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1
1. Présentation du Groupe
1.1 Histoire et organisation
1.2 Stratégie et objectifs
1.3 Recherche, technologies, et innovation
1.4 Performance financière
1.5 Performance RSE
1.6 Présentation des activités du Groupe
1.7 Propriétés immobilières, usines et équipements
2
2. Facteurs de risque et contrôle
2.1 Processus de gestion des risques
2.2 Facteurs de risque
2.3 Procédures de contrôle interne
3
3. Déclaration de performance extra-financière et informations RSE
3.1 Responsabilité Sociétale d’Entreprise
3.2 Modèle d’affaires
3.3 Analyse des principaux enjeux et risques RSE
3.4 Informations sociales
3.5 Informations environnementales
3.6 Informations sociétales
3.7 Achats, sous-traitance et fournisseurs
3.8 Éthique et compliance
3.9 Plan de vigilance
3.10 Rapport de l’un des Commissaires aux comptes, désigné organisme tiers indépendant, sur la déclaration consolidée de performance extra-financière
3.11 Rapport d’assurance raisonnable des commissaires aux comptes sur une sélection d’informations sociales et environnementales
4
4. Gouvernance
4.1 Organes de gouvernance
4.2 Dialogue actionnarial
4.3 Direction Générale
4.4 Rémunération et avantages des membres des organes d’administration et de direction
4.5 Informations complémentaires en matière de gouvernement d’entreprise
4.6 Code de gouvernement d’entreprise
4.7 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées
5
5. Informations sur le capital et l’actionnariat
5.1 Informations sur le capital
5.2 Titres non représentatifs du capital
5.3 Obligations vertes
5.4 Actionnariat
5.5 Calendrier des communications financières
6
6. Informations financières
6.1 Examen de la situation financière
6.2 Comptes consolidés
6.3 Rapport des Commissaires aux comptes sur les comptes consolidés
6.4 Comptes sociaux au 31 décembre 2022
6.5 Rapport des Commissaires aux comptes sur les comptes annuels
7
7. Informations complémentaires
7.1 Informations générales concernant ENGIE et ses statuts
7.2 Contrats importants
7.3 Litiges et arbitrages
7.4 Documents accessibles au public
7.5 Responsable du Document d’enregistrement universel
7.6 Table de conversion
7.7 Unités de mesure
7.8 Sigles et acronymes
7.9 Glossaire
7.10 Index thématique
7.11 Table de concordance

Sommaire

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Les éléments du rapport financier annuel sont identifiés dans le sommaire à l’aide du pictogramme

Le présent Document d’enregistrement universel a été déposé le 9 mars 2023 auprès de l’AMF, en sa qualité d’autorité compétente au titre du règlement (UE) 2017/1129, sans approbation préalable conformément à l’article 9 dudit règlement. Le Document d’enregistrement universel peut être utilisé aux fins d’une offre au public de titres financiers ou de l’admission de titres financiers à la négociation sur un marché réglementé s’il est complété par une note d’opération et le cas échéant, un résumé et tous les amendements apportés au Document d’enregistrement universel. L’ensemble alors formé est approuvé par l’AMF conformément au règlement (UE) 2017/1129.

Rapport financier annuel, rapport de gestion, rapport du Conseil d’Administration sur le gouvernement d’entreprise et autre rapport spécial

Le présent Document d’enregistrement universel intègre :

•tous les éléments du rapport financier annuel mentionné au I. de l’article L. 451-1-2 du Code monétaire et financier ainsi qu’à l’article 222-3 du Règlement général de l’Autorité des marchés financiers (AMF) ;

•toutes les mentions obligatoires du rapport de gestion du Conseil d’Administration à l’Assemblée Générale Annuelle du 26 avril 2023 prévu à l’article L. 225-100 du Code de commerce ;

•tous les éléments du rapport du Conseil d’Administration sur le gouvernement d’entreprise prévu à l’article L. 225-37 du Code de commerce, et

•le rapport spécial sur les attributions gratuites d’actions prévu à l’article L. 225-197-4 du Code de commerce.

En Section 7.11 du présent Document d’enregistrement universel figure une table de concordance entre les documents mentionnés par ces textes et les rubriques correspondantes du présent document.

Incorporation par référence

En application de l’article 19 du règlement (UE) n° 2017/1129 du 14 juin 2017, le présent Document d’enregistrement universel incorpore par référence les informations suivantes auxquelles le lecteur est invité à se reporter :

•relativement à l’exercice clos le 31 décembre 2021 d’ENGIE : rapport d’activité, comptes consolidés établis selon les normes IFRS et rapport des Commissaires aux comptes y afférent, figurant aux pages 203 à 222, et 223 à 346 du Document d’enregistrement universel déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 9 mars 2022 sous le numéro D. 22–0079 ;

•relativement à l’exercice clos le 31 décembre 2020 d’ENGIE : rapport d’activité, comptes consolidés établis selon les normes IFRS et rapport des Commissaires aux comptes y afférent, figurant aux pages 197 à 220 et 221 à 333 du Document d’enregistrement universel déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 17 mars 2021 sous le numéro D. 21–0142.

Les informations incluses dans ces documents, autres que celles visées ci-dessus, sont, le cas échéant, remplacées ou mises à jour par les informations incluses dans le présent Document d’enregistrement universel. Ces Documents sont accessibles dans les conditions décrites à la Section 7.4 “Documents accessibles au public” du présent Document d’enregistrement universel.

Indications prospectives et données de marché

Le présent Document d’enregistrement universel contient des indications prospectives, notamment à la Section 1.1 “Histoire et organisation”, à la Section 1.6 “Présentation des activités du Groupe” et à la Section 6.1.1.1.2 “Perspectives et guidance 2023-2025”. Ces indications ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme une garantie que les faits et données énoncés se produiront ou que les objectifs seront atteints, ceux-ci étant par nature soumis à des aléas et des facteurs externes, tels que ceux présentés dans le Chapitre 2 “Facteurs de risque et contrôle”.

Sauf indication contraire, les données de marché figurant dans le présent Document d’enregistrement universel sont issues des estimations internes d’ENGIE sur la base des données publiquement disponibles.

Note

Dans le présent Document d’enregistrement universel, les termes “ENGIE” ou la “Société” ou “l’Émetteur” ou “l’Entreprise” désignent la société anonyme ENGIE. Le terme “Groupe” désigne ENGIE et ses filiales.

Une table de conversion, une liste des unités de mesure, des sigles et acronymes, un glossaire des termes techniques les plus utilisés, ainsi qu’un index thématique figurent aux Sections 7.6, 7.7, 7.8, 7.9 et 7.10 du présent Document d’enregistrement universel.

Des exemplaires du présent Document d’enregistrement universel sont disponibles sans frais sur le site internet de la Société (www.engie.com), sur le site internet de l’Autorité des marchés financiers (www.amf-france.org) ainsi qu’auprès d’ENGIE, 1 place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie (France).

1

Présentation du Groupe

1.1Histoire et organisation

1.1.1Présentation

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

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

•production d’énergie renouvelable : ENGIE est le 2ème opérateur hydraulique et le 1er dans l’éolien et le solaire2 réunis en France et 2ème développeur en Europe. Il est l’un des leaders mondiaux 3 des contrats long-terme pour les entreprises (corporate PPAs) avec plus de 2 GW signés en 2022, le 1er producteur indépendant d’hydroélectricité au Brésil (1) et un acteur pionnier dans l’éolien en mer flottant (Ocean Winds) ;

•infrastructures énergétiques centralisées : le Groupe est le 1er opérateur d’infrastructures gazières en Europe(1), notamment par l’intermédiaire de filiales indépendantes, avec un portefeuille comprenant réseaux de transport, réseaux de distribution, stockage et terminaux GNL. Il est également un acteur important en Amérique latine, notamment au Mexique, au Brésil et au Chili, opérant des réseaux de transport de gaz et d’électricité ;

•infrastructures énergétiques décentralisées et services à l’énergie : ENGIE est un des leaders mondiaux (1) qui accompagne les clients villes, collectivités, industries et tertiaires, dans la décarbonation de leurs infrastructures énergétiques. Les activités d’Energy Solutions se répartissent en trois grandes catégories : les réseaux locaux d’énergie (notamment réseaux de chaleur et froid, mobilité bas-carbone), la production d’énergie sur site (production de chaleur, de froid, d’électricité par panneaux solaires, stockage d’énergie, etc.) et les services de performance et de gestion d’énergie (conseil, ingénierie, services de performance énergétiques). Le Groupe s’appuie sur ses expertises clés (production d’électricité renouvelable et bas carbone, infrastructures centralisées et décentralisées, services de performance et de gestion d’énergie, fourniture de gaz et d’électricité) pour proposer à ses clients des solutions compétitives, à haute valeur ajoutée, qui leur permettent d’atteindre leurs objectifs de neutralité carbone. Grâce à ces compétences, il peut agir sur différents aspects, pour décarboner l’appareil de production d’énergie, mettre en place des infrastructures urbaines performantes, et proposer des services d’efficacité énergétique et de décarbonation associés.

•production d’électricité flexible et fourniture de gaz et électricité : le Groupe compte parmi les principaux acteurs en Europe en matière de production électrique, fournissant notamment via ses centrales à gaz des solutions apportant de la flexibilité au réseau. Il est par ailleurs l’acteur de référence du nucléaire en Belgique. Dans le monde, ENGIE fournit du gaz et de l’électricité, avec plus de 22 millions de contrats, à des clients finaux dont près de la moitié se situe hors de France. En Europe, ENGIE est parmi les premiers vendeurs et importateurs de gaz. En France, ENGIE est le leader historique de la commercialisation de gaz et le 2ème producteur et fournisseur d’électricité. En Belgique, ENGIE est, par le biais de sa filiale Electrabel, le 1er producteur et fournisseur d’électricité et est fournisseur de gaz naturel.

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

1.1.2Histoire et évolution de la Société

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.1.3Organisation du Groupe

À fin 2022, ENGIE est constitué de quatre Global Business Units (GBU), de deux entités opérationnelles métier, ainsi que d’un ensemble de fonctions support et opérationnelles mutualisées à la maille régionale et Groupe (voir Section 1.6 “Présentation des activités du Groupe”). Un dernier ensemble regroupe les activités holding et Corporate qui comprennent notamment les
entités dédiées au financement centralisé du Groupe.

Le Groupe s’organise ainsi autour des composantes suivantes :

•les quatre métiers clés du Groupe sont organisés en Global Business Units, responsables de leurs résultats à l’échelle mondiale et de la mise en œuvre de la stratégie dans leur segment d’activités : GBU Renouvelables, GBU Energy Solutions, GBU Infrastructures et GBU FlexGen & Retail. Les activités liées au nucléaire et à la gestion de l’énergie sont organisées en entités opérationnelles dédiées (respectivement Nucléaire et Gobal Energy Management & Sales distinctes des GBU) ;

•les départements fonctionnels du Groupe pilotent les fonctions support, en appui à la Direction Générale et en coordination avec les GBU, conçoivent et déploient les politiques Groupe, et pilotent la performance financière et extra-financière. Les départements fonctionnels sont organisés en quatre pôles ;

•les fonctions support sont organisées dans les géographies, à la maille régionale (les hubs régionaux) et dans les pays. Elles ont un rôle clé en termes de soutien à l’activité des GBU et de développement des synergies. L’ensemble des hubs régionaux est piloté au niveau Groupe par une Direction dédiée Transformation & Géographies.

L’organisation fonctionne selon un principe matriciel entre les entités métiers et les départements fonctionnels, décliné aux différentes mailles géographiques.

1.1.3.1 Description des Global Business Units et des entités opérationnelles

Les quatre GBU sont responsables de leurs résultats dans leur segment d’activité, à l’échelle du Groupe.

À ce titre, elles ont en charge, dans leur périmètre respectif et dans le cadre fixé par la Direction Générale4 de :

•la définition de la stratégie de développement, les décisions et les arbitrages liés aux investissements ;

•la gestion des actifs industriels, l’excellence opérationnelle, la sûreté et la sécurité ;

•les processus de performance, les ressources, les compétences, ainsi que le déploiement des outils numériques.

Les activités opérationnelles dans les pays sont rattachées aux
GBU correspondantes.

Les positionnements des différentes GBU sont les suivants :

•la GBU Renouvelables développe et exploite des actifs de production d’électricité à partir d’énergie solaire, éolienne terrestre et en mer, et hydroélectrique ;

•la GBU Infrastructures achemine l’énergie notamment au travers de filiales indépendantes. Pour cela, elle développe et exploite des réseaux de transport et distribution de gaz, stockages et terminaux GNL ainsi que de transport d’électricité. Elle est aussi en charge de la production de biométhane ;

•la GBU Energy Solutions développe des infrastructures décentralisées bas carbone (réseaux de chauffage et de refroidissement, approvisionnement en énergie décentralisée et peu carbonée, mobilité, etc.), et des services associés d’efficacité énergétique ;

•la GBU FlexGen & Retail produit et vend de l’énergie. Elle produit l’électricité à partir de centrales thermiques et fournit du gaz et de l’électricité aux particuliers. Elle développe également des capacités de production d’hydrogène.

Les GBU Renouvelables et FlexGen & Retail développent toutes deux des solutions de stockage par batteries pour compléter leurs actifs de production.

Les entités opérationnelles Nucléaire et GEMS ont des responsabilités similaires aux GBU dans leurs segments d’activités respectifs. Leurs positionnements sont les suivants :

•l’entité opérationnelle Nucléaire est dédiée à la gestion opérationnelle des unités de production nucléaires en Belgique ainsi que des droits détenus dans des centrales françaises ;

•l’entité opérationnelle GEMS est en charge au niveau mondial de l’approvisionnement en énergie ainsi que de la gestion des risques et de l’optimisation des actifs sur les marchés. Elle vend de l’énergie aux entreprises et propose des services et solutions de gestion de l’énergie pour soutenir la décarbonation du Groupe et de ses clients.

Chaque GBU et entité opérationnelle métier est supervisée par un Directeur Général Adjoint, membre du Comex. Ces GBU et entités ont ainsi en charge, sous une autorité unique, le pilotage de l’ensemble de la filière métier à l’échelle globale.

1.1.3.2 Description des fonctions support et de l’organisation géographique

Les fonctions support contribuent à la performance du Groupe, en soutien à la performance des GBU et des entités opérationnelles métier. Elles sont pilotées par les départements fonctionnels du corporate Groupe et sont organisées à la maille régionale et nationale.

Les départements fonctionnels du Groupe sont chargés, dans leurs domaines respectifs, de concevoir et déployer les politiques Groupe et de piloter la performance. Ils sont organisés en quatre pôles :

•Secrétariat Général, Stratégie, Recherche & Innovation, Communication ;

•Finances, Responsabilité Sociétale d’Entreprise, Achats ;

•Digital et systèmes d’information ;

•Ressources humaines.

