tant
que puits producteur en supposant que les investissements nécessaires à la production soient effectués ;
 le Groupe enregistre des progrès suffisants dans la détermination des réserves et de la viabilité technique et
économique du projet. Ces progrès sont évalués sur la base de critères tels que des travaux d’exploration
additionnels (puits, travaux sismiques ou études significatives) en cours de réalisation ou inscrits dans un
programme ferme, la réalisation de dépenses d’études de développement et en tenant compte du fait que le
Groupe puisse être dans l’attente d’autorisations d’un gouvernement ou d’un tiers sur un projet proposé ou de
disponibilité de capacité de transport ou de traitement sur une installation existante.

Selon cette méthode dite des «successful efforts», à l’issue du programme d’exploration, lorsque le puits d’exploration a
permis de confirmer avec certitude l’existence de réserves commercialisables, ces montants sont inscrits en
immobilisations corporelles et amortis sur la durée de production des réserves ; dans le cas contraire, ils sont comptabilisés
en charges.

L’amortissement des immobilisations de production, y compris des coûts de remise en état des sites, débute à partir de la
mise en production des champs et est effectué selon la méthode à l’unité de production (UOP «Unit of Production
Method»). Le taux d’amortissement pratiqué dans le cadre de l’UOP est égal au rapport de la production d’hydrocarbures
de la période sur les réserves prouvées et probables d’hydrocarbures.

1.4.7 Concessions

L’interprétation SIC 29 – Accords de concession de services – Informations à fournir traite des informations concernant
les contrats de concession à donner dans les Notes aux Comptes, tandis que IFRIC 12 traite de la comptabilisation de
certains contrats de concession par le concessionnaire.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




Pour qu’un contrat de concession soit inclus dans le périmètre de l’interprétation IFRIC 12, l’utilisation de l’infrastructure
doit être contrôlée par le concédant. Le contrôle de l’utilisation de l’infrastructure par le concédant est assuré quand les
deux conditions suivantes sont remplies :

 le concédant contrôle ou régule le service public, c’est-à-dire qu’il contrôle ou régule les services qui doivent être
rendus grâce à l’infrastructure objet de la concession et détermine à qui et à quel prix ils doivent être rendus ; et
 le concédant contrôle l’infrastructure, c’est-à-dire a le droit de reprendre l’infrastructure en fin de contrat.

Concessions hors du champ IFRIC 12

Les infrastructures de concession ne répondant pas aux critères d’IFRIC 12 restent classées en tant qu’immobilisations
corporelles.

Cette analyse s’applique au cas particulier de la distribution de gaz en France. En effet, les actifs concernés ont été
comptabilisés selon IAS 16 dans la mesure où GRDF exploite son réseau sous un régime de concessions à long terme
qui sont pour la quasi-totalité obligatoirement renouvelées à l’échéance conformément à la loi n° 46–628 du 8 avril 1946.

1.4.8 Perte de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles

Conformément à IAS 36, lorsque des événements ou modifications d’environnement de marché ou des éléments internes
indiquent un risque de perte de valeur des immobilisations incorporelles ou corporelles, celles-ci font l’objet d’un test de
perte de valeur. Dans le cas des immobilisations incorporelles non amorties, les tests de perte de valeur sont réalisés
annuellement.

Indices de perte de valeur

Ce test de perte de valeur n’est effectué pour les immobilisations corporelles et incorporelles à durée d’utilité définie que
lorsqu’il existe des indices révélant une altération de leur valeur. Celle-ci provient en général de changements importants
dans l’environnement de l’exploitation des actifs ou d’une performance économique inférieure à celle attendue.

Les principaux indices de perte de valeur retenus par le Groupe sont :

 au titre des indices externes :

 changements importants intervenus dans l’environnement économique, technologique, réglementaire,
politique ou du marché dans lequel opère l’actif,
 baisse de la demande,
 évolution défavorable du cours des énergies et du dollar ;

 au titre des indices internes :

 obsolescence ou dégradation matérielle non prévue dans le plan d’amortissement,
 performance inférieure aux prévisions,
 baisse des réserves pour l’Exploration-Production.

Perte de valeur

Ces immobilisations corporelles ou incorporelles sont testées au niveau du regroupement d’actifs pertinent (actif isolé ou
Unité Génératrice de Trésorerie – UGT) déterminé conformément aux prescriptions d’IAS 36. Dans le cas où le montant
recouvrable est inférieur à la valeur nette comptable, une perte de valeur est comptabilisée pour la différence entre ces
deux montants. La comptabilisation d’une perte de valeur entraîne une révision de la base amortissable et éventuellement
du plan d’amortissement des immobilisations concernées.

Les pertes de valeur relatives aux immobilisations corporelles ou incorporelles peuvent être reprises ultérieurement si la
valeur recouvrable redevient plus élevée que la valeur nette comptable. La valeur de l’actif après reprise de la perte de




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




valeur est plafonnée à la valeur comptable qui aurait été déterminée nette des amortissements si aucune perte de valeur
n’avait été comptabilisée au cours des exercices antérieurs.

Évaluation de la valeur recouvrable

Pour examiner la valeur recouvrable des immobilisations corporelles et incorporelles, elles sont, le cas échéant,
regroupées dans des UGT dont on pourra comparer les valeurs comptables et les valeurs recouvrables.

En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles le Groupe s’inscrit dans une logique de continuité
d’exploitation et de détention durable, la valeur recouvrable d’une UGT correspond à la valeur d’utilité ou à la juste valeur
diminuée des coûts de sortie lorsque celle-ci est plus élevée. Les valeurs d’utilité sont essentiellement déterminées à partir
de projections actualisées de flux de trésorerie d’exploitation et d’une valeur terminale. Des méthodes usuelles d’évaluation
sont mises en œuvre pour lesquelles les principales données économiques retenues sont :

 des taux d’actualisation qui sont fonction des particularités des entités opérationnelles concernées ;
 des valeurs terminales cohérentes avec les données de marché disponibles propres aux segments opérationnels
concernés et des taux de croissance liés aux valeurs terminales n’excédant pas les taux d’inflation.

Ces taux d’actualisation sont des taux après impôts appliqués à des flux de trésorerie après impôts. Leur utilisation aboutit
à la détermination de valeurs recouvrables identiques à celles obtenues en utilisant des taux avant impôt à des flux de
trésorerie non fiscalisés, comme demandé par la norme IAS 36.

En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles une décision de cession est prise par le Groupe, la valeur
recouvrable des actifs concernés est déterminée sur la base de leur valeur de marché estimée nette des coûts de cession.
Dans le cas où des négociations sont en cours, celle-ci est déterminée par référence à la meilleure estimation pouvant
être faite, à la date de clôture, de leur issue.

En cas de perte de valeur, celle-ci est inscrite sur la ligne «Pertes de valeur» du compte de résultat.

1.4.9 Contrats de location

Dans le cadre de ses différentes activités, le Groupe utilise des actifs mis à sa disposition en vertu de contrats de location.

Ces contrats de location font l’objet d’une analyse au regard des situations décrites et indicateurs fournis dans IAS 17 afin
de déterminer s’il s’agit de contrats de location simple ou de contrats de location-financement.

Les contrats de location-financement sont des contrats qui transfèrent la quasi-totalité des risques et avantages de l’actif
considéré au preneur. Tous les contrats de location qui ne correspondent pas à la définition d’un contrat de
location-financement sont classés en tant que contrats de location simple.

Les principaux indicateurs examinés par le Groupe afin d’apprécier si un contrat de location transfère la quasi-totalité des
risques et avantages sont les suivants : existence d’une clause de transfert automatique ou d’option de transfert de
propriété, conditions d’exercice de cette clause, comparaison entre la durée du contrat et la durée de vie estimée du bien,
spécificité de l’actif utilisé et comparaison de la valeur actualisée des paiements minimaux au titre du contrat avec la juste
valeur du bien.

1.4.9.1 Comptabilisation des contrats de location-financement

Lors de la comptabilisation initiale, les actifs utilisés dans le cadre de contrats de location-financement sont comptabilisés
en immobilisations corporelles avec pour contrepartie une dette financière. L’actif est comptabilisé à la juste valeur de
l’actif loué à la date de commencement du contrat ou, si celle-ci est inférieure, à la valeur actualisée des paiements
minimaux.




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46
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.4.9.2 Comptabilisation des contrats de location simple

Les paiements effectués au titre de contrats de location simple sont comptabilisés en charges dans le compte de résultat
sur une base linéaire sur la durée du contrat de location.

1.4.9.3 Comptabilisation des accords qui contiennent des contrats de location

IFRIC 4 traite des modalités d’identification des contrats de service, d’achat ou de vente take-or-pay qui, sans revêtir une
forme juridique de contrat de location, confèrent aux clients/fournisseurs le droit d’utilisation d’un actif ou ensemble d’actifs
en contrepartie de paiements fixés. Les contrats ainsi identifiés doivent être assimilés à des contrats de location et doivent
être analysés en tant que tels pour être qualifiés soit de contrat de location simple soit de contrat de location-financement.
Dans ce dernier cas, il convient de constater une créance financière pour refléter le financement porté par le Groupe
lorsqu’il est considéré comme crédit-bailleur vis-à-vis de ses clients.

Le Groupe est concerné par cette interprétation principalement au titre de :

 certains de ses contrats d’achat/vente d’énergie, notamment dès lors qu’ils confèrent l’usage exclusif d’un actif de
production au profit de l’acheteur d’énergie ;
 certains contrats avec des clients industriels portant sur des actifs détenus par le Groupe.

1.4.10 Stocks

Les stocks sont évalués au plus faible de leur coût et de la valeur nette de réalisation. La valeur nette de réalisation
correspond au prix de vente estimé dans le cours normal de l’activité, diminué des coûts attendus pour l’achèvement ou
la réalisation de la vente.

Le coût des stocks est déterminé en utilisant soit la méthode du premier entré – premier sorti, soit en utilisant la méthode
du coût moyen pondéré.

Le combustible nucléaire acquis est consommé dans le cadre du processus de production d’électricité sur plusieurs
années. La consommation de ce stock de combustible nucléaire est constatée au prorata des estimations de quantité
d’électricité produite par unité de combustible.

Stock de gaz

Le gaz injecté dans les réservoirs souterrains comprend le gaz «utile», soutirable sans avoir de conséquences
préjudiciables à l’exploitation ultérieure des réservoirs et le gaz «coussin», indissociable des stockages souterrains et
indispensable à leur fonctionnement (se reporter au § 1.4.5.1).

Le gaz «utile» est comptabilisé en stocks. Il est valorisé au coût moyen pondéré d’achat en entrée de réseau de transport,
y compris le coût de regazéification, toutes origines confondues.

Les sorties de stocks du Groupe sont évaluées selon la méthode du coût unitaire moyen pondéré.

Une perte de valeur est enregistrée lorsque la valeur nette de réalisation est inférieure au coût moyen pondéré.

Quotas d’émission de gaz à effet de serre

La directive européenne 2003/87/CE établit un système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (GES)
dans l’Union européenne. Les entités visées par cette directive sont tenues de restituer un nombre de quotas égal au total
des émissions de GES constatées lors de l’année écoulée. En l’absence de principes IFRS spécifiques définissant le
traitement comptable à adopter, le Groupe a décidé d’appliquer les principes suivants concernant les problématiques
comptables relatives aux quotas d’émission de GES :

 les quotas constituent des stocks, puisqu’ils sont consommés dans le processus de production ;




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




 les quotas acquis à titre onéreux sur le marché sont comptabilisés à leur coût d’acquisition ;
 les éventuels quotas alloués à titre gratuit sont comptabilisés dans l’état de situation financière pour une valeur
nulle.

À la clôture, en cas d’insuffisance de quotas pour couvrir les émissions de GES de l’exercice, le Groupe constitue un
passif. Ce passif est évalué sur la base du prix de marché, à la clôture, des quotas restant à acquérir ou sur base du prix
des contrats à terme conclus et visant à couvrir cette position déficitaire.

Certificats d’économie d’énergie (CEE)

En l’absence de normes IFRS ou d’interprétations relatives à la comptabilisation des certificats d’économie d’énergie
(CEE), les dispositions suivantes sont appliquées :

 un stock de CEE est comptabilisé lorsque les CEE détenus à la clôture excèdent l’obligation liée aux ventes
d’énergie ; dans le cas inverse, un passif est comptabilisé pour matérialiser cette obligation ;
 les CEE sont valorisés au coût unitaire moyen pondéré (coût d’acquisition pour les CEE acquis ou coût de revient
pour les CEE générés par des actions propres).

1.4.11 Instruments financiers

Les instruments financiers sont comptabilisés et évalués conformément à IAS 32 et IAS 39.

1.4.11.1 Actifs financiers

Ils comprennent les titres disponibles à la vente, les prêts et créances au coût amorti, y compris les créances clients et
comptes rattachés et les actifs financiers évalués en juste valeur par résultat, dont les instruments financiers dérivés.
Les actifs financiers sont ventilés dans l’état de situation financière entre actifs non courants et courants.

Titres disponibles à la vente

La catégorie «Titres disponibles à la vente» comprend les participations du Groupe dans des sociétés non consolidées et
les titres de capitaux propres ou de dettes ne satisfaisant pas aux critères de classement dans les autres catégories
(voir infra). Le coût de revient est déterminé selon la méthode du coût unitaire moyen pondéré.

Lors de leur comptabilisation initiale, ces actifs sont comptabilisés à leur juste valeur, c’est-à-dire généralement à leur coût
d’acquisition, majorée des coûts de transaction.

Aux dates de clôture, les titres disponibles à la vente sont évalués à leur juste valeur. Pour les actions de sociétés cotées,
cette juste valeur est déterminée sur la base du cours de Bourse à la date de clôture considérée. Pour les titres non cotés,
la juste valeur est évaluée à partir de modèles d’évaluation basés principalement sur les dernières opérations de marché,
l’actualisation de dividendes ou flux de trésorerie et la valeur de l’actif net. Les variations de juste valeur sont
comptabilisées directement en autres éléments du résultat global sauf lorsque la baisse de valeur par rapport au coût
d’acquisition historique est jugée suffisamment significative ou prolongée pour impliquer une perte de valeur le cas
échéant. Dans ce dernier cas, une perte de valeur est comptabilisée en résultat sur la ligne «Pertes de valeur». Seules les
pertes de valeur sur des instruments de dettes (titres de dette/obligations) peuvent être reprises par résultat.

Prêts et créances au coût amorti

La catégorie «Prêts et créances au coût amorti» comprend principalement les créances rattachées à des participations,
des avances en compte courant consenties à des entités associées ou non consolidées, des dépôts de garantie ainsi que
les créances clients et autres débiteurs.

Lors de leur comptabilisation initiale, ces prêts et créances sont comptabilisés à leur juste valeur majorée des coûts de
transaction. À chaque date de clôture, ces actifs sont évalués au coût amorti en appliquant la méthode dite du taux d’intérêt
effectif.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




Les dépôts de garantie provenant de contrats de location sont comptabilisés à leur valeur nominale.

Lors de leur comptabilisation initiale, les créances clients et autres débiteurs sont comptabilisés à leur juste valeur, ce qui
dans la plupart des cas correspond à leur valeur nominale. Une perte de valeur est constituée en fonction du risque de
non-recouvrement. Les montants dus par les clients au titre des contrats de construction sont repris dans cette rubrique.

Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat

Ces actifs financiers répondent aux critères d’IAS 39 de qualification ou de désignation.

Il s’agit essentiellement de titres détenus à des fins de transaction et de placement à court terme ne satisfaisant pas aux
critères de classement en trésorerie ou équivalents de trésorerie (se reporter au § 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 résultat.

1.4.11.2 Passifs financiers

Les passifs financiers comprennent les dettes financières, les dettes fournisseurs et comptes associés, les instruments
financiers dérivés ainsi que les autres passifs financiers.

Les passifs financiers sont ventilés dans l’état de situation financière entre passifs non courants et courants. Les passifs
financiers courants comprennent principalement :

 les passifs financiers dont l’échéance intervient dans les 12 mois suivant la date de clôture ;
 les passifs financiers pour lesquels le Groupe ne dispose pas d’un droit inconditionnel de différer le règlement
pour au moins 12 mois à compter de la date de clôture ;
 les passifs financiers détenus principalement en vue d’être négociés ;
 les instruments financiers dérivés qualifiés de couverture de juste valeur dont le sous-jacent est classé en courant ;
 les instruments financiers dérivés de négoce sur matières premières non qualifiés de couverture.

Évaluation des dettes financières et autres passifs financiers

Les emprunts et autres passifs financiers sont évalués selon la méthode du coût amorti en utilisant le taux d’intérêt effectif
de l’emprunt.

Lors de leur comptabilisation initiale, les primes/décotes d’émission, primes/décotes de remboursement et frais d’émission
sont comptabilisés en augmentation ou diminution de la valeur nominale des emprunts concernés. Ces primes et frais
d’émission sont pris en compte dans le calcul du taux d’intérêt effectif et sont donc constatés en résultat de façon actuarielle
sur la durée de vie de l’emprunt.

Dans le cas de dettes structurées sans composante capitaux propres, le Groupe peut être amené à séparer un instrument
dérivé dit «incorporé» (se reporter au § 1.4.11.3). Les conditions selon lesquelles les dérivés incorporés doivent être
comptabilisés séparément sont précisées ci-après. En cas de séparation d’un dérivé incorporé, la valeur comptable initiale
de la dette structurée est ventilée en une composante «dérivé incorporé», à hauteur de la juste valeur de l’instrument
dérivé incorporé et une composante «passif financier» déterminée par différence entre le montant de l’émission et la juste
valeur du dérivé incorporé. Cette séparation des composantes de l’instrument lors de la comptabilisation initiale ne donne
lieu à la comptabilisation d’aucun profit ni perte.

Ultérieurement, la dette est comptabilisée au coût amorti selon la méthode du taux d’intérêt effectif tandis que le dérivé
est évalué à la juste valeur et les variations de juste valeur sont comptabilisées en résultat.

Engagements d’achat de participations ne donnant pas le contrôle

Les autres passifs financiers comprennent notamment les puts sur participations ne donnant pas le contrôle consentis par
le Groupe.




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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 1er janvier 2010

En l’absence de précisions dans les textes IFRS et au vu des recommandations de l’AMF pour la clôture 2009, le Groupe
a décidé de conserver ses méthodes comptables antérieures pour les instruments comptabilisés avant le 1er janvier 2010 :

 à la mise en place d’un put à prix variable, la valeur actualisée du prix d’exercice est comptabilisée en tant que
passif financier avec pour contrepartie une réduction des participations ne donnant pas le contrôle. Lorsque la
valeur de l’engagement excède le montant des participations ne donnant pas le contrôle, le solde est comptabilisé
en goodwill ;
 à chaque clôture, le montant du passif financier est réévalué et les variations de passif trouvent leur contrepartie
en goodwill ;
 les versements de dividendes aux participations ne donnant pas le contrôle se traduisent par une augmentation
du goodwill ;
 au compte de résultat, les participations ne donnant pas le contrôle se voient affecter leur quote-part de résultat.
Dans l’état de situation financière, la quote-part de profit allouée aux participations ne donnant pas le contrôle
réduit le montant du goodwill. Aucune charge financière n’est comptabilisée au titre des variations de valeur du
passif qui trouvent toutes leurs contreparties en goodwill.

1.4.11.3 Dérivés et comptabilité de couverture

Le Groupe utilise des instruments financiers dérivés pour gérer et réduire son exposition aux risques de marché provenant
de la fluctuation des taux d’intérêt, des cours de change et des prix des matières premières, en particulier sur les marchés
du gaz et de l’électricité. Le recours à des produits dérivés s’exerce dans le cadre d’une politique Groupe en matière de
gestion des risques de taux, change et matières premières.

Définition et périmètre des instruments financiers dérivés

Les instruments financiers dérivés sont des contrats, dont la valeur est affectée par la variation d’un ou plusieurs
paramètres observables, qui ne requièrent pas d’investissement significatif et prévoient un règlement à une date future.

Les instruments financiers dérivés couvrent ainsi les contrats de type swaps, options, futures, swaptions, mais également
les engagements d’achat ou vente à terme de titres cotés ou non cotés ainsi que certains engagements fermes ou
optionnels d’achat ou vente d’actifs non financiers donnant lieu à livraison physique du sous-jacent.

Concernant plus particulièrement les contrats d’achat et de vente d’électricité et de gaz naturel, le Groupe conduit
systématiquement une analyse visant à déterminer si le contrat a été négocié dans le cadre de ses activités dites
«normales» et doit ainsi être exclu du champ d’application de la norme IAS 39. Cette analyse consiste en premier lieu à
démontrer que le contrat est mis en place et continue à être détenu afin de donner lieu à un achat ou une vente avec
livraison physique, pour des volumes destinés à être utilisés ou vendus par le Groupe selon une échéance raisonnable,
dans le cadre de son exploitation.

En complément, il convient de démontrer que le Groupe n’a pas de pratique de règlement net au titre de contrats similaires
et que ces contrats ne sont pas assimilables à des ventes d’options. En particulier, dans le cas des ventes d’électricité et
de gaz offrant à la contrepartie une flexibilité sur les volumes vendus, le Groupe opère la distinction entre les contrats de
vente assimilables à des ventes de capacités – considérés comme entrant dans le cadre de l’activité usuelle du Groupe –
et les contrats de vente assimilables à des ventes d’options financières, qui seront comptabilisés comme des instruments
financiers dérivés.

Seuls les contrats respectant l’intégralité de ces conditions sont considérés comme exclus du champ d’application
d’IAS 39. Cette analyse donne lieu à la constitution d’une documentation spécifique.

Dérivés incorporés

Un dérivé incorporé est une composante d’un contrat dit «hôte» qui répond à la définition d’un instrument dérivé et dont
les caractéristiques économiques ne sont pas étroitement liées à celles du contrat hôte.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




Au niveau du Groupe, les principaux contrats susceptibles de contenir des dérivés dits «incorporés» sont les contrats
contenant des clauses ou options pouvant affecter le prix, le volume ou la maturité du contrat. Il s’agit en particulier des
contrats d’achat ou de vente d’actifs non financiers dont le prix est susceptible d’être révisé en fonction d’un index, du
cours d’une monnaie étrangère ou du prix d’un autre actif que celui sous-jacent au contrat.

Les dérivés incorporés font l’objet d’une comptabilisation séparée dès lors :

 que le contrat hôte n’est pas un instrument financier déjà comptabilisé à sa juste valeur avec variation de juste
valeur en résultat ;
 que séparés du contrat hôte, la composante répond encore à la définition d’un produit dérivé (existence d’un
sous-jacent, absence de règlement initial et règlement futur) ;
 et que les caractéristiques du dérivé identifié ne sont pas étroitement liées à celles du contrat hôte. L’analyse de
ce caractère «étroitement lié» est effectuée à la date de signature du contrat.

Lorsqu’un dérivé incorporé à un contrat hôte est séparé, il est évalué dans l’état de situation financière à la juste valeur et
les variations de juste valeur sont enregistrées en résultat (lorsque le dérivé incorporé n’est pas documenté dans une
relation de couverture).

Instruments dérivés de couverture : comptabilisation et présentation

Les instruments financiers dérivés qualifiés d’instruments de couverture sont systématiquement comptabilisés dans l’état
de situation financière à leur juste valeur. Néanmoins, leur mode de comptabilisation varie selon qu’ils sont qualifiés de
(i) couverture de juste valeur d’un actif ou passif, (ii) couverture de flux de trésorerie et (iii) couverture d’un investissement
net réalisé dans une entité étrangère.

Couverture de juste valeur

Une couverture de juste valeur permet de se prémunir contre le risque provenant des variations de juste valeur d’actifs,
de passifs, tels que prêts et emprunts à taux fixe ou d’actifs, de passifs ou d’engagements fermes en devises étrangères.

Les variations de juste valeur de l’instrument de couverture sont enregistrées en résultat de la période. De manière
symétrique, l’élément couvert est réévalué au titre du risque couvert par le résultat de la période même si l’élément couvert
est normalement dans une catégorie dans laquelle les variations de juste valeur sont comptabilisées en autres éléments
du résultat global. Ces deux réévaluations se compensent au sein du compte de résultat, au montant près de la part
inefficace de la couverture.

Couverture de flux de trésorerie

Il s’agit de la couverture d’une exposition provenant du risque de variation future d’un ou plusieurs flux de trésorerie
affectant le résultat consolidé. Les flux de trésorerie couverts peuvent provenir de contrats sur actifs financiers ou non
financiers déjà traduits dans l’état de situation financière, ou de transactions futures non encore traduites dans l’état de
situation financière, dès lors que ces transactions présentent un caractère hautement probable.

Les variations de juste valeur de l’instrument financier dérivé sont comptabilisées nettes d’impôt en autres éléments du
résultat global pour la part efficace et en résultat de la période pour la part inefficace. Les gains ou pertes accumulés en
capitaux propres doivent être reclassés en résultat dans la même rubrique que l’élément couvert – à savoir résultat
opérationnel courant pour les couvertures de flux d’exploitation et résultat financier pour les autres couvertures – pendant
les mêmes périodes au cours desquelles le flux de trésorerie couvert affecte le résultat.

Si la relation de couverture est interrompue, notamment parce qu’elle n’est plus considérée comme efficace, les gains ou
pertes accumulés au titre de l’instrument dérivé sont maintenus en capitaux propres jusqu’à l’échéance de la transaction
couverte, sauf si l’entité s’attend à ce que la transaction prévue ne se réalise pas : les gains et pertes comptabilisés en
capitaux propres sont alors reclassés immédiatement au compte de résultat.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
51
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




Couverture d’un investissement net réalisé dans une entité étrangère

De façon similaire à la couverture de flux de trésorerie, les variations de juste valeur de l’instrument financier dérivé sont
comptabilisées nettes d’impôt en autres éléments du résultat global pour la part efficace attribuable au risque de change
couvert et en résultat pour la part inefficace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres sont repris en résultat à
la date de liquidation ou de cession de l’investissement net.

Instruments dérivés de couverture : identification et documentation des relations de couverture

Le Groupe identifie l’instrument financier de couverture et l’élément couvert dès la mise en place de la couverture et
documente formellement la relation de couverture en identifiant la stratégie de couverture, le risque couvert et la méthode
utilisée pour évaluer l’efficacité de la couverture. Seuls les instruments dérivés négociés avec des contreparties externes
au Groupe sont considérés comme éligibles à la comptabilité de couverture.

Dès l’initiation et de manière continue durant tous les exercices pour lesquels la couverture a été désignée, le Groupe
démontre et documente l’efficacité de la relation de couverture. Les couvertures sont considérées comme efficaces lorsque
la compensation des variations de juste valeur ou de flux de trésorerie entre élément de couverture et élément couvert se
situe dans une fourchette comprise entre 80 et 125%.

La démonstration de l’efficacité des couvertures est conduite de façon prospective et rétrospective. Elle est établie par
recours à différentes méthodologies, principalement fondées sur la comparaison entre variations de juste valeur ou de flux
de trésorerie sur l’élément couvert et sur l’instrument de couverture. Le Groupe retient également les méthodes fondées
sur les analyses de corrélation statistique entre historiques de prix.

Dérivés non qualifiés de couverture : comptabilisation et présentation

Il s’agit notamment des instruments financiers dérivés correspondant à des couvertures économiques mais qui n’ont pas
été ou ne sont plus documentés dans des relations de couverture comptable.

Lorsqu’un instrument financier dérivé n’a pas été (ou n’est plus) qualifié de couverture, ses variations de juste valeur
successives sont comptabilisées directement en résultat de la période, au sein d’une rubrique spécifique «Mark-to-market»
ou «MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel» sous le résultat opérationnel courant pour les instruments
dérivés sur actifs non financiers et en résultat financier pour les instruments dérivés de change, de taux ou sur actions.

Les instruments financiers dérivés non qualifiés de couverture sont présentés dans l’état de situation financière en courant
pour les instruments de négoce pour compte propre sur matière première et pour les dérivés à échéance de moins de
12 mois et en non courant pour les autres.

Évaluation de la juste valeur

La juste valeur des instruments cotés sur un marché actif est déterminée par référence à leur cotation. Dans ce cas, ces
instruments sont présentés en niveau 1 d’évaluation de juste valeur.

La juste valeur des instruments financiers non cotés pour lesquels il existe des données observables sur un marché est
déterminée en utilisant des techniques d’évaluation telles que les modèles d’évaluation retenus pour les options ou en
utilisant la méthode des flux de trésorerie actualisés.

Les modèles utilisés pour évaluer ces instruments intègrent des hypothèses basées sur des données du marché :

 la juste valeur des swaps de taux d’intérêt est calculée sur la base des flux de trésorerie futurs actualisés ;
 la juste valeur des contrats de change à terme et des swaps de devises est calculée par référence aux cours
actuels pour des contrats ayant des profils de maturité similaires en actualisant le différentiel de flux futurs de
trésorerie (différence entre le cours à terme du contrat et le cours à terme recalculé en fonction des nouvelles
conditions de marché appliquées au montant nominal) ;
 la juste valeur des options de change ou de taux est déterminée à partir de modèles de valorisation d’options ;
 les contrats dérivés de matières premières sont valorisés en fonction des cotations du marché sur la base des flux
de trésorerie futurs actualisés (contrats fermes : commodity swap ou commodity forward) et de modèles de




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




valorisation d’options (contrats optionnels) pour lesquels il peut être nécessaire d’observer la volatilité des prix du
marché. Pour les contrats dont la maturité excède la profondeur des transactions pour lesquelles les prix sont
observables ou qui sont particulièrement complexes, les valorisations peuvent s’appuyer sur des hypothèses
internes ;
 dans le cas de contrats complexes négociés avec des établissements financiers indépendants, le Groupe utilise
exceptionnellement des évaluations effectuées par les contreparties.

Ces instruments sont présentés en niveau 2 d’évaluation de juste valeur, sauf dans le cas où leur évaluation dépend
significativement de paramètres non observables. Dans ce dernier cas ils sont présentés en niveau 3 d’évaluation de juste
valeur. Il s’agit le plus souvent d’instruments financiers dérivés dont la maturité excède l’horizon d’observabilité des prix à
terme du sous-jacent ou dont certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n’étaient pas observables.

Sauf cas d’accord de collatéralisation ou autres accords de compensation, le risque de contrepartie est incorporé dans la
juste valeur des instruments dérivés actifs et passifs. Il est calculé selon la méthode dite des «pertes attendues»
(«Expected loss») et tient compte de l’exposition au risque de défaut, de la probabilité de défaut ainsi que du taux de perte
en cas de défaut. La probabilité de défaut est déterminée sur la base des notations de crédit («credit rating») attribuées à
chaque contrepartie (approche dite «des probabilités historiques»).

1.4.12 Trésorerie et équivalents de trésorerie

La trésorerie comprend les disponibilités ainsi que les placements à court terme qui sont considérés comme liquides,
convertibles en un montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque négligeable de changement de valeur au
regard des critères prévus par IAS 7.

Les découverts sont exclus de la notion de trésorerie et équivalents de trésorerie et sont comptabilisés en tant que dettes
financières courantes.

1.4.13 Titres d’autocontrôle

Les titres d’autocontrôle sont enregistrés pour leur coût d’acquisition en diminution des capitaux propres. Les résultats de
cession de ces titres sont imputés directement dans les capitaux propres et ne contribuent pas au résultat de l’exercice.

1.4.14 Paiements fondés sur des actions

IFRS 2 prescrit de constater en charges de personnel les services rémunérés par des paiements fondés sur des actions.
Ces services sont évalués à la juste valeur des instruments accordés.

Instruments réglés en actions : Attributions d’actions gratuites et d'actions de performance

La juste valeur des plans d’attributions gratuites d’actions est estimée sur la base du cours de l’action à la date d’attribution,
en tenant compte de l’absence de dividende sur la période d’acquisition des droits, du taux de rotation de la population
concernée par chaque plan et de la probabilité de la performance du Groupe. L’estimation de la juste valeur des plans
tient compte également de l’incessibilité de ces instruments. La charge est étalée sur la période d’acquisition des droits
en contrepartie des capitaux propres.

Pour les actions de performance, attribuées de manière discrétionnaire et comportant des conditions de performance
externes, un modèle Monte Carlo est utilisé.




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.4.15 Provisions

1.4.15.1 Provisions pour avantages du personnel postérieurs à l’emploi et autres avantages à
long terme

Selon les lois et usages de chaque pays, les sociétés du Groupe ont des obligations en termes de retraites, préretraites,
indemnités de départ et régimes de prévoyance. Ces obligations existent généralement en faveur de l’ensemble des
salariés des sociétés concernées.

Les modalités d’évaluation et de comptabilisation suivies par le Groupe concernant les engagements de retraite et autres
avantages accordés au personnel sont celles édictées par la norme IAS 19. En conséquence :

 le coût des régimes à cotisations définies est enregistré en charges sur la base des appels à cotisations dues pour
la période ;
 la valorisation du montant de ces engagements de retraite et assimilés, lorsqu’ils sont représentatifs de prestations
définies, est effectuée sur la base d’évaluations actuarielles selon la méthode des unités de crédits projetées. Ces
calculs intègrent des hypothèses de mortalité, de rotation du personnel et de projection de salaires qui tiennent
compte des conditions économiques propres à chaque pays ou société du Groupe. Les taux d’actualisation sont
déterminés en référence au rendement, à la date d’évaluation, des obligations émises par les entreprises de
premier rang (ou par l’État s’il n’existe pas de marché représentatif pour les emprunts privés) de la zone concernée.

Les montants relatifs aux plans dont les engagements sont supérieurs à la juste valeur des actifs de couverture figurent
au passif en provisions. Lorsque la valeur des actifs de couverture (plafonnés, le cas échéant) est supérieure aux
engagements, le montant concerné est inclus à l’actif de l’état de situation financière en «Autres actifs» courants ou non
courants.

Concernant les avantages postérieurs à l’emploi, les écarts actuariels sont comptabilisés en autres éléments du résultat
global. Le cas échéant, les ajustements provenant du plafonnement des actifs nets relatifs aux régimes surfinancés suivent
la même méthode. Pour les autres avantages à long terme tels que les médailles du travail, les écarts actuariels sont
immédiatement comptabilisés en résultat.

La charge (produit) d’intérêt nette au titre des régimes à prestations définies est comptabilisée en résultat financier.

1.4.15.2 Autres provisions

Le Groupe comptabilise une provision dès lors qu’il existe une obligation actuelle (légale ou implicite) à l’égard d’un tiers
résultant d’un événement passé et qu’il est probable qu’une sortie de ressources sera nécessaire pour régler cette
obligation sans contrepartie attendue.

Une provision pour restructuration est comptabilisée dès lors que les critères généraux de constitution d’une provision sont
satisfaits, qu’il existe un plan détaillé formalisé et que le Groupe a créé, chez les personnes concernées, une attente
fondée de mise en œuvre de la restructuration soit en commençant à exécuter le plan soit en leur annonçant ses
principales caractéristiques.

Les provisions dont l’échéance est supérieure à 12 mois sont actualisées dès lors que l’effet de l’actualisation est
significatif. Les principales natures de provisions à long terme du Groupe sont les provisions pour traitement de l’aval du
cycle du combustible nucléaire, les provisions pour démantèlement des installations et les provisions pour reconstitution
de site. Les taux d’actualisation utilisés reflètent les appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de l’argent
et des risques spécifiques au passif concerné. Les charges correspondant à la désactualisation des provisions à long
terme sont constatées en résultat financier (en «Autres produits et autres charges financiers»).

Dès lors qu’il existe une obligation actuelle, légale ou implicite, de démanteler ou restaurer un site, le Groupe comptabilise
une provision pour démantèlement ou reconstitution de site. La contrepartie de la provision pour démantèlement est un
«actif de démantèlement» qui est inclus dans la valeur comptable de l’actif concerné. Les ajustements du montant de la
provision consécutifs à une révision ultérieure du montant de la sortie de ressource, de la date de survenance du




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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




démantèlement, ou du taux d’actualisation sont symétriquement portés en déduction ou en augmentation du coût de l’actif
correspondant. Les effets de la désactualisation sont comptabilisés en charge de l’exercice.

1.4.16 Chiffre d’affaires

Le chiffre d’affaires (correspondant aux produits des activités ordinaires selon IAS 18) du Groupe comprend
essentiellement les produits liés aux activités suivantes :

 vente d’énergie ;
 prestations de services ;
 contrats de construction et contrats de location.

Les ventes sont reconnues lorsque la livraison a eu lieu (risques et avantages transférés à l’acheteur) ou à l’avancement
pour les prestations de services et les contrats de construction, le prix est fixé ou déterminable et le caractère recouvrable
des créances est probable.

Le chiffre d’affaires est évalué à la juste valeur de la contrepartie reçue ou à recevoir. Dans le cas où l’existence d’un
différé de paiement a un effet significatif sur la détermination de la juste valeur, il en est tenu compte en actualisant les
paiements futurs.

1.4.16.1 Vente d’énergie

Le chiffre d’affaires comprend essentiellement la vente d’électricité et de gaz, les redevances de transport et de distribution
liées ainsi que différentes prestations comme la maintenance des réseaux de distribution d’électricité et de gaz ou les
ventes de chaleur.

Dans le cadre de certains contrats de vente d’énergie à long terme, le Groupe peut percevoir une composante du prix qui
est déterminée indépendamment des volumes et dont le montant est généralement fixe mais peut, dans certains cas très
limités, évoluer sur la durée du contrat. En application d’IAS 18, le chiffre d’affaires relatif à cette composante est étalé de
manière linéaire, la juste valeur des services rendus n’étant pas, en substance, différente d’une période à l’autre.

En application des normes IAS 1 et IAS 18, les opérations de négoce d’énergie pour compte propre et pour compte de la
clientèle sont présentées en net, après compensation des achats et des ventes, sur la ligne «Chiffre d’affaires».

Par ailleurs, les résultats réalisés au titre des couvertures liées à l’optimisation du parc de production et des contrats
d’achats de combustibles ou de ventes d’énergie sont présentés en net.

1.4.16.2 Prestations de services

Les produits provenant des services dans le secteur de l’énergie, correspondant essentiellement à des prestations
d’installation, de maintenance et de services à l’énergie, sont comptabilisés selon les dispositions de la norme IAS 18 qui
prévoient la méthode du pourcentage d’avancement pour les activités de service.

1.4.16.3 Contrats de construction et contrats de location

Le chiffre d’affaires des contrats de construction est déterminé en appliquant la méthode du pourcentage d’avancement
et de façon plus générale les dispositions présentées dans IAS 11. Selon les cas, ce degré d’avancement est déterminé
soit sur la base de l’avancement des coûts, soit par référence à un avancement physique tel que des jalons définis
contractuellement.

Le chiffre d’affaires comprend également les produits sur les actifs financiers de concession (IFRIC 12) et les créances de
location-financement (IFRIC 4).




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NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.4.17 Résultat opérationnel courant

Le résultat opérationnel courant (ROC) est un indicateur utilisé par le Groupe qui permet de présenter «un niveau de
performance opérationnelle pouvant servir à une approche prévisionnelle de la performance récurrente» (en conformité
avec la Recommandation ANC 2013-03, relative au format des états financiers des entreprises sous référentiel comptable
international). En effet, le ROC est un solde de gestion qui permet de faciliter la compréhension de la performance du
Groupe en excluant les éléments qui, par nature, ont un degré de prévisibilité insuffisant, compte tenu de leur caractère
inhabituel, anormal ou peu fréquent. Pour le Groupe, ces éléments correspondent au Mark-to-market (MtM) sur
instruments financiers à caractère opérationnel, aux pertes de valeur sur actifs, aux charges de restructuration, aux effets
de périmètre, aux autres éléments non récurrents et sont définis comme suit :

 «MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel» : cette rubrique correspond à la variation de juste valeur
(Mark-to-market) des instruments financiers de matières premières, gaz et électricité, qui ne sont qualifiés ni de
négoce, ni de couverture. Ces contrats sont mis en place dans le cadre de couvertures économiques de
transactions opérationnelles dans le secteur de l’énergie. La variation de juste valeur de ces instruments, qui doit
être enregistrée en résultat selon IAS 39, est isolée sur une ligne spécifique du compte de résultat car elle peut
être significative et elle n’est pas prédictible ;

 «Pertes de valeur» : cette rubrique comprend les pertes de valeur sur les goodwills, les autres immobilisations
incorporelles et immobilisations corporelles, les participations dans les entités comptabilisées selon la méthode
de la mise en équivalence ainsi que les titres disponibles à la vente ;

 «Restructurations» : il s’agit des coûts correspondant à un programme planifié et contrôlé par le management, qui
modifie de façon significative soit le champ d’activité de l’entreprise, soit la manière dont cette activité est gérée,
selon les critères prévus par IAS 37 ;

 «Effets de périmètre». Cette ligne regroupe :

 les coûts directs d’acquisition en cas de prise de contrôle,
 les effets des réévaluations, à la juste valeur à la date d’acquisition, des intérêts précédemment détenus en
cas d’acquisitions par étapes,
 les variations ultérieures de juste valeur des compléments de prix,
 les résultats de cessions de participations qui conduisent à un changement de méthode de consolidation ainsi
que, le cas échéant, les effets des réévaluations des intérêts conservés ;

 «Autres éléments non récurrents» : cette rubrique comprend notamment les plus ou moins-values de cession sur
les actifs non courants et les titres disponibles à la vente.

1.4.18 Tableau des flux de trésorerie

Le tableau des flux de trésorerie du Groupe est établi selon la méthode indirecte à partir du résultat net.

Les «Intérêts reçus d’actifs financiers non courants» sont classés dans les flux issus des activités d’investissement parce
qu’ils représentent un retour sur investissement. Les «Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie»
sont classés dans les flux issus des activités de financement, car ces intérêts sont de nature à minorer le coût d’obtention
des ressources financières. Cette classification est cohérente avec l’organisation interne du Groupe dans la mesure où
dette et trésorerie sont gérées de façon globalisée au sein du département trésorerie Groupe.

Les pertes de valeur sur actifs circulants sont assimilées à des pertes définitives ; en conséquence, la variation de l’actif
circulant est présentée nette de perte de valeur.

Les flux liés au paiement de l’impôt sur les sociétés sont isolés.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES




1.4.19 Impôts

Le Groupe calcule ses impôts sur le résultat conformément aux législations fiscales en vigueur dans les pays où les
résultats sont taxables.

Conformément à IAS 12, les différences temporelles entre les valeurs comptables des actifs et des passifs dans les
comptes consolidés et leurs valeurs fiscales, donnent lieu à la constatation d’un impôt différé selon la méthode du report
variable en utilisant les taux d’impôt adoptés ou quasi adoptés à la date de clôture. Cependant, selon les dispositions
d’IAS 12, aucun impôt différé n’est comptabilisé pour les différences temporelles générées par un goodwill dont la perte
de valeur n’est pas déductible ou par la comptabilisation initiale d’un actif ou d’un passif dans une transaction qui n’est pas
un regroupement d’entreprises et n’affecte ni le bénéfice comptable, ni le bénéfice imposable à la date de transaction.
Par ailleurs, un actif d’impôt différé n’est comptabilisé que s’il est probable qu’un bénéfice imposable, sur lequel les
différences temporelles déductibles pourront être imputées, sera disponible.

Les différences temporelles nées des retraitements relatifs aux contrats de location-financement donnent lieu à la
comptabilisation d’impôts différés.

Un passif d’impôt différé est comptabilisé pour toutes les différences temporelles imposables liées à des participations
dans les filiales, entreprises associées, coentreprises et investissements dans les succursales sauf si le Groupe est en
mesure de contrôler la date à laquelle la différence temporelle s’inversera et s’il est probable qu’elle ne s’inversera pas
dans un avenir prévisible.

Les soldes d’impôts différés sont déterminés sur la base de la situation fiscale de chaque société ou du résultat d’ensemble
des sociétés comprises dans le périmètre d’intégration fiscale considéré et sont présentés à l’actif ou au passif de l’état
de situation financière pour leur position nette par entité fiscale.

Les impôts différés sont revus à chaque arrêté pour tenir compte notamment des incidences des changements de
législation fiscale et des perspectives de recouvrement des différences temporelles déductibles.

Les actifs et passifs d’impôts différés ne sont pas actualisés.

Les effets d’impôt relatifs aux coupons versés sur les titres super-subordonnés à durée indéterminée sont présentés en
résultat.

1.4.20 Résultat par action

Le résultat de base par action est calculé en divisant le résultat net part du Groupe de l’exercice attribuable aux actions
ordinaires par le nombre moyen pondéré d’actions composant le capital en circulation pendant l’exercice. Le nombre
moyen d’actions en circulation au cours de l’exercice est le nombre d’actions ordinaires en circulation au début de
l’exercice, ajusté du nombre d’actions ordinaires rachetées ou émises au cours de l’exercice.