Une animation de filière renforcée et structurée à la maille Groupe permet de garantir l’efficience opérationnelle des processus et la déclinaison des politiques définies par le Groupe.

Chacun de ces pôles est supervisé par un Directeur Général Adjoint, membre du Comex.

À l’échelle géographique, les fonctions support sont mutualisées au sein de quatre hubs régionaux : Europe (hors France), Amérique du Nord, Amérique du Sud et Asie, Moyen-Orient, Afrique. Les hubs régionaux ont pour mission de soutenir l’activité des GBU dans la région en veillant à la coordination de l’ensemble des fonctions support, et d’accompagner la transformation dans la phase de transition.

Dans les pays, les country managers sont responsables des fonctions support et des relations avec les parties prenantes locales.

Un Directeur Général Adjoint, membre du Comex, assure la supervision des géographies et de la transformation du Groupe.

Au-delà de la gestion des hubs régionaux de la plateforme géographique du Groupe, la Direction Transformation & Géographies est aussi en charge :

•de superviser et piloter les projets de transformation du Groupe ;

•d’assurer un rôle de supervision et d’accompagnement des projets industriels du Groupe ;

•de toutes les activités relatives à la santé et la sécurité des personnes (salariés et sous-traitants) et des actifs industriels au regard des objectifs que le Groupe se fixe dans ce domaine (No Life at Risk – No Mind at Risk – No Asset at Risk).

La Société exerce une activité économique propre. Le nombre de filiales contrôlées directement ou indirectement par la Société était de 2 255 à fin 2022. En complément des listes figurant en Note 2 “Principales filiales au 31 décembre 2022” ; Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés et Note 4.4 “Filiales et participations” Section 6.4.2 “Notes aux comptes sociaux”, la liste des entreprises contrôlées est accessible sur le site internet du Groupe (www.engie.com/espace-finance, rubrique information réglementée).

La présentation de l’activité et des actifs économiques stratégiques des principales filiales de la Société, ainsi que de leur implantation géographique, figurent à la Section 1.6 “Présentation des activités du Groupe”.

1.2Stratégie et objectifs

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

1.2.1une feuille de route stratÉgique à la mise en œuvre bien engagée

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

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

1.2.2Un engagement effectif pour la transition énergétique

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

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

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

1.2.3Les objectifs stratégiques déclinés par métier

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

•Renouvelables : développer des moyens de production d’énergie verte dans un système intégré ; l’accélération des investissements dans les énergies renouvelables se concrétise par un objectif de mise en service de 4 GW en moyenne entre 2022 et 2025, et 6 GW en moyenne par an entre 2026 et 2030, afin de devenir un leader sur le marché des renouvelables. Les investissements seront poursuivis dans l’éolien terrestre et le solaire photovoltaïque et l’éolien en mer. ENGIE est un acteur majeur de production d’électricité hydraulique, notamment au Brésil, en France et désormais au Portugal. Le développement de ces capacités a des synergies avec les activités de fourniture d’énergie BtoB du Groupe, via les PPAs.

•Infrastructures : investir dans des réseaux performants, au service de mix énergétiques équilibrés et neutres en carbone ; l’exploitation performante des réseaux de gaz français par l’intermédiaire de filiales indépendantes et leur adaptation au développement du biométhane et de l’hydrogène seront une priorité ; au niveau mondial des investissements massifs doivent être anticipés dans les réseaux de gaz et d’électricité dans les années à venir. Ils répondent à des enjeux d’accès à l’énergie dans les pays émergents et partout, d’adaptation à l’injection et l’acheminement d’énergie renouvelable pour mettre en œuvre la transition énergétique. En complément, le développement des réseaux gaziers est soutenu là où cela permet d’agir pour la décarbonation du système énergétique. La production de gaz verts (biométhane) est une
priorité.

•Décarbonation des clients : proposer des solutions intégrées de décarbonation à grande échelle s’appuyant sur des contrats long terme. Le Groupe se concentre sur le développement d’infrastructures énergétiques décentralisées (réseaux urbains de chaleur et de froid, production d’utilités sur site client, solaire décentralisé, infrastructures urbaines et mobilité bas-carbone), ainsi que sur les services associés. Un objectif de mise en service de 8 GW additionnels entre 2020 et 2025 a été fixé. ENGIE propose à ses clients des solutions intégrées répondant à leurs besoins de décarbonation, s’appuyant sur des contrats à long terme, qui apportent de la visibilité et de la résilience ainsi qu’un potentiel de croissance attractif.

•FlexGen & Retail : développer et exploiter des activités à faible contenu carbone et accompagner la transition des systèmes électriques actuels ; en complément des investissements dans les renouvelables, le Groupe poursuit un développement ciblé des capacités thermiques, en adéquation avec la trajectoire de réduction carbone définie. Selon les besoins spécifiques de chaque pays où le Groupe est implanté, il assure les besoins en flexibilité du système électrique et accompagne les pays ayant un mix avec une part importante de charbon la première étape de décarbonation. Le désengagement des capacités charbon est acté pour 2027, et la décarbonation des centrales à gaz grâce au biométhane et à l’hydrogène est en développement. Devant une demande grandissante pour la fourniture d’une énergie décarbonée et de maîtrise des consommations, de nouvelles offres sont développées à destination des clients particuliers. Pour les clients professionnels, des offres en énergie verte sont également proposées, assorties de contrats long terme et d’engagement d’efficacité énergétique. Le Groupe développe également des activités complémentaires, tels que le dessalement, le stockage d’électricité (par batteries ou par pompage-turbinage) et s’intéresse à la capture-séquestration du carbone. La production de gaz verts (hydrogène) est également une priorité.

•Gestion de l’énergie et vente aux grands comptes industriels : la gestion des marchés de l’énergie est l’un des atouts forts du Groupe, qui s’appuie sur des compétences financières et marchés reconnues, et intègre aujourd’hui complètement les énergies renouvelables.

•Nucléaire : dans la perspective de l’arrêt de la prolongation des unités d’ici 2025, conformément à la loi belge, le Groupe se mobilise pour accompagner la transition du système électrique belge dans le respect des plus hauts standards en matière de sûreté nucléaire. Il prend par ailleurs part aux échanges avec le gouvernement sur la prolongation possible de deux unités.

1.2.4Performance interne

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

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

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

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

•anticiper et identifier les besoins des GBU et filières métiers ainsi que les tendances émergentes ; développer et adapter les compétences à nos nouvelles solutions et enjeux business ;

•renforcer la capacité du Groupe à attirer, recruter et fidéliser les talents d’aujourd’hui pour demain dans un marché de plus en plus compétitif.

1.3Recherche, technologies, et innovation

1.3.1Description et organisation

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

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

•Programmes de Recherche : pilotent les programmes de recherche avec une visée moyen-terme ;

•Labs (CRIGEN et Cylergie (France), Laborelec (Belgique), Lab Singapour (Singapour)) : fournissent l’expertise nécessaire à la réalisation des programmes de recherche et de services support aux GBU ;

•Incubation : intègre des innovations dans les activités stratégiques du Groupe et incube de nouvelles opportunités ;

•ENGIE Ventures : favorise l’innovation “outside-in” par des investissements minoritaires dans des start-ups ;

•écosystèmes & Expertises : développe la culture de l’innovation dans le Groupe, le rapprochement des écosystèmes externes (start-ups) et s’assure du développement des talents R&I ;

•Pilotage & Performance : rythme la définition et la mise en œuvre de la stratégie R&I et pilote la performance financière et opérationnelle de R&I.

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

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

1.3.2Les activités de recherche

Les activités de Recherche sont regroupées au sein des Labs et pilotées par l’entité “Programmes de Recherche”.

1.3.2.1Description

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

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

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

•le lab H2 au Crigen ;

•le nouveau banc de test bio-GNL à Montoir-de-Bretagne (France) ;

•le pilote agrivoltaïque de Laqueuille (France).

1.3.2.2Partenariats scientifiques et technologiques

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

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

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

1.3.3Les activités d’innovation

Les activités d’innovation sont regroupées au sein d’Incubation, ENGIE Ventures et écosystèmes & Expertises.

1.3.3.1Incubation

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

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

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

1.3.3.2Engie Ventures

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

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

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

1.3.3.3Ecosystèmes & Expertises

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

Deux évènements clés peuvent être mentionnés pour 2022 :

•la remise des trophées de l’innovation, qui a permis à 1 500 collaborateurs de proposer les innovations réalisées dans l’année au service de la création de valeur des GBU, et également sur des sujets tels que la santé-sécurité ou la cybersécurité ;

•le Salon Vivatech à Paris en juin 2022 a permis au Groupe de mettre en valeur son écosystème d’innovation (interne et start-ups).

1.4Performance financière

1.4.1Faits marquants

Accélération dans les Renouvelables, les Infrastructures et les gaz renouvelables

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

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

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

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

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

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

Simplification et recentrage

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

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

Allocation de capital rigoureuse

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

Plan de performance

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

Point sur les actifs nucléaires en Belgique

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

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

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

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

Point sur les propositions de l’Union européenne pour le plafonnement des revenus issus de la production d’électricité des technologies inframarginales

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

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

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

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

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

ENGIE joue un rôle essentiel dans la sécurité d’approvisionnement et contribue à rendre l’énergie accessible à tous

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

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

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

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

ENGIE contribue également aux mesures gouvernementales visant à lutter contre les prix élevés de l’énergie.

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

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

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

Progrès vers la neutralité carbone et objectifs ESG

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

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

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

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

Santé et sécurité

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

Politique de dividende réaffirmée et proposition d’un dividende de 1,40 euro par action pour 2022

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

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

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

1.4.2Objectifs financiers pour la période 2023-2025

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

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

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

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

Ainsi, entre 2023 et 2025, ENGIE prévoit :

En milliards d’euros | Résultats 2023 | Résultats 2024 | Résultats 2025
EBIT excluant le nucléaire | 6,6 - 7,6 | 7,2 - 8,2 | 7,5 - 8,5
Guidance RNRpg | 3,4 - 4,0 | 3,8 - 4,4 | 4,1 - 4,7

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

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

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

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

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

Les principaux facteurs d’évolution de l’EBIT par activité en 2022 sont les suivants :

2022 | Activités | Facteurs d’évolution attendus pour l’EBIT par rapport à 2022 | 2025
EBIT excluant le Nucléaire de 8,0 milliards d’euros | Renouvelables | Contribution des investissements, hausse des prix | ++ | EBIT prévisionnel excluant le Nucléaire de 7,5 milliards d’euros à 8,5 milliards d’euros
Infrastructures | Inflation, normalisation des températures, investissements et gestion de portefeuille, examens réglementaires en France | =-
Energy Solutions | Contribution des investissements et amélioration de la contribution d’EVBox et amélioration continue de la performance | =+
FlexGen (ex Thermique) | Dilution, augmentation des spreads et augmentation de la disponibilité du portefeuille d’actifs | =
Retail (ex Fourniture d’Énergie) | Normalisation des températures, amélioration de la marge, croissance des services BtoC et du portefeuille de clients en électricité | =+
GEMS | Diminution des prix et de la volatilité mais un à niveau toujours élevé | ---
Nucléaire | Hausse des prix, baisse des volumes | =+

Convention : chaque signe « + » représente c. + 500 millions d’euros, chaque signe « - » c. – 500 millions d’euros, chaque signe « =+ » une variation entre 0 et + 250 millions d’euros, chaque signe « =- » une variation entre -250 à 0 millions d’euros.

1.4.3Chiffres clés financiers 2022

En millions d’euros | 2022 | 2021 | 2020 retraité (a) | 2020 | 2019 | 2018 retraité (b) | 2018
1. Chiffre d’affaires | 93 865 | 57 866 | 44 306 | 55 751 | 60 058 | 56 967 | 60 596
dont réalisé hors de France | 59 617 | 33 525 | 25 640 | 33 311 | 35 635 | 33 306 | 35 612
2. Résultat |  |  |  |  |  |  |
EBITDA | 13 713 | 10 563 | 8 908 | 9 276 | 10 366 | 9 236 | 9 236
•Résultat opérationnel courant (c) | 9 045 | 6 145 | 4 493 | 4 578 | 5 726 (d) | 5 126 | 5 126
•Résultat net part du Groupe | 216 | 3 661 | (1 536) | (1 536) | 984 | 1 033 | 1 033
•Résultat net récurrent part du Groupe | 5 510 | 3 158 | 1 703 | 1 703 | 2 683 | 2 425 | 2 425
•Résultat net récurrent des activités poursuivies part du Groupe | 5 223 | 2 927 | 1 726 | 1 703 | 2 683 | 2 458 | 2 458
3. Flux de trésorerie |  |  |  |  |  |  |
Flux issus des activités opérationnelles | 8 586 | 7 312 | 7 589 | 7 589 | 8 178 | 7 873 | 7 873
dont Marge brute d’autofinancement avant résultat financier et impôt | 12 415 | 9 806 | 8 506 | 8 788 | 9 863 | 8 464 | 8 464
Flux issus de l’investissement | (4 290) | (11 042) | (4 046) | (4 046) | (7 193) | (6 095) | (6 095)
Flux issus du financement | (2 979) | 4 848 | (561) | (562) | 212 | (1 928) | (1 928)
4. Bilan |  |  |  |  |  |  |
Capitaux propres part du Groupe | 34 253 | 36 994 | 28 945 | 28 945 | 33 087 | 35 551 | 35 551
Capitaux propres totaux | 39 285 | 41 980 | 33 856 | 33 856 | 38 037 | 40 941 | 40 941
Endettement net | 24 054 | 25 350 | 22 458 | 22 458 | 25 919 | 21 102 | 21 102
Endettement net hors dette interne/EBITDA | 1,75 | 2,40 | 2,42 | 2,42 | 2,50 | 2,28 | 2,28
Total bilan | 235 490 | 225 333 | 153 182 | 153 182 | 159 793 | 153 702 | 153 702
5. Données par action (en euros) |  |  |  |  |  |
•Nombre moyen d’actions en circulation (e) | 2 419 985 959 | 2 419 429 772 | 2 416 072 154 | 2 416 820 377 | 2 412 518 837 | 2 396 308 756 | 2 396 308 756
•Nombre d’actions à la clôture | 2 435 285 011 | 2 435 285 011 | 2 435 285 011 | 2 435 285 011 | 2 435 285 011 | 2 435 285 011 | 2 435 285 011
•Résultat net par action (e) | 0,06 | 1,46 | (0,71) | (0,71) | 0,34 | 0,37 | 0,37
•Résultat net récurrent part du Groupe par action (e) | 2,24 | 1,26 | 0,63 | 0,63 | 1,04 | 0,95 | 0,95
•Dividende distribué (f) | 1,40 | 0,85 | 0,53 | 0,53 | 0 | 1,12 | 1,12
6. Effectifs moyens totaux | 98 020 | 174 027 | 175 873 | 175 873 | 262 139 | 249 795 | 249 795
•Sociétés en intégration globale | 96 116 | 171 754 | 173 398 | 173 398 | 170 475 | 158 505 | 158 505
•Sociétés en intégration proportionnelle | 479 | 717 | 748 | 748 | 756 | 780 | 780
•Sociétés mises en équivalence | 1 424 | 1 556 | 1 727 | 1 727 | 90 908 | 90 510 | 90 510

1.5Performance RSE

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

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

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

1.5.1Politique RSE

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

•le développement d’activités durables, correspondant à l’identification et à la transformation des problématiques environnementales et sociétales en opportunités pour les métiers du Groupe ;

•la gestion des risques et impacts RSE de ses projets et activités, de sa chaîne de valeur, c’est à dire ceux liés à l’environnement, à l’acceptabilité sociétale, à la santé-sécurité, aux ressources humaines, à l’éthique et à la gouvernance.

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

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

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

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

•un programme de réduction de ses émissions de gaz à effet de serre (GES) ;

•un plan de vigilance climatique ;

•un programme d’économie de ses consommations de ressources naturelles ; et enfin

•un programme d’adaptation de son modèle d’affaires pour le rendre résilient aux évolutions du climat tout en satisfaisant
aux exigences d’une transition juste.

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

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

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

1.5.2Atteinte des objectifs RSE à horizon 2030

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

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

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

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

Thèmes | Indicateurs | Cibles 2030 | Résultats 2022 | Résultats 2021 | Résultats 2020
CO2 Production Énergie | Émissions de GES (scopes 1 et 3) pour la production d’énergie (en Mt CO2éq.) conformes aux engagements SBT (1) | 43 | 60 | 65 | 68
CO2 Ventes Gaz | Émissions de GES liées à l’usage des produits vendus (en Mt CO2éq.) conformes aux engagements SBT (1) | 52 | 61 | 65 | 62
Renouvelables | % d’énergie renouvelable dans le mix des capacités de production d’électricité conforme aux engagements SBT (1) | 58% | 38% | 34% | 31%
Décarbonation de nos clients | Émissions de GES des clients évitées par les offres et produits d’ENGIE (en Mt CO2 éq.) | 45 | 28 | 27 | 21
Décarbonation de nos fournisseurs | % des top 250 fournisseurs préférentiels (hors énergie) certifiés ou alignés sur l’initiative SBT (1) | 100% | 23% | 20% | 15%
Santé-sécurité | Taux de fréquence total des accidents de travail avec arrêt | ≤ 2,3 | 2,0 | 2,5 | 2,7
Mixité | % de femmes dans le management du Groupe | [40-60%] | 29,9% | 28,9% | 24,1%
Équité F/H | Equité salariale femmes/hommes | < 2% | 1,73% | - | -

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.5.3Notations RSE

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

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

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

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

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

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

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

1.6Présentation des activités du Groupe

Dans le cadre de sa nouvelle organisation mise en place depuis le 1er juillet 2021, ENGIE est composé de quatre Global Business Units (GBU) associées aux quatre métiers principaux du Groupe, Renouvelables, Infrastructures, Solutions énergétiques, Production flexible et fourniture d’énergie, ainsi que deux entités opérationnelles, Nucléaire et Global Energy Management and Sales (GEMS).

Crise énergétique en Europe: contexte extraordinaire et évolutions réglementaires

Le Groupe dans la crise

Le conflit russo-ukrainien qui a débuté en février 2022 est une crise humaine et économique d’une ampleur sans précédent en Europe depuis la Seconde Guerre mondiale. Il a par ailleurs alimenté une crise énergétique liée à la combinaison d’une réduction de l’approvisionnement russe en gaz depuis la fin 2021, d’une hydraulicité faible début 2022 et, en France, d’une disponibilité réduite du parc nucléaire français.

Dès le début de la crise, ENGIE s’est organisé pour assurer la sécurité d’approvisionnement en Europe et soutenir le pouvoir d’achat de ses clients.

Le Groupe a diversifié ses sources d’approvisionnement en gaz, notamment en augmentant ses importations de GNL en provenance d’autres producteurs, comme la Norvège et les Etats-Unis. Pour cela, il a exploité au maximum ses infrastructures gazières, que ce soit le transport, la distribution, les terminaux d’importation ou le stockage, qui a joué un rôle très important. Les volumes de gaz ont augmenté de manière significative et ENGIE a changé la direction des flux de gaz au sein même de l’Europe : GRTgaz a transporté du gaz de la France vers l’Allemagne. Les terminaux méthaniers ont fonctionné à des niveaux record, en France, et ELENGY a atteint sa capacité maximale – le niveau des stockages du Groupe était à 100 % au début de l’hiver.

ENGIE a par ailleurs soutenu le pouvoir d’achat de ses clients, particuliers et entreprises, par différentes mesures. En France, il a par exemple mis en place une aide supplémentaires pour ses clients aux revenus les plus faibles et créé un fonds de soutien de 60 millions d’euros pour les PME en difficulté. En Belgique et en Roumanie, ENGIE soutient respectivement la mise en place des tarifs sociaux et d’un mécanisme de plafonnement des prix. Le Groupe s’emploie aussi, aux côtés des autorités locales, à fournir un soutien par le biais des facilités de paiement.

ENGIE est également mobilisé auprès de ses clients pour améliorer leur efficacité énergétique, et ainsi réduire leurs factures d’énergie et leur permettre d’atteindre leurs objectifs de décarbonation.

En parallèle, le Groupe a poursuivi sa feuille de route dans l’accélération des énergies renouvelables.

Evolutions réglementaires

La réduction des exportations russes de pétrole et de gaz a créé une volatilité sans précédent des prix du gaz, mais aussi de l’électricité, compte tenu du rôle des centrales à gaz dans la production marginale d’électricité, volatilité qui a été exacerbée par des facteurs propres à la disponibilité des moyens de production d’électricité en 2022. Cet impact sur le coût de l’énergie a accéléré les discussions sur la conception des marchés de l’énergie et la sécurité énergétique en Europe.

L’augmentation actuelle des prix de gros de l’énergie en Europe a incité les gouvernements à mettre en place des mesures visant à protéger les consommateurs de l’impact direct de la hausse des prix. Différentes séries de mesures ont été adoptées par les États européens: certains pays ont mis en place des taxes sur les bénéfices exceptionnels (France, Belgique, Italie, Roumanie, Espagne et Royaume-Uni notamment), la plupart ont déployé des mesures visant à réduire la TVA sur l’énergie et soutenir les acteurs les plus vulnérables (paiements uniques, primes sociales).

La Commission européenne a pris des mesures destinées à assurer la sécurité d’approvisionnement, notamment en fixant des objectifs de remplissage des stocks de gaz.

S’agissant des prix, le Conseil de l’Union Européenne a adopté le Règlement (UE) 2022/1854 du 6 octobre 2022 sur une intervention d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie.

Ce Règlement comprend l’application d’un plafonnement des recettes issues de la production d’électricité au moyen de technologies inframarginales. Il doit être mis en œuvre dans tous les États membres du 1er décembre 2022 au 30 juin 2023. Les États membres ont transcrit ce Règlement, et mis en place une fiscalité exceptionnelle, avec des divergences conséquentes entre Etats membres et par rapport au mécanisme de l’UE, notamment en termes de durée, de champ d’application, de montant du plafond et de mode de calcul des recettes- certains par ailleurs gardant des mécanismes de taxation d’assiette tout autre.

Les principaux impacts pour ENGIE devraient se produire en Belgique, en France et en Italie (en plus de la contribution extraordinaire déjà existante promulguée avant l’adoption du règlement de l’UE).

Ainsi, en France, la loi de finances pour 2023 prévoit un plafonnement des recettes issues de la production d’électricité au moyen de technologies inframarginales mais également d’unités de production à gaz (CCGT) sur une période de 18 mois, allant du 1er juillet 2022 au 31 décembre 2023. Le montant du plafond varie en euro/MWh (augmenté des coûts des combustibles et du CO2) selon la technologie de production d’électricité utilisée. Les recettes excédentaires sont taxées au taux de 90%.

En France, le Groupe ENGIE est ainsi impacté au titre de ses droits de tirage sur deux centrales nucléaires d’EDF (Chooz B et Tricastin, 1,2 GW, soit environ 9 TWh de production annuelle en considérant un taux de disponibilité de 85%) soumis à un plafond de 90 euros/MWh, au titre de ses centrales de cogénération soumises à un plafond de 110 euros/MWh ou de 60 euros/MWh, et au titre de ses centrales à gaz (capacité de 1,4 GW) soumises à un plafond de 40 euros/MWh.

Les actifs renouvelables seront moins impactés en raison soit de redevances existantes pour les centrales hydroélectriques (“redevance hydraulique”), soit de l’application d’un mécanisme
de prix réglementé (pour l’éolien et le solaire par exemple).

En Belgique, le plafonnement des recettes issues de la production d’électricité au moyen de technologies inframarginales est mis en œuvre de manière rétroactive, du 1er août 2022 au 30 juin 2023, à un niveau variant selon la technologie de production de l’électricité. Une éventuelle prolongation de cette période sera analysée en avril prochain. Les actifs nucléaires d’ENGIE, détenus et exploités par sa filiale Electrabel, entrent dans le champ d’application de cette mesure : les recettes normatives calculées, comme pour les taxes nucléaires existantes, dépassant 130 euros/MWh sont soumises à ce nouveau prélèvement, mais avec un mécanisme limitant une éventuelle double imposition avec les taxes nucléaires existantes.

En Italie, le gouvernement a déjà promulgué une “contribution extraordinaire de solidarité” pour les sociétés du secteur de l’énergie. Cette dernière est calculée sur une variation d’assiette imposable à la TVA entre octobre 2021 et avril 2022, par rapport à la même durée un an plus tôt, à un taux de 25%. ENGIE a été significativement et négativement impacté par un paiement de 309 millions d’euros, comptabilisé dans ses comptes à fin juin, calculés sur la base d’une contribution mal conçue et non représentative des profits excédentaires de la période. En outre, dans la loi de finances pour 2023, le gouvernement italien a introduit une taxe temporaire de solidarité supplémentaire.

ENGIE se réserve la possibilité de contester les taxes qui, selon son avis, ne respecteraient pas le cadre légal existant et introduiraient une discrimination injustifiée entre opérateurs ou technologies, notamment en Belgique et en Italie.

1.6.1GBU Renouvelables

Chiffres clés

| Au 31 déc. 2022 | Au 31 déc. 2021 | Variation brute (en %)
Chiffre d’affaires (en millions d’euros) | 6 216 | 3 653 | +70,1%
EBIT (en millions d’euros) | 1 627 | 1 191 | +36,6%
Capacités installées (GW@100%) | 38 | 34 | +11%

1.6.1.1Missions, organisation et stratégie

Missions

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

•l’hydroélectricité ;

•le solaire photovoltaïque ;

•l’éolien terrestre ;

•l’éolien en mer, et,

•le stockage par batteries associé à un actif renouvelable.

Organisation

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

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

•être un leader sur le marché des énergies renouvelables en atteignant 50 GW de capacité installée en 2025 et 80 GW en 2030. Pour atteindre cet objectif, il faudra installer 42 GW supplémentaires sur la période 2023-2030. La grande majorité des investissements futurs devrait être concentrée sur les cinq marchés prioritaires de la GBU, à savoir les États-Unis, la France, le Brésil, le Chili et lʼéolien en mer ;

•concentrer le développement du Groupe sur un modèle gardant les actifs sur le bilan (develop-to-own) dans les zones géographiques matures, dans lequel ENGIE est l’opérateur et
gère le risque de développement ;

•renforcer la compétitivité en améliorant l’excellence opérationnelle, notamment par la création d’une plateforme industrielle mondiale, permettant de bénéficier d’économies d’échelle dans les domaines de l’ingénierie, l’approvisionnement et l’opération et maintenance (O&M) ;

•se différencier à travers son expertise dans le développement de projets, la gestion de l’énergie et le suivi des opérations.

1.6.1.2Activités en Europe

1.6.1.2.1France

En France, ENGIE est le 1er producteur dʼénergie éolienne terrestre et solaire photovoltaïque centralisée 6, et occupe également la 2e place dans lʼhydroélectricité. La GBU vise à renforcer le leadership du Groupe dans le domaine de lʼéolien terrestre et à accélérer considérablement la croissance dans le solaire photovoltaïque. Elle se positionne principalement sur les appels dʼoffres publics et contribue à lʼémergence des appels dʼoffres dʼentreprise (corporate PPA). Elle développe actuellement le plus grand projet d’énergie solaire photovoltaïque et de stockage par batterie en Europe continentale (projet Horizeo de 1 GW) pour soutenir ce marché en croissance. En 2022, ENGIE a mis en service près de 350 MW de nouvelles capacités photovoltaïques et éoliennes en France, a fait l’acquisition, auprès d’Ostwind, de 174 MW d’actifs éoliens opérationnels.

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

•ENGIE Green (détenue à 100% par ENGIE), le leader français de lʼénergie éolienne et solaire basé à Montpellier avec près de 540 employés, qui exploite une capacité installée de 3 595 MW (2 344 MW dʼénergie éolienne terrestre et 1 249 MW dʼénergie solaire et 3 MW de batteries) ;

•SHEM (Société Hydro-Électrique du Midi, détenue à 100% par ENGIE), basée à proximité de Toulouse : production dʼénergie hydroélectrique haute puissance (784 MW de puissance installée) dans le sud-ouest de la France ;

•CNR (Compagnie Nationale du Rhône, dans laquelle ENGIE est le premier actionnaire avec une participation de 49,97%), spécialisée dans la production d’énergie hydroélectrique basée à Lyon, avec une capacité installée de 3 106 MW le long du Rhône et sa filiale CNʼAir, une société spécialisée dans la production d’énergie éolienne terrestre et solaire, avec une capacité installée de 877 MW fin 2022.

Évolutions réglementaires

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

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

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

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

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

•une période de vente de 18 mois au prix du marché pour les projets d’énergies renouvelables avant d’activer le contrat pour la différence (CfD) ;

•une possibilité d’augmenter la capacité maximale des installations de 140% ;

•une indexation du futur CfD prenant en compte les prix élevés actuels.