Pour le calcul du résultat dilué, ce nombre, ainsi que le résultat de base par action, est modifié pour tenir compte de l’effet
de la conversion ou de l’exercice des actions potentielles dilutives (options, bons de souscription d’actions et obligations
convertibles émises, etc.).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016




NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016

2.1 Liste des principales filiales au 31 décembre 2016

La liste des principales filiales présentées ci-après a été déterminée, pour les entités opérationnelles, à partir de leur
contribution aux indicateurs financiers suivants : chiffre d’affaires, EBITDA et dette nette. Les principales participations
mises en équivalence (associées et coentreprises) sont présentées dans la Note 3 «Participations dans les entreprises
mises en équivalence».

Le sigle IG désigne la méthode de l’intégration globale.

Certaines sociétés, à l’instar d’ENGIE SA, d’ENGIE Energie Services SA, ou d’Electrabel SA, comportent des activités
opérationnelles et des fonctions de siège rattachées managérialement à différents secteurs reportables. Dans les tableaux
qui suivent, ces activités opérationnelles et fonctions de siège sont présentées au sein de leur secteur reportable respectif
sous la dénomination de leur société d’origine suivie du signe (*).

Amérique du Nord

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
Production d'électricité États-Unis
Groupe GDF SUEZ Energy Generation 100,0 100,0 IG IG
North America(1)
ENGIE Holding Inc. Holding - société mère États-Unis 100,0 IG
Distrigas of Massachussetts Terminaux méthaniers États-Unis 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Resources Inc. Ventes d'énergie États-Unis 100,0 100,0 IG IG
Ecova Services à l'énergie États-Unis 100,0 100,0 IG IG
(1) Actifs classés en tant qu’«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2016.

Amérique Latine

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
Groupe ENGIE Energía Chile Production et ventes Chili 52,8 52,8 IG IG
d'électricité
ENGIE Energía Perú Production et ventes Pérou 61,8 61,8 IG IG
d'électricité
Groupe ENGIE Brasil Energia Production et ventes Brésil 68,7 68,7 IG IG
d'électricité




Afrique/Asie

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
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
Groupe Loy Yang B Production d'électricité Australie 70,0 70,0 IG IG
Simply Energy Ventes d'énergie Australie 72,0 72,0 IG IG
Baymina Enerji A.S. Production d'électricité Turquie 95,0 95,0 IG IG




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
58
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016




Benelux

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
Electrabel SA (*) Production d'électricité/ Belgique 100,0 100,0 IG IG
Ventes d'énergie
Synatom Gestion des provisions Belgique 100,0 100,0 IG IG
relatives aux centrales et aux
combustibles nucléaires
Cofely Fabricom SA Systèmes, installations et Belgique 100,0 100,0 IG IG
maintenance
ENGIE Energie Nederland N.V. (*) Ventes d'énergie Pays-Bas 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Services Nederland N.V. Services à l'énergie Pays-Bas 100,0 100,0 IG IG




France

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
ENGIE SA (*) Ventes d'énergie France 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Energie Services SA (*) Services à l'énergie/ France 100,0 100,0 IG IG
Réseaux
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
Compagnie Nationale du Rhône Production et ventes France 49,9 49,9 IG IG
d'électricité
CPCU Réseaux urbains France 64,4 64,4 IG IG




Europe hors France et Benelux

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
ENGIE Energielösungen GmbH Services à l'énergie Allemagne 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Italia S.p.A (*) Ventes d'énergie Italie 100,0 100,0 IG IG
COFELY Italia S.p.A Services à l'énergie Italie 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Romania Distribution de gaz naturel/ Roumanie 51,0 51,0 IG IG
Ventes d'énergie
ENGIE UK Retail Ventes d'énergie Royaume-Uni 100,0 100,0 IG IG
First Hydro Holdings Company Production d'électricité Royaume-Uni 75,0 75,0 IG IG
ENGIE Services Holding UK Ltd Services à l'énergie Royaume-Uni 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Services Limited Services à l'énergie Royaume-Uni 100,0 100,0 IG IG




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
59
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016




Infrastructures Europe

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
Elengy Terminaux méthaniers France 100,0 100,0 IG IG
Fosmax LNG Terminaux méthaniers France 72,5 72,5 IG IG
GRDF Distribution de gaz naturel France 100,0 100,0 IG IG
Groupe GRTgaz Transport de gaz naturel France 74,7 74,7 IG IG
Storengy Deutschland GmbH Stockage souterrain de gaz Allemagne 100,0 100,0 IG IG
naturel
Storengy SA Stockage souterrain de gaz France 100,0 100,0 IG IG
naturel




GEM & GNL

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
Electrabel SA (*) France/ 100,0 100,0 IG IG
Energy management trading
Belgique
ENGIE Global Markets France/ 100,0 100,0 IG IG
Energy management trading
Belgique/
Singapour
ENGIE Energy Management (*) France/ 100,0 100,0 IG IG
Energy management trading
Belgique/
Italie
ENGIE Gas & LNG LLC Gaz naturel/ États-Unis 100,0 100,0 IG IG
GNL
ENGIE SA (*) 100,0 100,0 IG IG
France
Energy management
trading/
Ventes d'énergie/
GNL




E&P

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
Groupe ENGIE E&P International Exploration-production France et 70,0 70,0 IG IG
autres pays
ENGIE E&P International Holding - société mère France 70,0 70,0 IG IG
ENGIE E&P Nederland B.V. Exploration-production Pays-Bas 70,0 70,0 IG IG
ENGIE E&P Deutschland GmbH Exploration-production Allemagne 70,0 70,0 IG IG
ENGIE E&P Norge AS Exploration-production Norvège 70,0 70,0 IG IG
ENGIE E&P UK Ltd. Exploration-production Royaume-Uni 70,0 70,0 IG IG




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
60
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016




Autres

% d'intérêt Méthode de consolidation
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
Nom Activité Pays
ENGIE SA (*) Holding - société mère France 100,0 100,0 IG IG
Electrabel SA (*) Holding/ Belgique 100,0 100,0 IG IG
Production d'électricité
ENGIE Energie Services SA (*) Holding France 100,0 100,0 IG IG
International Power Limited Holding Royaume-Uni 100,0 100,0 IG IG
ENGIE CC Filiales financières/ Belgique 100,0 100,0 IG IG
Fonctions centrales
ENGIE FINANCE SA Filiales financières France 100,0 100,0 IG IG
Solairedirect Production d'électricité France 100,0 96,6 IG IG
ENGIE Energie Nederland N.V. (*) Production d'électricité Pays-Bas 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Cartagena Production d'électricité Espagne 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Deutschland AG (*) Production d'électricité Allemagne 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Kraftwerk Wilhelmshaven GmbH & Production d'électricité Allemagne 57,0 57,0 IG IG
Co. KG
ENGIE Energia Polska SA (*)(1) Production d'électricité Pologne 100,0 100,0 IG IG
ENGIE Thermique France Production d'électricité France 100,0 100,0 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
Gaztransport & Technigaz (GTT) Ingénierie France 40,4 40,4 IG IG
Tractebel Engineering Ingénierie Belgique 100,0 100,0 IG IG
(1) Actifs classés en tant qu’«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2016.


2.2 Jugements significatifs exercés dans l’analyse du contrôle

Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants afin de déterminer s’il a le contrôle sur une entité :

 la gouvernance : droits de vote et représentation du Groupe dans les organes de gouvernance, règles de majorité,
droits de veto ;
 la détermination des droits, substantiels ou protectifs, accordés aux actionnaires en relation notamment avec les
activités pertinentes de l’entité ;
 les conséquences d’une clause de résolution de conflits ;
 le droit/l’exposition du Groupe au rendement variable de l’entité.

Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les entités et sous-groupes suivants :

Entités dans lesquelles le Groupe détient la majorité des droits de vote

Il s’agit notamment des sous-groupes ENGIE E&P International (70%) et GRTgaz (74,7%).

ENGIE E&P International (secteur E&P) : 70%

Le Groupe ENGIE et China Investment Corporation (CIC) ont conclu le 31 octobre 2011 un accord portant sur l’acquisition
par CIC d’une participation de 30% dans les activités exploration-production du Groupe (ENGIE E&P International).
Le pacte d’actionnaires prévoit que certaines décisions d’investissements relatives à des projets de développement
majeur, requièrent une décision unanime des deux actionnaires, après une période de concertation.

Le Groupe ENGIE a estimé qu’il continuait à contrôler ENGIE E&P International, dans la mesure où les droits consentis à
CIC représentent des droits de protection de minoritaires eu égard plus particulièrement aux risques auxquels est exposé
tout actionnaire dans l’activité d’exploration-production.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
61
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016




GRTgaz (secteur Infrastructures Europe) : 74,7%

L’analyse du pacte d’actionnaires conclu avec la Société d’Infrastructures Gazières, filiale de la Caisse des Dépôts et
Consignations (CDC), qui détient 24,9% du capital de GRTgaz, a été complétée par l’appréciation des prérogatives
confiées à la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Du fait de la régulation, GRTgaz dispose d’une position
dominante sur le marché de transport de gaz en France. En conséquence, elle est soumise, suite à la transposition de la
3ème Directive européenne du 13 juillet 2009 (Code de l’énergie du 9 mai 2011), à des règles d’indépendance, notamment
pour ses administrateurs et les 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 fonctionnement des marchés de gaz en France, notamment celui de vérifier
l’indépendance des membres du Conseil d’Administration et de la Direction, de même qu’apprécier le choix des
investissements. Le Groupe estime qu’il détient le contrôle de GRTgaz compte tenu de sa capacité à nommer la majorité
des membres du Conseil d’Administration et à prendre les décisions sur les activités pertinentes, notamment le montant
des investissements et le plan de financement.

Entités dans lesquelles le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote

Dans les entités où le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote, le jugement est exercé notamment au regard
des éléments suivants pour apprécier l’existence d’un contrôle de fait :

 dispersion de l’actionnariat : nombre de droits de vote détenus par le Groupe par rapport au nombre de droits
détenus respectivement par les autres détenteurs et à leur dispersion ;
 historique des votes en Assemblée Générale : les pourcentages de droits de votes exprimés par le Groupe en
Assemblée Générale au cours des dernières années ;
 gouvernance : représentation au sein de l’organe de gouvernance prenant les décisions stratégiques et
opérationnelles portant sur les activités pertinentes ; règles de nomination du management clé ;
 relations contractuelles et transactions significatives.

Les principales entités consolidées en intégration globale dans lesquelles le Groupe ne détient pas la majorité des droits
de vote sont la Compagnie Nationale du Rhône (49,98%) et Gaztransport & Technigaz (40,4%).

La Compagnie Nationale du Rhône («CNR» - secteur France) : 49,98%

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 hauteur de 33,2% ; le solde, soit 16,82%, étant dispersé auprès d’environ 200 collectivités locales. Compte tenu
des dispositions actuelles de la loi «Murcef» selon lesquelles la CNR doit rester majoritairement publique, le Groupe ne
peut disposer de plus de 50% du capital de la CNR. Le Groupe considère toutefois qu’il exerce un contrôle de fait car il
dispose de la majorité des droits de vote exprimés aux Assemblées Générales compte tenu de la forte dispersion de
l’actionnariat et de l’absence d’action de concert entre les actionnaires minoritaires.

Gaztransport & Technigaz («GTT» - secteur Autres) : 40,4%

Depuis la mise en bourse de GTT en février 2014, ENGIE est le premier actionnaire de GTT avec une participation de
40,4% ; le flottant représentant environ 49% du capital. ENGIE dispose de la majorité des droits de vote exprimés lors des
Assemblées Générales en raison de la forte dispersion de l’actionnariat et de l’absence d’action de concert au sein de cet
actionnariat. Le Groupe détient également la majorité des sièges au Conseil d’Administration. L’analyse au regard des
critères de la norme IFRS 10 conduit le Groupe à considérer qu’il détient le contrôle de fait sur GTT.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
62
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016




2.3 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 au 31 décembre 2016 et au 31 décembre 2015, ainsi que les
dividendes versés aux participations ne donnant pas le contrôle de ces filiales significatives :


Pourcentage d'intérêt Résultat net des Capitaux propres des Dividendes payés
des participations ne participations ne participations ne aux participations ne
donnant pas le donnant pas le donnant pas le donnant pas le
Noms Activités contrôle contrôle contrôle contrôle
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2016 2015 2016 2015 2016 2015 2016 2015
En millions d'euros
Groupe GRTgaz Activité régulée de transport de 25,3 25,3 137 86 987 945 86 91
(Infrastructures Europe, France) gaz en France
Production et ventes d'électricité
Groupe ENGIE Energía Chile 47,2 47,2 112 45 941 838 47 26
(Amérique Latine, Chili)(1) - parc thermique
Production et ventes
Groupe ENGIE Brasil Energia 31,3 31,3 131 130 621 507 105 68
(Amérique Latine, Brésil)(1) d'électricité
Production et distribution
Groupe GLOW (Afrique/Asie, 30,9 30,9 94 107 599 566 84 71
Thaïlande)(1) d'électricité - parcs
hydroélectrique, éolien et
thermique
‐ 22
Groupe ENGIE Romania Distribution de gaz naturel/ 49,0 49,0 39 44 470 433
(Europe hors France & Ventes d'énergies
Benelux, Roumanie)
Ingénierie navale, systèmes de
Gaztransport & Technigaz 59,6 59,6 27 23 355 386 59 54
(Autres, France)(1) confinement à membrane
cryogénique pour le transport
de GNL
Production et ventes d'électricité
ENGIE Energía Perú 38,2 38,2 45 65 351 312 19 17
(Amérique Latine, Pérou)(1) - parc thermique et
hydroélectrique
‐ 22
Groupe ENGIE E&P Portefeuille d'exploration- 30,0 30,0 (47) (641) 320 363
International (E&P, France et production et d'exploitation de
autres pays) champs pétroliers et gaziers
Autres filiales avec des participations ne donnant pas le contrôle 40 (355) 1 226 1 322 106 111
TOTAL 579 (496) 5 870 5 672 507 482
(1) Les groupes ENGIE Energía Chile, ENGIE Brasil Energia et GLOW ainsi que les sociétés Gaztransport & Technigaz et ENGIE
Energía Perú sont cotés en bourse dans leurs pays respectifs.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
63
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016




2.3.1 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 ENGIE Energía Groupe ENGIE Brasil
Groupe GRTgaz Chile Energia Groupe GLOW
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2016 2015 2016 2015 2016 2015 2016 2015
En millions d'euros
Compte de résultat
Chiffre d'affaires 1 993 1 956 876 1 033 1 670 1 750 1 343 1 679
Résultat net 544 342 223 86 417 415 241 271
Résultat net part du Groupe 406 255 111 41 286 285 147 164
Autres éléments du résultat global - Quote-part
(26) 1 41 78 192 (249) 35 44
du Groupe
RÉSULTAT GLOBAL - QUOTE-PART DU
381 257 152 119 478 36 183 208
GROUPE
État de situation financière
Actifs courants 586 641 601 504 957 1 103 588 626
Actifs non courants 9 114 8 966 2 601 2 435 3 162 2 449 2 558 2 695
Passifs courants (699) (691) (280) (248) (489) (730) (383) (419)
Passifs non courants (5 094) (5 177) (997) (994) (1 772) (1 312) (1 300) (1 416)
TOTAL CAPITAUX PROPRES 3 908 3 739 1 926 1 697 1 858 1 511 1 463 1 486
TOTAL CAPITAUX PROPRES DES
PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE
CONTRÔLE 987 945 941 838 621 507 599 566
État des flux de trésorerie
Flux issus des activités opérationnelles 1 069 925 266 313 658 723 432 522
Flux issus des activités d'investissement (619) (559) (55) (351) (355) (232) (17) (50)
Flux issus des activités de financement (450) (210) (109) (66) (437) (277) (456) (374)
‐
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE(1) 156 102 (105) (134) 214 (41) 99
(1) Hors effet des variations de change et divers.




Gaztransport & Groupe ENGIE E&P
Groupe ENGIE Romania Technigaz ENGIE Energía Perú International
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2016 2015 2016 2015 2016 2015 2016 2015
En millions d'euros
Compte de résultat
Chiffre d'affaires 989 975 236 226 665 639 1 909 2 406
Résultat net 80 90 (115) (14) 119 169 (158) (2 136)
Résultat net part du Groupe 41 46 (143) (37) 73 105 (111) (1 495)
Autres éléments du résultat global - Quote-part
‐
(2) (4) 1 20 48 (191) 200
du Groupe
RÉSULTAT GLOBAL - QUOTE-PART DU
39 42 (141) (37) 94 153 (302) (1 296)
GROUPE
État de situation financière
Actifs courants 564 391 201 219 258 203 1 668 2 057
Actifs non courants 752 757 582 668 1 902 1 713 4 887 4 639
Passifs courants (321) (172) (101) (138) (351) (348) (1 571) (1 281)
Passifs non courants (49) (104) (87) (101) (894) (754) (4 077) (4 367)
TOTAL CAPITAUX PROPRES 946 872 595 648 916 814 907 1 049
TOTAL CAPITAUX PROPRES DES
PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE
470 433 355 386 351 312 320 363
CONTROLE
État des flux de trésorerie
Flux issus des activités opérationnelles 188 96 95 123 206 272 111 965
Flux issus des activités d'investissement (42) (68) (3) (7) (192) (337) (899) (745)
Flux issus des activités de financement (29) (48) (102) (101) (36) 86 708 (4)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE(1) 117 (21) (11) 15 (22) 21 (80) 216
(1) Hors effet des variations de change et divers.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
64
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 2 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2016




2.3.2 Autres informations sur les participations ne donnant pas le contrôle significatives

Au cours du premier semestre 2016, les actionnaires d’ENGIE E&P International ont souscrit à une augmentation de
capital de 290 millions d’euros, à due concurrence de leurs pourcentages de participations respectifs (203 millions d’euros
pour ENGIE et 87 millions d’euros pour China Investment Corporation (CIC)).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
65
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




NOTE 3 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 2016 et au 31 décembre 2015 sont présentées ci-après :


31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
État de situation financière
Participations dans les entreprises associées 4 736 5 157
Participations dans les coentreprises 1 888 1 820
PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 6 624 6 977
Compte de résultat
Quote-part du résultat net des entreprises associées 671 338
Quote-part du résultat net des coentreprises 92 135
QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 764 473
État du résultat global
Quote-part des entreprises associées dans les «Autres éléments du résultat global» 47 (195)
‐
Quote-part des coentreprises dans les «Autres éléments du résultat global» 12
QUOTE-PART DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE DANS LES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT
59 (195)
GLOBAL



Jugements significatifs

Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants afin d’apprécier l’existence d’un contrôle conjoint ou
d’une influence notable sur une entité :

 la gouvernance : représentation du Groupe aux organes de gouvernance, règles de majorité, droits de veto ;
 la détermination des droits, substantiels ou protectifs, accordés aux actionnaires, en relation notamment avec les
activités pertinentes de l’entité :
Cette appréciation peut s’avérer complexe pour les entités «projet» ou «mono-actif» car certaines décisions
concernant les activités pertinentes sont fixées dès la création du partenariat pour la durée du projet.
En conséquence, l’analyse des décisions porte sur les activités pertinentes (celles qui ont un impact significatif sur
le rendement variable de l’entité) restantes ;
 les conséquences d’une clause de résolution de conflits ;
 le droit/l’exposition du Groupe au rendement variable de l’entité :
Cette appréciation comprend également l’analyse des relations contractuelles du Groupe avec l’entité,
particulièrement les conditions dans lesquelles ces contrats sont conclus, leur durée ainsi que la gestion des
conflits d’intérêts éventuels lors du vote de l’organe de gouvernance de l’entité.

Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les entités et sous-groupes suivants :

Sociétés projets au Moyen-Orient

Le jugement significatif exercé dans le cadre de l’analyse de la méthode de consolidation de ces entités de projets porte
sur les risques et avantages liés aux contrats entre ENGIE et l’entité, ainsi que sur l’appréciation des activités pertinentes
restant à la main de l’entité après sa création. Le Groupe estime qu’il exerce une influence notable ou un contrôle conjoint
étant donné que, pendant la durée du projet, les décisions relatives aux activités pertinentes telles que le refinancement,
le renouvellement ou la modification des contrats importants (vente, achat, prestation exploitation, maintenance) sont
soumis, selon le cas, à l’accord unanime de deux ou plusieurs partenaires.

Groupe SUEZ (32,6%)

À partir de la date du non-renouvellement du pacte d’actionnaires le 22 juillet 2013, ENGIE ne contrôle plus SUEZ et
exerce une influence notable, en particulier pour les raisons suivantes : (i) le Groupe n’a pas la majorité de représentants




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
66
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




au Conseil d’Administration, (ii) en Assemblée Générale, bien que l’actionnariat de SUEZ soit dispersé et qu’ENGIE
dispose d’une participation importante, l’historique des votes montre qu’ENGIE n’a pas disposé à lui seul de la majorité
simple aux Assemblées Générales Mixtes entre 2010 et 2016 et (iii) les accords opérationnels de transition
(essentiellement constitués par un accord cadre relatif aux achats et à l’informatique) ont été conclus à des conditions
normales de marché.

Entités associées dans lesquelles le Groupe détient moins de 20%

Cameron Holding LNG LLC (16,6%)

ENGIE a conclu un accord de partenariat avec Sempra (50,2%), Mitsubishi (16,6%) et Mitsui (16,6%) pour le
développement du projet Cameron LNG aux États-Unis. Selon ces accords, ENGIE détient depuis le 1er octobre 2014 une
participation de 16,6% dans l’entité de projet Cameron Holding LNG LLC et aura une capacité de liquéfaction long terme
de 4 millions de tonnes par an (mtpa). La construction a démarré et les installations devraient être mises en service à partir
de 2018.

L’accord confère à l’ensemble des actionnaires le droit de participer à toutes les décisions relatives aux activités
pertinentes, prises principalement à des majorités qualifiées. Le Groupe ENGIE dispose dès lors d’une influence notable
et comptabilise cette participation en tant qu’entreprise associée.

Coentreprises dans lesquelles le Groupe détient plus de 50%

Tihama (60%)

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

Contrôle conjoint – distinction entre coentreprise et activité conjointe

La qualification d’un partenariat avec un contrôle conjoint nécessite du jugement pour apprécier s’il s’agit d’une
coentreprise ou d’une activité conjointe. L’analyse des «autres faits et circonstances» fait partie des critères de la norme
IFRS 11 pour apprécier la classification d’une entité avec contrôle conjoint.

L’IFRS Interpretation Committee «IFRS IC» (novembre 2014) a notamment conclu que les autres faits et circonstances
devaient créer des droits directs dans les actifs et des obligations directes au titre des passifs qui soient exécutoires pour
que l’entité soit qualifiée d’activité conjointe.

Compte tenu de ces conclusions et de leur application dans le cadre de nos analyses, il n’y a pas d’activité conjointe
significative au sein du Groupe au 31 décembre 2016.

3.1 Participations dans les entreprises associées

3.1.1 Contribution des entreprises associées significatives et des entreprises associées
individuellement non significatives aux états financiers du Groupe

Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des entreprises associées jugées significatives ainsi que la
contribution agrégée des entreprises associées jugées individuellement non significatives dans l’état de situation
financière, le compte de 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




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
67
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




dans les entreprises associées», total bilan des entreprises associées exprimé en quote-part du Groupe, entités associées
portant des projets majeurs en phase d’étude ou de construction et dont les engagements d’investissements sont
significatifs.

Valeurs
Pourcentage
comptables des
d'intérêt des
Quote-part du Autres éléments
participations
participations
résultat net dans du résultat global Dividendes reçus
dans les
dans les
les entreprises des entreprises des entreprises
entreprises
entreprises
Noms Activité Capacité associées associées associées
associées
associées
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2016 2015 2016 2015 2016 2015 2016 2015 2016 2015
En millions d'euros
Groupe SUEZ (Autres) Traitement de 32,57 33,55 1 906 1 940 139 134 (40) (123) 119 118
l'eau et des
déchets
‐ ‐ ‐
40,51 851
Centrale à 2 035 MW
Paiton (Afrique/Asie, 141 85 21 67 44
Indonésie)(1) charbon
‐ ‐ ‐ ‐
Energia Sustentável do Centrale 3 750 MW 40,00 40,00 774 446 197 (76)
Brasil (Amérique hydraulique
Latine, Brésil)
Sociétés projets au 651 547 129 146 52 (41) 99 110
Centrales à gaz
Moyen-Orient et usines de
(Afrique/Asie, Arabie déssalement
Saoudite, Bahreïn, d'eau de mer
Qatar, Émirats Arabes
Unis, Oman, Koweit)(2)
‐ ‐
Senoko (Afrique/Asie, Centrales à gaz 3 201 MW 30,00 30,00 355 331 (10) 8 31 9
Singapour)
GASAG (Europe hors 31,58 31,58 231 293 5 11 15 (4) 11 10
Réseaux de gaz
France & Benelux, et chaleur
Allemagne)(3)
‐ ‐
Cameron LNG (GEM & Terminal de 16,60 16,60 193 162 (6) (4) 2 (21)
GNL, États-Unis) liquéfaction de
gaz
Activités canadiennes Champ éolien 679 MW 40,00 40,00 161 159 13 12 (14) (3) 21 25
d'énergies
renouvelables
(Amérique du Nord,
Canada)
Autres participations dans les entreprises associées 466 427 63 22 (19) (13) 38 42
individuellement non significatives
PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES 4 736 5 157 671 338 47 (195) 355 350
ASSOCIÉES
(1) La participation de 40,51% dans Paiton a été intégralement cédée le 22 décembre 2016 (cf. Note 4 «Principales variations de
périmètre»).
(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
23 563 MW (à 100%) comprenant également 2 481 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 et 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) Quote-part du résultat net dans GASAG ne tenant pas compte des pertes de valeurs de 70 millions d’euros comptabilisées au
31 décembre 2016 par le Groupe sur la valeur nette de son investissement dans cette entreprise associée.

La quote-part de résultat dans les entreprises associées comprend des résultats non récurrents pour un montant de
27 millions d’euros au 31 décembre 2016 (contre 3 millions d’euros en 2015) composés essentiellement de variations de
juste valeur des instruments dérivés, de pertes de valeur et de résultats de cessions, nets d’impôts (cf. Note 5.2 «Résultat
net récurrent part du Groupe»).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
68
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




3.1.2 Informations financières sur les entreprises associées significatives

Les tableaux ci-après présentent les informations financières résumées des principales entreprises associées du Groupe
et correspondent aux montants établis en application des normes IFRS, avant élimination des intragroupes, et après prise
en compte (i) des retraitements d’homogénéisation avec les principes comptables du Groupe et (ii) des exercices
d’évaluation des actifs et passifs de l’entreprise associée à leur juste valeur réalisés à leur date d’acquisition au niveau
d’ENGIE en application des dispositions d’IAS 28. À l’exception de la dernière colonne «Total capitaux propres attribuables
à ENGIE», les agrégats sont présentés sur une base à 100%.

Autres Total
%
éléments capitaux
Actifs Passifs Total d'intérêt
du propres
Chiffre Résultat Résultat Actifs non Passifs non capitaux du
résultat attribuables
d'affaires net Global courants courants courants courants propres Groupe
global à ENGIE
En millions d'euros
AU 31 DÉCEMBRE 2016
Groupe SUEZ(1) 15 322 420 (333) 87 9 086 20 198 10 037 11 881 7 366 32,57 1 906
‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Paiton 695 349 52 400 40,51
Sociétés projets au Moyen-
Orient 4 004 557 227 784 2 360 24 294 5 302 18 617 2 735 651
‐
Energia Sustentável do Brasil 578 493 493 308 6 108 919 3 563 1 934 40,00 774
Senoko 1 125 (34) 102 68 308 2 763 141 1 744 1 185 30,00 355
GASAG(2) 1 164 14 48 63 810 1 730 1 592 217 732 31,58 231
Cameron LNG 60 (36) 13 (23) 50 5 167 256 3 801 1 161 16,60 193
Activités canadiennes
d'énergies renouvelables 172 41 (36) 6 76 1 247 66 857 401 40,00 161
AU 31 DÉCEMBRE 2015
Groupe SUEZ(1) 15 135 408 58 465 8 039 19 593 9 271 11 555 6 805 33,55 1 940
Paiton 783 210 2 212 486 3 582 381 1 587 2 101 40,51 851
Sociétés projets au Moyen-
Orient 3 857 605 (239) 366 2 337 23 479 3 702 19 864 2 250 547
‐
Energia Sustentável do Brasil 570 (191) (191) 285 4 910 1 380 2 699 1 116 40,00 446
Senoko 1 500 25 29 55 327 2 883 260 1 848 1 103 30,00 331
GASAG 1 054 36 (12) 24 851 1 956 1 674 206 928 31,58 293
Cameron LNG 60 (27) (125) (152) 50 3 287 232 2 129 977 16,60 162
Activités canadiennes
d'énergies renouvelables 174 40 (36) 4 68 1 231 69 832 397 40,00 159
(1) Pour SUEZ, les données indiquées dans le tableau correspondent aux informations financières publiées par SUEZ. Le total capitaux
propres part du Groupe s’élève à 5 496 millions d’euros dans les comptes publiés de SUEZ et à 5 852 millions d’euros dans les
comptes d’ENGIE. La différence de 356 millions d’euros provient essentiellement de l’exercice d’évaluation à la juste valeur des
actifs et passifs de SUEZ lors de son changement de méthode de consolidation le 22 juillet 2013.
(2) Quote-part du résultat net dans GASAG ne tenant pas compte des pertes de valeurs de 70 millions d’euros comptabilisées au
31 décembre 2016 par le Groupe sur la valeur nette de son investissement dans cette entreprise associée.

SUEZ est la seule entreprise associée cotée significative. Sur la base du cours de bourse au 31 décembre 2016, la valeur
de marché de cette participation s’élève à 2 576 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
69
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




3.1.3 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 2016.

Résultat Prêts et
Achats de Ventes de financier Clients et créances Fournisseurs
biens et biens et (hors autres au coût et autres Dettes
services services dividendes) débiteurs amorti créditeurs financières
En millions d'euros
‐ ‐ ‐ ‐
Sociétés projets au Moyen-Orient 313 8 384
‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Paiton 30
‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Contassur(1) 115
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Energia Sustentável Do Brasil 159 62
‐ ‐ ‐
Autres 20 6 9 49
‐ ‐
AU 31 DÉCEMBRE 2016 179 319 30 132 495
(1) 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 115 millions d’euros
au 31 décembre 2016 contre 167 millions d’euros au 31 décembre 2015.


3.2 Participations dans les coentreprises

3.2.1 Contribution des coentreprises significatives et des coentreprises individuellement
non significatives aux états financiers du Groupe

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




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
70
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




Pourcentage Valeurs
d'intérêt des comptables des
Quote-part du Autres éléments
participations participations
résultat net dans du résultat global Dividendes reçus
dans les dans les
Noms Activité Capacité les coentreprises des coentreprises des coentreprises
coentreprises coentreprises
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc. 31 déc.
2016 2015 2016 2015 2016 2015 2016 2015 2016 2015
En millions d'euros
‐ -
EcoÉlectrica (Amérique CCGT et 507 MW 50,00 50,00 504 487 38 31 37 47
du Nord, Porto Rico) terminal GNL
‐
Portefeuille d'actifs de Production 2 895 MW 50,00 50,00 420 388 62 37 1 2 30
production d'énergies d'électricité
au Portugal (Europe
hors France &
Benelux/Autres,
Portugal)
‐ -
WSW Energie und 33,10 33,10 185 194 12 1 3 6
Production et
Wasser AG (Europe distribution
hors France & Benelux, d'électricité
Allemagne)(1)
‐ 11
Tihama Power Production 1 599 MW 60,00 60,00 136 104 21 30 6 4
Generation Co d'électricité
(Afrique/Asie, Arabie
Saoudite)
‐ ‐
Megal GmbH Réseau de 49,00 49,00 105 112 5 4 17 23
(Infrastructures Europe, transport de gaz
Allemagne)
‐ ‐ ‐
96
Éolien
Maïa Eolis (France - 49,00 1 (1) 1 -
Renouvelables,
France)(2)
‐ ‐
‐ ‐ ‐
Transmisora Eléctrica Ligne de 50,00 - 79 (1) (5)
del Norte (Amérique transmission
Latine, Chile) d'électrité
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
- 34 43
Centrales à gaz 615 MW
NELP (Amérique du 50,00 50,00
Nord, États-Unis)(3)
Autres participations dans les coentreprises 459 439 (46) (3) 4 (6) 32 23
individuellement non significatives
‐
PARTICIPATIONS DANS LES COENTREPRISES 1 888 1 820 92 135 12 114 153
(1) La quote-part du résultat net dans WSW Energie und Wasser AG ne tient pas compte des pertes de valeur de 21 millions d’euros
comptabilisées au 31 décembre 2016 par le Groupe sur la valeur nette de son investissement dans cette coentreprise.
(2) Maïa Eolis étant consolidée par intégration globale du 25 mai 2016 au 15 décembre 2016, les informations présentées sur cette
ligne portent uniquement sur la période allant du 1er janvier 2016 au 24 mai 2016 (cf. Note 4 «Principales variations de périmètre»).
(3) La participation de 50% dans NELP fait partie du portefeuille d’actifs de production d’électricité aux États-Unis classé en tant
qu’«Actifs destinés à être cédés». Depuis le 31 décembre 2015, la participation dans cette coentreprise est présentée sur la ligne
«Actifs classés comme détenus en vue de la vente». La valeur comptable de la participation dans NELP s’élève à
158 millions d’euros au 31 décembre 2016.

La quote-part de résultat dans les coentreprises comprend des résultats non récurrents pour un montant de
-8 millions d’euros au 31 décembre 2016 (contre -15 millions d’euros en 2015). Ceux-ci proviennent essentiellement de
variations de juste valeur des instruments dérivés, de pertes de valeur et de résultats de cessions, nets d’impôts
(cf. Note 5.2 «Résultat net récurrent part du Groupe»).

3.2.2 Informations financières sur les coentreprises significatives

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




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
71
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




Informations sur le compte de résultat et les autres éléments du résultat global

Dotations
aux
amortis-
sements Autres
des éléments
Chiffre immobi- Résultat Résultat du résultat Résultat
financier(1)
d'affaires lisations Impôts net global global
En millions d'euros
AU 31 DÉCEMBRE 2016
‐
EcoÉlectrica 309 (66) (5) (3) 76 76
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal 680 (79) (36) (38) 179 (2) 177
‐
WSW Energie und Wasser AG(2) 1 179 (16) (4) (19) 37 37
‐
Megal GmbH 115 (55) (4) (1) 11 11
Tihama Power Generation Co 126 (6) (29) (3) 35 11 46
Maïa Eolis(3) 23 (11) (1) (2) 1 3 4
‐ ‐
Transmisora Eléctrica del Norte (2) 1 (2) (10) (12)
‐ ‐
NELP 101 (20) 1 43 43
AU 31 DÉCEMBRE 2015
‐
EcoÉlectrica 320 (72) (5) (3) 62 61
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal 764 (100) (50) (46) 110 9 120
WSW Energie und Wasser AG 1 091 (13) (7) (12) 5 1 7
‐
Megal GmbH 114 (52) (5) 2 9 9
Tihama Power Generation Co 101 (6) (22) (5) 50 7 57
Maïa Eolis 42 (26) (2) 1 (1) 1 (1)
‐ ‐ ‐
NELP 140 (25) 68 68
(1) Les produits d’intérêts sont non significatifs.
(2) La quote-part du résultat net dans WSW Energie und Wasser AG ne tient pas compte des pertes de valeur de 21 millions d’euros
comptabilisées au 31 décembre 2016 par le Groupe sur la valeur nette de son investissement dans cette coentreprise.
(3) Maïa Eolis étant consolidée par intégration globale du 25 mai 2016 au 15 décembre 2016, les informations présentées sur cette
ligne portent uniquement sur la période allant du 1er janvier 2016 au 24 mai 2016 (cf. Note 4 «Principales variations de périmètre»).



Informations sur l’état de situation financière

Trésorerie Total
Dettes Autres %
et capitaux
Autres Actifs Dettes Autres financières passifs Total d'intérêt
équivalents propres
actifs non financières passifs non non capitaux du
de attribuables
trésorerie courants courants courantes courants courantes courants propres Groupe à ENGIE
En millions d'euros
AU 31 DÉCEMBRE 2016
EcoÉlectrica 74 131 959 1 16 108 29 1 009 50,00 504
Portefeuille d'actifs de production
d'énergies au Portugal(1) 275 729 1 699 382 162 1 113 130 917 50,00 420
WSW Energie und Wasser AG(2) 37 171 754 33 174 126 95 534 33,10 185
Megal GmbH 24 8 726 3 69 389 84 214 49,00 105
Tihama Power Generation Co 64 108 660 55 27 508 16 227 60,00 136
‐
Transmisora Eléctrica del Norte 29 3 733 1 119 487 158 50,00 79
‐ ‐
NELP 17 57 284 14 34 311 50,00 155
AU 31 DÉCEMBRE 2015
EcoÉlectrica 33 137 998 57 31 75 30 975 50,00 487
Portefeuille d'actifs de production
d'énergies au Portugal 402 258 2 401 519 220 1 203 146 972 50,00 388
WSW Energie und Wasser AG 21 158 805 60 147 124 93 561 33,10 194
Megal GmbH 17 1 711 84 48 279 90 228 49,00 112
Tihama Power Generation Co 37 90 702 70 26 543 17 173 60,00 104
Maïa Eolis 56 27 314 21 20 120 40 196 49,00 96
‐ ‐
NELP 4 75 296 13 58 305 50,00 153
(1) Au niveau du sous-groupe portugais, les capitaux propres part du Groupe s’élèvent à 840 millions d’euros. La quote-part de ces
840 millions d’euros attribuable à ENGIE s’élève donc à 420 millions d’euros.
(2) Au niveau du sous-groupe WSW Energie und Wasser AG, les capitaux propres part du Groupe s’élèvent à 523 millions d’euros.
La quote-part de ces 523 millions d’euros attribuable à ENGIE s’élève donc à 173 millions d’euros, à laquelle s’ajoute une
quote-part additionnelle de 12 millions d’euros au titre d’une participation non contrôlante détenue en direct par ENGIE dans une
filiale de ce sous-groupe (et par conséquent non incluse dans les 523 millions d’euros de capitaux propres part du Groupe).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
72
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




3.2.3 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 2016.

Résultat Prêts et
Achats de Ventes de financier Clients et créances Fournisseurs
biens et biens et (hors autres au coût et autres Dettes
services services dividendes) débiteurs amorti créditeurs financières
En millions d'euros
‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
EcoÉlectrica 113
‐ ‐ ‐ ‐
WSW Energie und Wasser AG 15 61 3
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Megal GmbH 65 5
‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Futures Energies Investissements Holding 148
‐ ‐ ‐
Autres 28 1 118 5
‐ ‐
AU 31 DÉCEMBRE 2016 108 174 4 266 10




3.3 Autres informations relatives aux participations mises en équivalence

3.3.1 Quote-part non comptabilisée des pertes des entreprises associées et des
coentreprises

Le montant total cumulé des pertes non comptabilisées des entreprises associées (qui correspond au montant cumulé
des pertes excédant la valeur comptable des participations dans les entreprises associées), en ce compris les autres
éléments du résultat global, s’élève à 289 millions d’euros au 31 décembre 2016 (contre 326 millions d’euros au
31 décembre 2015). Le montant des pertes non comptabilisées relatif à l’exercice 2016 s’élève à 33 millions d’euros.

Ces pertes non comptabilisées correspondent essentiellement (i) à la juste valeur négative d’instruments dérivés de
couvertures de taux d’intérêt («Autres éléments du résultat global») mis en place par des entreprises associées au
Moyen-Orient dans le cadre du financement de constructions de centrales électriques et de désalinisation d’eau et (ii) à
des pertes cumulées relatives à la coentreprise Tirreno Power.

3.3.2 Engagements et garanties donnés par le Groupe au titre des entreprises mises en
équivalence

Au 31 décembre 2016, les principaux engagements et garanties donnés par le Groupe au titre des sociétés mises en
équivalence concernent les trois sociétés et groupes de sociétés suivants :

 Cameron LNG pour un montant global de 1 664 millions de dollars américains (1 579 millions d’euros).

Les engagements et garanties donnés par le Groupe vis-à-vis de cette entreprise associée correspondent à :
 un engagement de mise en capital pour 339 millions de dollars américains (322 millions d’euros),
 une garantie de bonne fin de construction à hauteur de 1 230 millions de dollars américains
(1 167 millions d’euros), qui vise à garantir les prêteurs contre tout risque de non-remboursement au cas où le
projet en construction ne pourrait être mené à son terme ou entrer en exploitation. Au 31 décembre 2016, les
tirages de dettes effectués à date par Cameron LNG représentent, intérêts courus compris, un montant de
664 millions de dollars américains (631 millions d’euros) au titre de la quote-part garantie par le Groupe,
 des garanties diverses pour un montant total de 95 millions de dollars américains (90 millions d’euros).
Au 31 décembre 2016, l’exposition réelle du Groupe au titre de ces garanties s’élève à 41 millions de dollars
américains (37 millions d’euros) ;

 Energia Sustentável do Brasil («Jirau») pour un montant global de 4 484 millions de reals brésiliens
(1 305 millions d’euros).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
73
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 3 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE




Au 31 décembre 2016, le montant des prêts accordés par la banque brésilienne de développement, Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, à Energia Sustentável do Brasil s’élève à 11 209 millions
de reals brésiliens (3 263 millions d’euros). Chaque partenaire garantit cette dette financière à hauteur de son
pourcentage d’intérêt dans le consortium ;

 Les sociétés projets au Moyen-Orient et en Afrique, pour un montant global de 1 825 millions d’euros.

Les engagements et garanties donnés par le Groupe vis-à-vis de ces sociétés projets comprennent pour
l’essentiel :
 des engagements de mise de fonds (capital/dette subordonnée) à hauteur de 674 millions d’euros.
Ces engagements ne concernent que des sociétés portant des projets en phase de construction,
 des lettres de crédit destinées à garantir le service de la dette, pour un montant global de 218 millions d’euros.
Les financements de projet mis en place dans certaines entités imposent, notamment lorsque ces
financements sont sans recours, aux entités de maintenir un certain niveau de trésorerie au sein de la société
(usuellement de l’ordre de 6 mois de service de la dette). Ce niveau de trésorerie peut toutefois être remplacé
par des lettres de crédit,
 des sûretés réelles accordées aux prêteurs sous forme de nantissement des titres des sociétés projets, pour
un montant global de 483 millions d’euros,
 des garanties de bonne fin de construction et autres garanties à hauteur de 450 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
74
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE




NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE

4.1 Cessions réalisées au cours de l’exercice 2016

Dans le cadre de son plan de transformation le Groupe a présenté, le 25 février 2016, un programme de cession d’actifs
de 15 milliards d’euros visant à réduire son exposition aux activités fortement émettrices de CO2 et aux activités dites
merchant sur la période 2016-2018.

Les incidences cumulées des principales cessions et accords de cessions sur l’endettement net du Groupe au
31 décembre 2016 sont présentées dans le tableau ci-après :


Réduction de
l'endettement net
Prix de cession au 31 déc. 2016
En millions d'euros
Opérations finalisées sur 2016 relatives à des «Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2015 868 (861)
Cession du portefeuille d'actifs de production d'électricité merchant - États-Unis
868 (861)
- Cession des actifs de production hydroélectriques merchant
Opérations de l'exercice 2016 1 916 (2 661)
Cession des centrales à charbon de Paiton - Indonésie 1 167 (1 359)
Cession des centrales à charbon de Meenakshi - Inde (242) (142)
Cession d'une participation de 50% dans Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) - Chili 195 (267)
Cession d'un portefeuille d'actifs éoliens de Maïa Eolis à Futures Energies Investissements Holding (FEIH) - France 102 (199)
Cession de participations comptabilisées en «Titres disponibles à la vente»
410 (410)
- Participation dans le gestionnaire wallon de réseaux de distribution
154 (154)
- Participation dans Transportadora de Gas del Perú (TgP)
130 (130)
- Participation dans la Société d’Enrichissement du Tricastin Holding (SETH)
‐
Classement des activités de Polaniec en «Actifs destinés à être cédés» - Pologne
Autres opérations de cession individuellement non significatives (471)
TOTAL (3 992)



A cet effet de réduction de l’endettement net de 3 992 millions d’euros au 31 décembre 2016 s’ajoute la réduction
d’endettement net de 193 millions d’euros déjà constatée au 31 décembre 2015 suite au classement du portefeuille d’actifs
de production merchant aux États-Unis en «Actifs destinés à être cédés».