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

1.6.1.2.2Reste de l’Europe

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

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

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

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

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

1.6.1.2.3Activités éolien en mer par l’intermédiaire d’Ocean Winds (OW)

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

1.6.1.3Activités en Amérique du Nord

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

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

Évolutions réglementaires

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

1.6.1.4Activités en Amérique du Sud

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

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

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

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

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

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

1.6.1.5Activités en Asie, Moyen-Orient et Afrique

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

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

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

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

1.6.2GBU Infrastructures

Chiffres clés

| Au 31 déc. 2022 | Au 31 déc. 2021 | Variation brute (en %)
Chiffre d’affaires (en millions d’euros) | 6 961 | 6 700 | +3,9%
EBIT (en millions d’euros) | 2 371 | 2 314 | +2,5%
Longueur des réseaux de distribution de gaz (en km) | 255 394 | 267 594 | -4,6%
Longueur des réseaux de transport de gaz (en km) | 39 504 | 39 360 | +0,4%
Longueur des réseaux de transport d’électricité (en km) | 4 882 | 3 394 | +43,8%

1.6.2.1 Missions, organisation et stratégie

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

La stratégie poursuivie peut se résumer en cinq points :

•mener les actions et projets nécessaires pour assurer la sécurité d’approvisionnement en gaz en Europe ;

•maximiser la valeur des infrastructures ;

•rééquilibrer le portefeuille, historiquement construit autour des infrastructures gazières en France, vers l’international et l’électricité ;

•promouvoir la production de biométhane et plus largement de gaz bas carbone, en France et dans un certain nombre de pays ciblés à l’international ;

•opérer la conversion des actifs à l’hydrogène.

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

•gérer et optimiser les compétences nécessaires ;

•assurer la performance opérationnelle et la digitalisation des
actifs et processus ;

•réduire ou compenser les émissions de CO2 et de méthane ;

•veiller à la sécurité et à la santé des personnes.

Marché et environnement concurrentiel

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

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

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

1.6.2.2Activités en France

1.6.2.2.1GRDF

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

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

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

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

Évolutions réglementaires

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

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

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

1.6.2.2.2GRTgaz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.6.2.2.3Elengy

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

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

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

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

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

Installations

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

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

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

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

Évolutions réglementaires

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

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

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

1.6.2.2.4Storengy

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

Stockage de gaz et conversion aux gaz renouvelables

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

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

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

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

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

Production de gaz renouvelables

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

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

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

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

Production de chaleur, de froid et d’électricité
par géothermie

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

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

Évolutions règlementaires

Stockage

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

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

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

Biométhane

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

•le premier amène une évolution du tarif d’achat du biométhane injecté, en l’indexant sur l’évolution du coût horaire du travail et de l’indice des prix de la production. Cet arrêté doit permettre de préserver l’équilibre économique des nouveaux projets d’installations de production de biométhane en période de forte inflation.

•le deuxième est relatif à l’allongement du délai de mise en service des projets, pouvant aller jusqu’à 18 mois. Dans le cadre des contrats réglementés d’achat de biométhane, permettant aux producteurs d’accéder au tarif pendant 15 ans, les projets doivent être mis en service dans un délai maximum de 3 ans suivant la signature du contrat. Tout retard par rapport à ce délai maximum donne lieu à un réduction de la durée du contrat d’une durée équivalente. Du fait de la crise Covid-19, certains projets avaient pris du retard et n’auraient plus été viables du fait de la réduction de durée du contrat. Sous certaines conditions édictées dans l’arrêté, la durée maximum des 3 ans a ainsi été prolongée de 18 mois, ce qui devrait permettre à ces projets de se réaliser.

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

1.6.2.3Activités en Amérique

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

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

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

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

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

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

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

•GASFOR II, un gazoduc de 84 km (boucle dans le réseau existant), COD prévue en juillet 2023 ;

•une connexion au terminal GNL de Sergipe avec gazoduc de 25 km, COD en avril 2024 ;

•11 nouveaux clients représentent 12% des revenus totaux de TAG en 2022, dont Shell, Equinor, Galp et deux compagnies de distribution de gaz naturel, entre autres.

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

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

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

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

Évolutions réglementaires

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

Brésil :

•Une nouvelle loi sur le gaz a été publiée en avril 2021, mais demeure une absence de réglementation de l’Agence nationale de régulation (ANP) depuis lors.

•L’harmonisation de la législation fédérale avec celle des États est obligatoire pour assurer l’ouverture correcte du marché brésilien du gaz, étant donné que l’ANP réglemente les activités en amont et en milieu de chaîne, tandis que chaque État réglemente les activités en aval (27 compagnies de distribution de gaz naturel).

•Le principal risque pour les activités de transport de gaz est le contournement du réseau, avec des projets reliant les sources d’approvisionnement en gaz directement à la consommation (principalement les centrales thermiques, qui représentent environ 40% de la demande totale dans le pays). L‘amélioration du cadre légal de la nouvelle loi est nécessaire. Pour cela, TAG et le Groupe prennent part au débat public auprès des différentes parties prenantes et suivent de près les évolutions réglementaires et la mise en place du cadre légal de la nouvelle loi que ce soit au niveau fédéral ou au niveau local.

1.6.2.4Activités en Europe et dans le reste du monde

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

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

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

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

1.6.3 GBU Energy Solutions

Chiffres clés

| Au 31 déc. 2022 | Au 31 déc. 2021 | Variation brute (en %)
Chiffre d’affaires (en millions d’euros) | 11 552 | 9 926 | +16,4%
EBIT (en millions d’euros) | 412 | 350 | +17,7%
Capacités décentralisées de production d’énergies (GW@100%) | 25 | 24 | 3.3%

1.6.3.1Missions, organisation et stratégie

Missions

Energy Solutions est l’un des leaders mondiaux 8 sur le marché des infrastructures énergétiques décentralisées et des services associés. Elle a pour ambition d’accompagner les clients villes, collectivités, industries et tertiaires, dans leur trajectoire de décarbonation. Pour cela, la GBU offre un ensemble de solutions permettant d’agir sur trois leviers : le verdissement du mix énergétique, l’efficacité et la sobriété énergétique.

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

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

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

•les réseaux de chaud et de froid ;

•les réseaux insulaires d’énergie ;

•la mobilité bas carbone (infrastructures de recharge électrique, stations biogaz, production et distribution d’hydrogène renouvelable (Section 1.6.4.4 “Activités Hydrogène”) ;

•l’éclairage public bas carbone.

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

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

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

•la production d’énergie finale via des utilités bas carbone sur site (biomasse, solaire thermique, géothermie, récupération de chaleur fatale) et des dispositifs permettant d’optimiser l’efficacité ;

•le solaire photovoltaïque décentralisé.

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

La GBU propose :

•une offre de conseil (ENGIE Impact) ;

•une offre d’ingénierie (Tractebel) ;

•une gamme de services opérationnels avec :

•une offre de gestion des énergies et de pilotage des installations avec un objectif de verdissement des approvisionnements (PPA, autoconsommation, biométhane),

•une offre d’exploitation et maintenance des installations de production et de distribution de chaleur et de froid dans les bâtiments avec engagement sur l’efficacité énergétique de production,

•une offre de performance énergétique permettant de garantir un niveau optimum d’efficacité énergétique, de sobriété énergétique et de qualité des services à contenu
énergétiques à l’intérieur du bâtiment.

Organisation

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

Les équipes centrales apportent :

•un support au développement à la performance des entités opérationnelles à travers des plateformes-métier dédiées aux principales solutions (support de formation, expertise, partages des meilleures pratiques, innovation, ressources projets) ;

•le pilotage du périmètre global via cinq fonctions support (Finance, Ressource Humaines, Stratégie Marketing – Communication, Juridique – Éthique et RSE – HSE Performance Digital – Achats) ;

•la contribution au renforcement de synergies entre les différentes entités.

Marché et environnement concurrentiel

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

•des Utilities qui ont des activités d’infrastructures et/ou de services énergétiques, et auprès desquelles on observe une tendance à étendre leur empreinte géographique et à faire évoluer leur positionnement en termes d’activités, le rapprochant ainsi de celui d’Energy Solutions (Energy Solutions demeure toutefois la seule entité à centraliser sous un pilotage unique l’ensemble des activités) ;

•les fonds d’infrastructure, qui sont plus concentrés sur les activités d’infrastructures, actifs notamment dans les réseaux de chaud de froid et la mobilité bas carbone.

1.6.3.2Activités en France

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

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

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

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

•la signature d’un contrat de délégation de service public du réseau de chaleur de Strasbourg Ouest avec l’Eurométropole de Strasbourg. Ce sont plus de 25 000 équivalents logements qui seront raccordés à terme au réseau ;

•le verdissement du réseau de la Ville de Meudon avec la construction, dès 2023, d’une géothermie sur le réseau qui fournira une énergie d’origine renouvelable aux habitants : un service vertueux, décarboné et permettant de limiter l’impact des fluctuations de prix des énergies fossiles ;

•le développement autour de plus petits réseaux de chaleur, par exemple la création du futur réseau de chaleur de Toul pour une durée de 25 ans, qui visera à alimenter 20 GWh par an en énergie 100% renouvelable, dont 80% d’équipements publics.

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

•sur autoroute, au service d’APRR pour densifier le maillage de bornes de recharge en assurant la conception, la construction et la mise en service de 214 points de charge pouvant aller jusqu’à 300 kW de puissance, pour une durée de 15 ans ;

•au cœur des villes, au service d’INDIGO pour le déploiement de bornes de recharge ultra-rapide sur 35 sites dans 20 villes pour une durée de 10 ans: une première en France dans des parkings souterrains.

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

•grâce au projet de décarbonation du siège du groupe LESAFFRE, fabriquant de levures : fourniture d’un projet clé en main (conception, construction, financement et exploitation pendant une durée de 15 ans) de récupération de chaleur fatale provenant du process industriel de l’usine de Marcq-en-Barœul. Grâce à l’installation de pompes à chaleur d’une puissance totale de 19 MW, ce site deviendra la plus grande installation de récupération de chaleur fatale dans le secteur de l’industrie alimentaire ;

•Novawood est le projet de construction sur site d’une centrale de cogénération biomasse de 14,6 MW en remplacement de deux chaudières charbon. Mise en service en 2022, cette installation de production d’électricité verte et de chaleur utilise du bois de récupération comme combustible.

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

•le marché avec le Conseil Départemental de la Gironde pour 118 bâtiments et une durée de 8 ans, avec un engagement d’économies d’énergies de 25%, et l’atteinte d’un taux d’énergies renouvelables de 33% notamment grâce à la mise en place d’un contrat d’électricité renouvelable et de panneaux solaire photovoltaïques ;

•le renouvellement du contrat pour la gestion déléguée de 23 établissements pénitentiaires en France et à la Réunion, avec le ministère de la Justice. Ce Contrat de Performance Energétique d’une durée de 7 ans permettra une économie de 14 000 tonnes de CO2 sur sa durée, et une diminution des consommations d’énergie de 13,5%.

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

1.6.3.3 ENGIE Impact

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

1.6.3.4 Tractebel

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

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

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

En 2022, Tractebel est notamment intervenu sur des projets :

•de nouvelles centrales électriques comme la centrale à gaz à cycle combiné de Flémalle en Belgique pour ENGIE ;

•de champs éoliens en Afrique et en Amérique Latine comme Gulf of Suez (Egypte) pour ENGIE, et Novo Horizonte (Brésil) pour un client externe ;

•de photovoltaïques flottants, comme Madhya Pradesh (Inde), ou terrestre comme Calama (Chili) ;

•de production d’hydrogène offshore et onshore comme Rhyno (Afrique de Sud), HyNetherlands (Pays-Bas) et Yuri (Australie).

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

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

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

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

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

1.6.3.5Activités à l’international

1.6.3.5.1Europe (hors France)

Italie

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

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

Allemagne

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

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

Espagne

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

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

Portugal

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

Slovaquie et Pologne

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

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

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

Belgique

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

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

Roumanie

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

1.6.3.5.2Amériques

États-Unis

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

Brésil

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

1.6.3.5.3Asie, Moyen-Orient et Afrique

Pays du Golfe arabo-persique

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

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

Asie du Sud-Est

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

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

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

1.6.4 GBU FlexGen & Retail 9

1.6.4.1Missions, organisation et stratégie

La GBU FlexGen & Retail regroupe les activités de :

•production thermique (production d’électricité à partir de gaz, de diesel, de charbon et biomasse, stockage d’énergie par pompage-turbinage et batterie) ;

•dessalement d’eau de mer ;

•fourniture d’énergie BtoC (ventes d’électricité et de gaz, services énergétiques, accès à l’énergie) ;

•production d’hydrogène bas carbone à grande échelle. La GBU est également responsable de la coordination de l’ensemble des activités hydrogène au sein du Groupe ;

•stockage par batteries. La GBU est responsable de la coordination de l’ensemble des activités batteries au sein du Groupe.

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

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

Marché et environnement concurrentiel

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

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

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

1.6.4.2Activités Production flexible (FlexGen)

Chiffres clés

| Au 31 déc. 2022 | Au 31 déc. 2021 | Variation brute (en %)
Chiffre d’affaires (en millions d’euros) | 7 129 | 4 089 | +74,3%
EBIT (en millions d’euros) | 1 768 | 1 183 | +49,5%
Capacités centralisées de production d’électricité au gaz (GW@100%) | 34,8 | 34,8 | -
Capacités centralisées de production d’électricité au charbon (GW@100%) | 2,2 | 2,2 | -
Capacités de stockage d’électricité par pompage-turbinage (GW@100%) | 3,3 | 3,3 | -

1.6.4.2.1 Europe

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

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

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

Évolutions réglementaires

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

1.6.4.2.2Amériques

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

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

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

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

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

1.6.4.2.3Afrique, Moyen-Orient et Asie

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

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

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

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

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

1.6.4.3 Activités Retail

Chiffres clés

| Au 31 déc. 2022 | Au 31 déc. 2021 | Variation brute (en %)
Chiffre d’affaires (en millions d’euros) | 16 810 | 10 396 | +61,7%
EBIT (en millions d’euros) | -7 | 232 | na
Nombre de contrats énergie et services BtoC gaz (en millions) | 10 866 | 10 829 | +0,3%
Nombre de contrats énergie et services BtoC électricité (en millions) | 9 108 | 8 881 | +2,6%

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

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

Pour cela, les priorités sont de commercialiser :

•des contrats d’énergie verte avec des solutions digitales de pilotage des consommations par le budget ou par le confort ;

•des services de confort vert : installation, maintenance et surveillance d’équipements thermiques performants (pompes à chaleur, chaudières très haute performance, ballons d’eau chaude, chaudières à bois) ;

•des services de mobilité propre : installation de bornes de recharge, solutions de recharge, location de véhicules électriques, etc. ;

•des services de décentralisation énergétique (équipements des toitures solaires, gestion des batteries fixes ou embarquées et modulation de la puissance électrique appelée) ;

•des services d’équilibrage et de capacités aux acteurs du système électrique par l’intermédiaire de centrales virtuelles
qui agrègent les flexibilités des clients résidentiels.