4.1.1 Cession d’une partie du portefeuille d’actifs de production d’électricité merchant aux
États-Unis

Au 31 décembre 2015, le Groupe avait considéré, au regard de l’avancement du processus de cession, que la vente de
son portefeuille d’actifs de production d’électricité merchant aux États-Unis était hautement probable et avait donc procédé
au classement de ce portefeuille en tant qu’«Actifs destinés à être cédés» (cf. Note 4.1 «Actifs destinés à être cédés» des
états financiers consolidés au 31 décembre 2015). Une perte de valeur de 1 111 millions d’euros avait été comptabilisée
à cette même date sur ce groupe d’actifs destinés à être cédés.

Au 31 décembre 2016, le Groupe a finalisé la cession des actifs de production hydroélectriques. Le solde du portefeuille
non cédé au 31 décembre 2016, à savoir les centrales thermiques merchant, demeure quant à lui classé en «Actifs
destinés à être cédés». Le 7 février 2017, le Groupe a finalisé la cession de ce portefeuille de centrales thermiques aux
États-Unis à Dynegy, pour un prix de vente de 3 294 millions de dollars américains (cf. Note 28 «Événements postérieurs
à la clôture»).

En 2016, la comparaison entre les valeurs de cessions et les valeurs comptables de ce parc de centrales merchant a
conduit le Groupe à constater des pertes de valeur complémentaires à hauteur de 238 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
75
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE




4.1.1.1 Cession des actifs de production hydroélectriques merchant

Le 1er juin 2016, le Groupe a finalisé pour un montant de 968 millions de dollars américains (soit 868 millions d’euros) la
cession de ses actifs de production hydroélectriques merchant aux États-Unis à PSP Investments (Public Sector Pension
Investment Board). Les actifs hydroélectriques cédés représentent une capacité de production installée de 1,4 GW et sont
situés dans les états du Massachussets et du Connecticut.

Cette opération s’est traduite par une réduction de l’endettement net du Groupe de 861 millions d’euros au
31 décembre 2016 (soit le paiement reçu de 868 millions d’euros, net des frais de transaction de 7 millions d’euros).

4.1.1.2 Portefeuille de centrales thermiques merchant

Le portefeuille de centrales thermiques merchant, représentant 8,7 GW de capacités installées (à 100%) et opérant sur
les marchés d’Ercot, PJM et New England, fait l’objet depuis le 24 février 2016 d’un accord de cession conclu entre le
Groupe et le consortium formé par Dynegy et ECP, pour une valeur d’entreprise de 3,3 milliards de dollars américains.

Cette transaction a été finalisée le 7 février 2017, postérieurement à la clôture de l’exercice 2016. En conséquence, les
actifs et passifs de ce portefeuille de centrales thermiques merchant demeuraient classés en «Actifs destinés à être cédés»
au 31 décembre 2016.

4.1.2 Centrales à charbon de Paiton (Indonésie)

Le 24 février 2016, le Groupe avait conclu un accord avec un groupement mené par Nebras Power portant sur la cession
de la totalité de sa participation de 40,5% dans Paiton, entité consolidée par mise en équivalence dans les états financiers
du Groupe et dont le parc de production est constitué de deux centrales à charbon en exploitation d’une capacité totale
de 2 GW.

Le 22 décembre 2016, le Groupe a finalisé la cession de sa participation dans Paiton au groupement formé par
Nebras Power et Mitsui. Le Groupe a encaissé à cette date un paiement global de 1 473 millions de dollars américains
(soit 1 376 millions d’euros), dont 262 millions de dollars américains (soit 244 millions d’euros) au titre du remboursement
de prêts actionnaires. Au 31 décembre 2016, cette opération s’est traduite par une réduction de l’endettement net de
1 359 millions d’euros et par la constatation d’un résultat de cession de 225 millions d’euros, dont 157 millions d’euros au
titre du recyclage en résultat des éléments comptabilisés en résultat global au titre de ces activités.

4.1.3 Centrales à charbon de Meenakshi (Inde)

Le Groupe avait également conclu le 24 février 2016 un accord portant sur la cession au groupe indien India Power
Corporation Limited (IPCL) de la totalité de sa participation de 89,9% dans Meenakshi, entité consolidée par intégration
globale. Le parc de production de Meenakshi comprend une centrale en exploitation de 0,3 GW ainsi qu’une centrale en
cours de construction de 0,7 GW.

Le 30 septembre 2016, le Groupe a finalisé cette transaction avec IPCL pour un prix de vente de -242 millions d’euros.

Au global, cette opération se traduit par une réduction de l’endettement net du Groupe de 142 millions d’euros, soit l’effet
de la décomptabilisation de la dette nette de Meenakshi à hauteur de 420 millions d’euros, minoré des versements
effectués à IPCL pour 242 millions d’euros et des coûts de sortie engagés dans le cadre de cette transaction pour un
montant de 35 millions d’euros.

Le résultat de cession s’élève à 84 millions d’euros, dont 48 millions d’euros au titre du recyclage en compte de résultat
des écarts de conversion comptabilisés en «Autres éléments du résultat global». En 2015, une perte de valeur de
713 millions d’euros avait été comptabilisée sur les actifs relatifs à Meenakshi (cf. Note 7.2.3 «Actifs de la Branche
Energy International» des états financiers consolidés 2015).




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76
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE




4.1.4 Cession d’une participation de 50% dans Transmisora Eléctrica del Norte – «TEN»
(Chili)

Le 27 janvier 2016, le Groupe (via sa filiale ENGIE Energía Chile, détenue à 53%) a finalisé la cession à Red Eléctrica
Internacional d’une participation de 50% dans Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), société en charge de la construction
d’une ligne de transport d’électricité, destinée à interconnecter les deux principaux réseaux électriques du Chili (SING et
SIC).

Le Groupe a reçu un paiement de 304 millions de dollars américains (soit 272 millions d’euros) dont 218 millions
de dollars américains (soit 195 millions d’euros) correspondent au prix de cession de 50% des titres TEN, et 86 millions
de dollars américains (soit 77 millions d’euros) au remboursement par Red Eléctrica Internacional de 50% du prêt
actionnaire accordé à TEN.

Le Groupe a perdu le contrôle de cette filiale suite à cette transaction ; la participation de 50% conservée par le Groupe
dans TEN est dorénavant comptabilisée en tant que coentreprise. Le résultat de cession total, qui comprend la plus-value
sur la quotité cédée et le gain de réévaluation sur la participation conservée, s’élève à 234 millions de dollars américains
(soit 211 millions d’euros) au 31 décembre 2016.

4.1.5 Cessions de participations comptabilisées en «Titres disponibles à la vente»

4.1.5.1 Participation dans le gestionnaire wallon de réseaux de distribution

Le 22 décembre 2016, le Groupe (via sa filiale Electrabel) a cédé au secteur public belge, pour un montant de
410 millions d’euros, l’intégralité des 25% d’intérêts résiduels qu’il détenait dans le capital d’Ores Assets, gestionnaire de
réseaux de distribution d’électricité et de gaz en Wallonie. La plus-value de cession réalisée sur ces titres disponibles à la
vente s’élève à 86 millions d’euros et est présentée sur la ligne «Autres éléments non récurrents» du résultat des activités
opérationnelles. Le règlement de 410 millions d’euros perçu le 22 décembre 2016 est présenté sur la ligne «Cession de
titres disponibles à la vente» du tableau des flux de trésorerie.

Cette transaction met fin au processus de désengagement d’Electrabel de la gestion des réseaux de distribution en
Belgique. La finalisation de ce processus en Wallonie s’inscrit en effet dans la lignée des opérations précédemment
réalisées par le Groupe dans les autres régions, à savoir en Flandre avec la cession en 2014 de l’intégralité de ses intérêts
résiduels dans les gestionnaires de réseaux de distribution, et à Bruxelles avec la cession de sa participation dans Sibelga
en 2012.

4.1.5.2 Participation dans Transportadora de Gas del Perú (TgP)

Le 15 décembre 2016, le Groupe a finalisé la cession de sa participation de 8,07% dans Transportadora de Gas del Perú
(TgP), société opérant un réseau de transport de gaz naturel au Pérou. Cette participation a été acquise conjointement
par le fonds de pension canadien Canadian Pension Plan Investment Board (CPPIB) et par le groupe espagnol Enagas.
Le Groupe a reçu un paiement de 175 millions de dollars américains (soit 154 millions d’euros) correspondant au prix de
cession de ses titres TgP.

Le résultat de cession s’élève à 137 millions d’euros, dont 144 millions d’euros au titre du recyclage en compte de résultat
des variations de juste valeur comptabilisé en «Autres éléments du résultat global».

4.1.5.3 Participation dans la Société d’Enrichissement du Tricastin Holding (SETH)

Le 25 novembre 2016, le Groupe a finalisé auprès d’AREVA la cession de sa participation de 5% détenue dans la Société
d’Enrichissement du Tricastin Holding (SETH), filiale d’AREVA détenant l’usine d’enrichissement d’uranium
Georges Besse II (GB II), implantée sur le site du Tricastin. Le Groupe a reçu un paiement de 130 millions d’euros
correspondant au prix de cession de ses titres SETH. Le résultat de cession est non significatif.




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77
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE




4.2 Actifs destinés à être cédés

Au 31 décembre 2016, le total des «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» et le total des «Passifs directement
liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» s’élèvent respectivement à 3 506 millions d’euros et
300 millions d’euros.

Les principales catégories d’actifs et de passifs reclassés sur ces deux lignes de l’état de situation financière sont
présentées ci-après :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
3 153 4 139
Immobilisations corporelles et incorporelles nettes
Autres actifs 353 468
TOTAL ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE 3 506 4 607
Dettes financières - 244
Autres passifs 300 455
TOTAL PASSIFS DIRECTEMENT LIÉS À DES ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE 300 699



Au 31 décembre 2016, les actifs destinés à être cédés comprennent, outre le portefeuille de centrales thermiques merchant
aux États-Unis (cf. Note 4.1.1), la centrale de production d’électricité de Polaniec en Pologne.

Centrale de production d’électricité de Polaniec (Pologne)

Le 23 décembre 2016, le Groupe a annoncé la conclusion d’un accord avec Enea, utility détenue par l’État polonais,
portant sur la cession de 100% de sa filiale ENGIE Energia Polska, société détenant la centrale de production d’électricité
de Polaniec, en Pologne. Cette centrale est constituée de sept unités charbon et d’une unité biomasse, représentant une
capacité installée totale de 1,9 GW.

Au 31 décembre 2016, le Groupe a considéré au regard de l’avancement du processus de cession que la vente de ces
actifs était hautement probable et a donc procédé au classement de cette centrale en tant qu’«Actifs destinés à être
cédés».

La valeur comptable de ce groupe destiné à être cédé étant supérieure de 375 millions d’euros au prix de cession attendu,
le Groupe a comptabilisé une perte de valeur à hauteur de ce montant. Cette dépréciation de 375 millions d’euros a été
imputée pour 139 millions d’euros sur la totalité du goodwill alloué à ce groupe d’actifs destinés à être cédés, et pour
237 millions d’euros sur les actifs corporels de ce même groupe.

Ce classement en «Actifs destinés à être cédés» est sans impact sur la dette nette du Groupe au 31 décembre 2016.

Le Groupe s’attend à finaliser cette transaction au cours du premier semestre 2017.

4.3 Acquisition d’OpTerra Energy Services (États-Unis)

Le 25 février 2016, le Groupe (via sa filiale Cofely USA) a finalisé l’acquisition de 100% de la société américaine
OpTerra Energy Services, spécialisée dans les services à l’énergie. OpTerra Energy Services accompagne ses clients
dans la maîtrise de leur consommation d’énergie en leur proposant des solutions technologiques allant de l’efficacité
énergétique aux énergies renouvelables. Cette transaction a été réalisée sur la base d’un prix de 209 millions de dollars
américains (soit 187 millions d’euros).

Au 31 décembre 2016, la comptabilisation de ce regroupement d’entreprises est définitive. Le goodwill comptabilisé au
31 décembre 2016 s’élève à 158 millions d’euros.




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78
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE




4.4 Opérations dans l’éolien en France

Au cours de l’année 2016, le Groupe a pris le contrôle de la société Maïa Eolis, puis a cédé le portefeuille des actifs éoliens
en exploitation de Maïa Eolis à sa coentreprise Futures Energies Investissements Holding (FEIH), qu’il détient à parts
égales avec Crédit Agricole Assurances.

4.4.1 Prise de contrôle de Maïa Eolis

Le 25 mai 2016, le Groupe a finalisé auprès du Groupe Maïa l’acquisition de 51% des actions de Maïa Eolis, société
spécialisée dans le développement, la construction, l’exploitation et la maintenance de parcs éoliens en France.
Le périmètre des actifs visés par cette transaction comprend notamment un portefeuille de parcs éoliens représentant des
capacités de production installées de 246 MW, auquel s’ajoute un portefeuille de 250 MW de capacités de production en
cours de construction ou ayant obtenu des permis de construire.

Cette opération, qui représente un investissement de 152 millions d’euros, permet au Groupe de porter sa part au capital
de Maïa Eolis de 49% à 100%, et de prendre le contrôle d’une société qui était jusqu’alors comptabilisée en tant que
coentreprise, selon la méthode de la mise en équivalence. Elle entraîne la consolidation de Maïa Eolis par intégration
globale dans les états financiers consolidés du Groupe à compter du 25 mai 2016.

Le résultat de réévaluation dégagé suite au changement de méthode de consolidation des 49% d’intérêts précédemment
détenus dans Maïa Eolis fait ressortir une perte de 22 millions d’euros.

4.4.2 Cession d’un portefeuille d’actifs éoliens de Maïa Eolis à FEIH

Le 15 décembre 2016, le Groupe a procédé à la cession du portefeuille d’actifs éoliens en exploitation de Maïa Eolis à
FEIH, coentreprise détenue à parts égales avec Crédit Agricole Assurances, comptabilisée selon la méthode de la mise
en équivalence. Le portefeuille cédé représente des capacités de production installées de 267 MW. Cette transaction porte
ainsi les capacités installées d’éolien terrestre exploitées par FEIH de 543 MW à 810 MW.

Le Groupe a reçu à cette date un paiement de 158 millions d’euros, correspondant pour 102 millions d’euros au prix de
cession à FEIH du portefeuille d’actifs éoliens et pour 56 millions d’euros au remboursement d’un prêt actionnaire.

Cette transaction se traduit par une réduction de l’endettement net du Groupe de 199 millions d’euros, soit l’effet de la
décomptabilisation de l’endettement net de 120 millions d’euros du portefeuille cédé, majoré du paiement reçu de
158 millions d’euros, et diminué du prêt actionnaire de 79 millions d’euros accordé par le Groupe à FEIH (les actionnaires
de cette coentreprise prenant en charge le financement de cette transaction).

Cette opération est sans impact sur le compte de résultat au 31 décembre 2016.

4.5 Autres opérations de l’exercice 2016

Diverses acquisitions, prises de participations et cessions, dont les incidences individuelles et cumulées sur les états
financiers consolidés du Groupe sont non significatives, ont également été réalisées au cours de l’exercice 2016,
notamment aux États-Unis avec les acquisitions respectives de Green Charge Networks (GCN) dans les systèmes de
stockage d’énergie et d’un portefeuille clients auprès de Guttman Energy, ainsi qu’en Allemagne avec la prise de contrôle
d’Energieversorgung Gera GmbH.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
79
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 4 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE




4.6 Suivi des principales variations de périmètre de l’exercice 2015

4.6.1 Acquisition de Solairedirect

Le 3 septembre 2015, le Groupe a finalisé l’acquisition de 96,55% du capital de Solairedirect, société ayant pour activité
le développement, la construction et l’exploitation, au travers de contrats de service, d’infrastructures photovoltaïques.
Solairedirect exploite des capacités de production s’établissant à environ 490 MW (dont 60 MW exploités en propre et
430 MW via des contrats d’opérations et de maintenance).

Le Groupe a procédé à un investissement global de 321 millions d’euros via les opérations suivantes réalisées le
3 septembre 2015 :

 acquisition pour un prix total de 176 millions d’euros de 94,16% des actions Solairedirect ainsi que la totalité des
bons de souscription d’actions (BSA) détenus par le management de la société ;
 souscription concomitante à une augmentation de capital réservée d’un montant de 130 millions d’euros, qui porte
le taux de détention du Groupe dans Solairedirect à 96,55% ;
 la transaction comprend également des clauses d’ajustement de prix conditionnées à l’atteinte d’objectifs
opérationnels dans les deux années suivant l’acquisition. A la date d’acquisition, la juste valeur de ces clauses,
estimée à 15 millions d’euros, a été intégrée dans le prix d’acquisition de Solairedirect.

Solairedirect est consolidée par intégration globale depuis le 3 septembre 2015, date de prise de contrôle.

Le Groupe a finalisé au cours du second semestre 2016 l’exercice de comptabilisation des actifs et passifs acquis à leur
juste valeur à leur date d’acquisition. A l’issue de ces travaux, le goodwill relatif à cette acquisition s’élève à
89 millions d’euros.

4.6.2 Changement de méthode de consolidation de Solféa

Le 21 décembre 2015, le Groupe et BNP Paribas ont approuvé un amendement au pacte d’actionnaires de Solféa, société
qu’ils détiennent respectivement à hauteur de 55% et de 45%. Cet amendement s’est traduit pour le Groupe par la perte
du contrôle de cette société. La participation détenue par le Groupe est, depuis cette date, consolidée par mise en
équivalence.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
80
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE




NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA
COMMUNICATION FINANCIÈRE
L’objet de la présente note consiste à présenter les principaux indicateurs financiers non-GAAP utilisés par le Groupe ainsi
que leur réconciliation avec les agrégats des états financiers consolidés IFRS.

EBITDA(1)
5.1

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. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES
6 172 6 326
MISES EN ÉQUIVALENCE
Dotations nettes aux amortissements et autres 4 477 4 885
Paiements fondés sur des actions (IFRS 2) 60 50
Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence (19) 12
EBITDA 10 689 11 274
(1) Les données au 31 décembre 2016 ont été établies selon la nouvelle définition de l’EBITDA adoptée par le Groupe. Celle-ci exclut
désormais la part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence. Les données comparatives au
31 décembre 2015 ont été retraitées afin de s’aligner sur cette nouvelle définition. L’EBITDA publié dans les comptes au
31 décembre 2015 s’élevait à 11 262 millions d’euros.


5.2 Résultat net récurrent part du Groupe

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

Cet indicateur financier exclut ainsi :

 l’ensemble des agrégats compris entre le «Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des
entreprises mises en équivalence» et le «Résultat des activités opérationnelles» (RAO) à savoir les rubriques
«MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel», «Pertes de valeur», «Restructurations», «Effets de
périmètre» et «Autres éléments non récurrents». Ces rubriques sont définies dans la Note 1.4.17 «Résultat
opérationnel courant (ROC)» ;
 les composantes suivantes du résultat financier : l’effet des opérations de restructuration de la dette financière,
les soultes réglées sur dénouement anticipé d’instruments financiers dérivés nettes de l’extourne de la juste valeur
de ces dérivés débouclés par anticipation, les variations de juste valeur des instruments dérivés qui ne sont pas
qualifiés de couverture selon IAS 39 - Instruments financiers : comptabilisation et évaluation, ainsi que la part
inefficace des instruments financiers dérivés qualifiés de couverture ;
 les effets impôts relatifs aux éléments décrits ci-dessus, déterminés en utilisant le taux d’impôt normatif applicable
à l’entité fiscale concernée ;
 le produit d’impôt différé de 338 millions d’euros comptabilisé en 2015 au titre de l’activation de différences
temporelles actives nettes au Luxembourg (cf. Note 10.1.2) ;
 le produit d’impôt différé de 904 millions d’euros comptabilisé en 2016 au titre de la baisse du taux d’impôt
applicable à toutes les entités fiscales françaises à compter du 1er janvier 2020, prévue par la Loi de Finances
2017 (cf. Note 10.1.2) ;
 la quote-part de résultat non récurrent comprise dans la rubrique «Quote-part du résultat net des entreprises mises
en équivalence». Les éléments éligibles à cet ajustement correspondent aux natures de retraitement présentées
ci-avant.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
81
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE




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

Notes 31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
(415) (4 617)
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 579 (496)
RÉSULTAT NET 163 (5 113)
Rubriques du passage entre le «RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU
3 720 9 568
RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE» et le «RAO»
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 8.1 (1 254) 261
Pertes de valeur 8.2 4 192 8 748
Restructurations 8.3 476 265
Effets de périmètre 8.4 (544) 46
Autres éléments non récurrents 8.5 850 248
Autres éléments retraités (736) (1 204)
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur 9.1 5 8
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments
‐ 122
financiers dérivés 9.2
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture 9.3 102 102
‐
Produit d'impôt différé sur entités fiscales françaises (Loi de Finances 2017) (904)
‐
Produit d'impôt différé au Luxembourg (338)
Autres effets impôts retraités 80 (1 110)
Part non récurrente de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 3 (19) 12
RÉSULTAT NET RÉCURRENT 3 147 3 251
Résultat net récurrent des participations ne donnant pas le contrôle 670 663
RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE 2 477 2 588




5.3 Capitaux engagés industriels

La réconciliation des capitaux engagés industriels aux rubriques de l’état de situation financière s’explique comme suit :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
64 378 64 001
(+) Immobilisations incorporelles et corporelles nettes
(+) 17 372 19 024
Goodwills
Goodwill issu de la fusion Gaz de France - SUEZ(1)
(-) (6 616) (6 647)
Goodwill International Power(1)
(-) (1 833) (2 036)
1 008 1 042
Créances IFRIC 4 et IFRIC 12
(+)
(+) Participations dans des entreprises mises en équivalence 6 624 6 977
Goodwill International Power(1)
(-) (173) (168)
(+) Clients et autres débiteurs 20 835 19 349
Appels de marge(1, 2)
(-) (1 691) (1 054)
(+) Stocks 3 656 4 207
(+) Autres actifs courants et non courants 11 123 9 851
(+) Impôts différés (5 525) (6 851)
Neutralisation des impôts différés liés aux autres éléments recyclables de capitaux propres(1)
(+) (477) (100)
(-) Provisions (22 208) (18 835)
Pertes et gains actuariels en capitaux propres (nets d'impôts différés)(1)
(+) 2 566 1 894
(-) Fournisseurs et autres créanciers (17 075) (17 101)
Appels de marge(1, 2)
(+) 771 1 476
(-) Autres passifs (17 106) (15 128)
CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS 55 629 59 899
(1) Ces éléments sont retraités des rubriques de l'état de situation financière pour le calcul des capitaux engagés industriels.
(2) Les appels de marges inclus dans les rubriques «Clients et autres débiteurs» et «Fournisseurs et autres créanciers» correspondent
aux avances reçues ou versées dans le cadre des contrats de collatéralisation mis en place par le Groupe afin de diminuer son
exposition au risque de contrepartie relatif aux transactions sur matières premières.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
82
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 5 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE




5.4 Cash flow des opérations (CFFO)

La réconciliation du cash flow des opérations (CFFO) aux rubriques de l’état de flux de trésorerie est la suivante :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
10 263 10 942
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt
Impôt décaissé (1 459) (1 722)
Variation du besoin en fonds de roulement 1 369 1 163
‐
Intérêts reçus d'actifs financiers non courants 133
Dividendes reçus sur actifs financiers non courants 145 103
Intérêts financiers versés (799) (918)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie 137 126
Variation des actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (257) 296
(+) Variation bilantaire des actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat 267 (286)
CASH FLOW DES OPÉRATIONS (CFFO) 9 667 9 836




5.5 Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX)

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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Investissements corporels et incorporels 6 230 6 459
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 411 259
(+) Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 80 246
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 208 241
Acquisitions de titres disponibles à la vente 391 252
Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres (30) (245)
‐
(+) Autres (1)
Changements de parts d'intérêts dans les entités contrôlées 26 42
‐ (12)
(+) Paiements reçus au titre de cessions de participations ne donnant pas le contrôle
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX) 7 315 7 240




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
83
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE

6.1 Secteurs opérationnels et secteurs reportables

6.1.1 Nouvelle organisation d’ENGIE et identification des secteurs opérationnels

Depuis le 1er janvier 2016, le Groupe est organisé en vingt-quatre Business Units (BUs), constituées pour la plupart à
l’échelle d’un pays ou d’un groupe de pays.

24 Business Units

11 BUs géographiques (hors France)
Amérique du Nord Asie-Pacifique Royaume-Uni
Amérique Latine Moyen-Orient, Asie du Sud et Centrale et Turquie Europe du Nord, du Sud et de l’Est
Brésil Chine Génération Europe
Afrique Benelux



8 BUs en France
France BtoB France Réseaux GRDF Elengy
France BtoC France Renouvelables GRTgaz Storengy



5 BUs métiers globaux
Exploration & Production Global Energy Management GTT
Global LNG Tractebel




Chacune de ces Business Units correspond à un «secteur opérationnel» dont les performances opérationnelles et
financières sont régulièrement revues par le Comité Exécutif du Groupe qui est le «principal décideur opérationnel» au
sens d’IFRS 8.

Le Comité Exécutif suit la performance de l’activité sur la base :

 du chiffre d’affaires ;
 de l’EBITDA ;
 du résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence ;
 des capitaux engagés industriels.

Le résultat financier et les impôts sur le résultat sont suivis au niveau du Groupe.

Jusqu’au 31 décembre 2015, le Groupe était organisé autour des cinq branches opérationnelles suivantes :
Energy International, Énergie Europe, Global Gaz & GNL, Infrastructures et Énergie Services.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
84
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




6.1.2 Définition des secteurs reportables

Le Groupe a procédé à des regroupements de secteurs opérationnels conformément aux dispositions d’IFRS 8 et présente
une information sectorielle organisée autour de dix secteurs reportables :

 trois secteurs reportables correspondant à des secteurs opérationnels : Amérique du Nord, Benelux et Exploration
& Production (E&P) ;
 six secteurs reportables correspondant à des regroupements de secteurs opérationnels détaillés ci-dessous :


BRÉSIL
Secteurs opérationnels Secteurs reportables
BRÉSIL
RÉSIL


AMÉRIQUE LATINE AMÉRIQUE LATINE
BRÉSIL


ASIE-PACIFIQUE
CHINE AFRIQUE/ASIE
AFRIQUE
MOYEN-ORIENT, ASIE DU SUD ET CENTRALE ET TURQUIE



FRANCE BtoB
FRANCE BtoC FRANCE
FRANCE RÉSEAUX
FRANCE RENOUVELABLES


ROYAUME-UNI EUROPE HORS FRANCE & BENELUX
EUROPE DU NORD, DU SUD ET DE L’EST



GRDF
GRTgaz INFRASTRUCTURES EUROPE
ELENGY
STORENGY


GLOBAL ENERGY MANAGEMENT GEM & GNL
GLOBAL LNG




 un dixième secteur reportable dénommé «Autres» qui comprend des secteurs opérationnels ne pouvant être
regroupés (Tractebel, GTT, Génération Europe, Solairedirect) du fait de la spécificité de leurs métiers et de leurs
marchés ou de leur profil de risque particulier ainsi que les activités holdings et corporate.

Pour effectuer ces analyses et aboutir aux regroupements de secteurs opérationnels présentés ci-avant, le Groupe a
exercé son jugement afin de déterminer si deux ou plusieurs secteurs opérationnels pouvaient être regroupés au sein d’un
même secteur reportable. Les principaux paramètres qui ont été examinés afin d’apprécier la similitude des
caractéristiques économiques sont les suivants :

 environnement réglementaire ;
 environnements économiques dans lesquels opèrent les activités concernées (maturité du marché, perspectives
de croissance, risques politiques,...) ;
 profils de risques des activités ;
 positionnement de ces activités dans la stratégie et le nouveau business model du Groupe.

Les jugements exercés par le Groupe qui ont conduit à effectuer les six regroupements mentionnés dans le schéma
ci-dessus sont les suivants :

 les secteurs opérationnels Amérique Latine et Brésil ont été regroupés au sein du secteur reportable Amérique
Latine car ces deux secteurs présentent des perspectives de croissance relativement similaires et qu’une part
importante de leur chiffre d’affaires est générée par des ventes d’électricité dans le cadre de contrats à long terme ;




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
85
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




 les secteurs opérationnels Asie-Pacifique, Chine, Afrique et Moyen-Orient, Asie du Sud et Centrale et Turquie ont
été regroupés au sein du secteur reportable Afrique/Asie car ces régions ont en commun d’afficher d’importants
besoins en matière de production d’énergie ; elles représentent à ce titre des perspectives de croissance
importantes pour le Groupe dans les métiers de l’énergie et de services à l’énergie et une part importante de leur
chiffre d’affaires est générée par des ventes d’électricité dans le cadre de contrats à long terme ;
 les secteurs opérationnels France BtoB, France BtoC, France Réseaux et France Renouvelables, regroupent les
activités françaises dans l’aval des métiers de l’énergie (prestations de services, distribution et commercialisation
directe de gaz et d’électricité aux clients BtoB, BtoT et BtoC), et la production d’énergies renouvelables de plus en
plus décentralisée. Il s’agit d’activités complémentaires qui s’appuient sur un maillage territorial fort et visent
notamment à développer un ensemble d’offres combinées à destination des clients locaux : offres de services à
l’énergie, de moyens de production décentralisée et de contrats de fourniture de gaz et d’électricité combinés ;
 les secteurs opérationnels Royaume-Uni et Europe du Nord, du Sud et de l’Est ont été regroupés au sein du
secteur reportable Europe hors France & Benelux car ces deux BU comprennent des mix d’activités similaires
(services à l’énergie, commercialisation et production d’énergies renouvelables) évoluant dans des marchés de
l’énergie matures et en phase de transformation dans le cadre de la transition énergétique ;
 les secteurs opérationnels GRDF, GRTgaz, Storengy et Elengy qui portent les activités d’infrastructures de gaz
en Europe (distribution, transport, stockage et terminaux méthaniers) ont été regroupés dans le secteur reportable
Infrastructures Europe, s’agissant d’activités régulées (ou en voie de régulation) présentant des profils de risques
et de marges similaires ;
 les secteurs opérationnels Global Energy Management et Global LNG ont été regroupés au sein du secteur
reportable GEM & GNL car ils ont pour mission commune la gestion et l’optimisation des contrats
d’approvisionnement gaz du Groupe.

6.1.3 Description des secteurs reportables

 Amérique du Nord : comprend les activités de production d’électricité, de services à l’énergie, et de
commercialisation d’électricité et de gaz naturel aux États-Unis, Canada et Porto Rico.
 Amérique Latine : regroupe les activités (i) de la BU Brésil et (ii) de la BU Amérique Latine (Argentine, Chili,
Mexique et Pérou). Les filiales concernées interviennent sur les métiers de production centralisée d'électricité, les
métiers de la chaîne du gaz ainsi que les services à l’énergie.
 Afrique/Asie : regroupe les activités (i) de la BU Asie-Pacifique (Australie, Nouvelle-Zélande, Thaïlande,
Singapour, Indonésie et Laos), (ii) de la BU Chine, (iii) de la BU Afrique (Maroc, Afrique du Sud) et (iv) de la
BU Moyen-Orient, Asie du Sud et Centrale et Turquie (incluant l’Inde et le Pakistan). Dans cet ensemble, le Groupe
est à la fois présent sur des activités de production et commercialisation d’électricité, les métiers de distribution et
de commercialisation de gaz, les services à l’énergie ainsi que le dessalement d’eau de mer dans la péninsule
arabique.
 Benelux : comprend les activités du Groupe en Belgique, aux Pays-Bas et au Luxembourg : (i) production
d’électricité à partir de son parc de centrales nucléaires et de capacités de production renouvelables,
(ii) commercialisation de gaz naturel et d’électricité et (iii) activités de services à l’énergie.
 France : regroupe les activités de (i) la BU France BtoB : services et vente d’énergie pour les bâtiments et
l’industrie, les villes et territoires et les grandes infrastructures, (ii) la BU France BtoC : commercialisation de
l'énergie et des services associés auprès de clients particuliers et professionnels, (iii) la BU France
Renouvelables : développement, construction, financement, exploitation et maintenance de l’ensemble des actifs
de production d’électricité d’origine renouvelable en France (hors Solairedirect) et (iv) de la BU France Réseaux
qui conçoit, finance, construit et exploite des infrastructures décentralisées de production et de distribution
d’énergie (réseaux chaud et froid).
 Europe hors France et Benelux : regroupe les activités de (i) la BU Royaume-Uni (gestion des actifs de
production d’électricité d’origine renouvelable et du portefeuille de distribution, fourniture de services et de
solutions énergétiques,…) et (ii) de la BU Europe du Nord, du Sud et de l'Est (commercialisation de gaz naturel et
d’électricité et de services et solutions énergétiques associées, exploitation d’actifs de production d’électricité
d’origine renouvelable, gestion d’infrastructures de distribution).
 Infrastructures Europe : regroupe les BUs GRDF, GRTgaz, Elengy et Storengy qui exploitent, essentiellement
en France et en Allemagne, des réseaux et installations de transport, de stockage et de distribution de gaz naturel




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
86
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




ainsi que des terminaux méthaniers. Elles commercialisent également les droits d’accès des tiers à ces
infrastructures.
 GEM & GNL : comprend les activités des BUs Global Energy Management (GEM) et Global LNG. La BU GEM a
pour mission de gérer et optimiser, pour le compte des BUs qui détiennent les actifs de production d’électricité,
les portefeuilles d’actifs physiques et contractuels du Groupe (hors infrastructures gazières), notamment sur le
marché européen. Elle est également en charge des ventes d’énergie auprès des grands comptes industriels
paneuropéens et nationaux et propose à des tiers des solutions liées à son expertise dans les marchés financiers
de l’énergie. La BU Global LNG gère un portefeuille de contrats d’approvisionnement long terme, des participations
dans des infrastructures GNL et exploite une flotte de méthaniers.
 E&P : regroupe les activités de prospection, de développement et d’exploitation de champs pétroliers et gaziers
du Groupe.
 Autres : englobe les activités de (i) la BU Génération Europe qui regroupe les activités de production d’électricité
d’origine thermique du Groupe en Europe, (ii) la BU Tractebel (sociétés d’ingénierie spécialisées dans les
domaines de l’énergie, de l’hydraulique et des infrastructures), de (iii) la BU GTT (spécialisée dans la conception
de systèmes de confinement à membranes cryogéniques pour le transport maritime et le stockage sur terre et en
mer du gaz naturel liquéfié) ainsi que les activités holdings et corporate qui comprennent notamment les entités
dédiées au financement centralisé du Groupe, les activités de Solairedirect et la contribution de l’entreprise
associée SUEZ.

Les principales relations commerciales entre secteurs reportables sont les suivantes :

 relations entre le secteur reportable «Infrastructures Europe» et les utilisateurs de ces infrastructures à savoir le
secteur reportable «GEM & GNL» et «France» : les prestations relatives à l’utilisation d’infrastructures gazières du
Groupe en France sont, à l’exception des infrastructures de stockage, facturées sur base de tarifs régulés
applicables à tous les utilisateurs. Les prix relatifs à la réservation et à l’utilisation des activités de stockage sont
établis par les stockeurs selon un régime dit d’accès négocié ;
 relations entre le secteur reportable «GEM & GNL» et les secteurs reportables «France», «Benelux» et «Europe
hors France et Benelux» : le secteur reportable «GEM & GNL» gère les contrats d’approvisionnement en gaz
naturel du Groupe et vend la molécule de gaz à prix de marché aux entités commercialisatrices logées dans les
secteurs reportables «France», «Benelux» et «Europe hors France et Benelux». En ce qui concerne l’électricité,
GEM gère et optimise le parc de production et les portefeuilles de vente pour le compte des entités porteuses
d’actifs de production et prélève, au titre de ces prestations, un pourcentage de la marge énergie réalisée.
Le chiffre d’affaires et les marges liées aux activités de production d’électricité (déduction faite de la rémunération
prélevée par GEM) sont positionnés dans les secteurs portant les actifs de production («France», «Benelux» et
«Europe hors France et Benelux», «Génération Europe» au sein du secteur reportable «Autres») ;
 relations entre le secteur «Génération Europe» au sein du secteur reportable «Autres» et les entités
commercialisatrices des secteurs reportables «France», «Benelux» et «Europe hors France et Benelux» : une
partie de la production des actifs thermiques de la BU «Génération Europe» est vendue auprès des entités
commercialisatrices de ces secteurs sur base d’un prix de marché.

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

6.2 Indicateurs clés par secteur reportable

Les méthodes comptables et d’évaluation retenues pour l’élaboration du reporting interne revu par le Comité Exécutif du
Groupe sont identiques à celles utilisées pour l’établissement des comptes consolidés. Les indicateurs EBITDA, capitaux
engagés industriels et investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) sont réconciliés avec les comptes
consolidés dans la note 5 «Indicateurs financiers utilisés dans la communication financière».

Les informations sectorielles comparatives au 31 décembre 2015 ont été retraitées afin de présenter ces informations
selon le nouveau découpage sectoriel en vigueur au sein du Groupe depuis le 1er janvier 2016.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
87
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




CHIFFRE D'AFFAIRES

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Hors Groupe Groupe Total Hors Groupe Groupe Total
En millions d'euros
‐
Amérique du Nord 3 814 39 3 853 3 673 3 673
‐
Amérique Latine 4 075 1 4 076 4 197 4 197
‐
Afrique/Asie 3 804 4 3 808 4 244 4 244
Benelux 9 044 1 230 10 274 8 732 1 082 9 813
France 20 332 383 20 714 20 248 381 20 629
Europe hors France & Benelux 8 118 112 8 230 8 491 346 8 837
Infrastructures Europe 3 267 3 495 6 762 3 027 3 558 6 585
GEM & GNL 8 981 6 979 15 959 11 320 8 162 19 482
E&P 1 799 110 1 909 2 242 164 2 406
Autres 3 405 1 308 4 712 3 710 1 918 5 628
‐ ‐
Élimination des transactions internes (13 659) (13 659) (15 610) (15 610)
‐ ‐
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES 66 639 66 639 69 883 69 883



EBITDA(1)

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Amérique du Nord 475 633
Amérique Latine 1 696 1 563
Afrique/Asie 1 162 1 237
Benelux 755 445
France 1 315 1 274
Europe hors France & Benelux 612 559
Infrastructures Europe 3 459 3 381
GEM & GNL 3 196
E&P 1 198 1 514
Autres 15 472
TOTAL EBITDA 10 689 11 274
(1) Les données au 31 décembre 2016 ont été établies selon la nouvelle définition de l’EBITDA adoptée par le Groupe. Celle-ci exclut
désormais la part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence. Les données comparatives au
31 décembre 2015 ont été retraitées afin de s’aligner sur cette nouvelle définition. L’EBITDA publié dans les comptes au
31 décembre 2015 s’élevait à 11 262 millions d’euros.



DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Amérique du Nord (1) (48) (294)
Amérique Latine (410) (387)
Afrique/Asie (235) (263)
Benelux (381) (353)
France (612) (562)
Europe hors France & Benelux (203) (205)
Infrastructures Europe (1 390) (1 325)
GEM & GNL (74) (85)
E&P (569) (823)
Autres (462) (442)
TOTAL DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS (4 385) (4 740)
(1) La diminution des dotations aux amortissements du secteur Amérique du Nord est principalement liée au passage en «Actifs
destinés à être cédés» au 31 décembre 2015 du portefeuille d’actifs de production d’électricité merchant aux États-Unis.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
88
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Amérique du Nord 63 92
Amérique Latine 197 (81)
Afrique/Asie 312 286
‐
Benelux 2
France (22) (6)
Europe hors France & Benelux 60 63
Infrastructures Europe 11 9
GEM & GNL 1 4
E&P 12 14
Autres 127 91
Dont quote-part de résultat de SUEZ 139 134
TOTAL QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 764 473



Les contributions des entreprises associées et des coentreprises dans la quote-part du résultat net des entreprises mises
en équivalence s’élèvent respectivement à 671 millions d’euros et 92 millions d’euros au 31 décembre 2016 (contre
338 millions d’euros et 135 millions d’euros au 31 décembre 2015).

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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
430 332
Amérique du Nord
Amérique Latine 1 284 1 175
Afrique/Asie 923 972
Benelux 371 91
France 695 709
Europe hors France & Benelux 410 341
Infrastructures Europe 2 068 2 054
GEM & GNL (74) 110
E&P 536 546
Autres (472) (4)
TOTAL RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES
6 172 6 326
ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE



CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Amérique du Nord 1 520 1 247
Amérique Latine 8 793 7 754
Afrique/Asie 5 520 6 472
Benelux (2 552) (466)
France 5 304 5 989
Europe hors France & Benelux 4 720 5 221
Infrastructures Europe 19 693 18 975
GEM & GNL 1 330 2 576
E&P 2 855 2 571
Autres 8 445 9 561
Dont valeur de mise en équivalence de SUEZ 1 977 1 974
TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS 55 629 59 899



Afin de permettre la comparabilité des données, les chiffres segmentés au 31 décembre 2015 comprennent les
réaffectations de goodwill aux nouvelles UGT goodwill (cf. Note 12.2 «Information sur les UGT») telles qu’elles ont été
actées au 1er janvier 2016 lors de l’entrée en vigueur de la nouvelle organisation.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
89
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 6 INFORMATION SECTORIELLE




INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Amérique du Nord 519 283
Amérique Latine 1 037 1 140
Afrique/Asie 212 257
Benelux 680 600
France 1 083 886
Europe hors France & Benelux 169 290
Infrastructures Europe 1 552 1 551
GEM & GNL 127 57
E&P 940 1 027
Autres 997 1 150
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX) 7 315 7 240


6.3 Indicateurs clés par zone géographique

Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :

 par zone de commercialisation pour le chiffre d’affaires ;
 par zone d’implantation des sociétés consolidées pour les capitaux engagés industriels.

Chiffre d'affaires Capitaux engagés industriels
31 déc. 2016 31 déc. 2015 31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
France 24 946 25 066 29 721 30 320
Belgique 9 359 9 067 (1 326) 1 321
Autres Union européenne 16 256 18 507 8 827 10 753
Autres pays d'Europe 1 664 2 103 686 735
Amérique du Nord 4 691 4 592 1 906 1 589
Asie, Moyen-Orient et Océanie 5 531 6 165 6 347 7 126
Amérique du Sud 3 857 4 076 8 598 7 478
Afrique 334 306 870 577
TOTAL 66 639 69 883 55 629 59 899




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
90
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. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Ventes d'énergies 45 789 49 455
Prestations de services 20 349 19 712
Produits de location et contrats de construction 501 716
CHIFFRE D'AFFAIRES 66 639 69 883



La ligne «Produits de location et contrats de construction» concerne principalement des produits de location simple pour
412 millions d’euros (contre 632 millions d’euros en 2015).

7.2 Charges de personnel

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
(9 697) (9 669)
Avantages à court terme
Paiements fondés sur des actions (cf. Note 23) (60) (50)
Charges liées aux plans à prestations définies (cf. Note 19.3.4) (337) (314)
Charges liées aux plans à cotisations définies (cf. Note 19.4) (137) (134)
CHARGES DE PERSONNEL (10 231) (10 168)




7.3 Amortissements, dépréciations et provisions

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Dotations aux amortissements (cf. Notes 13 et 14) (4 385) (4 740)
Variation nette des dépréciations sur stocks, créances commerciales et autres actifs (178) (208)
Variation nette des provisions (cf. Note 18) (306) (59)
AMORTISSEMENTS, DÉPRÉCIATIONS ET PROVISIONS (4 869) (5 007)



Au 31 décembre 2016, les dotations aux amortissements se répartissent pour l’essentiel entre 770 millions d’euros de
dotations sur immobilisations incorporelles et 3 627 millions d’euros de dotations sur immobilisations corporelles.
Leur répartition par nature d’actif est présentée dans les Notes 13 «Immobilisations incorporelles» et 14 «Immobilisations
corporelles».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
91
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES
31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES
6 172 6 326
MISES EN ÉQUIVALENCE
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 1 254 (261)
Pertes de valeur (4 192) (8 748)
Restructurations (476) (265)
Effets de périmètre 544 (46)
Autres éléments non récurrents (850) (248)
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 2 452 (3 242)




8.1 MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel

Cette rubrique présente un produit net de 1 254 millions d’euros au 31 décembre 2016 contre une charge nette de
261 millions d’euros au 31 décembre 2015 et résulte essentiellement de l’évolution de la juste valeur (i) des contrats
d’achat et de vente d’électricité et de gaz naturel entrant dans le champ d’application d’IAS 39 et (ii) des instruments
financiers de couvertures économiques non éligibles à la comptabilité de couverture.

Ce produit résulte à la fois (i) d’un effet prix positif lié aux variations sur la période des prix à terme des matières premières
sous-jacentes ainsi que (ii) d’un effet positif net lié au débouclement d’instruments dérivés dont la valeur de marché
présentait une position négative nette au 31 décembre 2015.

8.2 Pertes de valeur

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Pertes de valeur :
(1 690) (2 628)
Goodwills
Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles (2 485) (5 731)
Participations dans les entreprises mises en équivalence et provisions s'y rattachant (98) (188)
Actifs financiers (49) (214)
TOTAL DES PERTES DE VALEUR D'ACTIFS (4 321) (8 761)
Reprises de pertes de valeur :
Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles 127 7
Actifs financiers 2 6
TOTAL DES REPRISES DE PERTES DE VALEUR 130 13
TOTAL (4 192) (8 748)



Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 31 décembre 2016 s’élèvent à 4 192 millions d’euros et se répartissent
principalement entre les UGT Benelux (1 437 millions d’euros), Génération Europe (660 millions d’euros), France
Renouvelables (421 millions d’euros), Amérique du Nord (357 millions d’euros) et Global Energy Management
(352 millions d’euros). Compte tenu des effets impôts différés et de la part des pertes de valeur imputables aux
participations ne donnant pas le contrôle, l’impact de ces pertes de valeur sur le résultat net part du Groupe 2016 s’établit
à 3 812 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
92
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




Au 31 décembre 2016, les pertes de valeur comptabilisées sur les goodwills, les immobilisations corporelles et
incorporelles, ainsi que sur les participations dans les entreprises mises en équivalence, se détaillent comme suit :

Pertes de
valeurs sur les
Pertes de valeur participations
sur dans les
immobilisations entreprises
corporelles et mises en
Pertes de autres équivalence et
valeur sur immobilisations provisions s'y Taux
Localisation goodwills incorporelles rattachant Total Méthode de valorisation d'actualisation
En millions d'euros
‐
UGT goodwill Benelux (1 362) (68) (1 430)
Plateforme de forage Pays-Bas (46) Juste valeur
Autres (22)
‐
UGT goodwill Génération Europe (139) (520) (659)
Centrales thermiques (520)
Pologne (139) (237) Juste valeur diminuée
des coûts de cession
Pays-Bas (168) Valeur d'utilité - DCF 7,4%
Allemagne (59) Valeur d'utilité - DCF 7,3%
France/ (56) Valeur d'utilité - DCF 6,5% - 7,5%
Italie/
Royaume-Uni
‐ ‐
UGT goodwill France Renouvelables (419) (419)
Actif de production (414) Valeur d'utilité - DCF 7,8%
hydroélectrique
Autres (5)
‐ (148) (91)
UGT goodwill Europe du Nord, du Sud et de (239)
l'Est
Actifs de production électrique Pologne (119) Valeur d'utilité - DCF 9,5%
Participations dans des Allemagne (91)
groupes intervenant dans la
chaîne gazière
Autres (29)
‐ ‐
UGT goodwill Amérique du Nord (357) (357)
Portefeuille d'actifs de États-Unis (238) Juste valeur diminuée
production d'électricité des coûts de cession
merchant
Terminal méthanier États-Unis (53) Valeur d'utilité - DCF 6,7%
Actifs de production électrique États-Unis/ Valeur d'utilité - DCF 3,9% - 7,5%
(66)
Canada
‐ ‐
UGT goodwill Amérique Latine (109) (109)
Actif de production Chili (72) Valeur d'utilité - DCF 8,0%
hydroélectrique
Autres (37)
‐ ‐
UGT goodwill Exploration & Production (E&P) (189) (189)
Actifs d'exploration-production Mer du Nord/ (154) Valeur d'utilité - DCF 6,6% - 13,9%
Egypte/
Indonésie
Licences d'exploration- Algérie (35) Juste valeur
production
UGT goodwill GTT (161) (161)
France (161) Juste valeur
Goodwill
‐
UGT goodwill Global LNG (24) (153) (177)
Navires méthaniers (141) Juste valeur
Autres (12)
‐ ‐
UGT Global Energy Management (GEM) (350) (350)
Contrat de droit de tirage sur Italie (225) Valeur d'utilité - DCF 7,5%
des actifs électriques
Portefeuille de contrats (83) Valeur d'utilité - DCF 5,7% - 9,6%
d'approvisionnement long
terme
Autres (42)
Autres pertes de valeur (4) (172) (7) (183)
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2016 (1 690) (2 485) (98) (4 273)




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93
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




8.2.1 Contexte économique relatif aux activités de production électrique en Europe

Les activités de production électrique merchant en Europe sont confrontées à un environnement de marché difficile marqué
par une baisse des prix de l’électricité sur l’horizon liquide et par la persistance de conditions économiques dégradées sur
l’horizon à moyen et long terme.

Dans ce contexte, et compte tenu de la mise à jour des analyses prospectives dont il dispose, le Groupe a revu à la baisse
son scénario de référence concernant la trajectoire à moyen et long terme des prix de l’électricité en Europe ainsi que les
niveaux de marges captées par les centrales thermiques. Cette révision s’explique essentiellement par la revue à la hausse
de la part des capacités de production d’origine renouvelable dans le mix électrique européen, ainsi que par la révision à
la baisse des prévisions du prix des combustibles.

La dégradation des trajectoires financières résultant de cette mise à jour du scénario de prix a conduit le Groupe à
comptabiliser des pertes de valeur sur les UGT Benelux (cf. Note 8.2.3), France Renouvelables et Génération Europe
(cf. Note 8.2.5).

8.2.2 Informations sur les projections de flux de trésorerie utilisées dans les tests de pertes
de valeur

La valeur recouvrable des UGT est déterminée, dans la plupart des cas, par référence à une valeur d’utilité calculée à
partir des projections de flux de trésorerie provenant du budget 2017 et du plan d’affaires à moyen terme 2018-2019
approuvés par le Comité Exécutif du Groupe et le Conseil d’Administration et, au-delà de cette période, d’une extrapolation
des flux de trésorerie.

Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir d’hypothèses macroéconomiques (inflation, change, taux de
croissance) et de projections de prix issues du scénario de référence du Groupe pour la période 2016-2040. Ces
projections constituant le scénario de référence ont été approuvées en décembre 2016 par le Comité Exécutif du Groupe.
Les projections et trajectoires comprises dans ce scénario de référence ont été déterminées à partir des éléments
suivants :

 des prix de marché sur l’horizon liquide («prix forward») concernant les prix des combustibles (charbon, pétrole,
gaz), le prix du CO2 et le prix de l’électricité sur les différents marchés ;
 au-delà de cette période, les prix à moyen et long terme des énergies ont été déterminés par le Groupe sur la
base d’hypothèses macroéconomiques et de modèles fondamentaux d’équilibre entre l’offre et la demande, dont
les résultats sont régulièrement comparés à ceux des organismes de prévisions dans le domaine de l’énergie. Les
projections à long terme des prix du CO2 correspondent aux trajectoires présentées dans le rapport «Canfin,
Grandjean et Mestrallet» publié en juillet 2016. S’agissant plus particulièrement des prix à moyen et long terme de
l’électricité, ceux-ci ont été déterminés par le Groupe en s’appuyant sur des modèles de prévision de la demande
d’électricité, les prévisions à moyen et long terme du prix des combustibles et du CO2, ainsi que sur l’évolution
attendue des capacités installées et du mix par technologie du parc de production au sein de chaque système
électrique.

8.2.3 Pertes de valeur sur goodwill de l’UGT Benelux

Le montant du goodwill affecté à cette UGT est de 5 601 millions d’euros préalablement à la réalisation du test de pertes
de valeur 2016. L’UGT Benelux regroupe les activités du Groupe en Belgique, aux Pays-Bas et au Luxembourg (i) de
production d’électricité à partir de son parc de centrales nucléaires et de champs éoliens, (ii) de commercialisation de gaz
naturel et d’électricité et (iii) d’activités de services à l’énergie, ainsi que les droits de tirage sur les centrales de Chooz B
et Tricastin.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
94
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




Présentation des hypothèses clés du test de pertes de valeur

La valeur d’utilité 2016 des activités comprises dans cette UGT a été calculée à partir des prévisions de flux de trésorerie
établies à partir du budget 2017 et du plan d’affaires à moyen terme 2018-2019 approuvés par le Comité Exécutif du
Groupe et le Conseil d’Administration. Les projections de trésorerie au-delà du plan d’affaires à moyen terme ont été
déterminées de la façon suivante :

Activités Hypothèses au-delà du plan d'affaires
Production d'électricité d'origine nucléaire Belgique Pour Doel 1, Doel 2 et Tihange 1, projection des flux de trésorerie sur la durée d'utilité de 50 ans.
Pour les unités de seconde génération (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et Tihange 3), projection des flux
de trésorerie sur 40 ans puis prolongation de l'exploitation de la moitié de ce parc sur une période
de 20 ans.
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.
Activités de commercialisation et de services à l'énergie Projection des flux de trésorerie jusqu’en 2022 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 flux de trésorerie sont compris entre 5,5% et 9,1% en fonction des profils de risque
attribués à chaque activité.

Les prévisions concernant l’évolution du cadre régulatoire, l’évolution des prix de l’électricité, l’évolution de la demande de
gaz et d’électricité et les taux d’actualisation constituent les hypothèses clés du test de pertes de valeur de l’UGT goodwill
Benelux.

Les hypothèses les plus structurantes concernant le cadre régulatoire belge portent sur la durée d’exploitation des unités
nucléaires existantes ainsi que sur le niveau des redevances et contributions nucléaires payées à l’État belge.

Afin de garantir la sécurité d’approvisionnement de la Belgique, les durées d’exploitation des unités Tihange 1, Doel 1 et
Doel 2 ont été prolongées de 10 ans jusqu’en 2025. La loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive du nucléaire a été
modifiée en conséquence en janvier 2014 (Tihange 1) et juillet 2015 (Doel 1 et 2). Par ailleurs, la convention conclue en
novembre 2015 avec l’État belge prévoyant le paiement d’une redevance annuelle de 20 millions d’euros au titre de la
prolongation de Doel 1 et 2 ainsi que de nouvelles modalités de détermination de la contribution nucléaire concernant
l’exploitation des réacteurs de seconde génération (Doel 3 et 4, Tihange 2 et 3) jusqu’à leur 40ème année d’exploitation,
est entrée en vigueur le 29 décembre 2016.

Le test de perte de valeur réalisé en 2016 intègre donc les conséquences de cette loi, à savoir la prolongation de 10 ans
de ces deux unités, les dépenses d’investissement nécessaires à l’extension, le paiement d’une redevance annuelle de
20 millions d’euros au titre de leur prolongation, ainsi que les nouvelles modalités de détermination de la contribution
nucléaire belge, telles que définies dans la loi adoptée le 29 décembre 2016.

En ce qui concerne les unités de seconde génération, le précédent gouvernement avait confirmé en décembre 2013 le
principe de sortie progressive de l’énergie nucléaire pour les unités de seconde génération avec une fermeture des
réacteurs de Doel 3 en 2022, de Tihange 2 en 2023, et de Tihange 3 et Doel 4 en 2025, à l’issue de leur 40ème année
d’exploitation. Ce principe et ce calendrier ont été réaffirmés par la loi du 18 juin 2015.

Cependant, compte tenu (i) de la prolongation des unités de Tihange 1, Doel 1 et Doel 2 au-delà de 40 ans, (ii) de la part
importante de la production nucléaire dans le mix énergétique belge, (iii) de l’absence de plan industriel suffisamment
détaillé et attractif pour inciter les acteurs de l’énergie à investir dans des capacités thermiques de substitution et (iv) des
objectifs de réduction des émissions de CO2, le Groupe considère qu’une production d’origine nucléaire demeurera
nécessaire pour assurer l’équilibre énergétique de la Belgique au-delà de l’horizon de 2025. En conséquence, le Groupe
retient dans son calcul de la valeur d’utilité une hypothèse de prolongation de 20 ans de la moitié de son parc d’unités de
seconde génération, tout en tenant compte d’un mécanisme de contribution nucléaire au profit de l’État belge.

En France, le Groupe a tenu compte d’une hypothèse de prolongation de 10 années de ses contrats de droits de tirage
sur les centrales nucléaires de Tricastin et Chooz B qui arrivent à échéance respectivement en 2021 et 2037.
Bien qu’aucune décision d’extension de ces réacteurs n’ait été prise par l’État et l’Autorité de la Sûreté Nucléaire, le Groupe




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
95
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




considère, en cohérence avec son scénario de référence sur l’évolution du mix énergétique français, qu’une extension de
la durée d’exploitation de ces réacteurs constitue à ce jour le scénario le plus crédible et le plus probable.

Résultats du test de pertes de valeur

Compte tenu de la dégradation des projections de flux de trésorerie résultant du contexte décrit dans la Note 8.2.1, et des
effets négatifs sur la marge du test liés à la révision à la hausse des provisions pour démantèlement des centrales
nucléaires belges (cf. Note 18.2), la valeur recouvrable de l’UGT Benelux est inférieure de 1 362 millions d’euros à la
valeur comptable de l’UGT au 31 décembre 2016. Le Groupe a comptabilisé une perte de valeur 1 362 millions d’euros,
imputée intégralement sur le goodwill. Suite à cette dépréciation, la valeur comptable du goodwill résiduel s’élève à
4 239 millions d’euros.

Analyses de sensibilité

Une diminution du prix de l’électricité de 10 €/MWh sur la production électrique d’origine nucléaire se traduirait par une
perte de valeur complémentaire de 1 890 millions d’euros. Inversement, en cas d’augmentation du prix de l’électricité de
10 €/MWh, la valeur recouvrable deviendrait supérieure à la valeur comptable.

Une augmentation de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés se traduirait par une perte de valeur
complémentaire de 400 millions d’euros. Une diminution de 50 points de base des taux d’actualisation entrainerait quant
à elle, une diminution des pertes de valeur de 440 millions d’euros.

Différentes configurations transformantes ont été examinées concernant la production d’énergie nucléaire en Belgique :

 la disparition de toute composante nucléaire dans le portefeuille en 2025 à l’issue des 50 années d’exploitation de
Tihange 1, Doel 1, Doel 2 et des 40 années d’exploitation des unités de seconde génération aurait un impact
fortement détériorant sur le résultat du test ; la valeur recouvrable devenant nettement inférieure à la valeur
comptable. Dans ce scénario, le risque de dépréciation s’élèverait à environ 2 800 millions d’euros ;
 en cas de prolongation de 10 ans de la durée de la moitié du parc des réacteurs de seconde génération, suivie de
la disparition de toute composante nucléaire, la valeur recouvrable deviendrait inférieure à la valeur comptable et
le risque de dépréciation s’élèverait alors à 1 300 millions d’euros.

8.2.4 Pertes de valeur sur le goodwill de l’UGT GTT

GTT est une filiale cotée spécialisée dans la conception de systèmes de confinement à membranes cryogéniques pour le
transport maritime et le stockage sur terre et en mer du gaz naturel liquéfié.

Au 30 juin 2016, le Groupe a comptabilisé une perte de valeur de 161 millions d’euros qui a été imputée sur le goodwill de
l’UGT GTT. Cette dépréciation est consécutive à la baisse du cours du titre GTT et a été déterminée sur la base du cours
de bourse au 30 juin 2016. Au 31 décembre 2016, la variation du cours de bourse n’entraîne pas de dépréciation
complémentaire.

Une diminution de 10% de la valeur de l’action par rapport au cours de bourse au 31 décembre 2016 n’entraînerait pas de
perte de valeur complémentaire sur le goodwill.

8.2.5 Pertes de valeur sur les immobilisations corporelles et incorporelles

Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 31 décembre 2016 s’élèvent à 2 485 millions d’euros et portent
essentiellement sur :

 Actifs de production hydroélectriques de la SHEM (UGT France Renouvelables)

La baisse des prix forwards de l’électricité et des projections de prix de l’électricité en France ont conduit le
Groupe à comptabiliser une perte de valeur de 416 millions d’euros sur des actifs de production hydroélectrique
de la SHEM.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
96
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




Une diminution du prix de l’électricité de 10 €/MWh entrainerait une perte de valeur complémentaire de
100 millions d’euros sur ces actifs. Inversement, une augmentation du prix de l’électricité de 10 €/MWh
entrainerait une diminution de la perte comptabilisée de 100 millions d’euros.

Une augmentation de 50 points de base du taux d’actualisation conduirait à comptabiliser des pertes de valeur
complémentaires pour un montant total de 27 millions d’euros. Une diminution de 50 points de base du taux
d’actualisation entrainerait une diminution des pertes de valeur comptabilisées pour un montant total de
35 millions d’euros.

Les modalités de détermination de la valeur d’utilité, et notamment des hypothèses clés du test sont décrites dans
la Note 12.3.4.

 Actifs de l’UGT Génération Europe

Au 31 décembre 2016, le Groupe a classé la centrale de production d’électricité de Polaniec en Pologne en tant
qu’«Actifs destinés à être cédés» (cf. Note 4.2). La valeur comptable de ces actifs destinés à être cédés étant
supérieure de 375 millions d’euros à la valeur de cession attendue, une perte de valeur de 375 millions d’euros
a été comptabilisée au 31 décembre 2016. Cette perte a été imputée pour 139 millions d’euros sur la totalité du
goodwill alloué à ces actifs destinés à être cédés, et pour 237 millions d’euros sur les actifs corporels et
incorporels.

Le Groupe a également comptabilisé des pertes de valeur sur des centrales thermiques en Europe pour
283 millions d’euros qui concernent principalement :

 une centrale à gaz aux Pays-Bas pour 166 millions d’euros, du fait de la révision à la baisse des projections
des marges captées sur l’horizon long terme ;
 des centrales à charbon en Allemagne pour 36 millions d’euros, notamment suite à la décision de mise sous
cocon d’une centrale ;
 une centrale à charbon au Royaume-Uni pour 19 millions d’euros, suite à la décision prise par le Groupe au
cours du premier semestre 2016 de procéder à sa fermeture anticipée.

 Actifs de l’UGT Exploration & Production (E&P)

Au 31 décembre 2016, le Groupe a comptabilisé des pertes de valeur sur des actifs de production et des licences
d’exploration de l’UGT E&P pour un montant de 189 millions d’euros. Ces pertes de valeur, essentiellement
comptabilisées au 30 juin 2016, s’expliquent notamment par la révision à la baisse des projections de prix du gaz
naturel et du brent sur la durée d’exploitation des actifs.

La valeur d’utilité de ces actifs a été calculée à partir des prévisions de flux de trésorerie établies par le
Management sur la durée d’exploitation attendue des actifs concernés.

 Actifs de l’UGT Global Energy Management (GEM)

Au 31 décembre 2016, le Groupe a comptabilisé des pertes de valeur sur des contrats de droit de tirage sur des
actifs électriques en Italie pour un montant de 225 millions d’euros, correspondant à l’intégralité de la valeur nette
comptable de l’actif.

Le Groupe a également comptabilisé des pertes de valeur pour un montant de 83 millions d’euros sur un
portefeuille de contrats d’approvisionnements long terme en gaz naturel qui avaient été comptabilisés en tant
qu’actif incorporel dans le cadre de la fusion avec Gaz de France en 2008. La valeur nette comptable de ces
contrats est nulle au 31 décembre 2016.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
97
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




 Autres pertes de valeur

Les autres pertes de valeurs comptabilisées par le Groupe concernent principalement :

 le portefeuille d’actifs de production d’électricité merchant aux États-Unis, classé en tant qu’«Actifs destinés à
être cédés» depuis le 31 décembre 2015 (238 millions d’euros), compte tenu d’une juste valeur diminuée des
coûts de cession inférieure à la valeur comptable des groupes d’actifs destinés à être cédés ;
 des navires méthaniers pour 141 millions d’euros, compte tenu des conditions difficiles du marché du GNL ;
 des actifs de production éoliens en Pologne pour 119 millions d’euros, suite à une baisse des prix de l’électricité
et des certificats verts ;
 un actif de production d’électricité d’origine hydroélectrique au Chili pour 72 millions d’euros ;
 une plateforme de forage au Benelux (46 millions d’euros), suite à l’expiration du contrat d’exploitation, dans
un contexte de marché difficile dans l’exploration-production.

8.2.6 Pertes de valeur comptabilisées en 2015

Au 31 décembre 2015, les pertes de valeur de 8 547 millions d’euros comptabilisées sur les goodwills, les immobilisations
corporelles et les immobilisations incorporelles se répartissaient comme suit :

Pertes de
valeur sur les
Pertes de participations
valeur sur dans les
immobilisations entreprises
Pertes de corporelles et mises en
valeur autres équivalence
sur immobilisations et provisions Taux
Localisation goodwills incorporelles s'y rattachant Total Méthode de valorisation d'actualisation
En millions d'euros
‐
UGT goodwill Global Gaz & GNL (1 619) (2 541) (4 160) Valeur d'utilité - DCF 6,5% - 13,5%
Actifs d'exploration-production (2 454) Valeur d'utilité - DCF
Multiple des réserves
Licences d'exploration-production Qatar (87) Juste valeur
‐
UGT goodwill Energy - Amérique du Nord (927) (405) (1 331)
Portefeuille d'actifs de production États-Unis (911) (200) Juste valeur diminuée des
d'électricité merchant coûts de cession
Terminal de regazéification États-Unis (195) Valeur d'utilité - DCF 6,95%
Autres (16) (9)
‐
UGT goodwill Energy - Amérique Latine (54) (188) (242)
Participation dans un terminal de Uruguay (188) Juste valeur
regazéification
Autres actifs corporels et incorporels (54)
‐ ‐
UGT goodwill Energy - Asie-Pacifique (1 009) (1 009)
Centrale (1 009) Valeur d'utilité - DCF 7,8%
‐
(83) (630)
UGT goodwill Energy - Asie du Sud, Moyen-Orient et (713)
Afrique
Centrale thermique Inde (83) (630) 11,85%
‐ ‐
UGT goodwill Energy - Royaume-Uni - Turquie (151) (151)
Centrale thermique Royaume- (151) Valeur d'utilité - DCF 6,4%
Uni
‐ ‐
UGT goodwill Énergie - Central Western Europe (550) (550)
Marque GDF Gaz de France France (455) Valeur d'utilité - DCF 8,6%
Actif incorporel Relations clients France (95) Valeur d'utilité - DCF 8,6%
‐ ‐
Autres pertes de valeur en Europe (194) (194)
Centrale thermique (194) Valeur d'utilité - DCF 7,7% - 8,6%
‐ ‐
Autres pertes de valeur (197) (197)
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2015 (2 628) (5 731) (188) (8 547)



Au total, en tenant compte des pertes de valeur sur actifs financiers, les pertes de valeur (nettes des reprises) se sont
élevées à 8 748 millions d’euros. Compte tenu des effets d’impôt différés et de la part des pertes de valeur imputables aux
participations ne donnant pas de contrôle, l’impact de ces pertes de valeur sur le résultat net part du Groupe 2015 s’est
élevé à 6 761 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
98
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




Les tests de pertes de valeur annuels tiraient notamment les conséquences de l’environnement particulièrement difficile
pour les activités de production de pétrole et de gaz, marqué par la chute importante des prix du gaz naturel et du pétrole.
Ces conditions de marché ainsi que l’analyse des fondamentaux de marché avaient conduit le Groupe à revoir
sensiblement à la baisse son scénario de référence en ce qui concerne les trajectoires de prix de ces matières premières
sur les horizons à moyen et long terme.

Les activités GNL étaient également durement affectées par la dégradation brutale des conditions de marché du GNL, liée
au ralentissement de la demande de GNL en Asie et à l’afflux d’offre de GNL sur le marché, alimenté par la mise en service
de nouvelles capacités de liquéfaction en Australie et aux États-Unis sur la période 2015-2017.

8.3 Restructurations

Les charges de restructurations, d’un montant total de -476 millions d’euros au 31 décembre 2016, comprennent
essentiellement :

 des coûts liés aux décisions d’arrêt d’exploitation et de fermeture de certaines entités, de sites immobiliers et de
centrales de production d’électricité pour un montant de 230 millions d’euros ;
 des coûts liés à divers plans de réduction d’effectifs mis en œuvre dans le cadre du programme de transformation
du Groupe et de mesures d’adaptation au contexte économique pour un montant de 154 millions d’euros ; et
 divers autres coûts de restructurations pour 90 millions d’euros dont notamment des coûts externes liés au
changement de la marque corporate du Groupe.

Au 31 décembre 2015, les charges de restructurations, d’un montant total de -265 millions d’euros, comprenaient
-47 millions d’euros de coûts externes liés au changement de la marque corporate du Groupe, ainsi que des coûts
d’adaptation au contexte économique, dont -54 millions d’euros sur la France, -61 millions d’euros sur le Benelux et
-57 millions d’euros sur l’Europe hors France et Benelux.

8.4 Effets de périmètre

Au 31 décembre 2016, les effets de périmètre s’élèvent à 544 millions d’euros et comprennent principalement :

 un résultat de 225 millions d’euros relatif à la cession de la participation de 40,5% dans Paiton en Indonésie, dont
157 millions d’euros au titre du recyclage en résultat des éléments comptabilisés dans l’état du résultat global
(cf. Note 4.1.2) ;
 un résultat de 211 millions d’euros relatif à la cession d’une participation de 50% dans la filiale Transmisora
Eléctrica del Norte (TEN) au Chili (cf. Note 4.1.4) ;
 un résultat de 84 millions d’euros relatif à la cession de la participation de 89,9% dans Meenakshi en Inde, dont
48 millions d’euros au titre du recyclage en résultat des écarts de conversion comptabilisés en «Autres éléments
du résultat global» (cf. Note 4.1.3).

Au 31 décembre 2015, les effets de périmètre s’élevaient à -46 millions d’euros et comprenaient essentiellement le résultat
de -47 millions d’euros relatif à la cession des activités de GDF SUEZ Energia Magiarország Zrt. en Hongrie, dont
-40 millions d’euros au titre du recyclage en résultat des écarts de conversion comptabilisés en «Autres éléments du
résultat global».

8.5 Autres éléments non récurrents

Au 31 décembre 2016, ce poste comprend notamment la charge nette de 584 millions d’euros liée à l’augmentation de la
provision pour gestion de l’aval de cycle du combustible nucléaire dans le cadre de la révision triennale des provisions
nucléaires en Belgique (cf. Note 18.2), ainsi qu’une charge de 124 millions d’euros correspondant à la comptabilisation de
coûts additionnels de démantèlement et de remise en état de site de la centrale d’Hazelwood en Australie suite au plan
de fermeture du site approuvé en novembre 2016 par les actionnaires.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
99
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES




Au 31 décembre 2015, ce poste comprenait notamment une charge de 340 millions d’euros correspondant à la
comptabilisation de coûts additionnels de démantèlement et de remise en état de site de la centrale d’Hazelwood en
Australie, partiellement compensée par la plus-value de 42 millions d’euros réalisée sur la cession des titres disponibles à
la vente Portgas, dont 17 millions d’euros au titre du recyclage en résultat des variations de juste valeur comptabilisées
en «Autres éléments du résultat global».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
100
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 9 RÉSULTAT FINANCIER




NOTE 9 RÉSULTAT FINANCIER
31 déc. 2016 31 déc. 2015
Charges Produits Total Charges Produits Total
En millions d'euros
Coût de la dette nette (915) 152 (763) (981) 143 (839)
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de
‐ (276) 154 (122)
(66) 66
dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés
Autres produits et charges financiers (1 263) 647 (617) (1 156) 570 (586)
RÉSULTAT FINANCIER (2 245) 865 (1 380) (2 413) 866 (1 547)




9.1 Coût de la dette nette

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

Total
Charges Produits 31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Charges d'intérêts de la dette brute et des couvertures (1 038) - (1 038) (1 151)
Résultat de change sur dettes financières et couvertures - 5 5 8
‐
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur (5) (5) (8)
Résultat sur trésorerie et équivalents de trésorerie, et actifs financiers évalués à la juste valeur par
- 147 147 135
résultat
Coûts d'emprunts capitalisés 128 - 128 178
COÛT DE LA DETTE NETTE (915) 152 (763) (839)



La diminution du coût de la dette nette s’explique notamment par un volume moyen de dette en légère baisse par rapport
à fin décembre 2015 ainsi que par des effets positifs liés aux opérations de financement et de gestion active de taux
réalisés par le Groupe. (cf. Note 15.3.2 «Instruments financiers - Description des principaux événements de la période»).

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

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

Total
Charges Produits 31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
‐ (3)
Effet sur le compte de résultat des dérivés débouclés par anticipation (66) 66
dont soultes décaissées lors du débouclage de swaps (66) - (66) (157)
dont extourne de la juste valeur négative de ces dérivés débouclés par anticipation - 66 66 154
‐
‐ (119)
Effet sur le compte de résultat des opérations de restructuration de la dette -
‐ ‐
dont charges sur opérations de refinancement anticipé - (119)
RÉSULTAT DES OPÉRATIONS DE RESTRUCTURATION DE LA DETTE ET DE
‐ (122)
DÉNOUEMENTS ANTICIPÉS D'INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS (66) 66




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
101
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 9 RÉSULTAT FINANCIER




9.3 Autres produits et charges financiers

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Autres charges financières
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture (102) (102)
Résultat des déqualifications et inefficacité de couvertures économiques sur autres éléments financiers (5) (2)
Désactualisation des autres provisions à long terme (577) (555)
Charges d'intérêts nets sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme (141) (127)
Charges d'intérêts sur fournisseurs et autres créanciers (59) (46)
Autres charges financières (380) (323)
TOTAL (1 263) (1 156)
Autres produits financiers
Produits des titres disponibles à la vente 114 101
‐
Résultat des déqualifications et inefficacité de couvertures économiques sur autres éléments financiers 3
Produits d'intérêts sur clients et autres débiteurs 30 26
Produits d'intérêts sur prêts et créances au coût amorti 78 79
Autres produits financiers 422 364
TOTAL 647 570
TOTAL AUTRES PRODUITS ET CHARGES FINANCIERS (617) (586)




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
102
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 909 millions d’euros (contre 324 millions d’euros en
2015). La ventilation de cette charge d’impôt s’établit comme suit :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
(1 861) (1 348)
Impôt exigible
Impôt différé 952 1 024
CHARGE TOTALE D'IMPÔT COMPTABILISÉE EN RÉSULTAT (909) (324)




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. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
163 (5 113)
Résultat net
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 764 473
Impôt sur les bénéfices (909) (324)
Résultat avant impôt des sociétés intégrées (A) 308 (5 261)
Dont sociétés françaises intégrées 786 (1 439)
Dont sociétés étrangères intégrées (477) (3 822)
Taux d'impôt normatif de la société mère (B) 34,4% 38,0%
PRODUIT/(CHARGE) D'IMPÔT THÉORIQUE (C) = (A) X (B) (106) 1 999
En effet :
Différence entre le taux d'impôt normal applicable pour la société mère et le taux d'impôt normal applicable dans les
(61) (195)
juridictions françaises et étrangères
Différences permanentes (a) (903) (1 295)
Éléments taxés à taux réduit ou nul (b) 258 136
Compléments d'impôt (c) (508) (411)
Effet de la non reconnaissance d'impôts différés actifs sur les déficits fiscaux reportables et les autres différences
temporelles déductibles (d) (1 119) (1 651)
Reconnaissance ou consommation de produits d'impôt sur les déficits fiscaux reportables et les autres différences
temporelles déductibles antérieurement non reconnus (e) 174 431
Effet des changements de taux d'impôt (f) 839 (73)
Crédits d'impôt et autres réductions d'impôt (g) 356 739
Autres 160 (5)
CHARGE D'IMPÔT INSCRITE AU COMPTE DE RÉSULTAT (909) (324)
(a) Comprend principalement les pertes de valeur non fiscalisées sur goodwill, les charges non déductibles de l’assiette fiscale des
sociétés de projets dans l’exploration-production, les charges opérationnelles réintégrées, 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 dans certaines juridictions fiscales,
l’incidence des régimes fiscaux spécifiques appliqués à certaines entités, les pertes de valeur et moins-values non déductibles sur
les titres de participation, 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.
(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 forfaitaire mise à la charge des exploitants d’électricité d’origine nucléaire en Belgique (117 millions d’euros
en 2016 et 166 millions d’euros en 2015), les dotations aux provisions sur impôt sur les sociétés, ainsi que les impôts régionaux et
forfaitaires sur les sociétés.
(d) Comprend (i) l’effet de la non-reconnaissance des positions de différences temporelles actives nettes sur un certain nombre
d’entités fiscales en l’absence de perspectives bénéficiaires suffisantes et (ii) l’effet des pertes de valeur non fiscalisées sur les
immobilisations.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
103
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 10 IMPÔTS




(e) Comprend l’effet de la reconnaissance des positions de différences temporelles actives nettes sur un certain nombre d’entités
fiscales, principalement au Luxembourg pour un montant de 338 millions d’euros en 2015 suite à l’entrée en vigueur d’une nouvelle
législation fiscale.
(f) En 2016, comprend principalement l’impact du changement de taux d’imposition sur les positions d’impôt différé en France
(cf. ci-après).
(g) Comprend notamment les reprises de provisions pour risques fiscaux (essentiellement en 2015), l’effet des déductions d’intérêts
notionnels en Belgique et des crédits d’impôt en Norvège, au Royaume-Uni, aux Pays-Bas et en France.

Depuis 2011, le taux d’imposition de 34,43% sur les sociétés en France avait été majoré d’une contribution exceptionnelle
qui avait in fine porté le taux à 38% en 2015. Cette contribution exceptionnelle a été abrogée dans la Loi de Finances 2016.

La Loi de Finances 2017 adoptée le 20 décembre 2016 prévoit une baisse du taux d’impôt à 28,92% pour toutes les entités
fiscales françaises à compter du 1er janvier 2020. Ce taux résulte de la baisse du taux de droit commun de l’impôt sur les
sociétés de 33,33% à 28,00% majoré de la contribution sociale de 3,3%. Les impôts différés comptabilisés par les entités
françaises se retournant au-delà de 2020 ont donc été réévalués à ce nouveau taux au 31 décembre 2016, ce qui s’est
traduit par un impact positif sur le résultat non récurrent de 904 millions d’euros, et un impact négatif de
-187 millions d’euros sur les impôts différés relatifs aux éléments comptabilisés dans l’état du résultat global.

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. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Impôts différés actifs :
Reports déficitaires et crédits d'impôts (371) 176
Engagements de retraite (108) 4
Provisions non déductibles 6 157
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations 132 103
Mise à la juste valeur des instruments financiers (IAS 32/39) 245 267
Autres 10 (138)
TOTAL (86) 569
Impôts différés passifs :
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations 1 344 1 035
Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32/39) (473) (524)
Autres 167 (56)
TOTAL 1 038 455
PRODUIT/(CHARGE) D'IMPÔT DIFFÉRÉ 952 1 024



Le produit d’impôt différé comptabilisé en 2016 résulte notamment de la baisse du taux d’impôt futur approuvé en France.
Le produit d’impôt différé comptabilisé en 2015 provient principalement des effets impôts de certaines pertes de valeur sur
immobilisations corporelles et incorporelles.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
104
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 10 IMPÔTS




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. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
(12) (7)
Actifs financiers disponibles à la vente
Écarts actuariels 47 (139)
Couverture d'investissement net 13 70
Couverture de flux de trésorerie sur autres éléments 382 (142)
Couverture de flux de trésorerie sur dette nette 4 14
TOTAL HORS QUOTE-PART DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 434 (204)
Quote-part des entreprises mises en équivalences 10 (18)
TOTAL 444 (222)




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 2015 1 280 (8 131) (6 851)
Effet du résultat de la période (86) 1 038 952
Effet des autres éléments du résultat global 20 414 434
Effet de périmètre 8 124 132
Effet de change (21) (36) (57)
Transfert en actifs et passifs classés comme détenus en vue de la vente 84 (218) (135)
Effet de présentation nette par entité fiscale (35) 33 (2)
AU 31 DÉCEMBRE 2016 1 250 (6 775) (5 525)



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. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Impôts différés actifs :
Reports déficitaires et crédits d'impôts 2 178 2 532
Engagements de retraite 1 451 1 438
Provisions non déductibles 631 642
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations 1 258 1 115
Mise à la juste valeur des instruments financiers (IAS 32/39) 3 285 1 795
Autres 585 564
TOTAL 9 388 8 086
Impôts différés passifs :
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations (10 886) (12 181)
Mise à la juste valeur des instruments financiers (IAS 32/39) (3 214) (1 827)
Autres (813) (929)
TOTAL (14 913) (14 937)
IMPÔTS DIFFÉRÉS NETS (5 525) (6 851)




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
105
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 10 IMPÔTS




Les impôts différés actifs comptabilisés au titre des reports déficitaires sont justifiés par l’existence de différences
temporelles taxables suffisantes et/ou par des prévisions d’utilisation de ces déficits sur une période de projections fiscales
de six années validée par le Management, sauf exception justifiée par un contexte particulier.

10.4 Impôts différés non comptabilisés

Au 31 décembre 2016, l’effet impôt relatif aux reports déficitaires et crédits d’impôt reportables en avant non utilisés et
non comptabilisés dans l’état de situation financière s’élève à 3 716 millions d’euros (contre 3 308 millions d’euros au
31 décembre 2015). La grande majorité de ces déficits reportables non comptabilisés est portée par des sociétés situées
dans des pays qui permettent leur utilisation illimitée dans le temps (essentiellement en Belgique, au Luxembourg, en
France, en Australie et au Royaume-Uni) ou limitée à 9 ans aux Pays-Bas. Ces déficits reportables n’ont pas donné lieu
à la comptabilisation d’impôts différés faute de perspectives bénéficiaires suffisantes à moyen terme.

L’effet impôt des autres différences temporelles déductibles non comptabilisées dans l’état de situation financière s’élève
à 1 698 millions d’euros en 2016 contre 1 472 millions d’euros en 2015.




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106
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 11 RÉSULTAT PAR ACTION




NOTE 11 RÉSULTAT PAR ACTION


31 déc. 2016 31 déc. 2015

Numérateur (en millions d'euros)
Résultat net part du Groupe (415) (4 617)
Rémunération des titres super-subordonnés (146) (145)
Résultat net part du Groupe utilisé pour le calcul du résultat par action (562) (4 762)
‐ ‐
Effet des instruments dilutifs
Résultat net part du Groupe dilué (562) (4 762)

Dénominateur (en millions d'actions)
Nombre moyen d'actions en circulation 2 396 2 392
Effet des instruments dilutifs :
Plans d'actions gratuites réservées aux salariés 9 11
Nombre moyen d'actions en circulation dilué 2 405 2 403

Résultat par action (en euros)
Résultat net part du Groupe par action (0,23) (1,99)
Résultat net part du Groupe par action dilué (0,23) (1,99)



Conformément aux dispositions d’IAS 33 - Résultat par action, le calcul du résultat net par action et du résultat net dilué
par action prend également en compte, en déduction du résultat net part du Groupe, la rémunération due aux détenteurs
de titres super-subordonnés (cf. Note 17.2.1).

Les instruments dilutifs du Groupe pris en compte dans le calcul des résultats dilués par action comprennent les plans
d’actions gratuites et d’actions de performance en titres ENGIE.

Compte tenu de leur effet relutif, tous les plans de stock-options sont exclus du calcul du résultat dilué par action de 2015
et 2016. Dans le futur, les instruments relutifs au 31 décembre 2016 pourraient potentiellement devenir dilutifs en fonction
de l’évolution du cours moyen annuel de l’action. Tous ces plans sont décrits dans la Note 23 «Paiements fondés sur des
actions».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
107
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 12 GOODWILLS




NOTE 12 GOODWILLS

12.1 Évolution de la valeur comptable

Valeur nette
En millions d'euros
Au 31 décembre 2014 21 222
Pertes de valeur (2 628)
Variations de périmètre et Autres 201
Écarts de conversion 230
Au 31 décembre 2015 19 024
Pertes de valeur (1 690)
Variations de périmètre et Autres 39
Écarts de conversion (1)
AU 31 DÉCEMBRE 2016 17 372


Les effets des variations de périmètre au 31 décembre 2016 résultent principalement de la comptabilisation de goodwill
dégagés respectivement sur l’acquisition d’OpTerra Energy Services (158 millions d’euros), sur l’acquisition de
Green Charge Networks (47 millions d’euros) et sur la prise de contrôle de Maïa Eolis (40 millions d’euros), ainsi que de
la décomptabilisation d’un goodwill de 199 millions d’euros relatif à des activités cédées sur l’exercice.

À l’issue des tests de pertes de valeur annuels réalisés sur les Unités Génératrices de Trésorerie (UGT goodwill), le
Groupe a comptabilisé des pertes de valeur sur les goodwills pour un montant total de 1 690 millions d’euros, dont
1 362 millions d’euros sur l’UGT Benelux, 161 millions d’euros sur le goodwill de l’UGT GTT, 139 millions d’euros sur le
groupe d’actifs destinés à être cédés constitué par la centrale de production d’électricité de Polaniec et 24 millions d’euros
sur le goodwill de l’UGT Global LNG. Les tests de pertes de valeur réalisés en 2016 sur ces UGT sont décrits dans la
Note 8.2 «Pertes de valeur».

La diminution constatée en 2015 provenait principalement de la comptabilisation de pertes de valeur sur les goodwills pour
un montant total de 2 628 millions d’euros, dont 1 619 millions d’euros sur l’ancienne UGT Global Gaz & GNL,
911 millions d’euros sur le groupe d’actifs destinés à être cédés aux États-Unis et 83 millions d’euros sur l’ancienne
UGT Asie du Sud, Moyen-Orient et Afrique.

12.2 Informations sur les UGT goodwill

Du fait de la nouvelle organisation opérationnelle en vigueur depuis le 1er janvier 2016 (cf. Note 6 «Information sectorielle»),
le Groupe a mis à jour la définition des UGT goodwill et a procédé à des réallocations de goodwill entre les anciennes et
les nouvelles UGT goodwill.

Le Groupe compte désormais 26 UGT goodwill qui correspondent aux 24 Business Units décrites dans la Note 6 à
l’exception de la BU Asie-Pacifique qui est divisée en deux UGT goodwill (Australie et Asie-Pacifique hors Australie) et
auxquelles s’ajoute l’UGT goodwill Solairedirect.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
108
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 12 GOODWILLS




Le tableau ci-après présente les UGT goodwill dites «significatives» dont le montant de goodwill est supérieur à 5% de la
valeur totale des goodwills du Groupe au 31 décembre 2016 ainsi que les UGT qui portent des goodwills supérieurs à
500 millions d’euros.

Secteur reportable 31 déc. 2016
En millions d'euros
UGT SIGNIFICATIVES
Benelux Benelux 4 239
GRDF Infrastructures Europe 4 009
France BtoC France 1 010
France Renouvelables France 871
AUTRES UGT IMPORTANTES
Amérique du Nord Amérique du Nord 797
Génération Europe Autres 682
Royaume-Uni Europe hors France & Benelux 651
GRTgaz Infrastructures Europe 614
Europe du Nord, du Sud et de l'Est Europe hors France & Benelux 612
Storengy Infrastructures Europe 543
France BtoB France 503
AUTRES UGT (GOODWILLS INFÉRIEURS INDIVIDUELLEMENT À 500 MILLIONS D'EUROS) 2 842
TOTAL 17 372




12.3 Tests de perte de valeur sur les UGT goodwill

Toutes les Unités Génératrices de Trésorerie goodwill (UGT 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 second semestre. La valeur recouvrable des
UGT goodwill est déterminée, dans la plupart des cas, par référence à une valeur d’utilité calculée à partir des projections
de flux de trésorerie provenant du budget 2017 et du plan d’affaires à moyen terme 2018-2019 approuvés par le Comité
Exécutif du Groupe et le Conseil d’Administration et, au-delà de cette période, d’une extrapolation des flux de trésorerie.

Les projections de flux de trésorerie sont établies selon les modalités présentées dans la Note 8.2 «Pertes de valeur».

Les taux d’actualisation retenus correspondent à un coût moyen pondéré du capital ajusté afin de tenir compte des risques
métiers, marché, pays et devises liés à chaque UGT goodwill examinée. Les taux d’actualisation retenus sont cohérents
avec les sources externes d'informations disponibles. Les taux après impôts retenus en 2016 lors de l’examen de la valeur
d’utilité des UGT goodwill pour l’actualisation des flux de trésorerie sont compris entre 4,7% et 15,1% (entre 4,7% et 14,5%
en 2015). Les taux d’actualisation utilisés pour les principales UGT goodwill sont présentés dans les Notes ci-après
8.3.1 «UGT significatives» et 8.3.2 «Autres UGT importantes».