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

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

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

•des ajustements de mensualités et l’échelonnement/étalement des paiements ;

•de plans de communication massifs pour sensibiliser les clients à la sobriété énergétique ;

•la mise en avant des gammes d’offres au service d’une consommation maîtrisée et d’un système énergétique équilibré. Ainsi, en France, par exemple, les clients peuvent bénéficier de services de pilotage à distance de leurs consommations et de leur budget (en gaz comme en électricité) et de services leur permettant de consommer moins et mieux tout en soulageant les réseaux au moment de fortes tensions. Les offres “Mon Pilotage Elec” et “Mon Bonus Engie” permettent ainsi de déplacer des consommations à des moments critiques pour le réseau ;

•un renforcement de ses centres de relations clients en Belgique ;

•le versement d’une aide de 100 euros en moyenne à tous les
bénéficiaires du chèque énergie en France.

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

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

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

Évolutions réglementaires

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

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

ENGIE Energy Access

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

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

1.6.4.4Activités Hydrogène

1.6.4.4.1Missions et Stratégie

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

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

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

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

1.6.4.4.2Description des activités

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Évolutions réglementaires

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

1.6.5Nucléaire

Chiffres clés

| Au 31 déc. 2022 | Au 31 déc. 2021 | Variation brute (en %)
Chiffre d’affaires (1) (en millions d’euros) | 35 | 56 | -37,7%
EBIT (en millions d’euros) | 1 026 | 959 | +6,9%
Capacité de production d’électricité nucléaire (GW@100%) | 5,3 | 6,2 | -14,7%

1.6.5.1Missions et stratégie

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

L’entité opérationnelle est structurée autour des priorités suivantes :

•assurer la disponibilité optimale des centrales nucléaires pendant leur phase d’exploitation et contribuer ainsi à la production d’électricité de base décarbonée ;

•préparer l’arrêt et suivre le démantèlement des premiers réacteurs (Doel 3 en 2022, Tihange 2 en 2023), tant sur le plan technique qu’organisationnel.

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

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

1.6.5.2Description des activités

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

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

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

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

1.6.6 Autres - dont Global Energy Management & Sales (GEMS)

Chiffres clés

| Au 31 déc. 2022 | Au 31 déc. 2021 | Variation brute (en %)
Chiffre d’affaires (en millions d’euros) | 45 163 | 23 046 | +96,0%
dont GEMS | 45 137 | 22 870 | +97,4%
EBIT (en millions d’euros) | 1 848 | -85 | na
dont GEMS | 2 618 | 507 | na
Volumes d’énergies vendues aux clients BtoB (TWh) | 350 | 337 | +3,9%

Le secteur reportable “Autres” recouvre les activités de gestion et d’optimisation de l’énergie et de fourniture BtoB (Global Energy Management & Sales (GEMS)), de GTT, ainsi que du corporate et des holdings. La majeure partie des résultats du secteur “Autres” est attribuable à GEMS.

1.6.6.1Missions et stratégie de GEMS

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

•optimiser la valeur des actifs énergétiques, gaziers et renouvelables du Groupe, gérer les risques de portefeuille pour le compte d’ENGIE sur l’ensemble de ses marchés, et contribuer à la compétitivité des Global Business Units du Groupe ;

•assurer un avenir énergétique sûr et durable à plus de 190 000 clients externes en développant des activités commerciales innovantes et compétitives.

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

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

1.6.6.2Activités de GEMS

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

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

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

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

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

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

•ENGIE a réservé la capacité restante du terminal GNL d’Eemshaven, propriété de la filiale de Gasunie, EemsEnergyTerminal. ENGIE a également réservé une nouvelle capacité de regazéification au terminal GNL de Fos Cavaou. Avec ces nouvelles capacités ajoutées à son portefeuille de GNL existant, ENGIE renforce sa stratégie de diversification énergétique et augmente sa capacité à fournirdu GNL à l’Europe ;

•AXA IM Alts et ENGIE ont acquis une participation minoritaire dans The Shared Wood Company, un développeur de projets de solutions basées sur la nature. Ils soutiendront son développement en fournissant des financements pour des projets de foresterie et d’utilisation durable des terres et en prenant en charge les réductions d’émissions de carbone ou les absorptions de carbone de haute qualité générées par ces projets et opérations. Cet investissement représente une excellente occasion d’accéder à des compensations de carbone naturel de haute qualité pour accélérer la transition de nos clients vers la neutralité carbone ;

•O-I et ENGIE ont conclu un accord à long terme pour qu’ENGIE fournisse de l’électricité renouvelable aux sites d’O-I en Europe. O-I est l’un des principaux fabricants américains de produits d’emballage en verre. ENGIE a également signé deux contrats d’achat d’électricité renouvelable avec le principal fabricant de verre allemand Schott. En Australie, ENGIE a signé un PPA renouvelable pour fournir de l’électricité renouvelable à Charter Hall Group, une importante société de gestion d’investissements immobiliers ;

•ENGIE et Google Cloud ont signé un nouveau partenariat pour le développement d’une solution énergétique basée sur l’intelligence artificielle afin d’optimiser la valeur du portefeuille éolien d’ENGIE sur les marchés de l’électricité à court terme. Ce projet facilitera les transactions pour les développeurs d’actifs éoliens et créera des avantages pour les producteurs d’énergie éolienne, accélérant ainsi la transition énergétique.

1.6.7Modèle d’affaires du Groupe

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

1.7Propriétés immobilières, usines et équipements

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

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

Les tableaux suivants présentent les principales installations en service dont le Groupe est, en tout ou partie, propriétaire. Les propriétés en location sont traitées dans la Note 13 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”.

Centrales électriques (capacités > 400 MW hors unités en construction)

Pays | Site/centrale | Capacité totale (1) (MW) | Type de centrale
Afrique du Sud | Avon | 669 | Fioul
Arabie saoudite | Fadhili | 1 499 | Gaz naturel
Marafiq | 2 744 | Gaz naturel
Ju’aymah | 468 | Gaz naturel
Shedgum | 468 | Gaz naturel
Uthmaniyah | 467 | Gaz naturel
Riyadh PP11 | 1 729 | Gaz naturel
Australie | Pelican point | 489 | Gaz naturel
Bahreïn | Al Dur | 1 224 | Gaz naturel
Al Ezzel | 941 | Gaz naturel
Al Hidd | 929 | Gaz naturel
Belgique | Amercœur | 451 | Gaz naturel
Coo | 1 080 | Pompage hydraulique
Doel | 1 928 | Nucléaire
Drogenbos | 460 | Gaz naturel
Herdersbrug | 480 | Gaz naturel
Tihange | 3 008 | Nucléaire
Brésil | Cana Brava | 439 | Hydroélectrique
Estreito | 1 068 | Hydroélectrique
Jaguara | 413 | Hydroélectrique
Jirau | 3 750 | Hydroélectrique
Miranda | 404 | Hydroélectrique
Ita | 1 442 | Hydroélectrique
Campo Largo | 688 | Wind
Machadinho | 1 135 | Hydroélectrique
Salto Osòrio | 1 072 | Hydroélectrique
Salto Santiago | 1 415 | Hydroélectrique
Chili | Mejillones | 1 129 | Charbon et gaz naturel
Tocopilla | 432 | Gaz naturel, charbon, fioul
Émirats arabes unis | Fujairah F2 | 2 000 | Gaz naturel
Mirfa | 1 600 | Gaz naturel
Shuweihat 1 | 1 500 | Gaz naturel
Shuweihat 2 | 1 496 | Gaz naturel
Taweelah | 1 590 | Gaz naturel
Umm Al Nar | 1 532 | Gaz naturel
Espagne | Cartagena | 1 199 | Gaz naturel
Castelnou | 791 | Gaz naturel
France | CombiGolfe | 435 | Gaz naturel
CyCoFos | 428 | Gaz naturel et gaz sidérurgiques
DK6 (Dunkerque) | 788 | Gaz naturel et gaz sidérurgiques
Génissiat | 423 | Hydroélectrique
Montoir-de-Bretagne | 435 | Gaz naturel
Italie | Torre Valdaliga | 1 134 | Gaz naturel
Vado Ligure | 782 | Gaz naturel
Voghera | 404 | Gaz naturel
Koweït | AzZour North | 1 519 | Gaz naturel
Maroc | Safi | 1 250 | Charbon
Oman | Barka 2 | 674 | Gaz naturel
Barka 3 | 737 | Gaz naturel
Sohar | 585 | Gaz naturel
Sohar 2 | 737 | Gaz naturel
Pakistan | Uch 1 | 551 | Gaz naturel
Pays-Bas | Eems | 1 925 | Gaz naturel
Flevo | 869 | Gaz naturel
Pérou | Chilca | 917 | Gaz naturel
ILO Nodo | 600 | Fioul
ILO 31 | 564 | Fioul
Porto Rico | Ecoelectrica | 534 | Gaz naturel
Portugal | Bemposta I&II | 438 | Hydroélectrique
Elecgas | 839 | Gaz naturel
Picote I&II | 433 | Hydroélectrique
Turbogas | 990 | Gaz naturel
Qatar | Ras Laffan B | 1 025 | Gaz naturel
Ras Laffan C | 2 730 | Gaz naturel
Royaume-Uni | First hydro | 2 088 | Pompage hydraulique
Moray East | 950 | Eolien en mer
Singapour | Senoko | 2 564 | Gaz naturel et fioul

Stockages souterrains de gaz naturel (> 550 Mm3 de volume utile total (1))

Pays | Localisation | Volume utile (Mm3) brut (1)
France | Gournay-sur-Aronde (Oise) | 1 310
France | Germigny-sous-Coulombs (Seine-et-Marne) | 820
France | Saint-Illiers-la-Ville (Yvelines) | 680
France | Chémery (Loir-et-Cher) | 3 600
France | Céré-la-Ronde (Indre-et-Loire) | 570
France | Étrez (Ain) | 690
France | Cerville (Meurthe-et-Moselle) | 650
Allemagne | Uelsen | 840

Terminaux méthaniers

Pays | Localisation | Capacité totale de regazéification (Gm3(n)/an) (1)
France | Montoir-de-Bretagne | 10
France | Tonkin (Fos-sur-Mer) | 1,5
France | Cavaou (Fos-sur-Mer) | 10
Chili | Mejillones | 2,0
Porto Rico | Penuelas | 2,7

2

Facteurs de risque et contrôle

Les risques significatifs et spécifiques auxquels le Groupe estime être exposé sont présentés ci-après. Ils sont répartis en
six catégories de risques :

•risques politiques et réglementaires ;

•risques découlant des enjeux climatiques et environnementaux ;

•risques économiques et concurrentiels ;

•risques financiers ;

•risques opérationnels ;

•risques sociaux et sociétaux.

Par rapport au Document d’enregistrement universel 2021, une sous-section a été dédiée aux risques liés aux activités nucléaires.

Les risques présentés ont été appréciés et hiérarchisés sur la base du “risque net”, autrement dit la quantification du risque après prise en compte des moyens de maîtrise mis en place.

Le tableau de synthèse ci-dessous reprend dans chaque catégorie les risques les plus importants, classés par criticité décroissante (impact probabilisé).

Risques | Criticité | Évolution (versus 2021) | Sections et références dans le DEU
Risques politiques et réglementaires |  |  |
Risque de baisse tendancielle de rémunération des actifs de distribution, de transport, de stockage et de regazéification de gaz en France |  | stable | 2.2.1.1
Risque d’intervention des États face à la forte augmentation des prix de l’énergie |  | stable | 2.2.1.2; Notes 7.1 et 8.4 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”
Risque d’évolution de la réglementation au Brésil dans différents secteurs d’activité (production et commercialisation d’électricité, transport de gaz) y compris une évolution des taxes |  | stable | 2.2.1.3
Risque sur la sécurité d’approvisionnement en gaz en Europe pour l’hiver 2023/2024 |  | nouveau | 2.2.1.4
Risques découlant des enjeux climatiques et environnementaux |  |  |
Risque de variations climatiques ayant un impact sur la demande et la production d’énergie |  | stable | 2.2.2.1 et DPEF 3.3.1 risque F
Risque d’adaptation des actifs industriels |  | nouveau | 2.2.2.2 et DPEF 3.1.5
Risques économiques et concurrentiels |  |  |
Risque d’adaptation des business models induite par la transition énergétique dans un contexte de concurrence accrue sur certaines activités du Groupe |  | nouveau | 2.2.3.1, DPEF 3.1.5 et Note 13.4 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”
Risques financiers |  |  |
Risque de marché sur matières premières |  | stable | 2.2.4.1 et Note 15.1 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”
Risque sur le financement des pensions de retraite |  | stable | 2.2.4.2 et Note 18 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”
Risque de contrepartie |  | stable | 2.2.4.3 et Note 15.2 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”
Risques opérationnels |  |  |
Cybersécurité |  | stable | 2.2.5.1 et DPEF 3.3.1 risques C et D
Risque d’accident industriel |  | stable | 2.2.5.2 et DPEF 3.3.1 risque A
Risque d’approvisionnement pour la construction d'énergies renouvelables |  | stable | 2.2.5.3
Risques sociaux et sociétaux |  |  |
Risques liés aux ressources humaines |  | stable | 2.2.6.1 et DPEF 3.3.3
Risques santé et sécurité au travail |  | stable | 2.2.6.2 et DPEF 3.3.3 risque S
Risques liés aux activités nucléaires |  |  |
Risques industriels liés aux activités nucléaires |  | stable | 2.2.7.1, DPEF 3.3.1 risque B et Note 17.2 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”
Risques réglementaires et financiers liés aux activités nucléaires |  | stable | 2.2.7.2 et Note 17.2 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”

D’autres risques de moindre ampleur ou non connus à ce jour pourraient également affecter le Groupe. La survenance de tels risques pourrait avoir une incidence négative significative sur l’activité, la situation financière et les résultats du Groupe, sur son image, ses perspectives et/ou sur le cours de l’action ENGIE. Certains risques critiques pour le Groupe sont par ailleurs mentionnés dans les sections suivantes mais non développés car ils font soit déjà l’objet de détails dans la DPEF (voir Chapitre 3 “Déclaration de performance extra-financière et informations RSE”) soit sont non spécifiques à ENGIE.

2.1Processus de gestion des risques

2.1.1Politique de gestion globale des risques

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

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

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

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

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

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

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

2.1.2Gestion de crise

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

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

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

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

2.1.3Couverture des risques et assurances

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

Pour chacun de ces domaines :

•les montants assurés dépendent des risques financiers découlant des scénarios de sinistres et des conditions de couverture offertes par le marché (capacités disponibles et conditions tarifaires) ;

•le financement est optimisé : les risques de faible ou de moyenne amplitude sont couverts par l’autofinancement, par des franchises et des rétentions ou au travers de la société de réassurance du Groupe dont les engagements représentent en base cumulée un sinistre maximum estimé d’environ 0,15% du chiffre d’affaires 2022 du Groupe.