12.3.1 UGT significatives

Cette section présente la méthode de détermination de la valeur d’utilité, les hypothèses clés sous-tendant la valorisation,
ainsi que les analyses de sensibilité concernant les tests de perte de valeur des UGT dont le montant de goodwill
représente plus de 5% de la valeur totale des goodwills du Groupe au 31 décembre 2016.

Le test de perte de valeur relatif à l’UGT goodwill Benelux est présenté dans la Note 8.2 « Pertes de valeur ».

12.3.2 UGT GRDF

Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s’élève à 4 009 millions d’euros au 31 décembre 2016. L’UGT GRDF
regroupe les activités régulées de distribution de gaz naturel en France.

La valeur d’utilité de l’UGT GRDF a été calculée sur la base des projections de flux de trésorerie établies à partir du
budget 2017, du plan d’affaires à moyen terme 2018-2019 approuvés par le Comité Exécutif du Groupe et le Conseil
d’Administration ainsi que de projections de flux de trésorerie sur la période 2020-2022. La valeur terminale correspond
au montant attendu de la Base des Actifs Régulés (BAR) sans prime fin 2022. La BAR est la valeur attribuée par le




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
109
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 12 GOODWILLS




régulateur (CRE) aux actifs exploités par l’opérateur de distribution. Elle représente la somme des flux futurs de trésorerie
avant impôt, actualisée à un taux égal au taux de rémunération avant impôt garanti par le régulateur.

Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir du tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz
naturel dit «tarif ATRD 5» entré en vigueur le 1er juillet 2016 pour une période de quatre ans, ainsi que du niveau global
des investissements accepté par la CRE dans le cadre de sa décision sur le tarif ATRD 5.

Compte tenu du caractère régulé des activités regroupées au sein de l’UGT GRDF, une variation raisonnable des
paramètres de valorisation n’entraînerait pas une insuffisance de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable.

12.3.3 UGT France BtoC

Le goodwill affecté à cette UGT s’élève à 1 010 millions d’euros au 31 décembre 2016. L’UGT France BtoC regroupe les
activités de commercialisation d’énergie et de services associés auprès des clients particuliers et professionnels en
France.

La valeur d’utilité de ces activités a été calculée à partir des prévisions de flux de trésorerie établies à partir du budget 2017
et du plan d’affaires à moyen terme 2018-2019 approuvés par le Comité Exécutif du Groupe et le Conseil d’Administration.
Une valeur terminale a été déterminée en extrapolant les flux de trésorerie au-delà de cette période en utilisant un taux de
croissance long terme de 1,9%.

Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d’actualisation, l’évolution de la demande de gaz et
d’électricité en France, l’évolution de la part du marché du Groupe ainsi que les prévisions des taux de marge de
commercialisation.

Les taux d’actualisation appliqués sont compris entre 7,5% et 8,3%.

Une augmentation de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés aurait un impact négatif de 9% sur l’excédent de
la valeur recouvrable de l’UGT goodwill par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois
supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés aurait un effet
positif de 11% sur ce calcul.

Une diminution de 5% de la marge des activités de commercialisation de gaz et d’électricité aurait un impact négatif de
9% sur l’excédent de la valeur recouvrable de l’UGT par rapport à la valeur comptable ; la valeur recouvrable restant
toutefois supérieure à la valeur comptable. Inversement, une augmentation de 5% de la marge des activités de
commercialisation de gaz et d’électricité aurait un impact positif de 9% sur ce calcul.

12.3.4 UGT France Renouvelables

Le goodwill affecté à cette UGT s’élève à 871 millions d’euros au 31 décembre 2016. L’UGT France Renouvelables
regroupe les activités de développement, construction, financement, exploitation et maintenance de l’ensemble des actifs
de production d’électricité d’origine renouvelable en France (hydraulique, éolien, photovoltaïque à l’exception des parcs
photovoltaïques développés et opérés par Solairedirect).

La valeur d’utilité de ces activités a été calculée à partir des prévisions de flux de trésorerie établies à partir du budget 2017
et du plan d’affaires à moyen terme 2018-2019 approuvés par le Comité Exécutif du Groupe et le Conseil d’Administration.
Une valeur terminale a été déterminée pour les activités hydrauliques en extrapolant les flux de trésorerie au-delà de cette
période sur la base du scénario de référence arrêté par le Groupe.

Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d’actualisation, les hypothèses de renouvellement des
concessions hydroélectriques et l’évolution post horizon liquide des prix de vente de l’électricité.

Les taux d’actualisation appliqués sont compris entre 5,2% et 8,5%, selon qu’il s’agit d’actifs régulés ou d’activités dites
merchant.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
110
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 12 GOODWILLS




La valeur d’utilité de la Compagnie Nationale du Rhône et de la SHEM tient compte d’hypothèses portant notamment sur
la prolongation ou la remise en appel d’offres des concessions, ainsi que sur les modalités d’une éventuelle prolongation.

Les flux de trésorerie relatifs aux périodes couvertes par le renouvellement des concessions comprennent un certain
nombre d’hypothèses concernant les conditions économiques et régulatoires liées à l’exploitation de ces actifs (taux de
redevance, niveaux d’investissement à réaliser, etc.) durant cette période.

Résultats du test de perte de valeur

Une perte de valeur de 416 millions d’euros a été comptabilisée sur les actifs de production hydroélectrique de la SHEM
(cf. Note 8.2.5).

Analyses de sensibilité

Une diminution du prix de l’électricité de 10 €/MWh sur la production électrique d’origine hydraulique aurait un impact
négatif de 52% sur l’excédent de la valeur recouvrable de l’UGT goodwill par rapport à la valeur comptable, la valeur
recouvrable de l’UGT demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Inversement, une augmentation de 10€/MWh
du prix de l’électricité aurait un effet positif de 52% sur ce calcul.

Une augmentation de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés aurait un impact négatif de 34% sur l’excédent de
la valeur recouvrable de l’UGT goodwill par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois
supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés aurait un effet
positif de 43% sur ce calcul.

Une absence de renouvellement de la concession hydroélectrique de la Compagnie Nationale du Rhône au-delà de 2023
aurait un impact fortement détériorant sur le résultat du test ; la valeur recouvrable devenant nettement inférieure à la
valeur comptable. Dans ce scénario, le risque de dépréciation s’élèverait à environ 550 millions d’euros.

12.3.5 Autres UGT importantes

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

UGT Secteur opérationnel Méthode de valorisation Taux d'actualisation
Génération Europe Autres DCF + DDM 6,5% - 10,1%
Amérique du Nord Amérique du Nord DCF + DDM 3,8% - 12,7%
Royaume-Uni Europe hors France & Benelux DCF + DDM 6,3% - 9,1%
Europe du Nord, du Sud et de l'Est Europe hors France & Benelux DCF + DDM 5,6% - 12,4%
Storengy Infrastructures Europe DCF 4,7% - 9,3%
France BtoB France DCF 7,8% - 8,5%



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

12.3.5.1 UGT Génération Europe

Le goodwill affecté à cette UGT s’élève à 682 millions d’euros au 31 décembre 2016. L’UGT Génération Europe regroupe
les activités de production d’électricité d’origine thermique du Groupe en Europe.

La valeur d’utilité de ces activités a été calculée à partir des prévisions de flux de trésorerie établies à partir du budget 2017
et plan d’affaires à moyen terme 2018-2019 approuvés par le Comité Exécutif du Groupe et le Conseil d’Administration
puis en projetant les flux de trésorerie au-delà de cette période de 3 ans sur la durée d’utilité des actifs sur la base du
scenario de référence arrêté par le Groupe.

Les taux d’actualisation appliqués à ces projections de flux de trésorerie sont compris entre 6,5% et 10,1%.

Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d’actualisation, l’évaluation de la demande d’électricité
et l’évolution post horizon liquide du prix du CO2, des combustibles et de l’électricité.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
111
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 12 GOODWILLS




Résultats du test de perte de valeur

Des pertes de valeur de 659 millions d’euros ont été comptabilisées au 31 décembre 2016, dont 520 millions d’euros sur
des centrales thermiques et 139 millions d’euros correspondant à la part de goodwill de l’UGT allouée au groupe d’actifs
destiné à être cédé en Pologne (cf. Note 8.2.5).

Analyses de sensibilité

Une augmentation de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés aurait un impact négatif de 61% sur l’excédent de
la valeur recouvrable de l’UGT goodwill par rapport à la valeur comptable, la valeur comptable demeurant toutefois
supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 50 points de base des taux d’actualisation utilisés aurait un effet
positif de 65% sur ce calcul.

En cas de diminution de 10% de la marge captée par les centrales thermiques, la valeur recouvrable deviendrait inférieure
à la valeur comptable, et conduirait à une dépréciation d’environ 100 millions d’euros.

12.3.5.2 UGT Storengy

Le goodwill affecté à cette UGT s’élève à 543 millions d’euros au 31 décembre 2016. L’UGT Stockage regroupe les entités
qui détiennent, exploitent et commercialisent des capacités de stockage souterrain de gaz naturel en France, en
Allemagne et au Royaume-Uni.

La valeur d’utilité de ces activités a été calculée à partir des prévisions de flux de trésorerie établies à partir du budget 2017
et plan d’affaires à moyen terme 2018-2019 approuvés par le Comité Exécutif du Groupe et le Conseil d’Administration
puis en projetant les flux de trésorerie au-delà de cette période de 3 ans sur la base du scenario de référence arrêté par
le Groupe.

Pour les activités de stockage en France et en Allemagne, les flux ont été projetés jusqu’en 2025, date à laquelle le Groupe
estime que les spreads saisonniers auront atteint leur prix d’équilibre à long terme. Une valeur terminale a été déterminée
en 2026 en appliquant au flux de trésorerie normatif de l’année 2025 un taux de croissance correspondant au taux
d’inflation long terme attendu sur la zone euro.

Les taux d’actualisation appliqués à ces projections de flux de trésorerie s’élèvent à 5,7% pour la France, 7,9% pour le
Royaume-Uni et entre 4,7% et 9,3% pour les stockages allemands.

Les hypothèses clés du test portent sur (i) les prévisions de ventes de capacités en France et en Allemagne, lesquelles
dépendent de l’évolution des conditions de marché, et plus particulièrement du niveau des spreads saisonniers du gaz
naturel, ainsi que (ii) l’évolution des hypothèses règlementaires concernant les activités de stockage souterrain de gaz
naturel en France.

Une modification des spreads saisonniers affecterait le niveau de chiffre d’affaires à la fois via l’incidence du spread (i) sur
le prix de vente de certains contrats de commercialisation de capacités qui sont fortement corrélés à cet indicateur ainsi
que (ii) sur les volumes de vente globaux.

Une diminution de 5% du chiffre d’affaires du métier stockage en France et en Allemagne sur la période 2017-2025 et sur
le flux normatif retenu dans la valeur terminale, conduirait à constater une perte de valeur de l’ordre de 300 millions d’euros.

Dans le cas d’un niveau de spread saisonnier qui resterait limité à son niveau attendu en 2021 sur l’ensemble de l’horizon
de valorisation postérieur à cette date, le risque de perte de valeur s’élèverait à environ 250 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
112
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 12 GOODWILLS




12.4 Répartition sectorielle

La répartition par secteur reportable de la valeur comptable des goodwills s’établit comme suit :

31 déc. 2016
En millions d'euros
797
Amérique du Nord
Amérique Latine 810
Afrique/Asie 978
Benelux 4 239
France 2 799
Europe hors France & Benelux 1 263
Infrastructures Europe 5 338
‐
GEM & GNL
E&P 32
Autres 1 116
TOTAL 17 372




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
113
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES




NOTE 13 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES

13.1 Variation des immobilisations incorporelles


Droits incorporels
sur contrats de Droits de
concession capacité Autres Total
En millions d'euros
VALEUR BRUTE
Au 31 décembre 2014 2 825 2 493 10 523 15 841
‐
Acquisitions 241 644 886
‐
Cessions (4) (246) (251)
‐
Écarts de conversion (2) 163 162
‐
Variations de périmètre 27 (175) (149)
‐ ‐
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» (16) (16)
Autres variations 21 52 19 92
Au 31 décembre 2015 3 108 2 545 10 912 16 565
‐
Acquisitions 169 584 753
Cessions (54) (13) (51) (119)
‐
Écarts de conversion (43) 27 (16)
‐
Variations de périmètre 5 106 112
‐ ‐
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» (4) (4)
Autres variations 19 33 38 91
AU 31 DÉCEMBRE 2016 3 205 2 565 11 613 17 383
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
Au 31 décembre 2014 (1 062) (1 646) (5 564) (8 272)
Dotations aux amortissements (101) (71) (565) (737)
‐
Pertes de valeur (7) (940) (947)
‐
Cessions 4 207 211
‐
Écarts de conversion 1 (74) (73)
‐
Variations de périmètre (2) 211 209
‐ ‐
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» 3 3
‐
Autres variations (3) 56 53
Au 31 décembre 2015 (1 171) (1 716) (6 666) (9 553)
Dotations aux amortissements (108) (61) (601) (770)
Pertes de valeur (6) (225) (176) (407)
Cessions 29 13 34 76
‐
Écarts de conversion 3 4 7
‐ ‐
Variations de périmètre (10) (10)
‐ ‐
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» 3 3
‐
Autres variations (7) (84) (92)
AU 31 DÉCEMBRE 2016 (1 259) (1 988) (7 497) (10 744)
VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2015 1 938 828 4 247 7 013
AU 31 DÉCEMBRE 2016 1 946 576 4 116 6 639



En 2016, les pertes de valeur sur immobilisations incorporelles s’élèvent à -407 millions d’euros et portent essentiellement
sur des contrats de droits de tirage sur des actifs électriques en Italie pour -225 millions d’euros, et sur un portefeuille de
contrats d’approvisionnement long terme en gaz naturel pour -125 millions d’euros (cf. Note 8.2 «Pertes de valeur»).

En 2015, les pertes de valeur sur immobilisations incorporelles (-947 millions d’euros) portaient principalement sur la
marque corporate GDF Gaz de France pour -455 millions d’euros, sur l’actif incorporel Relations clients France pour
-95 millions d’euros, ainsi que sur des licences d’exploration en Australie pour -257 millions d’euros et au Qatar pour
-87 millions d’euros.

13.1.1 Droits incorporels sur contrats de concession

Ce poste comprend essentiellement les droits à facturer les usagers du service public reconnus en application du modèle
actif incorporel d’IFRIC 12. Les acquisitions portent essentiellement sur les activités du secteur France Réseaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
114
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 13 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES




13.1.2 Droits de capacité

Le Groupe a acquis des droits sur des capacités de production de centrales opérées par des tiers. Ces droits acquis dans
le cadre de transactions ou dans le cadre de la participation du Groupe au financement de la construction de certaines
centrales confèrent au Groupe le droit d’acheter une quote-part de la production sur la durée de vie des actifs sous-jacents.
Ces droits à capacité sont amortis sur la durée d’utilité de l’actif sous-jacent, n’excédant pas 40 ans. À ce jour, le Groupe
dispose de droits dans les centrales de Chooz B et Tricastin (France), et de capacités de production virtuelle (VPP - Virtual
Power Plant) en Italie.

13.1.3 Autres

Au 31 décembre 2016, ce poste comprend principalement des logiciels, des licences ainsi que des actifs incorporels acquis
dans le cadre de regroupements d’entreprises.

Les licences d’exploration et de production comprises dans la colonne «Autres» du tableau ci-dessus font l’objet d’une
présentation détaillée dans la Note 20 «Activité exploration-production».

13.2 Information sur les frais de recherche et développement

Les activités de recherche et de développement se traduisent par la réalisation d’études variées touchant à l’innovation
technologique, à l’amélioration de l’efficacité des installations, de la sécurité, de la protection de l’environnement, de la
qualité du service et de l’utilisation des ressources énergétiques.

Les frais de recherche et de développement, hors dépenses d’assistance technique, s’élèvent à 191 millions d’euros pour
l’exercice 2016, dont 23 millions d’euros de dépenses liées à des projets internes en phase de développement répondant
aux critères de comptabilisation d’un actif incorporel (IAS 38).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
115
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 IMMOBILISATIONS CORPORELLES




NOTE 14 IMMOBILISATIONS CORPORELLES

14.1 Variation des immobilisations corporelles

Coûts de Immobili-
Construc- Installations Matériel de démantè- sations en
Terrains tions techniques transport lement cours Autres Total
En millions d'euros
VALEUR BRUTE
Au 31 décembre 2014 944 4 460 92 831 390 2 141 7 626 1 053 109 446
‐
Acquisitions 4 31 541 70 4 874 68 5 589
Cessions (147) (117) (320) (17) (2) (199) (61) (862)
Écarts de conversion (5) 76 409 6 5 202 2 695
‐
Variations de périmètre (3) (28) 6 (4) (19) (3) (51)
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue
(5 850)
de la vente» (82) 1 (5 588) (20) (18) (138) (5)
Autres variations 44 542 5 356 1 196 (5 917) 60 282
Au 31 décembre 2015 755 4 993 93 201 437 2 318 6 428 1 115 109 248
‐
Acquisitions 7 26 893 46 4 299 65 5 336
Cessions (8) (46) (743) (41) (97) (20) (48) (1 003)
Écarts de conversion 16 (46) 717 3 (11) 10 (2) 688
‐
Variations de périmètre (6) 22 38 3 (718) 9 (653)
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue
‐
de la vente» (3) (7) (1 208) (23) (47) (2) (1 291)
Autres variations (5) 746 2 615 2 842 (3 489) 37 749
AU 31 DÉCEMBRE 2016 756 5 687 95 514 451 3 029 6 462 1 174 113 073
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
Au 31 décembre 2014 (147) (2 151) (39 627) (258) (1 039) (1 422) (770) (45 414)
‐
Dotations aux amortissements (17) (136) (3 528) (47) (190) (93) (4 011)
‐
Pertes de valeur (14) (12) (3 066) (35) (1 653) (3) (4 784)
Cessions 52 64 240 14 2 1 53 427
Écarts de conversion 7 (10) (126) (3) 2 (36) (1) (166)
‐ ‐
Variations de périmètre 3 3 (2) (4) 2 3
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue
‐ ‐ ‐ ‐ 1 719
de la vente» 1 709 8 1
‐
Autres variations 2 10 (977) (23) 977 (22) (33)
Au 31 décembre 2015 (113) (2 231) (45 377) (314) (1 259) (2 132) (834) (52 259)
‐
Dotations aux amortissements (8) (265) (3 148) (43) (74) (89) (3 627)
Pertes de valeur (14) (438) (1 126) (11) 31 (151) (2) (1 711)
Cessions 1 27 555 36 97 1 44 761
Écarts de conversion (7) 5 (198) (3) 11 93 3 (95)
‐ ‐
Variations de périmètre (12) (29) (2) 444 (5) 396
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue
‐ ‐ ‐
de la vente» 5 977 12 2 996
Autres variations (5) (15) (186) (1) (142) 550 4 205
AU 31 DÉCEMBRE 2016 (145) (2 925) (48 531) (337) (1 324) (1 195) (878) (55 334)
VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2015 642 2 762 47 824 123 1 059 4 296 281 56 988
AU 31 DÉCEMBRE 2016 612 2 762 46 983 114 1 706 5 268 296 57 739



En 2016, l’augmentation nette du poste «Immobilisations corporelles» tient compte :

 des investissements de maintenance et de développement pour un total de +5 336 millions d’euros concernant
principalement des constructions de centrales et des développements de champs éoliens en Amérique Latine et
en France, des extensions des réseaux de transport et de distribution dans le secteur Infrastructures Europe et
des développements dans les activités exploration-production ;
 d’une augmentation de +981 millions d’euros de l’actif de démantèlement reconnu en contrepartie des provisions
comptabilisées au titre du démantèlement des sites de production nucléaire en Belgique (cf. Note 18.2) ;
 des effets de change pour un montant de +593 millions d’euros, portant principalement sur le réal brésilien
(+557 millions d’euros), le dollar américain (+267 millions d'euros), la couronne norvégienne (+87 millions d'euros),
et la livre sterling (-349 millions d'euros) ;




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
116
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 14 IMMOBILISATIONS CORPORELLES




 d’amortissements pour un total de -3 627 millions d’euros ;
 de pertes de valeur s’élevant à -1 711 millions d’euros, portant essentiellement sur des actifs de production
thermique en Europe (-520 millions d’euros), sur des actifs de production hydroélectrique en France
(-414 millions d’euros), sur des navires méthaniers (-142 millions d’euros), ainsi que sur des actifs d’exploration-
production ;
 du classement de la centrale de production d’électricité de Polaniec en Pologne en tant qu’«Actifs destinés à être
cédés» (-295 millions d’euros) ; la valeur comptable des immobilisations corporelles correspondantes ayant été
transférée sur la ligne «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» de l’état de situation financière ;
 de variations de périmètre pour -257 millions d’euros résultant principalement de la cession de 50% de
Transmisora Eléctrica del Norte SA (TEN) au Chili (-202 millions d’euros) et de la cession des centrales à charbon
de Meenakshi en Inde (-131 millions d’euros), partiellement compensées par la prise de contrôle de
Energieversorgung Gera GmbH en Allemagne (+100 millions d’euros).

En 2015, la diminution nette du poste «Immobilisations corporelles» provenait principalement :

 des pertes de valeur sur immobilisations corporelles portant essentiellement sur des actifs d’exploration-production
(-2 197 millions d’euros), sur des actifs de production d’énergies en Afrique/Asie (-1 639 millions d’euros) et en
Europe hors France et Benelux (-345 millions d’euros), ainsi que sur un terminal de regazéification en Amérique
du Nord (-195 millions d’euros) ;
 des cessions d’immobilisations corporelles nettes de -435 millions d’euros comprenant notamment des cessions
d’intérêts dans des licences d’exploration-production en Indonésie pour -197 millions d’euros, ainsi que des
cessions de biens immobiliers pour -148 millions d’euros ;
 des effets de change nets de +529 millions d’euros portant essentiellement sur le dollar américain
(+1 158 millions d'euros), la livre sterling (+145 millions d'euros), le réal brésilien (-706 millions d’euros), et la
couronne norvégienne (-98 millions d'euros) ;
 du transfert sur la ligne «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» de la valeur comptable des
immobilisations corporelles du portefeuille d’actifs de production d’électricité merchant aux États-Unis.

Les actifs d’exploration-production inclus dans le tableau ci-dessus sont détaillés par nature dans la
Note 20 «Activité exploration-production». Les champs en développement sont présentés dans la colonne
«Immobilisations en cours» et les champs en production dans la colonne «Installations techniques».

14.2 Actifs corporels donnés en garantie

Les actifs corporels qui ont été donnés en garantie pour couvrir des dettes financières s’élèvent à 3 727 millions d’euros
au 31 décembre 2016 contre 5 267 millions d’euros au 31 décembre 2015. La variation est principalement liée à la cession
des actifs hydroélectriques merchant aux États-Unis.

14.3 Engagements contractuels d’acquisition d’immobilisations corporelles

Dans le cadre normal de leurs activités, certaines sociétés du Groupe se sont engagées à acheter, et les tiers concernés
à leur livrer, des installations techniques. Ces engagements portent principalement sur des commandes d’équipements et
de matériel relatifs à des constructions d’unités de production d’énergie et à des contrats de services.

Les engagements contractuels d’investissement en immobilisations corporelles du Groupe s’élèvent à
3 079 millions d’euros au 31 décembre 2016 contre 3 181 millions d’euros au 31 décembre 2015.

14.4 Autres informations

Le montant des coûts d’emprunt de la période incorporés dans le coût des immobilisations corporelles s’élève à
128 millions d’euros au titre de l’exercice 2016 contre 178 millions d’euros au titre de l’exercice 2015.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
117
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS

15.1 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. 2016 31 déc. 2015
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
‐
‐
Titres disponibles à la vente 2 997 2 997 3 016 3 016
Prêts et créances au coût amorti 2 250 21 430 23 680 2 377 20 080 22 457
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) 2 250 595 2 845 2 377 731 3 108
‐ ‐
Clients et autres débiteurs 20 835 20 835 19 349 19 349
Autres actifs financiers évalués à la juste valeur 3 603 10 486 14 089 4 026 12 029 16 055
Instruments financiers dérivés 3 603 9 047 12 650 4 026 10 857 14 883
‐ ‐ 1 172 1 172
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat 1 439 1 439
‐ ‐
Trésorerie et équivalents de trésorerie 9 825 9 825 9 183 9 183
TOTAL 8 850 41 741 50 591 9 419 41 292 50 711



15.1.1 Titres disponibles à la vente

En millions d'euros
Au 31 décembre 2014 2 893
Acquisitions 272
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global» (23)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés (17)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres (2)
Variations de juste valeur enregistrées en résultat (147)
Variations de périmètre, change et divers 39
Au 31 décembre 2015 3 016
Acquisitions 407
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global» (500)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés (152)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres 298
Variations de juste valeur enregistrées en résultat (21)
Variations de périmètre, change et divers (49)
Au 31 DÉCEMBRE 2016 2 997



Les titres disponibles à la vente détenus par le Groupe s’élèvent à 2 997 millions d’euros au 31 décembre 2016 et se
répartissent entre 1 977 millions d’euros de titres cotés et 1 020 millions d’euros de titres non cotés (respectivement
1 593 millions d’euros et 1 423 millions d’euros au 31 décembre 2015).

Les principales variations de l'exercice correspondent à l’acquisition de titres d’OPCVM et obligations par Synatom dans
le cadre de ses objectifs de placement au titre de la couverture des provisions nucléaires (cf. Note 15.1.5), ainsi qu’à la
cession des participations que le Groupe détenait respectivement dans le gestionnaire wallon de réseaux de distribution,
dans Transportadora de Gas del Perú, et dans la Société d’Enrichissement du Tricastin Holding (cf. Note 4.1.5).

En 2015, les principales variations de l’exercice résultaient de l’acquisition de titres d’OPCVM et obligations par Synatom
dans le cadre de ses objectifs de placement au titre de la couverture des provisions nucléaires (cf. Note 15.1.5).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
118
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




15.1.1.1 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
Variation de juste Recyclage en Résultat de
Dividendes valeur Effet de change Perte de valeur résultat cession
En millions d’euros
‐ ‐ ‐
Capitaux propres(1) 298 1 (152)
‐ ‐
Résultat 114 (21) 152 90
‐
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2016 114 298 1 (21) 90
‐ ‐ ‐
Capitaux propres(1) (2) 16 (17)
‐ ‐
Résultat 101 (147) 17 64
‐
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2015 101 (2) 16 (147) 64
(1) Hors effet impôt.

En 2016, les produits comptabilisés en «Autres éléments du résultat global» et recyclés en résultat pour
152 millions d’euros résultent pour l’essentiel de la cession des titres Transportadora de Gas del Perú (cf. Note 4.1.5.2).

15.1.1.2 Examen des titres disponibles à la vente dans le cadre des tests de perte de valeur

Le Groupe examine la valeur des différents titres disponibles à la vente afin de déterminer au cas par cas, et compte tenu
du contexte de marché, s’il y a lieu de comptabiliser des pertes de valeur.

Pour les titres cotés, parmi les éléments pris en considération, le Groupe estime qu’une baisse du cours de plus de 50%
en deçà du coût historique ou qu’une baisse du cours en deçà du coût historique pendant plus de 12 mois sont des indices
de perte de valeur.

Le Groupe a comptabilisé au cours de l’exercice des pertes de valeur pour un montant net de 21 millions d’euros.

Après examen, le Groupe considère qu’il n’y a pas lieu de comptabiliser de perte de valeur sur ses autres lignes de titres
disponibles à la vente au 31 décembre 2016.

15.1.2 Prêts et créances au coût amorti

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et
2 250 595 2 845 2 377 731 3 108
autres débiteurs)
Prêts aux sociétés affiliées 718 441 1 159 735 467 1 202
Autres créances au coût amorti 655 22 678 707 157 864
Créances de concessions 14 6 20 14 6 20
Créances de location financement 862 125 987 921 101 1 021
‐ ‐
Clients et autres débiteurs 20 835 20 835 19 349 19 349
TOTAL 2 250 21 430 23 680 2 377 20 080 22 457




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
119
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Dépréciation & Dépréciation &
Brut Perte de valeur Net Brut Perte de valeur Net
En millions d'euros
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et
autres débiteurs) 3 092 (248) 2 845 3 369 (261) 3 108
Clients et autres débiteurs 21 897 (1 062) 20 835 20 412 (1 063) 19 349
TOTAL 24 989 (1 310) 23 680 23 781 (1 324) 22 457



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 16.2 «Risque de contrepartie».

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

Évaluation ultérieure à l'acquisition
Intérêts Effet de change Perte de valeur
En millions d’euros
Au 31 décembre 2016 115 32 (111)
Au 31 décembre 2015 110 (4) (195)



Prêts et créances au coût amorti (hors créances clients)

Au 31 décembre 2016, le Groupe n’a pas enregistré de perte de valeur significative sur les prêts et créances au coût
amorti (hors créances clients).

Au 31 décembre 2015, le Groupe a enregistré une perte de valeur sur les prêts accordés à une coentreprise en charge de
la construction d’une infrastructure gazière en Uruguay.

Clients et autres débiteurs

Lors de leur comptabilisation initiale, les créances clients sont comptabilisées à leur juste valeur ce qui, dans la plupart
des cas, correspond à leur valeur nominale. Une perte de valeur est constituée en fonction du risque de non-recouvrement.
La valeur comptable inscrite dans l’état de situation financière représente une évaluation appropriée de la juste valeur.

Les dépréciations et pertes de valeur sur créances clients et autres débiteurs s’élèvent à -1 062 millions d’euros au
31 décembre 2016 contre -1 063 millions d’euros au 31 décembre 2015.

15.1.3 Autres actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés 3 603 9 047 12 650 4 026 10 857 14 883
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 888 250 1 138 1 174 240 1 413
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières 1 875 8 712 10 587 1 962 10 510 12 472
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments(1) 840 85 925 890 107 998
Actifs financiers à la juste valeur par résultat (hors appels de
‐ ‐
816 816 797 797
marge)
‐ ‐ 779 779
Actifs financiers qualifiant à la juste valeur par résultat 816 816
‐ ‐
Actifs financiers désignés à la juste valeur par résultat 0 0 17 17
‐ ‐
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - actif 622 622 375 375
TOTAL 3 603 10 486 14 089 4 026 12 029 16 055
(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments
dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'agrégat
endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d'investissement net.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
120
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




Les actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels de marge) correspondent essentiellement à des
titres d’OPCVM détenus à des fins de transactions et destinés à être cédés dans un futur proche. Ils sont inclus dans le
calcul de l’endettement financier net du Groupe (cf. Note 15.3 «Endettement financier net»).

Le résultat enregistré sur les actifs financiers qualifiant à la juste valeur par résultat détenus à des fins de transactions
s’établit à 8 millions d’euros au 31 décembre 2016 contre 9 millions d’euros en 2015.

Le résultat enregistré sur les actifs financiers désignés à la juste valeur par résultat est non significatif au
31 décembre 2016 et au 31 décembre 2015.

15.1.4 Trésorerie et équivalents de trésorerie

Le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» s’élève à 9 825 millions d’euros au 31 décembre 2016 contre
9 183 millions d’euros au 31 décembre 2015.

Ce poste comprend également un montant de disponibilités soumises à restriction de 246 millions d’euros au
31 décembre 2016 contre 258 millions d’euros au 31 décembre 2015. Ces disponibilités soumises à restriction sont
constituées notamment de 192 millions d’euros de disponibilités réservées à la couverture du paiement d’engagements
financiers dans le cadre de financements de projets de certaines filiales.

Le résultat enregistré sur le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» au 31 décembre 2016 s’établit à
+131 millions d’euros contre +121 millions d’euros en 2015.

15.1.5 Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlement des
installations nucléaires et de gestion des matières fissiles irradiées

Comme indiqué dans la Note 18.2 «Obligations relatives aux installations de production nucléaire», la loi belge du
11 avril 2003, modifiée par la loi du 25 avril 2007, attribue à Synatom, filiale détenue à 100% par le Groupe, la mission de
gérer et placer les fonds reçus des exploitants nucléaires belges pour couvrir les dépenses de démantèlement des
centrales nucléaires et la gestion des matières fissiles irradiées.

En application de la loi, Synatom peut prêter un maximum de 75% de ces fonds à des exploitants nucléaires dans la
mesure où ceux-ci répondent à certains critères financiers et notamment en matière de qualité de crédit. La partie des
fonds ne pouvant faire l’objet de prêts aux exploitants nucléaires est, soit prêtée à des personnes morales répondant aux
critères de «qualité de crédit» imposés par la loi, soit placée dans des actifs financiers de type obligations et SICAV.

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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Prêt à des personnes morales externes au Groupe 562 594
Prêt à Eso/Elia 454 454
Prêt à Ores Assets 82 82
Prêt à Sibelga 26 58
Autres placements de trésorerie 1 464 1 193
OPCVM et FCP 1 464 1 193
TOTAL 2 026 1 787



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».

15.1.6 Transferts d’actifs financiers

Au 31 décembre 2016, les encours d’actifs financiers transférés (ainsi que les risques auxquels le Groupe reste exposé
post transfert de ces actifs) dans le cadre d’opérations conduisant, (i) soit à un maintien de tout ou partie de ces actifs




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
121
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




dans l’état de situation financière, (ii) soit à leur décomptabilisation totale tout en conservant une implication continue dans
ces actifs financiers, sont non matériels au regard des agrégats du Groupe.

En 2016, le Groupe a, dans le cadre d’opérations conduisant à une décomptabilisation totale, procédé à des ventes réelles
et sans recours d'actifs financiers dont l'encours au 31 décembre 2016 s'élève à 762 millions d’euros.

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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
4 177 4 348
Actifs financiers et instruments de capitaux propres donnés en garantie



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

15.2 Passifs financiers

Les passifs financiers sont comptabilisés soit :

 en «Passifs au coût amorti» pour les dettes financières, les dettes fournisseurs et autres créanciers, et les autres
passifs financiers ;
 en «Passifs évalués à la juste valeur par résultat» pour les instruments financiers dérivés ou pour les passifs
financiers désignés comme tels.

Les différents passifs financiers au 31 décembre 2016 ainsi que la ventilation entre leur part non courante et courante sont
présentés dans le tableau ci-après :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Dettes financières 24 411 12 539 36 950 28 123 11 032 39 155
Instruments financiers dérivés 3 410 9 228 12 638 4 216 8 642 12 858
Fournisseurs et autres créanciers - 17 075 17 075 - 17 101 17 101
Autres passifs financiers 200 - 200 237 - 237
TOTAL 28 021 38 842 66 864 32 577 36 775 69 352


15.2.1 Dettes financières

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Emprunts obligataires 18 617 3 360 21 977 21 912 2 057 23 969
Emprunts bancaires 4 501 977 5 478 4 694 1 765 6 459
‐ ‐
Titres négociables à court terme 6 330 6 330 5 378 5 378
Tirages sur facilités de crédit 12 30 43 95 10 105
Emprunts sur location-financement 520 150 670 517 95 611
Autres emprunts 90 249 339 319 80 399
EMPRUNTS 23 740 11 097 34 837 27 537 9 385 36 922
‐ ‐
Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie 608 608 603 603
ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES 23 740 11 705 35 444 27 537 9 988 37 525
Impact du coût amorti 235 72 306 276 107 383
Impact de la couverture de juste valeur 436 31 468 310 23 333
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette -
‐ ‐
731 731 914 914
passif
DETTES FINANCIÈRES 24 411 12 539 36 950 28 123 11 032 39 155



La juste valeur de la dette financière brute s’élève au 31 décembre 2016 à 39 343 millions d’euros pour une valeur
comptable de 36 950 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
122
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




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

Les informations sur les dettes financières nettes sont présentées dans la Note 15.3 «Endettement financier net».

15.2.2 Instruments financiers dérivés

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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Non courant Courant Total Non courant Courant Total
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 251 67 318 278 100 377
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
1 461 9 038 10 499 2 528 8 493 11 022
premières
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres
éléments(1) 1 698 123 1 821 1 410 49 1 459
TOTAL 3 410 9 228 12 638 4 216 8 642 12 858
(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments
dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de
l'endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d'investissement net.


15.2.3 Fournisseurs et autres créanciers

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Fournisseurs 16 327 16 280
Dettes sur immobilisations 748 821
TOTAL 17 075 17 101



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

15.2.4 Autres passifs financiers

Les autres passifs financiers s’élèvent à 200 millions d’euros (237 millions d’euros au 31 décembre 2015).
Ils correspondent principalement à des dettes résultant :

 d’obligations d’achat (put sur participations ne donnant pas de contrôle) consenties par le Groupe et portant
notamment sur 41,01% des titres de La Compagnie du Vent, consolidée en intégration globale.
Ces engagements d’acquisition de titres de capitaux propres ont donc été comptabilisés en tant que passifs
financiers (cf. Note 1.4.11.2 «Passifs financiers») ;
 de capital souscrit non appelé par les entreprises mises en équivalence, notamment Cameron LNG.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
123
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




15.3 Endettement financier net

15.3.1 Endettement financier net par nature

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Non Non
courant Courant Total courant Courant Total
En millions d'euros
Encours des dettes financières 23 740 11 705 35 444 27 537 9 988 37 525
Impact du coût amorti 235 72 306 276 107 383
Impact de la couverture de juste valeur(1) 436 31 468 310 23 333
‐ ‐
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - passif 731 731 914 914
DETTES FINANCIÈRES 24 411 12 539 36 950 28 123 11 032 39 155
Instruments financiers dérivés positionnés au passif relatifs à la dette(2) 251 67 318 278 100 377
DETTE BRUTE 24 662 12 606 37 268 28 401 11 132 39 533
‐
Actifs liés au financement (58) (1) (58) (37) (37)
‐
ACTIFS LIÉS AU FINANCEMENT (58) (1) (58) (37) (37)
‐ ‐
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels de marge) (816) (816) (797) (797)
‐
‐
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - actif (622) (622) (375) (375)
‐ ‐
Trésorerie et équivalents de trésorerie (9 825) (9 825) (9 183) (9 183)
Instruments financiers dérivés positionnés à l'actif relatifs à la dette(2) (888) (250) (1 138) (1 174) (240) (1 413)
TRÉSORERIE ACTIVE (888) (11 514) (12 402) (1 174) (10 595) (11 768)
ENDETTEMENT FINANCIER NET 23 716 1 091 24 807 27 190 537 27 727
Encours des dettes financières 23 740 11 705 35 444 27 537 9 988 37 525
‐
Actifs liés au financement (58) (1) (58) (37) (37)
‐ ‐
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels de marge) (816) (816) (797) (797)
‐ ‐
Trésorerie et équivalents de trésorerie (9 825) (9 825) (9 183) (9 183)
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES
23 682 1 062 24 744 27 500 8 27 508
INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL
(1) Ce poste correspond à la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d’une stratégie de couverture de juste
valeur.
(2) Il s’agit de la composante taux de la juste valeur des instruments dérivés rentrant dans une relation de couverture de juste valeur
de la dette ; ainsi que des composantes change et intérêts courus non échus de la juste valeur de l'ensemble des instruments
dérivés relatifs à la dette, qualifiés ou non de couverture.


15.3.2 Description des principaux événements de la période

15.3.2.1 Incidence des variations de périmètre et des variations de change sur l’évolution de
l’endettement financier net

Au cours de l’année 2016, les variations de change se sont traduites par une diminution de l’endettement financier net de
74 millions d’euros (dont -240 millions d’euros sur la livre sterling, +76 millions d’euros sur le dollar américain et
+53 millions d’euros sur le real brésilien).

Les variations de périmètre (y compris effet cash des acquisitions et cessions) ont généré une réduction nette de
3 600 millions d’euros de l’endettement financier net. Cette évolution provient pour l’essentiel des éléments suivants :

 des acquisitions réalisées sur la période (principalement OpTerra Energy Services, Maïa Eolis et Green Charge
Networks) qui ont accru l’endettement financier net de 392 millions d’euros (cf. Notes 4.3 et 4.4.1) ;
 des cessions d’actifs réalisées sur la période qui se traduisent par une réduction de l’endettement financier net de
3 992 millions d’euros ; portant notamment sur une participation de 50% dans Transmisora Eléctrica del Norte
(TEN), des actifs de production hydroélectriques merchant aux États-Unis, les centrales à charbon Meenakshi et
Paiton, un portefeuille d’actifs éoliens de Maïa Eolis à Futures Energies Investissements Holding et sur des
participations non consolidées dans la Société d’Enregistrement du Tricastin Holding, Transportadora de Gas del
Perú et dans le gestionnaire wallon de réseaux de distribution (cf. Note 4.1 «Cessions réalisées au cours de
l’exercice 2016»).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
124
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




15.3.2.2 Opérations de financement et de refinancement

Le Groupe a effectué les principales opérations suivantes au cours de l’année 2016 :

 le 18 mai 2016, réalisation d’une émission obligataire chez Glow Energy Public Co. Ltd. d’un montant de
3 milliards de baths thaïlandais (75 millions d’euros) portant un coupon de 2,81% et arrivant à échéance en 2026 ;

 le 15 juillet 2016, réalisation de deux émissions obligataires chez ENGIE Brasil Energia :

 d’un montant de 247 millions de real brésilien (68 millions d’euros) portant un coupon variable indexé sur
l’inflation et arrivant à échéance en 2023,
 d’un montant de 353 millions de real brésilien (98 millions d’euros) portant un coupon variable indexé sur
l’inflation et arrivant à échéance en 2026 ;

 remboursement des emprunts obligataires suivants arrivés à échéance au cours de l’année 2016 :

 1 043 millions d’euros d’emprunts obligataires ENGIE SA portant un coupon de 5,625% et arrivés à échéance
le 18 janvier 2016,
 1 milliard d’euros d’emprunts obligataires ENGIE SA portant coupon à 1,5% arrivés à échéance le
1er février 2016 ;

 opérations de refinancement :

 le 26 juin 2016, le Groupe a procédé au refinancement bancaire de Pelican Point et Canunda pour un montant
de 175 millions de dollars australiens, soit 117 millions d’euros,
 le 30 juin 2016, le Groupe a refinancé en interne et à l’échéance la dette bancaire de Hazelwood Power
Partnership pour un montant de 368 millions de dollars australiens, soit 242 millions d’euros.

15.4 Juste valeur des instruments financiers par niveau

15.4.1 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. 2016 31 déc. 2015
Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3
En millions d'euros
‐ ‐
Titres disponibles à la vente 2 997 1 977 1 020 3 016 1 593 1 423
Instruments financiers dérivés 12 650 68 12 560 22 14 883 67 14 753 63
‐ ‐ ‐ ‐
1 413
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 1 138 1 138 1 413
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
premières - afférents aux activités de portfolio
management 2 504 68 2 414 22 3 485 67 3 354 63
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
‐ ‐ ‐ ‐
8 987
8 083 8 083 8 987
premières - afférents aux activités de trading
‐ ‐ ‐ ‐
998
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments 925 925 998
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors
‐ ‐
816 1 816 797 1 796
appels de marge)
‐ ‐
Actifs financiers qualifiant à la juste valeur par résultat 816 1 816 779 1 779
‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Actifs financiers désignés à la juste valeur par résultat 17 17
TOTAL 16 464 2 046 13 376 1 042 18 696 1 661 15 549 1 486



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




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
125
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




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 futurs et la valeur de l’actif net – sont classés en niveau 3.

Au 31 décembre 2016, 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 2015 1 423
Acquisitions 158
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global» (500)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés (152)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres 160
Variations de juste valeur enregistrées en résultat (18)
Variations de périmètre, change et divers (51)
Au 31 décembre 2016 1 020
Gains/(pertes) enregistrés en résultat relatifs aux instruments détenus à la fin de période 88



Une variation de plus ou moins 10% de la valeur des titres non cotés générerait un gain ou une perte avant impôts d’environ
102 millions d’euros sur le résultat global du Groupe.

Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs)

Les prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) rentrant dans une relation de couverture de juste
valeur sont présentés dans le tableau en niveau 2. Ces prêts ne sont réévalués qu’au titre de leur composante taux, dont
la juste valeur est déterminée sur base de données observables.

Instruments financiers dérivés

Les instruments financiers dérivés présentés en niveau 1 sont principalement des futures négociés sur un marché organisé
doté d’une chambre de compensation et évalués en juste valeur sur la base de leur cours coté.

Les instruments financiers dérivés présentés en niveau 3 intègrent des paramètres non observables et leur évaluation en
juste valeur a nécessité un recours à des hypothèses internes, le plus souvent parce que la maturité de l’instrument excède
l’horizon d’observabilité des prix à terme du sous-jacent ou parce que certains paramètres tels que la volatilité du sous-
jacent n’étaient pas observables.

L’évaluation à la juste valeur des autres instruments financiers dérivés est obtenue au moyen de modèles fréquemment
employés dans les activités de marché et repose sur des paramètres observables directement ou indirectement.
Ces instruments financiers dérivés sont présentés en niveau 2.

Actifs financiers qualifiant et désignés à la juste valeur par résultat

Les actifs financiers qualifiant à la juste valeur, pour lesquels le Groupe dispose de valeurs liquidatives régulières sont
classés en niveau 1, et en niveau 2 dans le cas contraire.

Les actifs financiers désignés à la juste valeur sont classés en niveau 2.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
126
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




15.4.2 Passifs financiers

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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
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 couverture de
‐ ‐ ‐ ‐
7 294 7 294
4 691 4 691
juste valeur
Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de
‐ ‐
34 652 20 144 14 508 33 626 18 803 14 823
couverture de juste valeur
Instruments financiers dérivés 12 638 121 12 483 34 12 858 139 12 667 52
‐ ‐ ‐ ‐
377
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 318 318 377
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
premières - afférents aux activités de portfolio
2 411 119 2 258 34 3 897 135 3 714 48
management
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières
‐
8 088 3 8 085 7 125 4 7 117 4
premières - afférents aux activités de trading
‐ ‐ ‐ ‐
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments 1 821 1 821 1 459 1 459
TOTAL 51 982 20 266 31 682 34 53 778 18 942 34 785 52



Dettes financières rentrant dans une relation de couverture de juste valeur

Les dettes financières comportent des emprunts obligataires rentrant dans une relation de couverture de juste valeur et
sont présentées dans ce tableau en niveau 2. Ces emprunts ne sont réévalués qu’au titre de leur composante taux, dont
la juste valeur est déterminée sur base de données observables.

Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de juste valeur

Les emprunts obligataires cotés sont classés en niveau 1.

Les autres dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de juste valeur sont présentées dans ce
tableau en niveau 2. La juste valeur de ces emprunts est déterminée à partir 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 15.4.1 «Actifs
financiers».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
127
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 15 INSTRUMENTS FINANCIERS




15.5 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 2016

MONTANT NET
PRÉSENTÉ DANS
L'ÉTAT DE
SITUATION MONTANT NET
Autres accords de
FINANCIÈRE(1) compensation(2)
Montant brut TOTAL
En millions d'euros
10 587 (7 981) 2 607
Actifs Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières 10 948
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres
éléments 2 063 2 063 (596) 1 467
Passifs Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières (10 860) (10 499) 9 867 (632)
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres
éléments (2 139) (2 139) 390 (1 750)
(1) 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 2015

MONTANT NET
PRÉSENTÉ DANS
L'ÉTAT DE
Autres accords de
SITUATION MONTANT NET
FINANCIÈRE(1) compensation(2)
Montant brut TOTAL
En millions d'euros
Actifs Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières 12 836 12 472 (8 939) 3 533
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres
éléments 2 411 2 411 (717) 1 694
Passifs Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières (11 386) (11 022) 10 268 (754)
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres
éléments (1 837) (1 837) 127 (1 710)
(1) 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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
128
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS
Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son exposition aux risques de marché. La gestion des risques
financiers est présentée dans le chapitre 2 «Facteurs de risque» du Document de Référence.

16.1 Risques de marché

16.1.1 Risques de marché sur matières premières

Les activités comportant des risques de marché sur matières premières sont principalement :

 les activités de gestion de portefeuille (appelées portfolio management) ; et
 les activités de trading.

Le Groupe distingue principalement deux types de risques de marché sur matières premières : les risques de prix
directement liés aux fluctuations des prix de marché et les risques de volume inhérents à l'activité.

Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé aux risques de marché sur matières premières, en particulier gaz
naturel, électricité, charbon, pétrole et produits pétroliers, autres combustibles, CO2 et autres produits verts. Il intervient
sur ces marchés de l’énergie, soit à des fins d’approvisionnement, soit pour optimiser et sécuriser sa chaîne de production
et de vente d’énergie. Le Groupe a également recours à des produits dérivés pour offrir à ses clients des instruments de
couverture et pour couvrir ses propres positions.

16.1.1.1 Activités de portfolio management

Le portfolio management est l’activité d’optimisation de la valeur de marché des actifs (centrales électriques, contrats
d’approvisionnement en gaz, charbon, vente d’énergies, stockage et transport de gaz) aux différents horizons de temps
(long terme, moyen terme, court terme). Cette optimisation consiste à :

 garantir l’approvisionnement et assurer les équilibres entre besoins et ressources physiques ;
 gérer les risques de marché (prix, volume) afin d’extraire le maximum de valeur des portefeuilles dans un cadre
de risque donné.

Le cadre de risque consiste à sécuriser la trajectoire financière du Groupe sur l’horizon budgétaire et à lisser les résultats
à moyen terme (3 ou 5 ans selon la maturité des marchés). Il incite les gestionnaires de portefeuille à couvrir
économiquement leur portefeuille.

Les sensibilités du portefeuille d’instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés dans le cadre des activités
de portfolio management au 31 décembre 2016 sont présentées dans le tableau ci-après. Elles ne sont pas
représentatives des évolutions futures du résultat et des capitaux propres du Groupe dans la mesure, notamment, où elles
ne comprennent pas les sensibilités des contrats d’achat et de vente de matières premières sous-jacents.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
129
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Analyse de sensibilité(1)

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Impact sur le Impact sur les Impact sur le Impact sur les
résultat avant capitaux propres résultat avant capitaux propres
Variations de prix impôts avant impôts impôts avant impôts
En millions d'euros
Produits pétroliers +10 $US/bbl 475 (49) 329 96
Gaz naturel +3 €/MWh (23) (97) (70) (98)
Electricité +5 €/MWh 84 (39) 17 (9)
Charbon +10 $US/ton 67 3 97 1
‐ ‐
Droits d'émission de gaz à effet de serre +2 €/ton 64 96
EUR/USD +10% (89) (7) (206) (9)
EUR/GBP +10% (42) 8 (7) 1
(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.

16.1.1.2 Activités de trading

Les activités de trading du Groupe sont réalisées principalement au sein d’ENGIE Global Markets et d’ENGIE Energy
Management. Les missions de ces sociétés contrôlées à 100% par le Groupe consistent à (i) accompagner les entités du
Groupe dans l’optimisation de leur portefeuille d’actifs, (ii) concevoir et mettre en œuvre des solutions de gestion des
risques d’évolution des prix des énergies pour des clients internes et externes.

Le chiffre d’affaires des activités de trading s’élève à 427 millions d’euros au 31 décembre 2016 (contre
389 millions d’euros en 2015).

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

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

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

Value at Risk

2016 moyenne(1) Maximum 2016(2) Minimum 2016(2) 2015 moyenne(1)
31 déc. 2016
En millions d'euros
7
Activités de trading 2 10 20 2
(1) Moyenne des VaR quotidiennes.
(2) Maximum et minimum observés des VaR quotidiennes en 2016.


16.1.2 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.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
130
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Les justes valeurs des instruments financiers dérivés sur matières premières aux 31 décembre 2016 et 2015 sont
présentées dans le tableau ci-dessous :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
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 de portfolio management 1 875 629 (1 461) (949) 1 962 1 522 (2 528) (1 369)
Couverture de flux de trésorerie 87 101 (231) (283) 242 496 (217) (326)
Autres instruments financiers dérivés 1 788 528 (1 230) (666) 1 720 1 026 (2 312) (1 042)
Instruments financiers dérivés afférents aux
‐ ‐ ‐ ‐
activités de trading 8 083 (8 088) 8 987 (7 125)
TOTAL 1 875 8 712 (1 461) (9 038) 1 962 10 510 (2 528) (8 493)



Se reporter également aux Notes 15.1.3 «Autres actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat» et
15.2.2 «Instruments financiers dérivés».

Les justes valeurs, telles qu’indiquées dans le tableau ci-dessus, reflètent les montants pour lesquels les actifs pourraient
être échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes valeurs ne sont pas représentatives des flux de
trésorerie futurs probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux mouvements de prix, (ii) peuvent être
modifiées par des nouvelles transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux de trésorerie futurs des transactions
sous-jacentes.

16.1.2.1 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. 2016 31 déc. 2015
Actifs Passifs Actifs Passifs
Non Non Non Non
courant Courant courant Courant courant Courant courant Courant
En millions d'euros
Gaz naturel 36 25 (106) (81) 128 326 (40) (105)
Electricité 5 9 (42) (37) 26 17 (20) (34)
‐ ‐ ‐ ‐ (1) (7)
Charbon 5 4
Pétrole 1 2 (62) (152) 9 29 (129) (148)
Autres(1) 40 61 (21) (14) 79 124 (26) (32)
TOTAL 87 101 (231) (283) 242 496 (217) (326)
(1) 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 :

(1)
Montants notionnels (nets)

Total au Au-delà
31 déc. 2016 2017 2018 2019 2020 2021 de 5 ans
Unité
‐
Gaz naturel (37 356) (18 323) (20 369) 1 166 169 1
GWh
‐
Electricité (7 411) (1 607) (2 749) (2 623) (314) (118)
GWh
‐ ‐ ‐ ‐
Charbon 562 417 144
Milliers de tonnes
‐ ‐ ‐ ‐
Produits pétroliers 2 688 4 544 (1 856)
Milliers de barils
‐ ‐
Droits d'émission de gaz à effet de serre 2 506 534 922 900 150
Milliers de tonnes
(1) Position acheteuse/(vendeuse).

Au 31 décembre 2016, une perte de 372 millions d’euros est comptabilisée dans les capitaux propres (contre un gain de
148 millions d’euros au 31 décembre 2015). Un gain de 167 millions d’euros est reclassé de capitaux propres vers le
compte de résultat en 2016 (contre un gain de 143 millions d’euros en 2015).




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
131
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Les gains et pertes relatifs à la partie inefficace des couvertures sont enregistrés en compte de résultat. L’impact est nul
au 31 décembre 2016 (contre un gain de 1 million d’euros au 31 décembre 2015).

16.1.2.2 Autres instruments financiers dérivés sur matières premières

Les autres instruments financiers dérivés sur matières premières regroupent les dérivés incorporés, les contrats de vente
et d’achat de matières premières qui à la date de clôture n’entrent pas dans le cadre de l’activité normale du Groupe ainsi
que les instruments financiers dérivés qui ne qualifient pas de couverture selon les critères définis par IAS 39.

16.1.3 Risque de change

Le Groupe est exposé aux risques de change définis comme l’impact sur l’état de situation financière et le compte de
résultat des fluctuations des taux de change dans l’exercice de ses activités opérationnelles et financières. Ceux-ci se
déclinent en (i) un risque transactionnel lié aux opérations courantes, (ii) un risque transactionnel spécifique lié aux projets
d’investissement, de fusion-acquisition ou de cession, (iii) un risque translationnel lié à la valeur patrimoniale des actifs
hors zone Euro et (iv) un risque lié à la consolidation en euros des états financiers des filiales dont la devise fonctionnelle
est différente de l’euro. Les trois expositions principales aux risques translationnel et de consolidation correspondent, dans
l’ordre, aux actifs en dollar américain, en réal brésilien et en livre sterling.

16.1.3.1 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. 2016 31 déc. 2015
Avant impact des Après impact des Avant impact des Après impact des
dérivés dérivés dérivés dérivés
EUR 65% 77% 65% 69%
USD 16% 10% 15% 14%
GBP 7% 2% 8% 5%
Autres devises 12% 11% 12% 12%
TOTAL 100% 100% 100% 100%



Endettement net

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Avant impact des Après impact des Avant impact des Après impact des
dérivés dérivés dérivés dérivés
EUR 59% 77% 61% 67%
USD 21% 13% 18% 17%
GBP 10% 3% 10% 7%
Autres devises 10% 7% 11% 9%
TOTAL 100% 100% 100% 100%



16.1.3.2 Analyse de sensibilité au risque de change

L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de l’endettement net (y compris instruments financiers
dérivés de taux d’intérêt et de change) et des instruments financiers qualifiés de couverture d’investissement net à la date
de clôture.

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




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
132
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Impact sur le résultat après prise en compte des dérivés de change

Une variation des cours de change des devises contre euro n’a d’impact en résultat que sur les actifs et passifs libellés
dans une devise différente de la devise fonctionnelle des sociétés les portant dans leur état de situation financière et dans
la mesure où ces actifs et passifs n’ont pas été qualifiés de couvertures d’investissement net. In fine, l’impact d’une
appréciation (dépréciation) uniforme de plus ou moins de 10% des devises contre euro génèrerait un gain (une perte) de
25 millions d’euros.

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 508 millions d’euros en capitaux propres. Une appréciation de
10% des devises face à l'euro aurait un impact négatif de 508 millions d’euros en capitaux propres. Ces variations sont
compensées par un effet de sens inverse sur l’investissement net en devises couvert.

16.1.4 Risque de taux d’intérêt

L’objectif du Groupe est de maîtriser son coût de financement en limitant l’impact des variations de taux d’intérêt sur son
compte de résultat et pour ce faire, de disposer d’une répartition équilibrée entre les différentes références de taux à
horizon moyen terme (cinq ans). La politique du Groupe est donc d’opérer une diversification des références de taux de
la dette nette entre taux fixe, taux variable et taux variable protégé («taux variable cappé»), la répartition pouvant évoluer
dans une fourchette définie par le management du Groupe en fonction du contexte de marché.

Pour gérer la structure de taux d’intérêt de sa dette nette, le Groupe a recours à des instruments de couverture,
essentiellement des swaps et des options de taux. Au 31 décembre 2016, le Groupe dispose d’un portefeuille de
couvertures optionnelles (caps) le protégeant contre une hausse des taux courts euros.

Entre 2013 et 2014, afin de protéger le taux des refinancements d’une partie de sa dette, le Groupe a mis en place des
couvertures de taux à départ forward 2017, 2018 et 2019, sur des maturités 10, 20 et 18 ans.

16.1.4.1 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. 2016 31 déc. 2015
Avant impact des Après impact des Avant impact des Après impact des
dérivés dérivés dérivés dérivés
Taux variable 36% 41% 34% 38%
Taux fixe 64% 59% 66% 62%
TOTAL 100% 100% 100% 100%



Endettement net

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Avant impact des Après impact des Avant impact des Après impact des
dérivés dérivés dérivés dérivés
Taux variable 11% 17% 12% 17%
Taux fixe 89% 83% 88% 83%
TOTAL 100% 100% 100% 100%




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
133
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




16.1.4.2 Analyse de sensibilité au risque de taux d’intérêt

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

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

Impact sur le résultat après prise en compte des dérivés

Une augmentation de 100 points de base des taux d’intérêt court terme (uniforme pour toutes les devises) sur le nominal
de la dette nette à taux variable et les jambes à taux variable des dérivés, aurait pour impact une augmentation de la
charge nette d’intérêts de 42 millions d’euros. Une diminution de 100 points de base des taux d’intérêt court terme aurait
pour impact un allégement de la charge nette d’intérêt de 41 millions d’euros.

Une augmentation de 100 points de base des taux d’intérêt (uniforme pour toutes les devises) appliquée aux dérivés non
qualifiés de couverture générerait un gain de 24 millions d’euros lié à la variation de juste valeur des dérivés dans le
compte de résultat. Une diminution de 100 points de base des taux d’intérêts générerait a contrario une perte de
29 millions d’euros. La dissymétrie de l’impact est notamment liée au portefeuille d’options de taux.

Impact sur les capitaux propres

Une augmentation de 100 points de base des taux d’intérêt (identique pour toutes les devises) générerait, sur les capitaux
propres, un gain de 574 millions d’euros lié à la variation de la juste valeur des dérivés documentés en couverture de flux
de trésorerie. Une diminution de 100 points de base des taux d’intérêts générerait a contrario une perte
de 710 millions d’euros.

16.1.4.3 Couvertures du risque de change ou de taux d’intérêt

Les justes valeurs des instruments financiers dérivés (hors matières premières) aux 31 décembre 2016 et 2015 sont
présentées dans le tableau ci-dessous :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
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 888 250 (251) (67) 1 174 240 (278) (100)
‐ ‐ ‐
Couverture de juste valeur 683 (19) 575 115 (34)
‐
Couverture de flux de trésorerie 68 166 (90) (1) 509 (33) (1)
Dérivés non qualifiés de couverture 137 84 (142) (66) 90 125 (211) (99)
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments 840 85 (1 698) (123) 890 107 (1 410) (49)
‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Couverture de juste valeur
Couverture de flux de trésorerie 13 6 (976) (55) 56 72 (742) (9)
‐ ‐ ‐ ‐
(87)
Couverture d'investissement net 37 (118) 22
Dérivés non qualifiés de couverture 791 79 (604) (68) 813 35 (580) (41)
TOTAL 1 728 335 (1 949) (190) 2 064 347 (1 688) (149)



Se reporter également aux Notes 15.1.3 «Autres actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat» et
15.2.2 «Instruments financiers dérivés».

Les justes valeurs, telles qu’indiquées dans le tableau ci-dessus, reflètent les montants pour lesquels les actifs pourraient
être échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes valeurs ne sont pas représentatives des flux de
trésorerie futurs probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux mouvements de prix ou à l’évolution des
qualités de crédit, (ii) peuvent être modifiées par des nouvelles transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux
de trésorerie futurs des transactions sous-jacentes.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
134
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




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. 2016 31 déc. 2015
Juste valeur Nominal Juste valeur Nominal
En millions d'euros
‐ ‐ 115 124
Couverture de juste valeur
Couverture de flux de trésorerie (146) 4 513 370 4 628
Couverture d'investissement net (81) 6 281 (65) 4 919
Dérivés non qualifiés de couverture (102) 9 796 (234) 10 659
TOTAL (329) 20 591 185 20 329



Dérivés de taux

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Juste valeur Nominal Juste valeur Nominal
En millions d'euros
Couverture de juste valeur 664 10 163 541 9 413
Couverture de flux de trésorerie (724) 3 520 (518) 4 532
Dérivés non qualifiés de couverture 313 20 567 366 21 408
TOTAL 253 34 250 389 35 353



Les justes valeurs présentées ci-dessus sont de signe positif dans le cas d’un actif et de signe négatif dans le cas d’un
passif.

Le Groupe qualifie de couverture de juste valeur les instruments dérivés de change couvrant des engagements fermes
libellés en devises, ainsi que les opérations de variabilisation de la dette.

Les couvertures de flux de trésorerie correspondent essentiellement à de la couverture de flux financiers futurs en devises,
à de la couverture de dettes à taux variable et à de la couverture des besoins de refinancement futurs.

Les instruments dérivés de couverture d’investissement net sont essentiellement des swaps de change.

Les instruments dérivés non qualifiés de couverture correspondent à des instruments qui ne peuvent être qualifiés de
couverture comptable, bien qu’ils couvrent économiquement des engagements en devise ainsi que des emprunts.

Couverture de juste valeur

Au 31 décembre 2016, l’impact net des couvertures de juste valeur enregistré au compte de résultat représente une perte
de 8 millions d’euros.

Couverture des flux de trésorerie

La maturité des instruments financiers dérivés de change et de taux d’intérêt entrant dans une relation de couverture de
flux de trésorerie est la suivante :

Au 31 décembre 2016

Au-delà
Total 2017 2018 2019 2020 2021 de 5 ans
En millions d'euros
(870) 84 (80) (84) (84) (65) (641)
Juste valeur des dérivés par date de maturité



Au 31 décembre 2016, une perte de 261 millions d'euros est comptabilisée dans les capitaux propres.

Un gain de 13 millions d'euros est reclassé de capitaux propres vers le compte de résultat en 2016.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
135
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




La part inefficace comptabilisée en résultat au titre des couvertures de flux de trésorerie est non significative au
31 décembre 2016.

Au 31 décembre 2015

Au-delà
Total 2016 2017 2018 2019 2020 de 5 ans
En millions d'euros
Juste valeur des dérivés par date de maturité (149) 36 98 (20) (43) (49) (170)



Couverture d’investissement net

La part inefficace comptabilisée en résultat au titre des couvertures d’investissement net représente un gain de
3 millions d’euros au 31 décembre 2016.

16.2 Risque de contrepartie

Le Groupe est exposé, par ses activités opérationnelles et financières, aux risques de défaillance de ses contreparties
(clients, fournisseurs, partenaires, intermédiaires, banques) lorsque celles-ci se trouvent dans l’impossibilité d’honorer
leurs engagements contractuels. Ce risque résulte de la combinaison d’un risque de paiement (non-paiement des
prestations ou livraisons réalisées), de livraison (non-livraison de prestations ou fournitures payées) et d’un risque de
remplacement des contrats défaillants (appelé exposition Mark-to-market correspondant au remplacement dans des
conditions différentes de celles prévues initialement).

16.2.1 Activités opérationnelles

Le risque de contrepartie lié aux activités opérationnelles est géré via des mécanismes standards de type garanties de
tiers, accords de «netting», appels de marge, via l’utilisation d’instruments de couverture dédiés, ou via le recours à des
procédures de prépaiements et de recouvrement adaptées, en particulier pour la clientèle de masse.

Le Groupe a défini une politique qui délègue aux BUs la gestion de ces risques tout en permettant au Groupe de conserver
la gestion des expositions des contreparties les plus importantes.

La qualité de crédit des contreparties se mesure selon un processus de rating appliqué aux grands clients et intermédiaires
dépassant un certain niveau d’engagement et selon un processus simplifié de scoring appliqué aux clients commerciaux
ayant un niveau de consommation moindre. Ces processus sont fondés sur des méthodes formalisées et cohérentes au
sein du Groupe. Le suivi des expositions consolidées est effectué par contrepartie et par segment (qualité de crédit, secteur
d’activité,…) selon des indicateurs de type exposition courante (risque de paiement, exposition MtM).

Le Comité Risque de Marché Énergie (CRME) assure une consolidation et un suivi trimestriel des expositions sur les
principales contreparties énergie du Groupe et s’assure du respect des limites Groupe fixées pour ces contreparties.

Clients et autres débiteurs

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

Actifs non
dépréciés non
Actifs échus non dépréciés à la date de clôture Actifs dépréciés échus
0-6 mois 6-12 mois Au-delà d'1 an Total Total Total Total
En millions d'euros
Au 31 décembre 2016 920 196 268 1 384 1 279 19 234 21 897
Au 31 décembre 2015 877 225 315 1 418 1 218 17 776 20 412



L'antériorité des créances échues non dépréciées peut varier significativement en fonction des catégories de clients auprès
desquelles les sociétés du Groupe exercent leur activité, selon qu'il s'agisse d'entreprises privées, de particuliers ou de




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
136
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




collectivités publiques. Les politiques de dépréciation retenues sont déterminées, entité par entité, selon les particularités
de ces différentes catégories de clients. Le Groupe estime par ailleurs n'être exposé à aucun risque significatif en termes
de concentration de crédit.

Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières

Dans le cas des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières, le risque de contrepartie correspond à la
juste valeur positive des dérivés. Lors de l’évaluation des instruments financiers dérivés, le facteur risque de contrepartie
est intégré dans la détermination de la juste valeur de ces dérivés.

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Investment Investment
Grade(3) Grade(3)
Total Total
En millions d'euros
Exposition brute(1) 9 626 10 588 11 191 12 472
Exposition nette(2) 2 347 2 571 3 216 3 548
% de l'exposition crédit des contreparties «Investment Grade» 91,3% 90,6%
(1) Correspond à l'exposition maximale, c'est-à-dire la valeur des dérivés positionnés à l'actif du bilan (juste valeur positive).
(2) 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.
(3) 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.


16.2.2 Activités financières

Concernant ses activités financières, le Groupe a mis en place des procédures de gestion et de contrôle du risque basées
d’une part sur l'habilitation des contreparties en fonction de leurs rating externes, d’éléments objectifs de marché (credit
default swap, capitalisation boursière) et de leurs surfaces financières et, d'autre part, sur des limites de risque de
contrepartie.

Afin de diminuer son exposition sur le risque de contrepartie, le Groupe a renforcé son recours à un cadre juridique normé
basé sur des contrats cadres (incluant des clauses de netting) ainsi que des contrats de collatéralisation (appels de marge).

Le contrôle des risques de contreparties liés à ces activités est assuré au sein de la Direction Financière par un Middle
Office indépendant du Trésorier Groupe.

16.2.2.1 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
dépréciés non
Actifs échus non dépréciés à la date de clôture Actifs dépréciés échus
0-6 mois 6-12 mois Au-delà d'1 an Total Total Total Total
En millions d'euros
‐ ‐
Au 31 décembre 2016 2 2 238 2 832 3 071
‐ ‐
Au 31 décembre 2015 24 24 397 2 921 3 343



L’encours des prêts et créances au coût amorti (hors créances clients et autres débiteurs) présenté dans le tableau
ci-dessus ne comprend pas les impacts liés aux pertes de valeur, variation de juste valeur et application de coût amorti
qui s'élèvent au total à -227 millions d'euros (contre -235 millions d’euros au 31 décembre 2015). L’évolution de ces
éléments est présentée en Note 15.1.2 «Prêts et créances au coût amorti».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
137
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




16.2.2.2 Risque de contrepartie lié aux activités de placement et à l’utilisation d’instruments
financiers dérivés

Le Groupe est exposé au risque de contrepartie sur le placement de ses excédents et au travers de l’utilisation
d’instruments financiers dérivés. Dans le cas des instruments financiers à la juste valeur par résultat, ce risque correspond
à la juste valeur positive. Lors de 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 2016, le total des encours exposés au risque crédit est de 10 664 millions d’euros.

31 déc. 2016 31 déc. 2015
Non
Non
Investment Sans Investment Sans Investment
Investment
Grade(1) notation(2) Grade(2) Grade(1) notation(2) Grade(2)
Total Total
En millions d'euros
Exposition 10 664 89,0% 4,0% 7,0% 10 167 90,0% 3,0% 7,0%
(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poors ou Baa3 chez Moody's.
(2) L'essentiel de ces deux expositions est porté par des sociétés consolidées dans lesquelles existent des participations ne donnant
pas le contrôle ou par des sociétés du Groupe opérant dans des pays émergents, où la trésorerie n'est pas centralisable et est
donc placée localement.

Par ailleurs, au 31 décembre 2016, le Crédit Agricole Corporate and Investment Bank (CACIB) est la principale
contrepartie du Groupe et représente 24% des excédents. Il s’agit principalement d’un risque de dépositaire.

16.3 Risque de liquidité

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

Le Groupe a mis en place un comité trimestriel dont la mission est de piloter et suivre le risque de liquidité du Groupe.
Il s’appuie pour ce faire sur la diversification du portefeuille de placements, les sources de financement, les projections de
flux futurs en terme d’investissements et désinvestissements et des stress tests sur les appels de marge mis en place lors
de la négociation de dérivés sur matières premières, de taux et de change.

Le Groupe centralise la quasi-totalité des besoins et des excédents de trésorerie des sociétés contrôlées, ainsi que la
majorité de leurs besoins de financement externes à moyen et long terme. La centralisation est assurée via des véhicules
de financement (long terme et court terme) ainsi que via des véhicules dédiés de cash pooling du Groupe, situés en
France, en Belgique ainsi qu’au Luxembourg.

Les excédents portés par les véhicules centraux sont gérés dans le cadre d’une politique unique, et ceux ne pouvant être
centralisés sont investis sur des supports sélectionnés au cas par cas en fonction des contraintes des marchés financiers
locaux et de la solidité financière des contreparties.

La succession des crises financières depuis 2008 et l’augmentation du risque de contrepartie ont conduit le Groupe à
renforcer sa politique d’investissement avec un objectif d’extrême liquidité et de protection du capital investi (au
31 décembre 2016, 95% de la trésorerie centralisée était investie en dépôts bancaires au jour le jour ou en OPCVM
monétaires réguliers à liquidité jour), et un suivi quotidien des performances et des risques de contrepartie sur ces deux
types d’investissements, permettant une réactivité immédiate.

La politique de financement du Groupe s’appuie sur les principes suivants :

 centralisation des financements externes ;
 diversification des sources de financements entre le marché bancaire et le marché des capitaux ;
 profil de remboursement équilibré des dettes financières.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
138
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Le Groupe diversifie ses ressources de financement en procédant le cas échéant à des émissions obligataires publiques
ou privées, dans le cadre de son programme d’Euro Medium Term Note, et à des émissions de titres négociables à court
terme (Negociable European Commercial Paper) en France et aux États-Unis.

Au 31 décembre 2016, les ressources bancaires représentent 19% de la dette brute (hors découverts bancaires, coût
amorti et effet des dérivés), le reste étant principalement financé par le marché des capitaux (dont 21 977 millions d’euros
de dettes obligataires, soit 63% de la dette brute).

L’encours de titres négociables à court terme représentent 18% de la dette brute et s’élèvent à 6 330 millions d’euros au
31 décembre 2016. Ces programmes sont utilisés de manière conjoncturelle ou structurelle pour financer les besoins à
court terme du Groupe en raison de leur coût attractif et de leur liquidité. La totalité des encours est toutefois adossée à
des facilités bancaires confirmées afin que le Groupe puisse continuer à se financer dans le cas où l’accès à cette source
de financement viendrait à se tarir.

La trésorerie, composée de la trésorerie et équivalents de trésorerie et des actifs financiers évalués à la juste valeur par
résultat (hors appels de marge) s’élève à 10 642 millions d’euros au 31 décembre 2016 dont 79% placés dans la zone
euro.

Le Groupe dispose également de facilités de crédit confirmées compatibles avec sa taille et les échéances auxquelles il
doit faire face. Le montant de ces facilités de crédit confirmées représente 13 602 millions d’euros au 31 décembre 2016,
dont 13 559 millions d’euros de lignes disponibles. 93% des lignes de crédit disponibles sont centralisées. Aucune de ces
lignes centralisées ne contient de clause de défaut liée à des ratios financiers ou à des niveaux de notation.

Au 31 décembre 2016, toutes les sociétés du Groupe dont la dette est consolidée sont en conformité avec les covenants
et déclarations figurant dans leur documentation financière.

16.3.1 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités financières

Au 31 décembre 2016, 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 2016

Au-delà
Total 2017 2018 2019 2020 2021 de 5 ans
En millions d'euros
21 977 3 360 1 696 924 2 492 2 169 11 336
Emprunts obligataires
Emprunts bancaires 5 478 977 723 459 805 283 2 230
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Titres négociables à court terme 6 330 6 330
‐
Tirages sur facilités de crédit 43 30 2 2 4 3
Emprunts sur location-financement 670 150 167 154 91 80 28
Autres emprunts 339 249 13 35 10 10 22
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie 608 608
ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES 35 444 11 705 2 602 1 574 3 402 2 543 13 619
Actifs liés au financement (58) (1) (1) (1) (3) (4) (48)
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels de
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
(816) (816)
marge)
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Trésorerie et équivalents de trésorerie (9 825) (9 825)
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES
24 744 1 062 2 601 1 573 3 399 2 539 13 571
INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET APPELS DE MARGE




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
139
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Au 31 décembre 2015

Au-delà
Total 2016 2017 2018 2019 2020 de 5 ans
En millions d'euros
37 525 9 988 4 649 2 407 1 328 3 249 15 904
ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES
Actifs liés au financement, actifs financiers évalués à la juste valeur par
résultat (hors appels de marge) et trésorerie et équivalents de
‐ ‐ ‐
(10 017) (9 983) (1) (33)
trésorerie
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES
27 508 5 4 649 2 407 1 328 3 248 15 872
INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET APPELS DE MARGE



Au 31 décembre 2016, les flux contractuels d’intérêts non actualisés sur l’encours des dettes financières par date de
maturité sont les suivants :

Au 31 décembre 2016

Au-delà
Total 2017 2018 2019 2020 2021 de 5 ans
En millions d'euros
Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur l'encours des dettes
financières 9 688 982 846 773 694 599 5 793



Au 31 décembre 2015

Au-delà
Total 2016 2017 2018 2019 2020 de 5 ans
En millions d'euros
Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur l'encours des dettes
10 874 1 044 935 824 756 681 6 634
financières



Au 31 décembre 2016, 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 2016

Au-delà
Total 2017 2018 2019 2020 2021 de 5 ans
En millions d'euros
Dérivés (hors matières premières) (843) (223) 16 (32) (83) (85) (436)



Au 31 décembre 2015

Au-delà
Total 2016 2017 2018 2019 2020 de 5 ans
En millions d'euros
(1 645) (416) (191) (18) (38) (78) (904)
Dérivés (hors matières premières)



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 2016

Au-delà
Total 2017 2018 2019 2020 2021 de 5 ans
En millions d'euros
13 559 1 517 483 538 376 10 525 120
Programme de facilités de crédit confirmées non utilisées



Parmi ces programmes disponibles, 6 330 millions d’euros sont affectés à la couverture des billets de trésorerie émis.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
140
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




Au 31 décembre 2016, aucune contrepartie ne représentait plus de 6% des programmes de lignes de crédit confirmées
non tirées.

Au 31 décembre 2015

Au-delà
Total 2016 2017 2018 2019 2020 de 5 ans
En millions d'euros
Programme de facilités de crédit confirmées non utilisées 13 998 972 1 317 429 205 10 972 102



16.3.2 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 31 décembre 2016

Au-delà
Total 2017 2018 2019 2020 2021 de 5 ans
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés passifs
afférents aux activités de portfolio management (2 404) (935) (731) (513) (170) (36) (19)
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
afférents aux activités de trading (8 085) (8 085)
Instruments financiers dérivés actifs
afférents aux activités de portfolio management 2 514 606 1 082 501 211 71 42
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
afférents aux activités de trading 8 081 8 081
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2016 106 (332) 352 (12) 42 34 22



Au 31 décembre 2015

Au-delà
Total 2016 2017 2018 2019 2020 de 5 ans
En millions d'euros
Instruments financiers dérivés passifs
afférents aux activités de portfolio management (3 923) (1 381) (1 524) (722) (206) (67) (24)
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
afférents aux activités de trading (7 125) (7 125)
Instruments financiers dérivés actifs
afférents aux activités de portfolio management 3 491 1 527 1 493 376 60 16 19
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
afférents aux activités de trading 8 988 8 988
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2015 1 431 2 010 (31) (345) (146) (51) (5)




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141
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 16 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS




16.3.3 Engagements relatifs aux contrats de vente et d’achat de matières premières entrant
dans le cadre de l’activité normale du Groupe

Certaines sociétés opérationnelles du Groupe ont souscrit des contrats à long terme dont certains intègrent des clauses
de take-or-pay par lesquelles elles s’engagent à acheter ou vendre de manière ferme, et les tiers concernés à leur livrer
ou acheter de manière ferme, des quantités déterminées de gaz, d’électricité ou de vapeur ainsi que les services associés.
Ces contrats ont été documentés comme étant en dehors du champ d’application d’IAS 39. Le tableau ci-dessous regroupe
les principaux engagements futurs afférents aux contrats des secteurs reportables GEM & GNL, Amérique Latine et
Amérique du Nord (exprimés en TWh).

Total au Au-delà Total au
31 déc. 2016 2017 2018-2021 de 5 ans 31 déc. 2015
En TWh
Achats fermes (6 214) (746) (2 496) (2 972) (6 950)
Ventes fermes 2 051 400 669 982 1 784




16.4 Risque sur actions

Au 31 décembre 2016, les titres disponibles à la vente détenus par le Groupe s’élèvent à 2 997 millions d’euros
(cf. Note 15.1.1 «Titres disponibles à la vente»).

Une variation à la baisse de 10% des cours de bourse des titres cotés générerait une perte avant impôts d’environ
198 millions d’euros sur le résultat global du Groupe.

Le principal titre non coté correspond à la participation de 9% détenue dans le gazoduc Nordstream dont la valorisation
est fondée sur la méthode «DDM», dite de l’actualisation des dividendes («Discounted Dividend Method»).

La gestion du portefeuille d’actions cotées et non cotées du Groupe est encadrée par une procédure d’investissement
spécifique et fait l’objet d’un reporting régulier à la Direction Générale.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES




NOTE 17 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES

17.1 Informations sur le capital social et les actions propres

Valeurs comptables
Nombre d'actions (en millions d'euros)
Actions
Total Actions propres En circulation Capital social Primes propres
AU 31 DÉCEMBRE 2014 2 435 285 011 (44 829 797) 2 390 455 214 2 435 32 506 (957)
Achat/vente d'actions propres 5 422 256 5 422 256 135
AU 31 DÉCEMBRE 2015 2 435 285 011 (39 407 541) 2 395 877 470 2 435 32 506 (822)
Achat/vente d'actions propres 1 884 703 1 884 703 61
AU 31 DÉCEMBRE 2016 2 435 285 011 (37 522 838) 2 397 762 173 2 435 32 506 (761)


L’évolution du nombre d’actions en circulation durant l’exercice 2016 résulte de livraisons d’actions propres à hauteur de
2 millions d’actions dans le cadre d’attributions gratuites d’actions (contre 5 millions d’actions en 2015).

17.1.1 Capital potentiel et instruments donnant accès à de nouvelles actions d’ENGIE SA

Au 31 décembre 2016, il ne subsiste qu’un seul plan d’options d’achat d’actions, décrit dans la Note 23.1 «Plans de
stock-options».

Les attributions effectuées dans le cadre de plans d’actions gratuites et des plans d’actions de performance ainsi que les
attributions d’options d’achat d’actions décrites dans la Note 23 «Paiements fondés sur des actions» sont couvertes par
des actions existantes d’ENGIE SA.

17.1.2 Actions propres

Le Groupe dispose d’un plan de rachat d’actions propres résultant de l’autorisation conférée au Conseil d’Administration
par l’Assemblée Générale Mixte du 3 mai 2016. Le nombre maximum d’actions acquises en application de ce programme
ne peut excéder 10% du capital de la société ENGIE SA à la date de cette Assemblée Générale. Le montant total des
acquisitions net de frais ne pourra excéder 9,7 milliards d’euros tandis que le prix acquitté devra être inférieur à 40 euros
par action, hors frais d’acquisition.

Au 31 décembre 2016, le Groupe détient 37,5 millions d’actions propres intégralement affectées à la couverture des
engagements du Groupe en matière d’attribution d’actions aux salariés et mandataires sociaux.

Le contrat de liquidité signé avec un prestataire de service d’investissement délègue à ce dernier un rôle d’intervention
quotidienne sur le marché, à l’achat et à la vente des actions ENGIE SA, visant à assurer la liquidité et à animer le marché
du titre sur les places boursières de Paris et Bruxelles. Les moyens actuels affectés à la mise en œuvre de ce contrat
s’élèvent à 150,0 millions d’euros.

17.2 Autres informations sur les primes, les réserves consolidées et les
émissions de titres super-subordonnés (part du Groupe)

Les primes, les réserves consolidées et les émissions de titres super-subordonnés (y compris le résultat de l’exercice)
s’élèvent à 37 746 millions d’euros au 31 décembre 2016, dont 32 506 millions d’euros au titre des primes liées au capital.

Les réserves consolidées comprennent les résultats cumulés du Groupe, les réserves légales et statutaires de la société
ENGIE SA, les pertes et gains actuariels cumulés nets d’impôt.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
143
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES




En application des dispositions légales françaises, 5% du résultat net des sociétés françaises doit être affecté à la réserve
légale jusqu’à ce que celle-ci représente 10% du capital social. Cette réserve ne peut être distribuée aux actionnaires
qu’en cas de liquidation. Le montant de la réserve légale de la société ENGIE SA s’élève à 244 millions d’euros.

Les pertes et gains actuariels cumulés part du Groupe représentent -3 235 millions d’euros au 31 décembre 2016
(-2 538 millions d’euros au 31 décembre 2015) ; les impôts différés liés à ces pertes et gains actuariels s’élèvent à
846 millions d’euros au 31 décembre 2016 (778 millions d’euros au 31 décembre 2015).

17.2.1 Émission de titres super-subordonnés

ENGIE SA a réalisé deux émissions de titres super-subordonnés à durée indéterminée, respectivement le 3 juillet 2013 et
le 22 mai 2014. Ces opérations avaient été réparties en plusieurs tranches offrant un coupon moyen de 3,4% (2014) et
4,4% (2013).

Conformément aux dispositions d’IAS 32 - Instruments financiers – Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques,
ces instruments sont comptabilisés en capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe, pour un montant
total de 1 907 millions d’euros en 2014 et 1 657 millions d’euros en 2013.

Les coupons attribuables aux détenteurs de ces titres, dont 146 millions d’euros payés en 2016, sont comptabilisés en
déduction des capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe ; l’économie d’impôt afférente est
comptabilisée dans le compte de résultat.

17.2.2 Capacité distributive d’ENGIE SA

La capacité distributive totale de la société ENGIE SA s’élève à 34 741 millions d’euros au 31 décembre 2016 (contre
36 690 millions d’euros au 31 décembre 2015), dont 32 506 millions d’euros au titre des primes liées au capital.

17.2.3 Dividendes

Le tableau ci-après présente les dividendes et acomptes sur dividendes versés par ENGIE SA au titre des exercices 2015
et 2016.

Montant réparti Dividende net par action
(en millions d'euros) (en euros)
Au titre de l'exercice 2015
Acompte (payé le 15 octobre 2015) 1 196 0,50
Solde du dividende au titre de 2015 (payé le 5 mai 2016) 1 198 0,50
Au titre de l'exercice 2016
Acompte (payé le 14 octobre 2016) 1 198 0,50



La contribution additionnelle de 3%, instaurée par la Loi de Finances pour 2012, réglée au titre des dividendes et acomptes
distribués respectivement en mai et octobre 2016 s’élève à 74 millions d’euros (72 millions d’euros pour les versements
effectués en 2015) et est comptabilisée en compte de résultat.

L’Assemblée Générale du 3 mai 2016 a décidé la distribution d’un dividende de 1 euro par action au titre de
l’exercice 2015. Un acompte de 0,50 euro par action ayant été payé en numéraire le 15 octobre 2015 pour un montant de
1 196 millions d'euros, ENGIE SA a réglé en numéraire le 5 mai 2016 le solde du dividende de 0,50 euro par action pour
un montant de 1 198 millions d'euros. Par ailleurs, le Conseil d’Administration du 28 juillet 2016 a décidé la mise en
paiement le 14 octobre 2016 d’un acompte sur dividende de 0,50 euro par action pour un montant total de
1 198 millions d’euros.

Dividendes proposés au titre de l’exercice 2016

Il sera proposé à l’Assemblée Générale du Groupe ENGIE statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2016
de verser un dividende unitaire de 1 euro par action soit un montant total de 2 397 millions d’euros sur la base du nombre




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 17 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES




d’actions en circulation au 31 décembre 2016. Ce dividende unitaire sera majoré de 10% pour toute action détenue depuis
deux ans minimum au 31 décembre 2016 et maintenue à la date de mise en paiement du dividende 2016. Sur la base du
nombre d’actions en circulation au 31 décembre 2016, cette majoration est évaluée à 16 millions d’euros. Un acompte de
0,50 euro par action sur le dividende unitaire a déjà été versé le 14 octobre 2016 soit 1 198 millions d’euros.

Sous réserve d’approbation par l’Assemblée Générale, le dividende, net de l’acompte versé, dont le coupon détaché le
16 mai 2017, sera payé le 18 mai 2017. Il n’est pas reconnu en tant que passif dans les comptes au 31 décembre 2016,
les états financiers à fin 2016 étant présentés avant affectation.

17.3 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 2016 et au 31 décembre 2015, qui sont recyclables en résultat.

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
587 443
Actifs financiers disponibles à la vente
Couverture d'investissement net (647) (561)
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières) (900) (641)
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières) (208) 193
Impôts différés sur éléments ci-dessus 432 146
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, net d'impôt (401) (509)
Écarts de conversion 1 296 990
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES 159 62




17.4 Gestion du capital

ENGIE SA cherche à optimiser de manière continue sa structure financière par un équilibre optimal entre son endettement
financier net et son EBITDA. L’objectif principal du Groupe en termes de gestion de sa structure financière est de maximiser
la valeur pour les actionnaires, de réduire le coût du capital, tout en assurant la flexibilité financière nécessaire à la
poursuite de son développement. Le Groupe gère sa structure financière et procède à des ajustements au regard de
l’évolution des conditions économiques. Dans ce cadre, il peut ajuster le paiement de dividendes aux actionnaires,
rembourser une partie du capital, procéder au rachat d’actions propres (cf. Note 17.1.2 «Actions propres»), émettre de
nouvelles actions, lancer des plans de paiement fondés sur actions, redimensionner son enveloppe d’investissements ou
vendre des actifs pour réduire son endettement financier net.