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

2.1.3.1Responsabilité civile

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

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

2.1.3.2Responsabilité civile nucléaire

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

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

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

2.1.3.3Dommages matériels

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

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

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

2.1.3.4Programmes de protection du personnel

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

2.2Facteurs de risque

2.2.1Risques politiques et réglementaires

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

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

•les risques liés aux activités nucléaires ont été regroupés dans une Section 2.2.7 Risques liés aux activités nucléaires ;

•le risque pays, et en particulier Nord Stream 1 et 2 pour lesquels ENGIE agit respectivement en tant qu’actionnaire minoritaire et financeur, est présenté dans les Notes 1.3, 10, 14 et 15.2.2.1 de la Section 6.2.2 Notes aux comptes consolidés ;

•la criticité du risque de désaccord avec le régulateur australien sur les conditions de réhabilitation de la mine de charbon d’Hazelwood a diminué au regard des autres risques du Groupe et est présentée dans la Note 17.3.2 de la Section 6.2.2 Notes aux comptes consolidés ;

•la criticité du risque sur le renouvellement des concessions hydrauliques en France a fortement diminué et n’a plus lieu d’être présenté.

2.2.1.1Risque de baisse tendancielle de rémunération des actifs de distribution, de transport, de stockage et de regazéification de gaz en France

Description |  | Mesure de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Les tarifs d’accès aux infrastructures gazières (distribution, transport, stockage, terminaux de regazéification) en France sont régulés. Les tarifs sont fixés par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) qui peut procéder aux modifications de niveau et de structure des tarifs qu’elle estime justifiées au vu notamment de l’évolution des marchés financiers, de l’analyse de la comptabilité des opérateurs et de l’évolution prévisible des charges de fonctionnement et d’investissement. Ces tarifs comprennent également des mesures d’incitation à la performance. Sauf exception, ils sont révisés tous les quatre ans à l’issue d’un processus de consultations publiques et d’auditions. La CRE a publié le 24 janvier 2020 les délibérations fixant les tarifs des infrastructures gazières (distribution, transport, stockage) s’appliquant pour une période d’environ quatre ans (ATRD 6, ATRT 7, ATS 2). En ce qui concerne les tarifs de regazéification (ATTM 6), la CRE a publié le 7 janvier 2021 la délibération portant décision sur le tarif d’utilisation des terminaux méthaniers régulés, avec application à partir du 1er avril 2021 pour une durée de principe de quatre années. Elle est dans la continuité du tarif précédent mais prévoit une accélération des amortissements des actifs du terminal de Montoir de Bretagne. La prochaine révision des tarifs de Transport (ATRT 8), Distribution (ATRD 7) et Stockage (ATS 3) a été lancée pour une mise en œuvre en 2024. Pour ce qui concerne les tarifs de regazéification ATTM 7, la révision devrait être lancée en 2024 en vue d’une mise en œuvre en 2025. En cas de baisse du taux de rémunération des actifs, de prise en compte incomplète dans la rémunération des actifs des risques opérationnels et stratégiques liés à l’activité, de baisse des investissements, de non-couverture de certaines charges ou d’une régulation incitative particulièrement sévère, la contribution des actifs d’infrastructures gazières aux résultats du Groupe et la rentabilité de ses investissements dans cette activité pourraient diminuer. |  | Le Groupe dialogue avec la CRE dans le cadre du dispositif de révision tarifaire qui fait une large place à la concertation de l’ensemble des acteurs. Outre l’ensemble des actions qu’il déploie pour développer la production de gaz verts et l’atteinte de leur compétitivité à terme, il défend des positions visant à assurer la sécurité d’approvisionnement du pays (voir également Section 2.2.1.4 Risque sur la sécurité d’approvisionnement en gaz en Europe pour l’hiver 2023/2024) une rémunération des actifs juste et adaptée au nouvel environnement économique de court et long terme, une couverture adéquate de ses coûts en vue de préserver une bonne qualité de service et de permettre les investissements nécessaires à la transition énergétique. Il promeut également la reconnaissance de la flexibilité apportée par le système gaz au système énergétique et sa valorisation. Il veille aussi à accroître sa performance pour asseoir une trajectoire tarifaire compétitive.

2.2.1.2 Risque d’intervention des états face à la forte augmentation des prix de l’énergie

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
La hausse brutale des prix sur les marchés de gros de l’énergie a débuté fin 2021/début 2022 et a été exacerbée par le conflit entre l’Ukraine et la Russie. Cela a incité les Etats européens, dont la France, l’Italie et, dans une moindre mesure, la Roumanie et le Portugal, à adopter des mécanismes de stabilisation des prix de fourniture afin de protéger les consommateurs finaux. En particulier, en France, le bouclier tarifaire 2022 a consisté : •à geler le Tarif Réglementé de Vente (TRV) de gaz à partir de novembre 2021 sur le niveau du tarif d’octobre 2021 et ce jusqu’en décembre 2022 ; •à limiter la hausse du Tarif Réglementé de Vente d’électricité à 4% TTC en février 2022. Cette limitation de la hausse a été permise par une baisse de la fiscalité (TICFE), une augmentation des volumes d’électricité qu’EDF cède à ses concurrents dans le cadre du dispositif ARENH (Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique) et à un gel partiel du tarif. Concernant le gaz, les lois de finances pour 2022 et pour 2023 ont instauré la prise en charge par l’État des pertes de recette liées au gel du Tarif Réglementé de Vente (TRV) au titre des charges de service public pour l’acteur historique ENGIE et pour les fournisseurs alternatifs proposant des offres indexées sur le tarif réglementé. La loi de finances pour 2023 prolonge une nouvelle fois le bouclier tarifaire, jusqu’au 30 juin 2023. Le bouclier tarifaire 2023 consiste à limiter les hausses des TRV à 15% TTC à compter du 1er janvier 2023 pour le gaz et à compter du 1er février 2023 pour l’électricité. Elle instaure également un “amortisseur tarifaire” pour les clients du secteur de l’électricité qui ne sont pas éligibles aux TRV (entreprises et collectivités locales). Cet amortisseur prend la forme d’une aide forfaitaire sur 50% de la consommation de ces clients. Ces mesures s’ajoutent en outre aux mesures prises par le Conseil de l’Union Européenne au travers du Règlement (UE) 2022/1854 du 6 octobre 2022 sur une intervention d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie. Ce règlement vise notamment à capter une partie de la rente infra-marginale générée par la hausse des prix de l’énergie. Le texte a été transcrit de manière très diversifiée dans les Etats membres eu égard au champ et à la durée d’adoption, aux modalités de calcul et aux plafonds applicables par technologies, aux discussions sur le plafonnement du prix du gaz en Europe et sur la revue du marché de l’électricité avec le dispositif ARENH en France (dont une évolution est attendue avec la réorganisation d’EDF). |  | Le Groupe interagit avec les différents régulateurs nationaux afin d’assurer une meilleure cohérence entre les projets de réglementation et leurs objectifs et dans le but de les alerter sur des problématiques concrètes de mise en œuvre. Ainsi, après l’adoption du Règlement (UE) 2022/1854 du 6 octobre 2022, le Groupe est en particulier intervenu auprès des autorités en France, en Belgique et en Italie en vue d’ une transcription équilibrée du Règlement. Des actions plus ciblées sont mises en place dans certains Etats membres ayant appliqué des mesures manifestement discriminatoires à l’égard du Groupe (exemples : Italie, Belgique). La situation est cependant particulièrement volatile, et on ne peut pas exclure que le mécanisme de captation de la rente inframarginale ne soit étendu dans le temps et/ou modifié, à travers le Règlement européen et/ou unilatéralement par des Etats membres. Certaines mesures de protection des consommateurs apparaissent encore (exemple : mesures en faveur des Très Petites Entreprises non éligibles aux TRV électricité réclamées aux fournisseurs par le Gouvernement en France). Le Groupe suit également de près les premières réflexions sur la réforme du market design de l’électricité, annoncée pour 2023, et qui peut avoir un effet significatif sur les acteurs européens de l’énergie.

2.2.1.3Risque d’évolution de la réglementation au Brésil dans différents secteurs d’activité (production et commercialisation d’électricité, transport de gaz), y compris une évolution des taxes

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Le Groupe est exposé aux changements de la réglementation des marchés de l’électricité au Brésil, tels que la réduction des subventions ou l’introduction de nouvelles taxes pour les producteurs. L’Administration brésilienne pourrait annoncer de nouvelles initiatives en ligne avec une modernisation du design du marché de l’électricité. Cela permettrait d’ouvrir le marché à la concurrence, d’améliorer son fonctionnement et d’assurer les investissements nécessaires dans les infrastructures du pays. Le Brésil représente 3% du chiffre d’affaires du Groupe. ENGIE investit dans les activités de transport de gaz, via sa filiale TAG, et d’électricité (construction des lignes de transmission Gralha Azul et Novo Estado). Les activités de Gralha Azul, Novo Estado et TAG sont régulées. En 2021, le gouvernement brésilien a approuvé une loi qui vise à créer les conditions pour l’ouverture du marché du gaz, après des années de monopole du géant pétrolier public Petrobras. La publication du cadre et des recommandations de cette nouvelle loi et l’harmonisation de la législation entre les états fédéraux et le gouvernement fédéral brésilien sont les prochaines étapes clés. Dans la chaîne du gaz, les activités de production et de transport sont réglementées par l’agence fédérale (ANP), tandis que les activités aval sont un monopole d’État, réglementées par des agences locales. A ce jour, le principal risque est lié au projet de bypass du système de transport (connexion directe de sources d’énergies aux distributeurs locaux d’énergie ou aux consommateurs finaux). Ce projet pourrait réduire les capacités des gaz transportés, conduisant à une augmentation des tarifs et risquant d’amplifier les demandes de bypass. Le système fiscal brésilien est complexe et potentiellement en évolution. Plusieurs litiges sont en cours concernant l’application de taxes et leur résolution pourrait prendre plusieurs années (voir la Note 23.5.2 de la Section 6.2.2 Notes aux comptes consolidés). Par ailleurs plusieurs modifications de taxes pourraient être adoptées dans les années à venir, en particulier concernant la TVA (PIS COFINS), les dividendes (pas d’imposition à ce jour) ou les impôts sur les sociétés. Les effets ne sont pas connus à ce jour et pourraient se compenser. |  | Grâce à sa présence en France et à l’international, le Groupe dispose d’une grande expérience en matière de design de marché. Cette expérience est mise à disposition des institutions brésiliennes, entre autres à travers la participation au processus formel de révision du design du marché au Brésil. Les modifications du design du marché électrique et gaz affecteront toutes les sociétés actives dans ces secteurs. D’autres sociétés présentes au Brésil dans la production électrique ou dans le transport du gaz partagent l’avis du Groupe et sont mobilisées pour assurer la neutralité, voire positivité, des évolutions en matière de design de marché. D’un point de vue politique, le besoin du Brésil de continuer d’attirer des investissements étrangers limite les risques. Le Groupe au Brésil suit étroitement les évolutions réglementaires et législatives pour anticiper au mieux les évolutions dans ces domaines et mettre en place des actions pour limiter les effets négatifs sur la rentabilité de ses activités. À ce jour, dans l’activité de transport, l’objectif est d’éviter les différents projets de bypass et d’obtenir une définition claire des règles juridiques de la nouvelle loi. Pour cela, TAG et le Groupe prennent part au débat public auprès des différentes parties prenantes et suivent de près les évolutions réglementaires et la mise en place du cadre légal de la nouvelle loi que ce soit au niveau fédéral ou au niveau local. En outre, afin d’accélérer le processus d’ouverture du marché et comme la publication de ce cadre légal prend du retard, TAG a proposé des solutions à la National Regulatory Agency. En ce qui concerne les aspects fiscaux, une loi a été promulguée après l’ouverture du marché. Cette réglementation vise à désigner les opérations de transport de gaz et ses impacts fiscaux (surtout TVA). Il est attendu que la loi soit améliorée afin de répondre aux enjeux du nouveau marché et aux opérations. Des propositions sont actuellement discutées au sein d’associations professionnelles du secteur avec les différentes parties prenantes au niveau fédéral et étatique.

2.2.1.4Risque sur la sécurité d’approvisionnement en gaz pour l’hiver 2023/2024 en Europe

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : Nouveau
Dans le contexte géopolitique 2022 induit par le conflit entre la Russie et l’Ukraine, les risques d’actes de malveillance sur le patrimoine matériel du Groupe se sont accrus que ce soit au travers des actes de sabotage sur les infrastructures ou d’attaques via des logiciels malveillants. Les sanctions européennes contre la Russie pourraient s’accroître jusqu’à une situation d’embargo sur les exportations de gaz provenant de Russie vers l’Europe. La sécurité d’approvisionnement en gaz en Europe pourrait être impactée par ces risques et plus spécifiquement, exposer le Groupe à des difficultés à atteindre les niveaux de stockages requis ou à une sursollicitation de ses installations de regazéification ou de stockage. |  | Il est rappelé que le Groupe met en œuvre une politique de protection du patrimoine matériel : les sites sensibles font l’objet de mesures de protection adaptées au contexte local et révisées selon l’état de la menace. Le Groupe a mis en place un système de recensement et de remontée des incidents afin de mieux évaluer les risques et de renforcer la prévention, en vue de limiter les impacts en cas de survenance d’un acte de malveillance. Leur analyse, qui donne lieu à un rapport trimestriel, permet d’élaborer les actions nécessaires, stratégiques et opérationnelles, de prévention et de mitigation. Afin de remplir les engagements de l’hiver 2023/2024 en matière d’approvisionnement, le Groupe a contracté des volumes supplémentaires, diversifié ses sources d’approvisionnement, notamment via une hausse des volumes de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), et continue de travailler dans le but de remplacer les quantités de gaz provenant de Russie. Par ailleurs, les terminaux méthaniers du Groupe tournent à des niveaux records depuis le début de l’année et ont commercialisé des capacités de déchargements supplémentaires pour faire face à la situation. En outre, les conditions de commercialisation des capacités de stockage ont été assouplies par les régulateurs pour faciliter le remplissage et le Groupe accélère sa croissance dans les gaz verts, en particulier le biométhane. Toutes ces mesures générant une hausse d’activité sans précédent à l’échelle du Groupe sont réalisées dans le respect des standards et référentiels de sécurité industrielle des sites. ENGIE participe également activement aux discussions sur les mesures gouvernementales qui sont envisagées en Europe.

2.2.2Risques découlant des enjeux climatiques et environnementaux

Les activités du Groupe l’exposent à de nombreuses normes et réglementations relatives au respect et à la protection de l’environnement et des personnes ou à la transition énergétique. Le risque d’adaptation des business models induite par la transition énergétique dans un contexte de concurrence accrue sur certaines activités du Groupe est présenté en Section 2.2.3.1 et inclut le risque Place du Gaz dans le mix énergétique en France qui était détaillé dans la section 2.2.2.1 du Document d’enregistrement universel 2021.

Les problématiques liées aux pollutions des sols font l’objet d’un suivi spécifique (voir Section 3.5.4.11). Ces sujets font l’objet de provisions dans les comptes lors de démantèlement et réhabilitation de sites (voir Note 17.3 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”).