Le Groupe a comme politique de maintenir une notation de catégorie «A» auprès des agences de notation. À cette fin, il
gère sa structure financière en tenant compte des éléments généralement retenus par ces agences, à savoir le profil
opérationnel du Groupe, sa politique financière et un ensemble de ratios financiers. Parmi ceux-ci, un des ratios le plus
souvent utilisé est celui qui reprend, au numérateur, les cash flows opérationnels diminués des charges financières nettes
et impôts exigibles et, au dénominateur, l’endettement financier net ajusté. Les ajustements sur l’endettement financier
net portent principalement sur la prise en compte des provisions nucléaires, des provisions pour pensions non couvertes
ainsi que des engagements de location simple.

Les objectifs, politiques et procédures de gestion sont demeurés identiques depuis plusieurs exercices.

En dehors des exigences légales, ENGIE SA n’est sujet à aucune exigence externe en termes de capitaux propres
minimum.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 PROVISIONS




NOTE 18 PROVISIONS

Reprises Reprises Variation Effet de la
pour pour de désactua- Écarts de
31 déc. 2015 Dotations utilisation excédent périmètre lisation change Autres 31 déc. 2016
En millions d'euros
Avantages postérieurs à l'emploi et
‐ 6 422
autres avantages long terme 5 785 237 (368) 2 141 11 615
Gestion de l'aval du cycle du
‐ ‐ ‐ ‐
combustible nucléaire(1) 4 744 698 (39) 227 5 630
‐
Démantèlement des installations(2, 3) 4 476 267 (6) (2) 215 12 710 5 671
Reconstitution de sites 1 474 9 (35) (58) 1 25 (8) 79 1 487
Litiges, réclamations et risques
1 133
fiscaux 663 582 (157) (44) (113) 9 14 180
Autres risques 1 694 788 (495) (11) 109 6 (9) (217) 1 865
TOTAL PROVISIONS 18 836 2 580 (1 100) (114) (4) 623 20 1 367 22 208
(1) Dotations de 698 millions d’euros, dont 584 millions d’euros d’augmentation liés à l’impact de la révision triennale des provisions
nucléaires en Belgique.
(2) Provision totale de 5 671 millions d’euros au 31 décembre 2016, dont 4 997 millions d’euros de provisions pour démantèlement des
installations nucléaires, contre 3 629 millions d’euros au 31 décembre 2015.
(3) Colonne «Autres» de 710 millions d’euros, dont 981 millions d’euros d’augmentation liés à l’impact de la révision triennale des
provisions nucléaires en Belgique.

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

La colonne «Autres» se compose essentiellement des écarts actuariels générés en 2016 sur les avantages postérieurs à
l’emploi, lesquels sont comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ainsi que des provisions constatées en
contrepartie d’un actif de démantèlement ou de reconstitution de site.

Les flux de dotations, reprises et désactualisation présentés ci-dessus, sont ventilés de la façon suivante dans le compte
de résultat :

31 déc. 2016
En millions d'euros
Résultat des activités opérationnelles (1 352)
Autres produits et charges financiers (623)
Impôts (14)
TOTAL (1 989)



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

18.1 Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages long terme

Se reporter à la Note 19 «Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages long terme».

18.2 Obligations relatives aux installations de production nucléaire

Dans le cadre de la production d’énergie à partir d’unités nucléaires, le Groupe assume des obligations liées à la gestion
du combustible nucléaire irradié et au démantèlement des centrales nucléaires.

18.2.1 Cadre légal

La loi belge du 11 avril 2003 attribue à Synatom, filiale du Groupe, la gestion des provisions pour le démantèlement des
centrales nucléaires et pour la gestion des matières fissiles irradiées dans ces centrales. Cette loi a organisé
l’établissement d’une Commission des provisions nucléaires dont la mission est de contrôler le processus de constitution
et la gestion de ces provisions. Cette Commission émet également des avis sur la révision du pourcentage maximal des




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 PROVISIONS




fonds que Synatom peut prêter aux exploitants nucléaires ainsi que sur les catégories d’actifs dans lesquels Synatom peut
investir la part des fonds qu’elle ne peut prêter aux exploitants nucléaires.

Pour permettre à la Commission des provisions nucléaires de remplir ses missions, conformément à la loi dont il est
question ci-avant, Synatom est tenue de lui transmettre, tous les trois ans, un dossier décrivant les caractéristiques de
base de la constitution de ces provisions.

Dans l’hypothèse où des évolutions étaient constatées entre deux évaluations triennales, susceptibles de modifier de
façon significative les paramètres financiers retenus, le scénario industriel, l’estimation des coûts ou leur calendrier, la
Commission pourrait réviser son avis.

Un nouveau dossier de réévaluation triennal des provisions nucléaires a été transmis le 12 septembre 2016 par Synatom
à la Commission qui a rendu son avis le 12 décembre 2016, sur base de l’avis émis par l’ONDRAF (Organisme national
des déchets radioactifs et des matières fissiles enrichies).

Ce dossier détaillé reprend entre autres :

 les scénarios industriels de gestion élaborés pour la mise à l’arrêt définitif et le démantèlement des centrales
nucléaires ainsi que pour la gestion des matières fissiles irradiées ;
 l’estimation détaillée des coûts qui y sont liés, ainsi qu'une planification dans le temps des dépenses prévues ;
 la méthode de calcul retenue pour la constitution des provisions ;
 une analyse du taux d'actualisation à retenir, déterminé conformément aux techniques établies d'analyse
financière.

Les provisions au 31 décembre 2016 sont déterminées conformément aux scénarios industriels et aux méthodologies de
calculs tels que revus et approuvés par la Commission.

Le dossier présenté et approuvé par la Commission conduit à :

 une augmentation de 584 millions d’euros de la provision pour aval du cycle dont la contrepartie est comptabilisée
en autres éléments non récurrents du résultat des activités opérationnelles ;
 une augmentation de 1 123 millions d’euros de la provision pour démantèlement dont la principale contrepartie
est comptabilisée à l’actif en tant que composante du démantèlement des unités de production pour un montant
de 981 millions d’euros, à amortir sur la durée résiduelle d’exploitation des centrales concernées.

La mise à jour des analyses historiques et prospectives des taux de référence à long terme a conduit le Groupe à réviser
à la baisse le taux d’actualisation à 3,5% par rapport à 4,8% précédemment, en maintenant inchangée l’hypothèse
d’inflation sous-jacente de 2,0%. L’augmentation des provisions telle que présentée ci-dessus intègre l’impact estimé de
cette diminution du taux d’actualisation, soit +1 043 millions d’euros pour l’aval du cycle, et +731 millions d’euros pour le
démantèlement des centrales. Il est à noter que le taux d’actualisation constitue une des hypothèses de l’évaluation,
interdépendante d’autres paramètres qui visent ensemble à intégrer les aléas et risques inhérents aux processus
industriels de démantèlement et de gestion du combustible irradié.

Les stratégies industrielles présentées dans le dossier 2016 sont globalement inchangées par rapport à celles retenues
antérieurement.

Pour l’aval du cycle, l’évaluation des coûts d’entreposage sur site, de retraitement et de conditionnement a été mise à jour
sur la base des derniers devis et études disponibles. Elle tient également compte de la prolongation de 10 ans de la durée
d’exploitation des centrales Doel 1 & 2, autorisée en 2015 et confirmée en décembre 2016 par l’adoption de la loi sur les
contributions nucléaires pour les unités de deuxième génération.

L’estimation des coûts de démantèlement des centrales a été mise à jour en 2016 pour tenir compte de l’évolution des
tarifs d’évacuation de l’ONDRAF, de la mise à jour des bases d’inventaires physiques et radiologiques, de la prolongation
de 10 ans de la durée d’exploitation de Doel 1 & 2 et de ses effets sur le séquencement des opérations pour l’ensemble
du parc.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 PROVISIONS




Les provisions ont été établies compte tenu du cadre contractuel et légal actuel qui fixe la durée d’exploitation des unités
nucléaires à 50 ans pour Tihange 1 ainsi que Doel 1 & 2 et à 40 ans pour les autres unités.

Les provisions constituées intègrent dans leurs hypothèses l’ensemble des obligations réglementaires environnementales
existantes ou dont la mise en place est prévue au niveau européen, national ou régional. Si une nouvelle législation devait
être introduite dans le futur, les coûts estimés servant de base aux calculs seraient susceptibles de varier. Le Groupe n’a
toutefois pas connaissance d’évolutions dans la réglementation sur la constitution de ces provisions qui pourraient affecter
de manière significative les montants provisionnés.

L’évaluation des provisions intègre des marges pour aléas et risques afin de tenir compte du degré de maîtrise des
techniques de démantèlement et de gestion du combustible irradié. Ces marges sont estimées par le Groupe pour chaque
catégorie de coût. Les marges pour aléas relatifs à l’évacuation des déchets sont déterminées par l’ONDRAF et intégrées
dans ses tarifs.

Le Groupe considère que les provisions telles qu’approuvées par la Commission prennent en compte l’ensemble des
informations disponibles à ce jour pour couvrir les aléas et les risques du processus de démantèlement et de gestion du
combustible irradié.

18.2.2 Provisions pour la gestion de l’aval du cycle du combustible nucléaire

Après son déchargement d’un réacteur, le combustible nucléaire irradié doit faire l’objet d’un traitement. Deux scénarii
peuvent être considérés pour la gestion du combustible irradié : soit une gestion basée essentiellement sur le retraitement,
soit une gestion basée essentiellement sur le conditionnement, sans retraitement. Le gouvernement belge n’a, à ce jour,
pas encore arrêté sa décision quant au scénario qui devra être suivi en Belgique.

Le scénario retenu par la Commission des provisions nucléaires est un scénario «mixte» : une partie du combustible, soit
environ le quart du combustible total, est retraitée et le reste est évacué directement, sans retraitement.

Les provisions pour aval du cycle constituées par le Groupe couvrent l’ensemble des coûts liés à ce scénario «mixte» :
stockage sur site, transport, retraitement par un centre approuvé, conditionnement, entreposage et évacuation. Elles sont
déterminées sur la base des principes et paramètres suivants :

 les coûts d’entreposage comprennent essentiellement les coûts de construction et d’exploitation d’installations
complémentaires d’entreposage à sec, de même que les coûts d’achat des conteneurs ;
 une partie du combustible irradié est transférée pour retraitement. Le plutonium et l’uranium issus du retraitement
sont cédés à un tiers ;
 le combustible irradié et non retraité est conditionné, ce qui nécessite la construction d’installations de
conditionnement en fonction de critères d’acceptation émis par l’ONDRAF ;
 les résidus du retraitement et le combustible irradié conditionné sont transférés à l’ONDRAF ;
 les coûts des opérations d’évacuation en couche géologique profonde sont estimés par l’ONDRAF ;
 l’engagement à terme est calculé sur base de coûts internes estimés et de coûts externes évalués à partir d’offres
reçues de tiers ou de propositions de tarifs émanant d’organismes indépendants ;
 le taux d’actualisation retenu est de 3,5%. Il tient compte d’une inflation de 2,0% (taux réel de 1,5%) ;
 le calcul des dotations à la provision est effectué sur la base d’un coût unitaire moyen pour l’ensemble des
quantités utilisées jusqu’à la fin de la période d’exploitation des centrales ;
 une dotation annuelle, correspondant à l’effet de désactualisation de la provision, est également comptabilisée.

Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur
échéance. Le montant de ces provisions pourrait également être ajusté ultérieurement en fonction de l’évolution des
paramètres présentés ci-dessus et des estimations de coûts associés. Ces éléments sont cependant établis sur la base
des informations et estimations que le Groupe estime les plus adéquates à ce jour, et approuvées par la Commission des
provisions nucléaires.

Plus particulièrement, le cadre réglementaire belge actuel ne définit pas les modalités de gestion des déchets nucléaires.
Suite à une résolution adoptée par la Chambre des Représentants en 1993, le retraitement du combustible irradié a été




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
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NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 PROVISIONS




suspendu. Le scénario retenu repose sur l’hypothèse que le gouvernement belge autorisera Synatom à retraiter l’uranium
et qu’un accord entre la Belgique et la France sera conclu aux fins de permettre à AREVA d’effectuer ce retraitement.
Dans son avis de 2016, la Commission a recommandé que les actions nécessaires soient formellement initiées à court
terme afin d’assurer la concrétisation du scénario de retraitement partiel.

Un scénario basé sur une évacuation directe des déchets, sans retraitement préalable, conduirait à une provision inférieure
à celle résultant du scénario «mixte» retenu aujourd’hui et approuvé par la Commission des provisions nucléaires.

Par ailleurs, le gouvernement belge n’a pas encore pris de décision quant à la gestion des déchets, soit en dépôt
géologique profond, soit en entreposage de longue durée. Conformément à la Directive Européenne, le gouvernement a
rédigé en 2015 son programme national pour la gestion des combustibles usés et des déchets radioactifs. Ce programme
doit encore faire l’objet d’un arrêté ministériel. L’hypothèse intégrée dans le scénario retenu par la Commission des
provisions nucléaires se base sur le dépôt en couche géologique profonde dans l’argile de Boom, tel que préconisé dans
le plan déchet de l’ONDRAF. Il n’y a pas, à ce jour, de site qualifié en Belgique pour l’enfouissement. Dans son avis de
2016, la Commission demande d’aboutir, dans les plus brefs délais, à un scénario reprenant un concept d’installations
d’entreposage qui peut être considéré par les autorités comme susceptible de faire l’objet d’une autorisation.

Le Groupe est d’avis que la démonstration de la faisabilité de ces installations ne devrait pas conduire à remettre en
question le scénario industriel retenu, celui-ci ayant été revu et validé par des experts nationaux et internationaux qui n’ont,
à ce jour, pas formulé d’objection quant à la réalisation technique de cette solution de dépôt en couche géologique
profonde.

18.2.3 Provisions pour le démantèlement des sites de production nucléaire

Au terme de leur durée d’exploitation, les centrales nucléaires doivent être démantelées. Les provisions constituées dans
les comptes du Groupe sont destinées à couvrir tous les coûts relatifs tant à la phase de mise à l’arrêt définitif, qui concerne
les opérations de déchargement et d’évacuation du combustible irradié de la centrale, qu’à la période de démantèlement
proprement dite qui conduit au déclassement et à l’assainissement du site.

La stratégie de démantèlement est globalement inchangée par rapport au dossier de 2013. Elle repose sur un
démantèlement (i) immédiat après l’arrêt du réacteur, (ii) réalisé en série plutôt qu’unité par unité et (iii) complet (retour à
un «greenfield industriel»), permettant un usage industriel futur du terrain.

Les provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires sont constituées sur la base des principes et paramètres
suivants :

 le montant à décaisser à terme est déterminé en fonction des coûts estimés par centrale nucléaire, sur base d’une
étude réalisée par un bureau d’experts indépendants et en retenant comme hypothèse la réalisation d’un
démantèlement en série des centrales ;
 un taux d’inflation de 2,0% est appliqué jusqu’à la fin du démantèlement pour la détermination de la valeur future
de l’engagement ;
 un taux d’actualisation de 3,5% (y compris 2,0% d’inflation) est appliqué pour la détermination de la valeur actuelle
de l’engagement (NPV). Il est identique à celui retenu pour la provision pour la gestion de l’aval du cycle du
combustible nucléaire ;
 la durée d’exploitation des unités nucléaires est de 50 ans pour Tihange 1 ainsi que pour Doel 1 & 2, et de 40 ans
pour les autres unités ;
 le début des opérations techniques de mise à l’arrêt définitif des installations est fonction de l’unité concernée et
du séquencement des opérations pour l’ensemble du parc. Elles sont immédiatement suivies de la phase de
démantèlement ;
 la valeur actuelle de l’engagement au moment de la mise en service constitue le montant initial de la provision
avec, en contrepartie, un actif d’un montant identique repris dans les immobilisations corporelles concernées. Cet
actif est amorti sur la durée d’exploitation des installations ;
 une dotation annuelle à la provision, correspondant à la charge d’intérêt sur la provision existante à la fin de l’année
précédente, est calculée au taux retenu pour l’actualisation.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
149
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 PROVISIONS




Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur
échéance. Le montant de ces provisions pourrait également être ajusté ultérieurement en fonction de l’évolution des
paramètres présentés ci-dessus. Les hypothèses retenues ont un impact majeur sur les coûts associés à leur mise en
place. Ces paramètres sont cependant établis, et les hypothèses sont retenues, sur la base des informations et estimations
que le Groupe estime les plus adéquates à ce jour, et approuvées par la Commission des provisions nucléaires.

Par ailleurs, le scénario retenu repose sur un plan de démantèlement et des calendriers qui devront être approuvés par
les autorités de sûreté nucléaire.

Les unités nucléaires sur lesquelles le Groupe détient un droit de capacité font également l’objet d’une provision à
concurrence de la quote-part dans les coûts attendus de démantèlement qu’il doit supporter.

18.2.4 Sensibilité

Le solde des provisions pour aval du cycle s’établit à 5,6 milliards d’euros au 31 décembre 2016. L’engagement, exprimé
en euros courants et estimé à la quote-part de combustible irradié à date, représente un montant de quelque
11,0 milliards d’euros.

Les provisions pour le démantèlement des sites de production nucléaire en Belgique s’élève à 4,6 milliards d’euros au
31 décembre 2016. L’engagement, exprimé en euros courants, représente un montant d’environ 7,5 milliards d’euros.

Sur base des paramètres actuellement appliqués pour l’estimation des coûts et du calendrier des décaissements, une
variation du taux d’actualisation de 10 points de base est susceptible d’entraîner une modification du solde des provisions
pour démantèlement et traitement de l’aval du cycle du combustible nucléaire de l’ordre de 120 millions d’euros, à la
hausse en cas de diminution du taux et à la baisse en cas d’augmentation du taux.

À noter qu’une évolution propre à la révision de la provision pour démantèlement n’aurait pas d’impact immédiat sur le
résultat, la contrepartie consistant, sous certaines conditions, en un ajustement à due concurrence des actifs
correspondants.

Il convient par ailleurs de préciser que les sensibilités, telles que présentées ci-dessus conformément aux prescrits
normatifs, sont mécaniques et doivent s’analyser avec toutes les précautions d’usage compte tenu des nombreux autres
paramètres, en partie interdépendants, intégrés dans l’évaluation. En outre, la périodicité de la révision par la Commission
des provisions nucléaires, telle qu’instaurée légalement, permet d’assurer une correcte évaluation de l’ensemble de
l’engagement.

18.3 Démantèlements des installations non nucléaires et reconstitution de
sites

18.3.1 Démantèlements relatifs aux autres installations non nucléaires

À l’issue de leur durée d’exploitation, certaines installations, dont notamment les centrales classiques, les canalisations
de transport, les conduites de distribution, les sites de stockage et les terminaux méthaniers, doivent être démantelées.
Cette obligation résulte de réglementations environnementales actuellement en vigueur dans les pays concernés, de
contrats ou de l’engagement implicite du Groupe.

Sur la base des estimations de la fin des réserves prouvées et probables de gaz en 2260, compte tenu notamment des
niveaux actuels de production, les provisions pour démantèlement des infrastructures gaz en France ont une valeur
actuelle quasi nulle.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
150
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 18 PROVISIONS




18.3.2 Activité exploration-production

Une provision est constituée au titre des obligations de reconstitution des sites d’exploration-production.

La provision représente la valeur actuelle des coûts prévisionnels de reconstitution des sites d’exploration-production
jusqu’à la fin des activités opérationnelles. Cette provision est établie sur la base d’hypothèses internes du Groupe
concernant l’estimation des coûts de reconstitution et le calendrier de réalisation de ces travaux. Ainsi, le planning de
reconstitution de sites sur lequel est basé le calcul de la provision est susceptible de varier en fonction du moment où la
production sera jugée comme n’étant plus économiquement viable, ce dernier paramètre étant étroitement lié aux
évolutions des prix futurs du gaz et du pétrole.

La provision est comptabilisée en contrepartie d’une immobilisation corporelle.

18.3.3 Centrale et mine d’Hazelwood (Australie)

Le Groupe et son partenaire Mitsui ont annoncé en novembre 2016 leur décision de fermer la centrale à charbon
d’Hazelwood (1 600 MW – entité détenue à 72% et consolidée par intégration globale) ainsi que la mine de charbon
attenante. La fermeture sera effective fin mars 2017.

Au 31 décembre 2016, la provision pour couvrir les obligations en matière de démantèlement et de réhabilitation de la
mine s’élève à 532 millions d’euros (dont 312 millions d’euros au titre de la réhabilitation de la mine et 220 millions d’euros
au titre des obligations de démantèlement de la centrale).

Les travaux de démantèlement et de remise en état du site comprendront une réhabilitation de la mine visant à garantir
une stabilité du terrain et des parois sur le long terme, la démolition et le démantèlement de l’ensemble des installations
industrielles du site, un suivi des incidences environnementales et des plans de remédiations associés ainsi qu’une
surveillance du site réhabilité sur le long terme.

Compte tenu de la complexité et de la spécificité des travaux qui devront être entrepris pour réhabiliter la mine, la société
a fait appel à des géologues et des experts environnementaux pour l’assister dans la préparation, le chiffrage du coût
financier et la mise en œuvre du plan de réhabilitation. Ce plan de réhabilitation, qui a été approuvé par les actionnaires
d’Hazelwood, sera présenté et discuté avec l’agence environnementale et les autorités de l’État de Victoria dans le courant
de l’exercice 2017.

Les législations et régulations applicables sont actuellement en cours de réforme par l’État de Victoria, les dispositions
finales retenues pourraient modifier la nature des travaux à réaliser, leur calendrier et donc l’évaluation des coûts
provisionnés.

Les taux moyen d’actualisation retenus pour déterminer le montant de la provision s’élèvent respectivement à 5,52% et
5,11% pour les travaux de restauration de la mine et de démantèlement de la centrale.

Le montant de la provision comptabilisée représente la meilleure estimation à date du Groupe concernant les coûts de
démantèlement et de réhabilitation qui devront être encourus par la société Hazelwood. Cependant, le montant de cette
provision pourrait être ajusté dans le futur afin de tenir compte d’éventuelles évolutions concernant les paramètres clés de
l’évaluation.

18.4 Litiges et risques fiscaux

Ce poste comprend principalement les provisions constituées au titre des litiges commerciaux, et des réclamations et
risques fiscaux.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
151
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES
AVANTAGES À LONG TERME

19.1 Description des principaux régimes de retraite

Les principaux régimes de retraite du Groupe sont commentés ci-dessous.

19.1.1 Régime spécial des Industries Électriques et Gazières (IEG) en France

Depuis le 1er janvier 2005, le fonctionnement du régime d’assurance vieillesse, invalidité, décès, accidents du travail et
maladies professionnelles des IEG est assuré par la Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières (CNIEG).
La CNIEG est un organisme de sécurité sociale de droit privé, doté de la personnalité morale et placé sous la tutelle
conjointe des ministres chargés de la sécurité sociale et du budget.

Les personnels salariés et retraités des IEG sont, depuis le 1er janvier 2005, affiliés de plein droit à cette caisse.
Les principales sociétés du Groupe concernées par ce régime sont ENGIE SA, GRDF, GRTgaz, ELENGY, STORENGY,
ENGIE Thermique France, CPCU, CNR et SHEM.

Suite à la réforme du financement du régime spécial des IEG introduite par la Loi n° 2004-803 du 9 août 2004 et ses
décrets d’application, les droits spécifiques (prestations du régime non couvertes par les régimes de droit commun) relatifs
aux périodes validées au 31 décembre 2004 («droits spécifiques passés») ont été répartis entre les différentes entreprises
des IEG. Le financement des droits spécifiques passés (droits au 31 décembre 2004) afférents aux activités régulées de
transport et de distribution («droits spécifiques passés régulés») est assuré par le prélèvement de la Contribution Tarifaire
d’Acheminement sur les prestations de transport et de distribution de gaz et d’électricité, et n’incombe donc plus au Groupe
ENGIE. Les droits spécifiques passés (droits au 31 décembre 2004) des activités non régulées sont financées par les
entreprises des IEG dans les proportions définies par le décret n° 2005-322 du 5 avril 2005.

Le régime spécial des IEG est un régime légal ouvert aux nouveaux entrants.

Les droits spécifiques du régime constitués depuis le 1er janvier 2005 sont intégralement financés par les entreprises des
IEG proportionnellement à leur poids respectif en termes de masse salariale au sein de la branche des IEG.

S’agissant d’un régime à prestations définies, le Groupe constitue une provision pour retraite au titre des droits spécifiques
des agents des activités non régulées et des droits spécifiques acquis par les agents des activités régulées à compter du
1er janvier 2005. Cette provision englobe également les engagements au titre des départs anticipés par rapport à l’âge
légal de départ à la retraite. Le montant de la provision est susceptible d’évoluer en fonction du poids respectif des sociétés
du Groupe au sein de la branche des IEG.

Les évaluations des engagements de retraites et des autres «engagements mutualisés» sont effectuées par la CNIEG.

Au 31 décembre 2016, la dette actuarielle «retraite» relative au régime spécial des IEG s’élève à 3,4 milliards d’euros
contre 3,2 milliards d’euros au 31 décembre 2015, l’augmentation étant essentiellement liée à la baisse des taux
d’actualisation.

La duration de la dette actuarielle «retraite» relative au régime des IEG est de 18 ans.

19.1.2 Convention de l’électricité et du gaz en Belgique

En Belgique, des conventions collectives régissent les droits du personnel des sociétés du secteur de l’électricité et du
gaz, soit principalement Electrabel, Laborelec, ENGIE CC et partiellement ENGIE Energy Management.

Ces conventions, applicables au personnel «barémisé» engagé avant le 1er juin 2002 et au personnel cadre engagé avant
le 1er mai 1999, prévoient des avantages permettant au personnel d’atteindre, pour une carrière complète et y compris la




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
152
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




pension légale, un complément de pension de retraite égal à 75% du dernier revenu annuel. Ces compléments sont
partiellement réversibles aux ayants droit. Il s’agit de régimes à prestations définies. En pratique, ces prestations sont,
pour la plupart des participants, liquidées sous forme de capital. La plupart des obligations résultant de ces plans de
pension sont financées auprès de plusieurs fonds de pension établis pour le secteur de l’électricité et du gaz et de
compagnies d’assurances. Les plans de pension pré-financés sont alimentés par des cotisations des salariés et des
employeurs. Les cotisations des employeurs sont déterminées annuellement sur la base d’une expertise actuarielle.

La dette actuarielle relative à ces régimes représente environ 14% du total des engagements de retraite au
31 décembre 2016. La duration moyenne de ces régimes est de 12 années.

Le personnel «barémisé» engagé à partir du 1er juin 2002, et le personnel cadre (i) engagé à partir du 1er mai 1999 ou
(ii) ayant opté pour le transfert vers des plans à contributions définies bénéficient aujourd’hui de régimes à cotisations
définies. Depuis le 1er janvier 2004, la loi imposait une garantie de rendement annuel minimum moyen (3,75% sur les
contributions salariales et 3,25% sur les contributions patronales) lors de la liquidation de l’épargne constituée.

La loi sur les pensions complémentaires, votée le 18 décembre 2015, et d’application au 1er janvier 2016, fixe désormais
les taux de rendement minimum à garantir en fonction du rendement réel des obligations de l’État belge, dans une
fourchette comprise entre 1,75% et 3,25% (les taux sont désormais identiques pour les contributions salariales et
patronales). En 2016, le taux minimum garanti est de 1,75%.

L’impact lié à la mise en place de cette nouvelle loi s’est traduit par une augmentation de l’engagement net de
10 millions d’euros au 31 décembre 2016.

La charge comptabilisée en 2016 au titre de ces régimes à cotisations définies s’élève à 24 millions d’euros contre
24 millions d’euros en 2015.

19.1.3 Régimes multi-employeurs

Certaines entités du Groupe voient leur personnel affilié à des régimes de retraite multi-employeurs.

Ces régimes prévoient une mutualisation des risques de telle sorte que le financement est assuré par un taux de cotisation
qui s’applique à la masse salariale et qui est déterminé uniformément pour toutes les sociétés affiliées.

C’est notamment le cas aux Pays-Bas, pour la plupart des entités dont le métier rend obligatoire l’affiliation à un régime
sectoriel. Ces régimes sectoriels regroupent un nombre important d’employeurs, ce qui limite l’impact potentiel du défaut
d’une société. En cas de défaut d’une société, les droits acquis sont maintenus dans un compartiment dédié. Ces droits
acquis ne sont pas transférés aux autres participants. Des plans de refinancement peuvent être mis en place afin d’assurer
l’équilibre des fonds.

Le Groupe ENGIE comptabilise ces régimes multi-employeurs comme des régimes à cotisations définies.

La charge comptabilisée en 2016 au titre de ces régimes multi-employeurs s’élève à 69 millions d’euros contre
71 millions d’euros en 2015.

19.1.4 Autres régimes de retraite

La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à leur personnel des avantages retraite. En termes de
coûts de financement des plans de retraite dans le Groupe, ceux-ci sont presque équitablement répartis entre financement
de plans à prestations définies et financement de plans à cotisations définies.

Les principaux régimes de retraite hors France, Belgique et Pays-Bas concernent :

 le Royaume-Uni : la grande majorité des plans à prestations définies est fermée aux nouveaux entrants, et pour
la plupart, à l’acquisition de droits futurs. Toutes les entités proposent un plan à cotisations définies.
Les engagements de retraite du personnel des filiales d’International Power au Royaume-Uni sont couverts par le
régime spécial des Industries des Fournisseurs d’Électricité (ESPS). Il s’agit d’un régime à prestations définies




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
153
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




dont les actifs sont investis dans des fonds séparés. Depuis le 1er juin 2008, ce régime est fermé, et un régime à
cotisations définies a été mis en place pour les nouveaux entrants ;
 l’Allemagne : les différentes filiales ont fermé leurs plans à prestations définies pour les nouveaux entrants.
Les entités proposent désormais des plans à cotisations définies ;
 le Brésil : ENGIE Brasil Energia a son propre fonds de pension, qui a été scindé en deux compartiments : l’un
poursuivant la gestion du plan (fermé) à prestations définies et le second dédié au plan à cotisations définies
proposé aux nouveaux entrants depuis début 2005.

19.2 Description des autres avantages postérieurs à l’emploi et autres
avantages à long terme

19.2.1 Autres avantages consentis aux personnels des IEG (aux actifs et/ou aux inactifs)

Les autres avantages consentis aux personnels des IEG sont les suivants :

Avantages postérieurs à l’emploi :

 l’avantage en nature énergie ;
 les indemnités de fin de carrière ;
 les congés exceptionnels de fin de carrière ;
 les indemnités de capital décès ;

Avantages à long terme :

 les rentes d’accidents du travail et de maladies professionnelles ;
 les rentes d’incapacité temporaire et d’invalidité ;
 les médailles du travail.

Les principaux engagements sont décrits ci-après.

19.2.1.1 Avantage en nature énergie

L’article 28 du statut national du personnel des Industries Électriques et Gazières prévoit que l’ensemble des agents
(agents actifs et inactifs, sous conditions d’ancienneté) bénéficie d’un régime d’avantage en nature énergie intitulé
«tarif agent».

Cet avantage recouvre la fourniture à ces agents d’électricité et de gaz à un tarif préférentiel. Les avantages dont
bénéficieront les agents à la retraite constituent des avantages postérieurs à l’emploi à prestations définies. La population
inactive bénéficiaire du tarif agent justifie d’au moins 15 années de service au sein des IEG.

En vertu des accords signés avec EDF en 1951, ENGIE fournit du gaz à l’ensemble de la population active et retraitée
d’ENGIE et d’EDF et, réciproquement, EDF fournit de l’électricité à la même population. ENGIE prend à sa charge (ou
bénéficie de) la soulte imputable aux agents d’ENGIE résultant des échanges d’énergie intervenant entre les deux
entreprises.

L’engagement énergie lié à l’avantage accordé aux salariés (actifs et inactifs) au titre des périodes de retraite est évalué
par différence entre le prix de vente de l’énergie et le tarif préférentiel accordé aux agents.

La provision relative à l’avantage en nature énergie s’élève à 3 milliards d’euros au 31 décembre 2016. La duration de
l’engagement est de 21 ans.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
154
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




19.2.1.2 Indemnités de fin de carrière

Les agents perçoivent dès leur départ en retraite (ou leurs ayants droit en cas de décès pendant la phase d’activité de
l’agent), une indemnité de fin de carrière progressive en fonction de leur ancienneté dans les IEG.

19.2.1.3 Rentes d’accidents du travail et de maladies professionnelles

Les salariés des IEG bénéficient de garanties permettant la réparation des accidents du travail et des maladies
professionnelles. Les prestations couvrent l’ensemble des salariés et des ayants droit d’un salarié décédé suite à un
accident du travail, à un accident de trajet ou à une maladie professionnelle.

Le montant de l’engagement correspond à la valeur actuelle probable des prestations que percevront les bénéficiaires
actuels compte tenu des éventuelles reversions.

19.2.2 Autres avantages consentis aux personnels du secteur de l’électricité et du gaz en
Belgique

Les sociétés du secteur de l’électricité et du gaz accordent des avantages après la retraite tels que le remboursement de
frais médicaux et des réductions sur les tarifs de l’électricité et du gaz ainsi que des médailles du travail et des régimes de
prépension. À l’exception de l’«allocation transitoire» (prime de fin de carrière), ces avantages ne font pas l’objet de
préfinancements.

19.2.3 Autres conventions

La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à leur personnel des avantages postérieurs à l’emploi
(régimes de préretraite, couverture médicale, avantages en nature,…), ainsi que d’autres avantages à long terme
(médailles du travail et autres primes d’ancienneté,…).

19.3 Plans à prestations définies

19.3.1 Montants présentés dans l’état de situation financière et l’état du résultat global

Conformément aux dispositions d’IAS 19, l’information présentée dans l’état de situation financière au titre des avantages
postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme correspond à la différence entre la dette actuarielle (engagement
brut) et la juste valeur des actifs de couverture. Lorsque cette différence est positive, une provision est enregistrée
(engagement net). Lorsque la différence est négative, un actif de régime est constaté dans l’état de situation financière
dès lors que les conditions de comptabilisation d’un actif de régime sont satisfaites.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
155
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




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 :


Droits à
Provisions Actifs de régime remboursements
En millions d'euros
Au 31 Décembre 2014 (6 232) 41 176
‐
Différence de change 13 -
Variations de périmètre et autres 45 (48) -
Pertes et gains actuariels 448 38 (11)
Charge de l'exercice (458) 15 3
‐
Plafonnement d'actifs (41) -
‐
Cotisations/prestations payées 441 16
Au 31 Décembre 2015 (5 785) 62 167
‐
Différence de change (51) (1)
Variations de périmètre et autres 46 (12) (43)
Pertes et gains actuariels (663) (7) 2
Charge de l'exercice (430) (49) 3
‐
Plafonnement d'actifs 41 -
Cotisations/prestations payées 420 76 1
AU 31 DÉCEMBRE 2016 (6 422) 68 130



Les actifs de régime et les droits à remboursement sont présentés dans l’état de situation financière au sein des lignes
«Autres actifs» non courants et courants.

La charge de l’exercice comptabilisée dans le compte de résultat s’élève à 478 millions d’euros en 2016
(442 millions d’euros en 2015). Les composantes de cette charge de l’exercice relative aux régimes à prestations définies
sont présentées dans la Note 19.3.4 «Composantes de la charge de l’exercice».

La zone Euro représente 95% des engagements nets du Groupe au 31 décembre 2016 (contre 94% au
31 décembre 2015).

Les écarts actuariels cumulés comptabilisés dans les capitaux propres s’élèvent à 3 469 millions d’euros au
31 décembre 2016, contre 2 730 millions d’euros au 31 décembre 2015.

Les pertes et gains actuariels nets générés sur l’exercice, qui sont présentés sur une ligne distincte de l’«État du résultat
global» représentent une perte actuarielle de 670 millions d’euros en 2016 et un gain actuariel de 446 millions d’euros
en 2015.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
156
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




19.3.2 Évolution des engagements et des actifs de couverture

Les montants des dettes actuarielles et des actifs de couverture du Groupe ENGIE, leur évolution au cours des exercices
concernés, ainsi que leur réconciliation avec les montants comptabilisés dans l’état de situation financière sont les
suivants :

31 déc. 2016 31 déc. 2015

Autres Autres
avantages Avantages
avantages Avantages
à long
à long
postérieurs postérieurs
Retraites(1) à l'emploi(2) terme(3) Total Retraites(1) à l'emploi(2) terme(3) Total
En millions d'euros
A - VARIATION DE LA DETTE ACTUARIELLE
Dette actuarielle début de période (7 197) (3 394) (530) (11 120) (7 580) (3 393) (564) (11 537)
Coût des services rendus de la période (234) (50) (45) (329) (267) (64) (46) (376)
Charge d'intérêts sur la dette actuarielle (208) (84) (11) (303) (196) (70) (9) (276)
‐ ‐
‐ ‐
Cotisations versées (14) (14) (13) (13)
‐ ‐ ‐
Modification de régime 8 8 8 16 24
‐ ‐
Variations de périmètre (6) (3) (10) 2 (1) 1
‐ ‐ ‐ ‐
Réductions / cessations de régimes 1 1 19 19
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
(2) (6) (7)
Evénements exceptionnels
Pertes et gains actuariels financiers (825) (261) (15) (1 102) 292 294 33 619
Pertes et gains actuariels démographiques 106 (51) (2) 52 140 (280) 9 (131)
Prestations payées 434 113 46 594 373 109 48 530
‐ ‐
‐
Autres (dont écarts de conversion) (8) (1) (8) 25 25
Dette actuarielle fin de période A (7 945) (3 731) (556) (12 232) (7 197) (3 394) (530) (11 120)
B - VARIATION DES ACTIFS DE COUVERTURE
Juste valeur des actifs de couverture en
‐
5 445 1 - 5 446 5 349 3 5 351
début de période
‐ ‐ ‐ ‐
Produit d'intérêts des actifs de couverture 162 162 148 148
‐ ‐ ‐ ‐
Pertes et gains actuariels financiers 361 361 40 40
‐ ‐ ‐
Cotisations perçues 267 267 271 17 288
‐ ‐ ‐ ‐
Variations de périmètre 1 1 (1) (1)
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Cessations de régimes (15) (1) (17)
‐ ‐ ‐
Prestations payées (351) (351) (332) (17) (349)
‐ ‐ ‐ ‐
Autres (dont écarts de conversion) 33 33 (14) (14)
Juste valeur des actifs de couverture en fin
5 919 1 - 5 920 5 445 1 - 5 446
de période B
C - COUVERTURE FINANCIÈRE A+B (2 026) (3 730) (556) (6 311) (1 752) (3 393) (530) (5 674)
‐ ‐ ‐ ‐
Plafonnement d'actifs (42) (42) (48) (48)
ENGAGEMENTS NETS DE RETRAITES (2 068) (3 730) (556) (6 354) (1 800) (3 393) (530) (5 722)
TOTAL PASSIF (2 136) (3 731) (556) (6 422) (1 862) (3 393) (530) (5 785)
‐ ‐
‐ ‐
TOTAL ACTIF 68 68 62 62
(1) Pensions de retraite et indemnités de départ en retraite.
(2) Avantage en nature énergie, régimes de prévoyance, gratuités et autres avantages postérieurs à l’emploi.
(3) Médailles du travail et autres avantages à long terme.


19.3.3 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. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Juste valeur en début d'exercice 167 176
Produit d'intérêts des placements 3 3
Pertes et gains actuariels financiers 2 (11)
Rendement réel 5 (9)
‐ ‐
Réductions/cessations de régime
Cotisations employeurs 15 16
‐ 1
Cotisations employés
Prestations payées (14) (17)
‐
Autres (43)
JUSTE VALEUR EN FIN D'EXERCICE 130 167




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
157
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




19.3.4 Composantes de la charge de l’exercice

Les charges constatées en 2016 et 2015 au titre des retraites et engagements assimilés à prestations définies sur
l’exercice se décomposent comme suit :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Coûts des services rendus de la période 329 376
Charge d'intérêts nette 141 128
Pertes et gains actuariels(1) 17 (42)
Modifications de régimes (8) (24)
Profits ou pertes sur réductions, cessations, liquidations de régimes (1) (2)
‐ 7
Événements exceptionnels
TOTAL 478 442
Dont comptabilisés en résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en
337 314
équivalence
Dont comptabilisés en résultat financier 141 128
(1) Sur avantages à long terme.


19.3.5 Politique et stratégie de couverture des engagements

Lorsque les plans à prestations définies font l’objet d’une couverture financière, les actifs sont investis au travers de fonds
de pensions et/ou de compagnies d’assurance. La répartition entre ces grandes catégories diffère pour chaque plan selon
les pratiques d’investissement propres aux pays concernés. Les stratégies d’investissement des plans à prestations
définies visent à trouver un bon équilibre entre le retour sur investissement et les risques associés.

Les objectifs d’investissement se résument ainsi : maintenir un niveau de liquidité 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 au moins égal au taux d’actualisation ou, le cas échéant, aux rendements futurs demandés.

Lorsque les actifs sont investis au travers de fonds de pension, les stratégies d’investissement sont déterminées par les
organismes de gestion de ces fonds. Concernant les plans français, lorsque les actifs sont investis via une compagnie
d’assurance, cette dernière gère le portefeuille d’investissements dans le cadre de contrats en unités de compte ou de
contrats en euros, dans un cadre de risque et une gestion adaptés à l’horizon long terme des passifs.

La couverture des engagements peut être analysée comme suit :

Juste valeur Total
Dette des actifs de Plafonnement engagement
actuarielle couverture d'actifs net
En millions d'euros
Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds (6 593) 5 078 (42) (1 557)
‐
Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements (804) 842 38
‐ ‐
Plans non financés (4 835) (4 835)
AU 31 DÉCEMBRE 2016 (12 232) 5 920 (42) (6 354)
Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds (5 777) 4 469 (48) (1 356)
‐
Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements (923) 977 55
‐ ‐
Plans non financés (4 421) (4 421)
AU 31 DÉCEMBRE 2015 (11 120) 5 446 (48) (5 722)



L’allocation des catégories d'actifs de couverture en fonction des principales catégories d’actifs est la suivante :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En %
29 31
Actions
Obligations souveraines 17 16
Obligations privées 31 34
Actifs monétaires 10 8
Actifs immobiliers 4 4
Autres actifs 9 7
TOTAL 100 100




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
158
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




La part des actifs de couverture cotés sur un marché actif est de 100% au 31 décembre 2016.

Le rendement réel des actifs des entités participant au régime des IEG s’est établi à 3,8% en 2016.

Le rendement réel des actifs de couverture des entités belges du Groupe en 2016 s’est élevé à environ 3% en assurance
de groupe et à 5% en fonds de pension.

L’allocation des actifs de couverture par zone géographique d’investissement est la suivante :

Amérique du Amérique Reste du
Europe Nord Latine Asie - Océanie monde Total
En %
Actions 60 25 1 12 2 100
‐ ‐
Obligations souveraines 70 2 28 100
Obligations privées 79 14 2 4 1 100
‐
Actifs monétaires 70 1 4 24 100
‐ ‐
Actifs immobiliers 93 3 4 100
Autres actifs 61 8 19 6 6 100



19.3.6 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
2016 2015 2016 2015 2016 2015 2016 2015
Zone Euro 1,7% 2,5% 2,0% 2,6% 1,5% 2,2% 1,8% 2,3%
Taux
d'actualisation Zone UK 2,7% 3,9% - - - - - -
1,8% 1,7% 1,8% 1,7% 1,8% 1,7% 1,8% 1,7%
Zone Euro
Taux d'inflation
Zone UK 3,3% 3,1% - - - - - -



19.3.6.1 Taux d’actualisation et d’inflation

Le taux d’actualisation retenu est déterminé par référence au rendement, à la date de l’évaluation, des obligations émises
par des entreprises de premier rang, pour une échéance correspondant à la duration de l’engagement.

Les taux ont été déterminés pour chaque zone monétaire à partir des données sur le rendement des obligations AA.
Pour la zone Euro, les données (issues de Bloomberg) sont extrapolées pour les maturités longues à partir du rendement
des obligations d’État.

Selon les estimations établies par le Groupe, une variation de plus (moins) 100 points de base du taux d'actualisation
entraînerait une baisse (hausse) de la dette actuarielle d'environ 15%.

Les taux d’inflation ont été déterminés pour chaque zone monétaire. Une variation du taux d’inflation de plus (moins)
100 points de base (à taux d'actualisation inchangé) entraînerait une hausse (baisse) de la dette actuarielle d’environ 15%.

19.3.6.2 Autres hypothèses

Les hypothèses d’augmentation des frais médicaux (inflation comprise) sont de 2,7%.

Concernant les soins médicaux, une variation de 100 points de base des taux de croissance aurait les impacts suivants :


Augmentation de 100 points de base Diminution de 100 points de base
En millions d'euros
Effet sur les charges 1 (1)
Effet sur les engagements de retraite 9 (8)




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
159
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 19 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME




19.3.7 Estimation des cotisations employeurs à verser en 2017 au titre des plans à
prestations définies

Le Groupe s’attend à verser, au cours de l’exercice 2017, des cotisations de l’ordre de 179 millions d’euros au profit de
ses régimes à prestations définies, dont un montant de 88 millions d’euros pour les sociétés appartenant au régime des
IEG. Pour ces dernières, les versements annuels sont effectués en référence aux droits acquis dans l’année et tiennent
compte, dans une perspective de lissage à moyen terme, du niveau de couverture de chaque entité.

19.4 Plans à cotisations définies

En 2016, le Groupe a comptabilisé une charge de 137 millions d’euros au titre des plans à cotisations définies souscrits
au sein du Groupe (134 millions d’euros en 2015). Ces cotisations sont présentées dans les «Charges de personnel» au
compte de résultat.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
160
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 ACTIVITÉ EXPLORATION-PRODUCTION




NOTE 20 ACTIVITÉ EXPLORATION-PRODUCTION

20.1 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 Immobilisations
Licences en développement de production Total
En millions d'euros
A. VALEUR BRUTE
Au 31 décembre 2014 1 106 1 406 8 555 11 067
Variations de périmètre (174) - (10) (185)
Acquisitions 37 951 128 1 115
Cessions (124) (198) - (322)
Écarts de conversion 105 105 (155) 54
Autres 60 (106) 126 81
Au 31 décembre 2015 1 009 2 158 8 643 11 810
‐ ‐ ‐ ‐
Variations de périmètre
Acquisitions 1 998 97 1 095
‐
Cessions (11) (203) (215)
Écarts de conversion 6 (48) 101 60
Autres 24 (502) 569 91
AU 31 DÉCEMBRE 2016 1 040 2 593 9 208 12 841
B. AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR CUMULÉS
Au 31 décembre 2014 (438) (4) (4 847) (5 289)
Variations de périmètre 174 - 10 185
Dotations aux amortissements - - (664) (664)
Pertes de valeur (349) (1 146) (1 041) (2 536)
‐
Cessions 88 - 88
Écarts de conversion (48) (26) 77 3
‐
Autres - - -
Au 31 décembre 2015 (573) (1 176) (6 464) (8 213)
‐ ‐ ‐
Variations de périmètre -
Dotations aux amortissements - - (534) (534)
Pertes de valeur (35) (110) (12) (157)
‐
Cessions - 154 154
Écarts de conversion (1) 61 (31) 30
Autres (71) 419 (240) 108
AU 31 DÉCEMBRE 2016 (680) (806) (7 126) (8 612)
C. VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2015 437 982 2 179 3 597
AU 31 DÉCEMBRE 2016 360 1 787 2 082 4 229



La ligne «Acquisitions» de l’exercice 2016 comprend principalement les développements réalisés au cours de l’exercice
sur les champs de Touat en Algérie, de Jangkrik en Indonésie et de Cygnus au Royaume-Uni. La ligne «Cessions»
correspond principalement à la cession d’un portefeuille de champs en production en Allemagne.

La ligne «Acquisitions» de l’exercice 2015 comprenait notamment les développements réalisés au cours de l’exercice sur
les champs de Cygnus au Royaume-Uni, de Jangkrik en Indonésie et de Touat en Algérie. La ligne «Cessions»
correspondait pour l’essentiel à la cession d’un intérêt de 11,67% dans le champ de Jangkrik, en Indonésie.

Les pertes de valeur comptabilisées respectivement au 31 décembre 2016 et au 31 décembre 2015 sont décrites dans la
Note 8.2 «Pertes de valeur».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
161
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 20 ACTIVITÉ EXPLORATION-PRODUCTION




20.2 Coûts d’exploration pré-capitalisés

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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
359 430
Valeur à l'ouverture
Coûts d'exploration de la période pré-capitalisés 65 129
Montants comptabilisés en charge de l'exercice (92) (145)
Autres (110) (54)
VALEUR A LA CLÔTURE 222 359



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

20.3 Flux d’investissement de la période

Les dépenses d’investissement réalisées au titre des activités d’exploration-production en 2016 et 2015 s’élèvent
respectivement à 940 millions d’euros et 1 027 millions d’euros. Elles sont présentées au sein de la ligne «Investissements
corporels et incorporels» du tableau de flux de trésorerie.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
162
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 21 CONTRATS DE LOCATION-FINANCEMENT




NOTE 21 CONTRATS DE LOCATION-FINANCEMENT

21.1 Information sur les contrats de location-financement – ENGIE 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 du secteur
Amérique Latine (essentiellement ENGIE Energía Perú - Pérou) et des centrales de cogénération de ENGIE Cofely.

Les paiements minimaux futurs (actualisés et non actualisés) à effectuer au titre des contrats de location-financement
s’analysent comme suit :


31 déc. 2016 31 déc. 2015
Valeur non Valeur non
actualisée Valeur actualisée actualisée Valeur actualisée
En millions d'euros
Au cours de la 1ère année 158 153 102 99
De la 2ème à la 5ème année comprise 539 493 292 259
Au-delà de la 5ème année 32 22 275 253
TOTAL 728 668 669 611



La réconciliation entre les dettes de location-financement comptabilisées dans l’état de situation financière
(cf. Note 15.2.1 «Dettes financières»), et les paiements minimaux non actualisés par échéance se présente de la manière
suivante :

De la 2ème à la Au-delà de la 5ème
1ère année 5ème année
Total année
En millions d'euros
Dettes de location-financement 670 150 492 28
Effet d'actualisation des remboursements futurs de la dette et charges financières
58 8 47 4
futures
PAIEMENTS FUTURS MINIMAUX NON ACTUALISÉS 728 158 539 32




21.2 Information sur les contrats de location-financement – ENGIE 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) et Lanxess (Electrabel - Belgique).



31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
1 116 1 167
Paiements minimaux non actualisés
Valeur résiduelle non garantie revenant au bailleur 46 42
TOTAL INVESTISSEMENT BRUT 1 163 1 209
Produits financiers non acquis 166 172
INVESTISSEMENT NET (BILAN) 997 1 037
dont valeur actualisée des paiements minimaux 962 1 007
dont valeur résiduelle non garantie actualisée 35 30



Les montants comptabilisés dans l’état de situation financière au titre des contrats de location-financement sont détaillés
dans la Note 15.1.2 «Prêts et créances au coût amorti».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
163
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 21 CONTRATS DE LOCATION-FINANCEMENT




Les paiements minimaux futurs non actualisés à recevoir au titre des contrats de location-financement s’analysent comme
suit :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Au cours de la 1ère année 115 108
De la 2ème à la 5ème année comprise 450 444
Au-delà de la 5ème année 552 616
TOTAL 1 116 1 167




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
164
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 22 CONTRATS DE LOCATION SIMPLE




NOTE 22 CONTRATS DE LOCATION SIMPLE

22.1 Information sur les contrats de location simple – ENGIE 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 2016 et 2015 se
décomposent comme suit :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
(864) (886)
Loyers minimaux
Loyers conditionnels (15) (18)
‐
Revenus de sous-location 76
Charges de sous-location (29) (27)
Autres charges locatives (181) (238)
TOTAL (1 089) (1 093)



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

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Au cours de la 1ère année 611 620
De la 2ème à la 5ème année comprise 1 694 1 398
Au-delà de la 5ème année 1 339 1 281
TOTAL 3 644 3 300




22.2 Information sur les contrats de location simple – ENGIE bailleur

Ces contrats relèvent essentiellement de l’interprétation IFRIC 4 de la norme IAS 17 et concernent principalement des
centrales électriques exploitées par le secteur Afrique/Asie.

Les revenus locatifs, comptabilisés en chiffre d’affaires, des exercices 2016 et 2015 se décomposent comme suit :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Loyers minimaux 388 556
Loyers conditionnels 24 76
TOTAL 412 632



Les paiements minimaux futurs actualisés à recevoir au titre de la location, en vertu de contrats de location simple non
résiliables, s’analysent comme suit :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Au cours de la 1ère année 335 403
De la 2ème à la 5ème année comprise 264 694
‐
Au-delà de la 5ème année 27
TOTAL 598 1 125




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
165
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS




NOTE 23 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. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Offres réservées aux salariés(1) 23.2 2 15
Plans d'attribution d'actions gratuites/de performance 23.3 36 34
Plans d'autres sociétés du Groupe 22 1
TOTAL 60 50
(1) Y compris Share Appreciation Rights émis dans le cadre des augmentations de capital réservées aux salariés, dans certains pays.


Plans de stock-options(1)
23.1

En 2016, comme en 2015, le Conseil d’Administration du Groupe a décidé de ne pas attribuer de nouveau plan de
stock-options.

Au 31 décembre 2016, le dernier plan restant en vigueur correspond à un plan d’options d’achat d’actions dont les droits
sont acquis et pour lesquels il n’y a donc plus de charge comptabilisée. Les caractéristiques de ce plan sont les suivantes :



Nombre
d'options
attribuées
Prix
Date de Point de Nombre de aux Solde à Solde à
d’exercice
l'AG départ bénéfi- membres lever au lever au Durée de
ajusté
d’autori- d’exercice ciaires par du Comité 31 déc. Annulées 31 déc. Date vie
Plan sation des options plan Exécutif 2015 ou expirées 2016 d’expiration restante
(en euros)
‐
16/07/2008 12/11/2012 32,7 3 753 2 615 000 5 969 064 5 969 064 11/11/2016 -
12/11/2008
‐
(1)
10/11/2009 04/05/2009 10/11/2013 29,4 4 036 4 808 015 32 586 4 775 429 09/11/2017 0,9
TOTAL 2 615 000 10 777 079 6 001 650 4 775 429
(1) Plans exerçables au 31 décembre 2016.

Par ailleurs, le plan d’achat d’actions émis en 2008 est arrivé à échéance en 2016. Il en a résulté l’annulation de 6 millions
d’options.

23.2 Offres réservées aux salariés

23.2.1 Link 2014

Il n’y a pas eu d’augmentation de capital ENGIE réservée aux salariés en 2016.

Les seuls impacts sur le résultat 2016 liés aux dispositifs d’augmentation de capital réservée aux salariés résultent des
Share Appreciation Rights, correspondant à la juste valeur des warrants couvrant la dette à l’égard des salariés dans le
cadre de certaines souscriptions au plan LINK 2014. À ce titre, la charge de la période s’élève à 1 million d’euros.




(1) Les dispositifs relatifs aux différents plans antérieurs sont décrits dans les précédents Documents de Référence de GDF SUEZ.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
166
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS




23.3 Actions gratuites et actions de performance

23.3.1 Nouvelles attributions réalisées en 2016

Plan d’actions de performance ENGIE du 16 décembre 2016

Le Conseil d’Administration du 14 décembre 2016 a approuvé l’attribution de 5 millions d’actions de performance aux
cadres supérieurs et dirigeants du Groupe. Ce plan se décompose en trois tranches :

 des actions de performance dont la période d’acquisition des droits se termine le 14 mars 2020, suivie d’une
période d’incessibilité d’un an des titres acquis ;
 des actions de performance dont la période d’acquisition des droits se termine le 14 mars 2020, sans période
d’incessibilité ; et
 des actions de performance dont la période d’acquisition des droits se termine le 14 mars 2021, sans période
d’incessibilité.

En plus d’une condition de présence dans le Groupe à la date d’acquisition des droits, chaque tranche se compose
d’instruments assortis d’une triple condition de performance :

 une condition portant sur le Total Shareholder Return (TSR) du titre ENGIE comparé à ceux d’un panel de six
sociétés de référence, évalué pour la période entre novembre 2016 et janvier 2020 ;
 deux conditions portant respectivement sur l'évolution du résultat net récurrent part du Groupe et du Return On
Capital Employed (ROCE) des exercices 2018 et 2019.

Dans le cadre de ce plan, des actions de performance sans condition ont également été attribuées aux gagnants des
programmes Innovation et Incubation (32 950 actions attribuées).

23.3.2 Juste valeur des plans d’actions gratuites avec ou sans condition de performance

Les hypothèses suivantes ont été utilisées pour déterminer la juste valeur unitaire des nouveaux plans attribués par ENGIE
en 2016.


Date Fin de la Coût de Condition de
d'acquisition période Cours à la date Dividende financement Coût performance Juste valeur
Date d'attribution des droits d'incessibilité d'attribution attendu pour le salarié d'incessibilité liée au marché unitaire
16 décembre 2016 14 mars 2020 14 mars 2021 12,03 0,7 5,2% 0,42 oui 8,10
16 décembre 2016 14 mars 2020 14 mars 2020 12,03 0,7 5,2% - oui 8,52
16 décembre 2016 14 mars 2021 14 mars 2021 12,03 0,7 5,2% - oui 7,91
Juste valeur moyenne pondérée du plan du 16 décembre 2016 8,44



23.3.3 Revue des conditions de performance interne des plans

Outre la condition de présence des salariés, certains plans d’actions gratuites et plan d’actions de performance sont
assortis d’une condition de performance interne. Lorsque cette dernière n’a pas été atteinte en totalité, les volumes
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.

L’appréciation de la condition de performance est revue à chaque clôture. Il n’y a pas eu de réduction de volume opérée
en 2016 au titre de la non atteinte de conditions de performance.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
167
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 23 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS




23.3.4 Plans d’actions gratuites avec ou sans condition de performance en vigueur
au 31 décembre 2016 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)
31 déc. 2016 31 déc. 2015
Plans d'actions gratuites 5 17
Plans d'actions de performance 31 17
Dont charge de la période 31 28
Dont reprise pour non atteinte de conditions de performance - (11)
TOTAL 36 34




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
168
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 24 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES




NOTE 24 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES
L’objet de la présente Note est de présenter les transactions significatives qui existent entre le Groupe et ses parties liées.

Les informations concernant les rémunérations des principaux dirigeants sont présentées dans la Note 25 «Rémunération
des dirigeants».

Les transactions avec les coentreprises et les entreprises associées sont décrites dans la Note 3 «Participations dans les
entreprises mises en équivalence».

Seules les opérations significatives sont décrites ci-dessous.

24.1 Relations avec l’État français et les sociétés participations de l’État
français

24.1.1 Relations avec l’État français

Jusqu’au 10 janvier 2017, l’État détenait 32,76 % du capital d’ENGIE lui conférant 5 représentants sur 19 au Conseil
d’Administration. À cette date, l’État a cédé 4,1% du capital d’ENGIE dans le cadre d’un placement privé auprès
d’investisseurs institutionnels. Au terme de ce placement, l’État détient désormais 28,65% du capital et 31,98% des droits
de vote d’ENGIE.

L’État dispose d’une action spécifique destinée à préserver les intérêts essentiels de la France, relatifs à la continuité ou
la sécurité d’approvisionnement dans le secteur de l’énergie. Cette action spécifique confère à l’État, et de manière
pérenne, le droit de s’opposer aux décisions d’ENGIE s’il considère ces décisions contraires aux intérêts de la France.

Les missions de service public dans le secteur de l’énergie sont définies par la loi du 3 janvier 2003.

Le 6 novembre 2015, l’État et ENGIE ont renouvelé le contrat de service public qui précise leur mise en œuvre, confortant
ainsi les missions de service public du Groupe et les conditions des évolutions tarifaires en France :

 au titre de ses missions de service public, le Groupe réaffirme ses engagements en matière de sécurité
d’approvisionnement, de qualité des relations avec la clientèle, de solidarité et de prise en charge des clients
démunis, de développement durable et de protection de l’environnement, ainsi qu’en matière de recherche ;
 au titre des conditions des évolutions tarifaires en France, ce contrat confirme le cadre réglementaire global de
fixation et d’évolution des tarifs réglementés du gaz naturel en France issu du décret du 18 décembre 2009 (et qui
prévoit notamment l’évolution des tarifs réglementés en fonction des coûts engagés), tout en précisant le cadre
transitoire engendré par la suppression des tarifs réglementés pour les professionnels.

Les tarifs d’acheminement sur le réseau de transport GRTgaz, sur le réseau de distribution de gaz en France ainsi que
les tarifs d’accès aux terminaux méthaniers français sont régulés.

24.1.2 Relations avec EDF

Gaz de France SA et EDF avaient signé le 18 avril 2005 une convention définissant leurs relations concernant les activités
de distribution suite à la création, au 1er juillet 2004, de l’opérateur commun des réseaux de distribution d’électricité et de
gaz, EDF Gaz de France Distribution. En application de la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie qui
prévoit la filialisation des réseaux de distribution de gaz naturel et d’électricité portés par les opérateurs historiques, les
entités Enedis SA (ex-ERDF SA), filiale d’EDF SA, et GRDF SA, filiale d’ENGIE SA, ont été créées respectivement au
1er janvier 2007 et au 1er janvier 2008, et opèrent dans la suite de la convention existant antérieurement entre les deux
opérateurs.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
169
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 24 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES




24.2 Relations avec la CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et
Gazières)

Les relations avec la CNIEG, qui gère l’ensemble des pensions de vieillesse, d’invalidité et de décès des salariés et
retraités du Groupe affiliés au régime spécial des IEG, des agents d’EDF et des Entreprises Non Nationalisées (ENN) sont
décrites dans la Note 19 «Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme».




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
170
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 25 RÉMUNÉRATION DES DIRIGEANTS




NOTE 25 RÉMUNÉRATION DES DIRIGEANTS
Les rémunérations des dirigeants présentées ci-après comprennent les rémunérations des membres du Comité Exécutif
et des administrateurs.

Le Comité exécutif comporte 12 membres au 31 décembre 2016 contre 21 en 2015.

Leurs rémunérations se décomposent de la façon suivante :

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Avantages à court terme 18 26
Avantages postérieurs à l'emploi 6 5
Paiements fondés sur des actions 5 1
‐
Indemnités de fin de contrat 11
TOTAL 40 33




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
171
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 26 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS




NOTE 26 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, AUTRES ACTIFS
ET AUTRES PASSIFS

26.1 Composition de la variation du besoin en fonds de roulement

Variation du BFR au Variation du BFR au
31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
Stocks 510 903
Clients et autres débiteurs (740) 2 105
Fournisseurs et autres créanciers 703 (1 981)
Créances, dettes fiscales (hors IS) et sociales 219 169
Appels de marge et instruments financiers dérivés sur matières premières afférents aux activités de trading 671 498
Autres 6 (530)
TOTAL 1 369 1 163




26.2 Stocks

31 déc. 2016 31 déc. 2015
En millions d'euros
1 169 1 547
Stocks de gaz naturel, nets
Stocks d'uranium 581 585
Quotas de CO2, certificats verts et d'économie d'énergie, nets 384 413
Stocks de matières premières autres que le gaz et autres éléments stockés, nets 1 522 1 661
TOTAL 3 656 4 207




26.3 Autres actifs et autres passifs

Les autres actifs courants (10 692 millions d’euros) et les autres actifs non courants (431 millions d’euros) sont constitués
principalement de créances fiscales. Les autres actifs non courants comprennent par ailleurs une créance de
69 millions d’euros au 31 décembre 2016 (61 millions d’euros au 31 décembre 2015) vis-à-vis d’EDF Belgium au titre des
provisions nucléaires.

Les autres passifs courants (15 702 millions d’euros) et les autres passifs non courants (1 403 millions d’euros)
comprennent principalement des dettes fiscales et sociales.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
172
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 27 LITIGES ET CONCURRENCE




NOTE 27 LITIGES ET CONCURRENCE
Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans un certain nombre de litiges et procédures au titre de la
concurrence avec des tiers ou avec des autorités judiciaires et/ou administratives (y compris fiscales).

Le montant des provisions pour litiges au 31 décembre 2016 s’élève à 1 133 millions d’euros contre 663 millions d’euros
au 31 décembre 2015.

Les principaux litiges et arbitrages présentés ci-après sont comptabilisés en tant que passifs ou constituent, selon les cas,
des passifs éventuels ou des actifs éventuels.

Dans le cadre de ses activités, le Groupe est engagé dans un certain nombre de contentieux et d’enquêtes, devant des
juridictions étatiques, des tribunaux arbitraux ou des autorités de régulation. Les contentieux et enquêtes pouvant avoir un
impact significatif sur le Groupe sont présentés ci-après.

27.1 Amérique du Nord

27.1.1 Enquête de la FERC (PJM Interconnection)

Le 8 décembre 2015, les services de la Federal Energy Regulation Commission (FERC) ont notifié à GDF SUEZ Energy
Marketing NA, Inc. (GSEMNA) et à GDF SUEZ Energy North America, Inc. (GSENA) leurs conclusions provisoires relatives
à une violation éventuelle des règles de la FERC en matière de lost opportunity cost credits acquis par GSEMNA sur
PJM Interconnection de février 2011 à septembre 2013. Le 18 mars 2016, le Groupe a formellement répondu aux
conclusions provisoires des services de la FERC en expliquant pourquoi le Groupe estime sa conduite irréprochable.
Le 2 décembre 2016, la FERC a rendu publique une notice of alleged violations. Par décision du 1er février 2017, la FERC
a approuvé le stipulation and consent agreement du 29-30 novembre 2016 par lequel GSEMNA accepte, sans toutefois
reconnaître quelque infraction que ce soit, de payer 81,8 millions de dollars américains en guise de transaction. Ceci met
définitivement fin à toute poursuite.

27.2 Amérique Latine

27.2.1 Concessions de Buenos Aires et Santa Fe

En 2003, ENGIE et ses coactionnaires, concessionnaires des eaux de Buenos Aires et de Santa Fe, ont entamé devant
le Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements (CIRDI) deux arbitrages contre
l’État argentin visant à obtenir des indemnités pour compenser la perte de valeur des investissements consentis depuis le
début de la concession, sur base des traités bilatéraux franco-argentins de protection des investissements.

Le tribunal arbitral a condamné l’État argentin le 9 avril 2015 à verser 405 millions de dollars américains au titre de la
résiliation des contrats de concession d’eau et d’assainissement de Buenos Aires, et le 4 décembre 2015 à 211 millions
de dollars américains au titre de la résiliation des contrats de concession de Santa Fe. Ces deux sentences font l’objet
d’un recours en nullité intenté par l’État argentin. Pour rappel, ENGIE et SUEZ (anciennement SUEZ Environnement) ont –
préalablement à l’introduction en bourse de SUEZ Environnement Company (devenue SUEZ) – conclu un accord portant
transfert économique au profit de SUEZ des droits et obligations liés aux participations détenues par ENGIE dans Aguas
Argentinas et Aguas Provinciales de Santa Fe.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
173
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 27 LITIGES ET CONCURRENCE




27.3 Benelux

27.3.1 Contributions nucléaires

Le 30 novembre 2015, l’État belge, ENGIE et Electrabel ont conclu une convention relative à la prolongation de la durée
d’exploitation des unités nucléaires de Doel 1 et 2 ainsi qu’aux contributions nucléaires pour la période 2015 à 2016.
Cette convention prévoit également le gel et, à terme, l’extinction des différentes procédures à l’encontre des contributions
nucléaires passées. Elle est entrée en vigueur suite à la promulgation de la loi du 25 décembre 2016 relative aux
contributions nucléaires pour les unités de Doel 3 et 4 et Tihange 2 et 3.

27.3.2 Reprise et prolongation de l’exploitation des unités nucléaires

Différentes associations ont introduit des recours à l’encontre des lois et décisions administratives ayant permis l’extension
de la durée d’exploitation des unités de Doel 1 et 2 et de Tihange 1, devant la Cour constitutionnelle, le Conseil d’État et
les tribunaux ordinaires. Certains de ces recours sont toujours pendants. Par ailleurs, des collectivités territoriales
allemandes et des associations agissent également contre l’autorisation de redémarrage de l’unité de Tihange 2 ;
ces recours sont également pendants.

27.3.3 Swap de capacités nucléaires avec E.ON

Le 26 novembre 2014, E.ON, via sa filiale PreussenElektra GmbH a déposé une demande d’arbitrage auprès de la
Cour internationale d’arbitrage de la Chambre de commerce internationale contre Electrabel. E.ON réclame (i) le paiement
par Electrabel, d’une partie de la contribution nucléaire allemande, se montant approximativement à 100 millions d’euros
plus les intérêts et (ii) le remboursement de la contribution nucléaire belge payée par E.ON se montant approximativement
à 199 millions d’euros plus les intérêts.

Electrabel conteste ces réclamations et a notamment introduit les demandes reconventionnelles suivantes : (i) le paiement
du montant total facturé par Electrabel pour la contribution nucléaire belge, se montant approximativement à
120 millions d’euros plus les intérêts et (ii) le remboursement de la contribution nucléaire allemande payée par Electrabel,
se montant approximativement à 189 millions d’euros plus les intérêts. Les plaidoiries ont eu lieu la semaine du
12 décembre 2016.

27.3.4 Taxe sur sites

L’Administration de l’énergie a réclamé à Electrabel pour les années 2006 à 2015 des prélèvements sur sites de production
non-utilisés ou sous-utilisés. Electrabel a contesté ces prélèvements en premier lieu par la voie administrative et ensuite
par l’introduction de recours auprès du Tribunal de première instance et de la Cour d’appel de Bruxelles. L’État belge et
Electrabel sont convenus de mettre fin à l’ensemble des litiges qui les ont opposés dans ce cadre. Cet accord prévoit de
mettre fin aux procédures relatives aux taxations établies, compte tenu du caractère essentiellement factuel de ce qui
oppose les parties, et une abrogation/modification législative pour prévenir des litiges futurs. La loi a été promulguée le
25 décembre 2016.

27.3.5 Réclamation fiscale au Pays-Bas

L’Administration fiscale néerlandaise refuse, sur base d’une interprétation contestable d’une modification légale intervenue
en 2007, la déductibilité d’une partie des intérêts pris en charge sur le financement d’acquisitions de participations aux
Pays-Bas réalisées depuis 2000. Fin mars 2016, l’Administration fiscale a rejeté la réclamation introduite par
ENGIE Energie Nederland Holding BV contre l’enrôlement au titre de l’exercice 2007. Le 5 mai 2016 un recours judiciaire
a été introduit contre cette décision. Le montant total des impôts et intérêts de retard enrôlés au 31 décembre 2011 s’élève
à 227 millions d’euros. Suite au rejet par l’Administration fiscale néerlandaise du recours administratif introduit contre
l’enrôlement pour 2007, un recours motivé a été introduit en juin 2016 auprès du Tribunal de première instance d’Arnhem.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
174
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 27 LITIGES ET CONCURRENCE




27.4 France

27.4.1 La Compagnie du Vent

Depuis 2011, différents litiges opposent ENGIE à Jean-Michel Germa, fondateur de La Compagnie du Vent (LCV) et
SOPER, actionnaire minoritaire de LCV, dont le plus important est la procédure intentée par SOPER le 18 janvier 2013
afin de condamner ENGIE à indemniser SOPER à hauteur d’environ 250 millions d’euros en raison de la violation alléguée
de l’accord et du pacte d’associés signés en 2007. Le litige est actuellement pendant devant le Tribunal de Commerce de
Créteil ; les premières conclusions ont été échangées en juillet 2016. L’affaire sera en principe plaidée en mai-juin 2017.

27.4.2 Pratiques sur les marchés de la fourniture de gaz et d’électricité

Le 15 avril 2014, Direct Energie a saisi l’Autorité de la concurrence de pratiques alléguées d’abus de position dominante
d’ENGIE sur les marchés de la fourniture de gaz et d’électricité, assortie d’une demande de mesures conservatoires.
Concernant les mesures conservatoires, l’Autorité de la concurrence a rendu sa décision le 9 septembre 2014. ENGIE a
formé un recours contre cette décision ; l’arrêt de la Cour d’Appel ayant pour l’essentiel confirmé la décision de l’Autorité
de la concurrence est devenu définitif. Sur le fond, l’Autorité de la concurrence a notifié ses griefs le 20 juillet 2016, et
ENGIE a répondu le 20 octobre 2016 ; la procédure se poursuit.

L’Autorité de la concurrence a communiqué le 27 mars 2015 à ENGIE la saisine d’UFC-Que Choisir relativement à des
pratiques alléguées d’abus de position dominante du Groupe sur les marchés de la fourniture de gaz et d’électricité.
La procédure se poursuit.

L’Autorité de la concurrence a communiqué le 26 octobre 2015 une nouvelle saisine de Direct Energie relative à de
nouvelles allégations d’abus de position dominante d’ENGIE sur les marchés de la fourniture de gaz et d’électricité,
assortie d’une nouvelle demande de mesures conservatoires. Par décision du 2 mai 2016, l’Autorité de la concurrence a
enjoint ENGIE, à titre conservatoire et dans l’attente d’une décision au fond, à exécuter certaines mesures conservatoires.
Direct Energie a contesté cette décision devant la Cour d’appel de Paris, qui le 28 juillet 2016 a débouté Direct Energie de
sa demande ; Direct Energie s’est pourvue en cassation. L’instruction se poursuit.

27.4.3 Précompte

Par une proposition de rectification en date du 22 décembre 2008, l’Administration fiscale française a contesté le traitement
fiscal de la cession sans recours de la créance de précompte opérée en 2005 par SUEZ (désormais ENGIE) pour un
montant de 995 millions d’euros. Elle a partiellement mis en recouvrement l’impôt sur les sociétés en résultant à hauteur
d’un montant de 89,6 millions d’euros en mai 2016. ENGIE s’est acquitté de cette somme et a déposé une réclamation
contentieuse en août 2016.

Concernant le contentieux précompte proprement dit, le 1er février 2016, le Conseil d’État a refusé l’admission du pourvoi
en cassation pour les demandes de remboursement de précompte afférent aux exercices 1999/2000/2001. Le Tribunal
administratif de Cergy-Pontoise a adopté une position identique à celle de la Cour Administrative d’Appel pour les sommes
réclamées par SUEZ (désormais ENGIE) au titre des exercices 2002/2003 et 2004. ENGIE a interjeté appel de cette
décision.

Par ailleurs, suite à une plainte d’ENGIE et plusieurs groupes français, le 28 avril 2016, la Commission européenne a
envoyé un avis motivé à la France dans le cadre d’une procédure d’infraction considérant que le Conseil d’État ne
respectait pas le droit de l’Union européenne dans les décisions rendues au titre des litiges précompte, tels que ceux
d’ENGIE. La France ne s’étant pas mise en conformité, la Commission a décidé, le 8 décembre 2016, de saisir la Cour de
Justice de l’Union européenne pour manquement de la France.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
175
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 27 LITIGES ET CONCURRENCE




27.4.4 Tarifs réglementés du gaz naturel

Le 24 juin 2013, l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) a introduit devant le Conseil d’État
une requête en annulation du décret n°2013-400 du 16 mai 2013 modifiant le décret n° 2009-1603 du 18 décembre 2009
relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel.

L’ANODE soutient en substance que le dispositif des tarifs réglementés de vente de gaz naturel est contraire aux objectifs
de la directive 2009/73/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel, et à
l’article 106 §1 du Traité sur le Fonctionnement de l’Union européenne. Le 15 décembre 2014, le Conseil d’État a sursis
à statuer jusqu’à ce que la Cour de Justice de l’Union européenne se prononce à titre préjudiciel sur ces questions. La Cour
de Justice de l’Union européenne a rendu son arrêt le 7 septembre 2016 ; il appartient maintenant au Conseil d’État de se
prononcer sur le fond.

27.5 Europe (hors France et Benelux)

27.5.1 Espagne – Punica

Dans la cadre de l’affaire Punica (enquête portant sur une affaire d’attribution de marchés), cinq collaborateurs de Cofely
España ainsi que la société elle-même ont été mis en examen par le juge d’instruction en charge de l’affaire. L’instruction
pénale est en cours.

27.5.2 Hongrie – Arbitrage CIRDI

ENGIE, GDF International et ENGIE International Holdings ont déposé le 4 avril 2016 une requête en arbitrage devant le
Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements (CIRDI). En substance, le Groupe
reproche à la Hongrie de ne pas avoir respecté ses obligations sous le Traité sur la Charte de l’Énergie en prenant diverses
mesures fiscales et de régulation allant à l’encontre du principe de traitement juste et équitable et de l’interdiction
d’expropriation rampante, et demande réparation du dommage subi. Cette requête en arbitrage fait suite à une notification
de différend du 25 février 2015. Un arbitrage devant le CIRDI prend habituellement deux à trois ans.

27.5.3 Italie – Maestrale

Le 5 décembre 2012, International Power Consolidated Holdings Ltd (IPCHL) a cédé à ERG Renew SpA (ERG) un certain
nombre de filiales actives dans l’éolien en Sardaigne et en Sicile. Ces filiales avaient bénéficié, au début des années 2000
et avant leur appartenance au Groupe, de subsides octroyés sur base de la loi italienne n°488/1192. Courant 2007,
le ministère public avait saisi les éoliennes, soupçonnant une fraude dans l’octroi des subsides. IPCHL a obtenu en 2010
la levée de ces saisies, moyennant une garantie de 31,6 millions d’euros en attente d’une décision sur le fond.

Le 4 novembre 2014, les autorités italiennes ont révoqué formellement les subsides en question, demandant à ERG leur
remboursement immédiat, malgré le montant déjà donné en garantie par IPCHL.

Le 21 mars 2016, ERG a déposé une requête d’arbitrage contre IPCHL devant la Cour internationale d’arbitrage de la
Chambre de commerce internationale, tendant à obtenir une garantie d’IPCHL sur les montants réclamés par les autorités
italiennes. Une transaction mettant fin à la procédure d’arbitrage a été conclue le 19 décembre 2016.

27.5.4 Italie – Vado Ligure

Le 11 mars 2014, le Tribunal de Savone a placé sous séquestre les unités de production au charbon VL3 et VL4 de la
centrale thermique de Vado Ligure, appartenant à Tirreno Power S.p.A. (TP), société détenue à 50% par le Groupe.
Cette mise sous séquestre se situe dans le cadre d’une enquête pénale à l’encontre des dirigeants et anciens dirigeants
de TP pour infractions environnementales et risques pour la santé publique. L’enquête a été clôturée le 20 juillet 2016.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
176
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 27 LITIGES ET CONCURRENCE




L’audience préliminaire devant mener à une décision de renvoi ou non au Tribunal de Savone pour traitement au fond ne
débutera vraisemblablement pas avant l’automne 2017.

27.6 Infrastructures Europe

27.6.1 Accès aux infrastructures gazières

Le 22 mai 2008, la Commission européenne a annoncé l’ouverture d’une procédure à l’encontre de Gaz de France
concernant un soupçon d’abus de position dominante et d’entente au travers notamment d’une combinaison de
réservations à long terme de capacités de transport et de contrats d’importation ainsi que d’éventuels
sous-investissements dans les infrastructures de transport et d’importation.

Le 21 octobre 2009, le Groupe a soumis une proposition d’engagements qui ont été rendus obligatoires par une décision
de la Commission européenne du 3 décembre 2009. Les engagements visent à faciliter les conditions d’accès et à
accroître la concurrence sur le marché du gaz naturel en France. Cette décision de la Commission met fin à la procédure
ouverte en mai 2008. Sous le contrôle d’un mandataire agréé par la Commission européenne, la mise en œuvre des
engagements (qui courent jusqu’en 2024 voire 2029 pour certains) se poursuit.

27.6.2 Commissionnement

Dans le cadre d’un différend opposant GRDF à des fournisseurs de gaz, la Cour d’appel de Paris dans un arrêt du
2 juin 2016, a (i) rappelé que le risque des impayés correspondant à la part «acheminement» du contrat avec le client final
devait être supporté par le gestionnaire de réseau de distribution et non par le fournisseur de gaz, (ii) considéré que les
prestations de gestion de clientèle, réalisées par le fournisseur pour le compte du gestionnaire de réseau de distribution,
devaient être rémunérées de façon équitable et proportionnée au regard des coûts évités du gestionnaire de réseau de
distribution et (iii) enjoint à GRDF de mettre ses contrats d’acheminement en conformité avec ces principes. GRDF a
déposé un pourvoi en cassation contre l’arrêt de la Cour d’appel.

En ce qui concerne les prestations de gestion de clientèle effectuées pour le compte du gestionnaire de réseau de
distribution pour le secteur de l’électricité (en l’espèce ERDF devenue ENEDIS), à la suite d’un recours intenté par ENGIE,
le Conseil d’État dans un arrêt du 13 juillet 2016, vient également de rappeler le même principe d’une rémunération du
fournisseur par le gestionnaire de réseau de distribution. Dans cette même décision, le Conseil d’État n’a pas reconnu au
régulateur de l’énergie, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), le droit de mettre en place un seuil de clientèle
au-delà duquel cette rémunération ne pouvait pas être accordée et qui empêchait ENGIE d’en bénéficier jusqu’à présent.

Le 12 janvier 2017, la CRE a annoncé le lancement d’une consultation publique au 1er trimestre 2017 sur les modalités de
rémunération pour le gaz naturel et l’électricité des fournisseurs pour les prestations de gestion de clientèle pour le compte
des gestionnaires de réseau de distribution auprès des clients en contrat unique. La CRE indique également qu’elle
envisage de prendre position sur ces sujets au 2ème trimestre 2017.

27.6.3 Fos Cavaou

Fosmax LNG, filiale d’Elengy, a déposé le 17 janvier 2012 une demande d’arbitrage auprès de la Cour internationale
d’arbitrage de la Chambre de commerce internationale (CCI) contre le groupement d’entreprises STS.

Le litige porte sur la construction du terminal méthanier appartenant à Fosmax LNG, réalisé par STS en application d’un
contrat «clé en mains» conclu le 17 mai 2004 pour un prix forfaitaire, non révisable, incluant l’intégralité des travaux de
construction et de fournitures.

Le tribunal arbitral a rendu sa sentence le 13 février 2015. Conformément aux termes de la sentence, Fosmax LNG a,
le 30 avril 2015, versé à STS une indemnité nette (intérêts compris) de 70 millions d’euros hors taxe. Elle a par ailleurs
introduit le 18 février 2015 un recours en annulation devant le Conseil d’État de la sentence, et le 18 août 2015 un recours
en annulation de la sentence et un appel-nullité de l’ordonnance d’exequatur, devant la Cour d’Appel de Paris. Le Conseil




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
177
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 27 LITIGES ET CONCURRENCE




d’État a, par décision du 3 décembre 2015, renvoyé l’affaire devant le Tribunal des Conflits ; celui-ci a tranché le conflit de
compétence par décision du 11 avril 2016, confirmant la compétence du Conseil d’État.

Par arrêt du 9 novembre 2016, le Conseil d’État a partiellement annulé la sentence arbitrale du 13 février 2015, considérant
que Fosmax LNG pouvait mettre en régie les travaux et renvoie les parties sur ce point d’arbitrage. Fosmax LNG va
adresser une mise en demeure à STS de lui rembourser la somme de 36 millions d’euros, correspondant à la partie de
l’indemnité indûment payée ; en cas d’échec, Fosmax LNG envisage une nouvelle procédure d’arbitrage.

27.7 Autres

27.7.1 Luxembourg – Procédure d’aide d’État

Le 19 septembre 2016, la Commission européenne a publié une décision d’ouverture de procédure d’enquête en matière
d’aide d’État concernant deux décisions anticipatives confirmatoires conclues avec l’État luxembourgeois, émises en 2008
et 2010, visant deux types de transactions similaires entre plusieurs filiales luxembourgeoises du Groupe. Tant le
Luxembourg qu’ENGIE contestent cette décision d’ouverture, dans l’attente de la décision finale de la Commission.

27.7.2 Royaume-Uni – Procédure d’aide d’État à Gibraltar

La Commission européenne a publié, le 7 octobre 2016, une décision d’ouverture de procédure d’aide d’État contre le
Royaume-Uni relative au régime fiscal de Gibraltar. La décision vise le régime et la pratique des rescrits de Gibraltar et
mentionne 165 rescrits dont l’obtention pourrait constituer une aide d’État. Un des rescrits a été obtenu par une filiale
d’International Power Ltd en 2011 dans le cadre du démantèlement d’une structure localisée à Gibraltar. ENGIE a contesté
cette décision le 25 novembre 2016, dans l’attente de la décision finale de la Commission.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
178
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 28 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE




NOTE 28 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE

Protocole d’accord portant sur l’acquisition de 100% d’Elengy par GRTgaz

Le 16 janvier 2017, le Groupe, la Société d’Infrastructure Gazières («SIG», détenue par CNP Assurances et la Caisse des
Dépôts et Consignations) et GRTgaz ont signé un protocole d’accord préliminaire pour poursuivre les discussions visant
à permettre, à terme, l’acquisition de 100% d’Elengy (filiale détenue à 100% par le Groupe, opérant en France des
terminaux de gaz naturel liquéfié) par GRTgaz (gestionnaire de réseau de transport de gaz détenu à 74,7% par le Groupe
et à 24,9% par SIG).

La transaction, qui préserverait la structure actuelle de l’actionnariat de GRTgaz, devrait conduire SIG à souscrire à une
augmentation de capital de GRTgaz à hauteur de son pourcentage de détention (soit environ 200 millions d’euros), ce qui
se traduirait par une diminution d’autant de la dette nette du Groupe.

Cession du portefeuille de centrales thermiques merchant aux États-Unis

Le 7 février 2017, le Groupe a finalisé la cession de son portefeuille de centrales thermiques merchant aux États-Unis
(cf. Note 4.1.1). Le Groupe a reçu à cette date un paiement de 3 294 millions de dollars américains (soit
3 085 millions d’euros) correspondant au prix de cession de ce portefeuille de centrales.

À la date d’arrêté des comptes, le résultat de cession est estimé à 557 millions d’euros, dont 525 millions d’euros au titre
du recyclage en compte de résultat des éléments comptabilisés en résultat global sur ce périmètre (écarts de conversion
et couvertures d’investissement net). Cette transaction se traduit également par une diminution de l’endettement net du
Groupe estimée à 3 080 millions d’euros.




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
179
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 29 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX




NOTE 29 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET
MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX
En application de l’article 222-8 du règlement de l’Autorité de marché financier, le tableau suivant présente les informations
sur les honoraires versés par ENGIE SA, ses filiales intégrées globalement et ses activités conjointes à chacun des
contrôleurs légaux chargés de contrôler les comptes annuels et consolidés du Groupe ENGIE.

L’Assemblée Générale d’ENGIE SA du 28 avril 2014 a décidé de renouveler le mandat de Commissaires aux comptes
des cabinets Deloitte et EY pour une période de six années couvrant les exercices 2014 à 2019.

31 déc. 2016
EY Deloitte
Montant % Montant %
En millions d'euros
Audit
Commissariat aux comptes, certifications, examen des comptes individuels et
9,5 85,0% 12,7 77,7%
consolidés
ENGIE SA 2,5 22,1% 2,3 14,4%
Filiales intégrées globalement et activités conjointes 7,0 63,0% 10,4 63,4%
Services Autres que la Certification des comptes 1,7 15,0% 3,6 22,3%
ENGIE SA 0,7 6,5% 0,5 3,2%
Filiales intégrées globalement et activités conjointes 1,0 8,5% 3,1 19,1%
Dont missions relatives à des obligations réglementaires 0,1 0,9% 0,2 1,2%
Dont autres missions d'audit 0,8 7,4% 2,2 13,0%
Dont missions fiscales 0,7 6,1% 1,0 5,8%
TOTAL 11,2 100% 16,3 100%




ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2016
180
NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS
NOTE 30 INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET
NÉERLANDAISES




NOTE 30 INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE
PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE CERTAINES
SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES
Certaines entités des secteurs Benelux, GEM & GNL et Autres ne publient pas de comptes annuels en application des
dispositions internes de droit luxembourgeois (article 70 de la loi du 19 décembre 2002) et néerlandais (article 403 du
Code civil) relatives à l’exemption de publication et de contrôle des comptes annuels.

Il s’agit de : ENGIE Energie Nederland NV, ENGIE Energie Nederland Holding BV, ENGIE Nederland Retail BV,
ENGIE United Consumers Energie BV, Epon Eemscentrale III BV, Epon Eemscentrale IV BV, Epon Eemscentrale V BV,
Epon Eemscentrale VI BV, Epon Eemscentrale VII BV, Epon Eemscentrale VIII BV, Epon International BV,
Epon Power Engineering BV, ENGIE Portfolio Management BV, IPM Energy Services BV, IPM Eagle Victoria BV,
Electrabel Invest Luxembourg, ENGIE Corp Luxembourg SARL, ENGIE Treasury Management SARL et ENGIE Invest
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181
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