Les risques relatifs aux enjeux climatiques et environnementaux sont développés plus en détail dans le Chapitre 3 “Déclaration de performance extra-financière et informations RSE” - Section 3.1.3 Trajectoire Climat (en lien avec les recommandations TCFD - Task Force on Climate-related Financial Disclosures) et 3.3.1 Principaux risques environnementaux.

2.2.2.1Risque de variations climatiques ayant un impact sur la demande
et la production d’énergie

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Les informations présentées ici et dans la Section 3.3.1 “Transition liée au changement climatique - Risque F” rendent compte des risques financiers liés aux effets du changement climatique et des mesures que prend l’entreprise pour les réduire en mettant en œuvre une stratégie bas carbone dans toutes les composantes de son activité. À court terme, les phénomènes météorologiques (variation de température, inondation, vent, sécheresse, vagues de chaleur) ont un impact sur la production (en cas de manque d’eau dans les barrages notamment) et sur la demande d’énergie (fourniture de gaz en cas d’hiver chaud par exemple). Ils ont un effet direct sur les résultats du Groupe. À plus long terme, le changement climatique pourrait avoir un impact plus large sur les activités du Groupe : modification des besoins régionaux ou saisonniers en énergie, modification de la production du parc, obligation de réduction des émissions de CO2 éq. et régulations croissantes, conflits d’usage de l’eau, hausse des niveaux et de la température des mers et des fleuves, préservation des puits naturels de carbone et conflit d’usage de la biomasse, etc. La production hydro-électrique est la technologie la plus exposée. De fortes variations de production sont attendues à l’horizon 2050 dans certaines régions (de -18% à +10%, dans le cadre du scénario médian retenu). Une augmentation significative des variations infra-annuelles de production est également attendue. À l’horizon 2050, les effets des risques chroniques sont cependant limités sur les productions solaire et éolienne. Les impacts sont déjà visibles aujourd’hui : la sécheresse en France et au Portugal pendant l’été 2022 a eu un impact de 130 millions d’euros d’EBIT sur les comptes du Groupe. |  | (voir également Section 3.5.4 “Les actions du Groupe”). Pour ajuster l’offre aux fluctuations de la demande annuelle, ENGIE optimise son portefeuille d’actifs, de ressources gazières avec la modulation de ses approvisionnements et le pilotage de ses stockages souterrains, et du parc de production électrique. Pour gérer le risque à plus long terme, ENGIE agit à différents niveaux : •le Groupe a élaboré une revue stratégique des impacts du changement climatique dans les pays où il est présent. Afin de mieux comprendre le changement climatique et ses impacts sur ENGIE, un partenariat a été établi avec l’Institut Pierre Simon Laplace afin de modéliser au plus juste les évolutions de production d’énergie à venir et l’impact des événements extrêmes sur l’ensemble des technologies du Groupe dans les différentes régions du monde. Ces analyses sont en cours d’intégration dans les dossiers d’investissement du Groupe afin d’appréhender en amont les impacts du changement climatique et de privilégier les technologies et zones géographiques les plus adaptées pour le développement du Groupe ; •le Groupe élabore progressivement des plans d’adaptation afin de se préparer à une intensification des événements météorologiques extrêmes ; •le Groupe a suivi les travaux de la TCFD (Task force on Climate related Financial Disclosure) et s’est donné jusqu’à 2023 pour la mise en œuvre progressive de ces recommandations.

2.2.2.2Risque d’adaptation des actifs industriels

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : nouveau
Au-delà des variations de production énergétique, le changement climatique a un impact direct sur l’intégrité des installations. En effet, l’augmentation des événements extrêmes peut impacter les activités du Groupe : dommages sur les installations, rupture d’approvisionnement, impacts sur la santé des collaborateurs ou réduction de la couverture assurantielle. Le Brésil et l’Australie apparaissent comme les pays les plus exposés aux risques aigus, étant précisé que, pour le Brésil, compte tenu de la taille du pays, les risques se matérialisent différemment selon les régions. En revanche, les pays de l’Europe du Nord (Belgique, Pays-Bas, Allemagne) semblent les moins exposés aux risques chroniques et aigus. L’exposition est mesurée en cumulant les risques climatiques et la capacité relative de chaque pays à y faire face. |  | La gestion opérationnelle du risque consiste en la mise en place de plans d’adaptation pour tous nos sites et nouveaux projets exposés au changement climatique. Pour cela, le premier levier est l’intégration du risque physique au changement climatique dans le processus Groupe de suivi de risque (Entreprise Risk Management). Après le développement d’une méthodologie de priorisation des sites en 2020 et la définition d’une liste de sites prioritaires (actualisée annuellement) depuis 2021, le Groupe a déployé un pilote en 2022 sur 28 sites prioritaires ainsi que des sites de GRTGaz et de GRDF, pour construire des plans d’adaptation face à quatre événements extrêmes (canicules, sécheresses, inondations et vents extrêmes). En 2023, les travaux se focaliseront sur l’alignement de la méthodologie avec les exigences de la taxonomie européenne (voir Section 3.1.5) et la généralisation des plans d’adaptation aux quatre événements extrêmes considérés sur tous les sites prioritaires d’ENGIE.

2.2.3Risques économiques et concurrentiels

Par rapport à la Section 2.2.3 Risques économiques et concurrentiels du Document d’enregistrement universel 2021, le risque de baisse des revenus issus des centrales de production d’électricité dans la région du Golfe à l’arrivée à échéance des contrats long terme n’apparait plus dans les risques critiques du Groupe.

Les risques relatifs aux enjeux environnementaux sont développés plus en détail dans le Chapitre 3 “Déclaration de performance extra-financière et informations RSE” (voir Section 3.3.1 Principaux risques environnementaux).

2.2.3.1 Risque d’adaptation des business models induite par la transition énergétique
dans un contexte de concurrence accrue sur certaines activités du Groupe

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : Nouveau
La transition énergétique induit plusieurs changements dans les métiers où le Groupe opère : décentralisation de la production et vente d’énergie, émergence des technologies digitales et de la smart energy impactant la chaîne de valeur de l’électricité et du gaz, développement dans les activités de trading avec de nouveaux produits et marchés pour accompagner la décarbonation des clients, réglementations françaises en faveur de la décarbonation par une électrification renforcée. Sur ces différents marchés, la concurrence tend à s’intensifier avec des acteurs (compagnies pétrolières, etc.) de plus en plus actifs sur toute la chaîne de valeur. En France, la stratégie dominante de la politique énergétique, qui ressort des réglementations énergétiques nationales adoptées (Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC), Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), Loi énergie-Climat (LEC)) et la réglementation environnementale ‘’RE2020’’, et qui vise la décarbonation par une électrification renforcée et rapide des usages, peut influer grandement sur le marché du gaz naturel. Cette vision emporte un certain nombre de risques, notamment l’accroissement des besoins de pointe électrique et le coût additionnel nécessaire pour y répondre ainsi que la difficulté récurrente d’équilibrage du réseau électrique, face auxquels le vecteur gaz (gaz naturel et progressivement gaz verts) pourrait apporter des solutions adaptées, en particulier dans le contexte énergétique actuel. Au sein d’autres zones géographiques (notamment aux Etats-Unis), la concurrence accrue dans les énergies renouvelables rendent les objectifs de développement plus difficiles à atteindre, notamment dans le cadre de tension accrue sur la chaine d’approvisionnement (voir Section 2.2.5.3 "Risque d’approvisionnement pour la construction de centrales d'énergies renouvelables). Cette concurrence a notamment été facilitée par l’Inflation Reduction Act (IRA) votée en août 2022 qui offre un support ambitieux au développement des énergies renouvelables, au profit des acteurs locaux. |  | Concernant le développement des énergies renouvelables, et plus particulièrement aux Etats-Unis, zone géographique en croissance du Groupe, ENGIE renforce sa stratégie d’investissement, notamment via de la croissance externe (acquisitions récentes) et la sécurisation de sa chaine d’approvisionnement en panneaux solaires. En aval, le Groupe développe régulièrement de nouvelles offres pour répondre à l’évolution des attentes clients : digitalisation, verdissement des offres, développement de solutions “neutralité carbone”. Il améliore en permanence la performance d’exploitation des réseaux qu’il opère et veille à verdir progressivement leur mix énergétique. Le Groupe renforce, auprès des pouvoirs publics français et des autorités européennes, ses actions de promotion du gaz comme vecteur indispensable à l’accélération et à la réalisation d’une transition énergétique résiliente et abordable sur différents thèmes (notamment la défense de l’usage chauffage via le développement des pompes à chaleur hybrides, la compétitivité des gaz verts, le market design du biométhane, la complémentarité des énergies). Le Groupe a défini une stratégie de développement des gaz renouvelables à travers le lancement d’un Plan Industriel et Commercial pour le développement de la production du biométhane d’origine agricole (effluents et résidus de culture) dans plusieurs pays européens et le passage à l’échelle industrielle de cette filière en France. En aval de la chaîne de production, les réseaux de transport et de distribution du Groupe adaptent leurs infrastructures pour permettre l’acheminement du biométhane aux clients au moindre coût. Le Groupe travaille également au développement des filières biométhane de deuxième génération, avec le recours à la pyrogazéification de la biomasse. Le Groupe se positionne comme précurseur au niveau des projets liés à l’hydrogène vert identifié comme une composante clé du futur mix énergétique français. Ces projets incluent tant la production à partir de l’électrolyse de l’eau, que le stockage avec des projets de conversions de cavités salines, que le transport de cette molécule (projets de reconversion d’infrastructures existantes afin de transporter l’hydrogène pur, amélioration des conditions d’injection dans les réseaux). Par ailleurs, le Groupe entend rééquilibrer son portefeuille d’infrastructures en technologies (électricité via la construction et l’exploitation de lignes hautes tension) et en zones géographiques (développement hors Union Européenne vers des pays en croissance).

2.2.4Risques financiers

Par rapport à la Section 2.2.4 Risques financiers du Document d’enregistrement universel 2021, il est rappelé que le risque de change est toujours un risque critique du Groupe mais non spécifique.

Le Groupe est exposé au risque de change, défini 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. Ce risque étant générique à l’activité d’un Groupe implanté dans différents pays, il n’est pas détaillé dans le présent chapitre mais reste néanmoins de criticité élevée. La ventilation par devise de l’encours des emprunts et de l’endettement financier net ainsi qu’une analyse de sensibilité aux risques de change, sont présentés respectivement dans la Note 15.1.3. et la Note 15.1.4 de la Section 6.2.2 “Notes aux Comptes consolidés”.

Dans le cadre de la politique de risques de change du Groupe, le risque transactionnel fait l’objet d’une couverture systématique dès lors que ce risque est matériel et quasi certain ou d’une couverture au cas par cas lors de l’instruction des dossiers d’investissement. Enfin, le risque translationnel fait l’objet de stratégies de couverture partielle, sous réserve d’un coût de couverture raisonnable et d’une liquidité suffisante du marché au regard du risque de dépréciation de la devise.

Le risque sur le rendement des montants de provision investis par Synatom en vue du démantèlement nucléaire et de la gestion du combustible usé est traité dans le paragraphe dédié
sur les risques liés aux activités nucléaires en Section 2.2.7.

Le risque fiscal spécifique aux activités d’ENGIE est traité dans le risque 2.2.1.2 Risque d’intervention des États face à la forte augmentation des prix de l’énergie.

2.2.4.1Risque de marché sur matières premières

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Le Groupe est principalement exposé à deux types de risques de marché sur les matières premières énergie : les risques de prix, directement liés aux fluctuations des prix de marché, et les risques de volume (risque météorologique et/ou dépendant de l’activité économique) principalement en Europe (Belgique, France, Espagne, Italie, Pays-Bas, Royaume-Uni, etc.), aux Etats Unis, en Australie et en Amérique du Sud (Brésil, Chili, etc.). Le Groupe est exposé à ces risques, en particulier sur le gaz, l’électricité y compris les certificats de capacités (CRM - Capacity Remuneration Mechanism), le CO2 et d’autres produits verts ou blancs liés à la transition énergétique (Garanties d’Origine ou certificats verts, CEE-certificats d’économie d’énergie) (voir Note 15.1.1 Section 6.2.2 “Notes aux Comptes consolidés”). L’exposition au risque de prix se concentre sur les actifs nucléaires, hydrauliques et thermiques gaz. Les actifs renouvelables, qui sont très largement contractés jusqu’en 2030, génèrent peu d’exposition au risque de prix mais sont exposés aux risques liés à leur caractère intermittent. Les activités de commercialisation d’électricité ou de gaz font l’objet de couverture au plus près des ventes pour limiter les risques de prix et de volume. À l’exception des activités de trading, l’évaluation des risques de marché est réalisée au travers de leur impact sur l’EBITDA. Ainsi, les principaux indicateurs de risques pour la gestion de portefeuilles d’énergie comprennent des sensibilités aux variations unitaires de prix, de l’EBITDA at Risk, des ratios de couverture des portefeuilles et des stress tests basés sur des scénarios défavorables prédéfinis. Pour les activités de trading et conformément aux standards du marché, les indicateurs de risques comprennent des sensibilités, des Value at Risk (VaR), des DrawDowns et des stress tests (voir Note 15.1.1 Section 6.2.2 “Notes aux Comptes consolidés”). |  | Le Groupe a mis en place une gouvernance spécifique pour la maîtrise des risques de marché et de contrepartie reposant sur : •le principe général de séparation entre gestion et contrôle des risques ; •un Comité des Risques Marché Énergie (CRME) au niveau du Groupe en charge de la validation des politiques de risques et du suivi de l’exposition consolidée ; •le suivi de mandats de risques de marché, de contrepartie et de liquidité associée aux appels de marge ; •une centralisation des activités de marché au sein de l’entité GEMS ; et •une filière de contrôle spécifique coordonnée par la Direction Financière. Une partie des activités de production d’électricité, notamment hors Europe, est assurée par des contrats de vente d’électricité à long terme appelés Power Purchase Agreements (PPA) et complétée par des Corporate PPAs dans les activités de production d’électricité renouvelable. Le Groupe a également recours à des produits dérivés pour offrir à ses clients des instruments de couverture et pour couvrir ses propres positions. Pour faire face à l’importante volatilité des appels de marge (mécanisme imposé pour gérer le risque de contrepartie), le Groupe a renforcé significativement son dispositif de pilotage de ces appels de marge et a notamment développé des instruments visant à réduire la volatilité induite.

2.2.4.2Risque sur le financement des pensions de retraite

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Une part significative des engagements de retraite et des actifs affectés à ces plans est concentrée en France et en Belgique. Les autres régimes de retraite à prestations définies concernent principalement l’Europe et le Brésil. Au cours des dernières années, le Groupe a fermé de nombreux régimes à prestations définies au profit de régimes à cotisations définies. La Note 18 de la Section 6.2.2 “Notes aux Comptes consolidés” précise les éléments évalués et comptabilisés. Le calcul des engagements est estimé par des méthodes actuarielles utilisant des méthodologies, hypothèses et modèles pour l’évaluation des passifs ou la détermination des allocations d’actifs et des risques associés qui peuvent avoir un impact significatif sur les niveaux de couverture et les besoins de financement. Des engagements importants, au titre d’autres avantages au personnel postérieurs à l’emploi et d’avantages à long terme du personnel en activité, s’ajoutent aux passifs de retraites ; il s’agit notamment de l’avantage en nature énergie consenti au personnel sous le régime social des Industries Électriques et Gazières (IEG) pendant la période de retraite dont la valeur pourrait être revue à la hausse dans un contexte de prix de l’énergie élevés. Les niveaux de couverture et les besoins de financement des plans de retraite du Groupe varient en fonction de la performance des marchés financiers et des allocations d’actifs retenues, du niveau des taux d’intérêt et d’inflation ainsi que de l’évolution des cadres juridiques et réglementaires applicables. Concernant certains plans, hors périmètre IEG, ENGIE pourrait être amené à financer partiellement ou totalement toute différence entre la valeur de marché des actifs et les niveaux de couverture prévus, ou toute insuffisance de rendement des actifs au regard de taux moyens minimums garantis. Globalement sur l’année 2022, les fonds affichent pour la plupart une performance négative du fait de la baisse des marchés obligataires et actions dans un contexte de remontée des taux, de retour de l’inflation et de tensions géopolitiques. |  | Le Groupe a mis en place une politique de couverture des engagements de retraites spécifiques à chacun des pays et législations concernées. Sur le périmètre du régime spécial des IEG en France le financement du régime s’effectue via l’externalisation d’actifs dans le cadre de contrats d’assurance vie. Pour la majeure partie des régimes à l’international, la couverture des passifs s’effectue via le financement de fonds de pension dans lesquels le Groupe s’efforce d’être présent dans la gouvernance autant que les législations le permettent. L’avantage en nature énergie consenti au personnel du périmètre IEG pendant la période de retraite n’est pas couvert.

2.2.4.3Risque de contrepartie

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Le Groupe est exposé, par ses activités financières et opérationnelles, aux risques de défaillance de ses contreparties (clients, fournisseurs, partenaires, intermédiaires, banques) – voir Note 15.2 de la 6.2.2 “Notes aux Comptes consolidés”. L’impact peut se ressentir au niveau du paiement (non–paiement de prestations ou de livraisons réalisées), de la livraison (non-livraison de prestations ou de fournitures payées), des actifs (perte de placements financiers) ou du manque à gagner en cas de faillite du client ou de coûts supplémentaires en cas de défaillance d’un fournisseur. La détérioration actuelle de l’environnement économique mondial, la flambée historique des prix de l’énergie et le conflit entre la Russie et l’Ukraine ont augmenté ce risque. Le développement d’offres vertes au travers de Corporate PPAs sur des durées plus longues que les ventes traditionnelles conduit à une augmentation de ces risques de contreparties. En outre ces contrats sont souvent signés avec des contreparties qui ne sont pas toujours Investment Grade (rating AAA à BBB-). |  | La solidité financière des clients est évaluée avant signature de contrats, via une méthodologie et des outils communs à l’ensemble du Groupe. Les risques sont gérés au travers de contrats-cadres avec des mécanismes standards de type garanties de tiers, accords de netting, appels de marge, ou via l’utilisation d’instruments de couverture dédiés. Les activités opérationnelles peuvent en outre donner lieu à des prépaiements et à des procédures de recouvrement adaptées, en particulier pour la clientèle de masse. Enfin, la hausse constatée du risque de défaillance de nos contreparties a incité le Groupe à renforcer son suivi des recouvrements et à prendre en compte, dans l’évaluation de ses pertes de crédit attendues, des informations prospectives qui reflètent au mieux la situation dans un certain nombre de secteurs économiques considérés comme les plus critiques.

2.2.5Risques opÉrationnels

Par rapport au chapitre Facteurs de risque du Document d’enregistrement universel 2021, la présente section Risques opérationnels regroupe les anciennes catégories de “Risques industriels” (hors risque nucléaire traités en 2.2.7.1) et les “Autres risques opérationnels”.

Les risques suivants ne sont pas détaillés dans le Document d’enregistrement universel 2022 :

•risques portant sur la réalisation de grands projets : le Groupe intervient en tant que maître d’ouvrage sur différents projets de construction ou de démantèlement d’actifs industriels (infrastructures gazières ou électriques, de production ou de stockage) dont la rentabilité dépend de la maîtrise des coûts et des délais de construction, de la performance opérationnelle, de phénomènes exogènes (événements naturels, mouvements de grève), des aléas réglementaires et fiscaux, et de l’évolution du contexte concurrentiel et des marchés d’énergie à moyen et long termes. Le contexte inflationniste a mis en tension ces projets en 2022 et ce risque continue à être suivi par le Groupe notamment au travers d’une équipe dédiée qui pilote les projets d’un montant supérieur à 30 millions d’euros. Ce risque n’est pas détaillé dans le présent chapitre étant donné qu’il demeure générique d’une activité d’énergéticien ;

•acquisition et intégration : le Groupe a poursuivi en 2022 des cessions importantes ainsi que des projets d’acquisition mais de moindre ampleur que par le passé ;

•risque d’acte de malveillance sur les patrimoines matériels et immatériels : ce risque est traité au travers de différents risques notamment le Risque sur la sécurité d’approvisionnement en gaz pour l’hiver 2023/2024 en Europe présenté dans la Section 2.2.1.4.

2.2.5.1Cybersécurité

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
L’utilisation de technologies modernes (objets connectés, mobilité, cloud, analyse des données, intelligence artificielle, etc.) expose le Groupe à des menaces de cyber-attaques. La digitalisation des processus administratifs comme du pilotage des moyens de production énergétique, de supervision des services à l’énergie ou des infrastructures gazières pourrait conduire en cas de cyber-attaque à des risques d’interruption de service ou de perte de productivité, assortis d’un possible impact réputationnel et d’éventuelles amendes ou pénalités contractuelles. Le risque cybersécurité regroupe une série d’événements redoutés tels que les attaques par rançongiciel (extorsion), le cybersabotage de systèmes de contrôle industriels, le vol de données à caractère personnel (par exemple de clients) ou d’informations sensibles. Si ENGIE a effectivement constaté, comme toutes les autres entreprises et collectivités, une augmentation des tentatives de cyber-attaques depuis le début de la crise Covid-19, le Groupe était bien préparé au télétravail par son approche “cloud first” et n’a pas particulièrement souffert de cette augmentation grâce à un bon niveau de cybersécurité sur ses infrastructures informatiques. En 2022 dans un contexte de conflit entre la Russie et l’Ukraine et de crise énergétique, le risque d’attaque cyber contre le secteur de l’énergie a augmenté d’après l’Agence Nationale française de Sécurité des Systèmes d’Information (ANSSI). Chez ENGIE le nombre de tentatives de cyber-attaques, y compris contre les actifs industriels, est resté relativement stable. Une augmentation des tentatives d’hameçonnage (phishing) a cependant été constatée. Le développement continu de la digitalisation du Groupe, l’intégration de nouvelles entités ou la création de Joint-Ventures, ainsi que la limitation des couvertures de cyber-assurances disponibles, pourraient également contribuer à l’augmentation sensible de ce risque et ce malgré les progrès constants réalisés par ENGIE en matière de cybersécurité. |  | Le Groupe adapte en permanence ses mesures de prévention, de détection et de protection de ses systèmes d’information et de ses données critiques. Ainsi, il dispose : •d’un Centre Opérationnel de Sécurité (SOC) en charge de la surveillance de ses infrastructures et applications critiques (gestion et industrielles) et de la détection des incidents. Il agit au niveau mondial et est opéré conjointement avec la société Thalès ; sa couverture suit notamment les évolutions et contraintes réglementaires du Groupe ; •d’une équipe de réponse aux incidents cyber (CERT) garante de la bonne réaction aux cyber-attaques au sein du Groupe et de l’interaction avec les organisations partenaires ou gouvernementales telles que l’Agence Nationale de la Sécurité des Systèmes d’Information ; •de contrôles renforcés pour les accès à ses plateformes internes et cloud. L’usage d’outils collaboratifs sécurisés dans le cloud, avec l’authentification à deux facteurs, a permis de ne pas accroître l’exposition au risque cyber durant la crise du Covid-19 tout en permettant la continuité des opérations ; •de dispositifs de prévention d’intrusion sur ses réseaux et systèmes y compris dans le cloud, ainsi que de chiffrement de ses données sensibles ; •d’un programme de sensibilisation aux risques cyber incluant une formation obligatoire aux bonnes pratiques de cybersécurité pour tous les employés ; •d’une cyber-assurance. Pour se conformer aux réglementations (exemples : Règlement européen n° 2016/679 sur la protection des données personnelles, Directive européenne n° 2016/1148 sur la sécurité des réseaux et des systèmes d’information), des évaluations sont organisées auprès des sites ou des applications concernées et certaines entités du Groupe ont engagé des démarches de certification de la sécurité de leurs systèmes d’information de type ISO 27001. ENGIE travaille également avec une agence de cyber notation afin d’avoir un contrôle indépendant de son niveau de cybersécurité. Les attaques d’amplitude majeure sont gérées par des dispositifs spécifiques de réponse à cyber-incident et de gestion de cyber-crise complétant le dispositif de gestion de crise du Groupe. Des exercices de redémarrage des systèmes sensibles sont menés, adressant notamment des scénarios de type “rançongiciel”. Les mesures de cybersécurité organisationnelles, fonctionnelles, techniques et juridiques font l’objet de contrôles permanents qui incluent des campagnes de tests (intrusion, social engineering et phishing).

2.2.5.2Risque d’accident industriel

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Les domaines d’activité dans lesquels le Groupe opère comportent des risques industriels susceptibles de générer des dommages aux personnes, aux biens ou à l’environnement, en lien avec son profil d’énergéticien. Ces risques pourraient mettre en jeu sa responsabilité civile, pénale et/ou environnementale avec un fort impact potentiel sur sa réputation. Ils peuvent concerner des installations appartenant au Groupe ou gérées par lui pour le compte de clients, ou sur lesquelles interviennent des collaborateurs. La sécurité industrielle des installations sur lesquelles le Groupe intervient est une de ses préoccupations majeures. Le traitement de ces risques fait l’objet d’une attention soutenue et d’investissements spécifiques, et des audits des installations concernées sont conduits régulièrement. Installations industrielles et sites Seveso Le Groupe exploite ou construit des systèmes de transport, de distribution ou de stockage de gaz, de regazéification, de liquéfaction de gaz, de biométhanisation. Il exploite ou construit également des centrales de production d’électricité à partir de gaz, des ouvrages hydrauliques, des parcs éoliens et des installations photovoltaïques. Il effectue des prestations de services délivrées en milieu industriel. Certaines de ces installations sont du type “Seveso seuil haut”. Les risques d’accident industriel peuvent découler, par exemple, d’incidents d’exploitation, de défauts de conception ou de construction, ou d’événements extérieurs (actions de tiers, catastrophes naturelles). Ces accidents pourraient provoquer des blessures, des pertes humaines, des dommages aux biens ou à l’environnement, des interruptions d’activité et des pertes d’exploitation. À ce jour, la crise ukrainienne et ses conséquences sur le marché de l’énergie n’a pas eu d’impact sur la sécurité industrielle des installations exploitées par le Groupe. L’exploitation de l’ensemble des actifs industriels s’est poursuivie en maîtrisant les risques associés et en redoublant de vigilance quant au risque de cyber-attaques sur les systèmes de contrôle industriel ou aux risques liés à de potentielles actions de malveillance sur les installations du Groupe. |  | Le Groupe opère ses activités industrielles dans le cadre des réglementations de sécurité, dont la Directive européenne dite “Seveso III (1)”. La maîtrise de ces risques industriels est assurée par la mise en œuvre de systèmes de management de la sécurité basés sur l’amélioration continue. Ces systèmes visent à diminuer le niveau de risque résiduel en traitant en priorité les risques les plus élevés. Par ailleurs, la sécurité industrielle est intégrée de manière spécifique (standards et référentiels) dans les programmes d’audit et de contrôle interne du Groupe. En outre, ENGIE mandate des experts externes pour auditer ses actifs industriels. Des audits réguliers sont réalisés par les autorités compétentes locales. La protection des systèmes de contrôle industriels est intégrée au déploiement de la politique de sécurité des systèmes d’information du Groupe. Ces risques sont pour la plupart couverts par des polices d’assurances. En cas de sinistre majeur, ces assurances pourraient s’avérer insuffisantes (voir Section 2.1.3 “Couverture des risques et assurances”).

(1)Directive 96/82/CE modifiée et abrogée par la Directive 2012/18/UE dite “Seveso III”.

2.2.5.3Risque d’approvisionnement pour la construction de centrales d’énergies renouvelables

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Dans un contexte mondial de transition énergétique, les fournisseurs de technologies bas carbone sont fortement sollicités par tous les acteurs énergétiques. Ces fournisseurs sont par ailleurs impactés par la prédominance géographique de fabrication de certaines matières premières dans des régions visées par des allégations de travail forcé aboutissant récemment à des réactions nationales et internationales et notamment des sanctions économiques. À titre d’exemple, le Groupe développe aux états-Unis des fermes solaires et importe dans ce cadre une grande partie de ses panneaux solaires de provinces chinoises. Depuis juin 2021, du fait des allégations de travail forcé dans ces provinces, les autorités américaines ont banni, sur ordonnance (Withhold Release Order), certains producteurs chinois de ces matières premières et ont mis en place des restrictions d’importations aux autres fournisseurs qui utiliseraient ces produits des régions incriminées. Par ailleurs, les prix de ces matières premières ainsi que le coût du fret international ont sensiblement augmenté. Ces différents facteurs peuvent entrainer des retards et surcoûts budgétaires excédant éventuellement les contingences des projets et donner lieu à des réclamations de la part des clients. |  | Le Groupe développe différentes stratégies afin de limiter sa dépendance envers les fournisseurs clés et les risques sur la chaîne d’approvisionnement : •par la diversification des sources d’approvisionnement : le Groupe travaille à nouer des partenariats, en plus des fournisseurs habituels conformes, avec des producteurs en dehors des pays à risque et en relocalisant au plus près de l’utilisateur final ; •aux Etats-Unis, le Groupe a mandaté un organisme de contrôle spécialisé pour conduire des audits des protocoles de traçabilité des fournisseurs des panneaux solaires et leur capacité à se conformer à la réglementation américaine des importations ; •sur un horizon à plus long terme, le Groupe travaille à améliorer les technologies utilisées et le recyclage des matériaux de ses anciens parcs via ses centres de recherche ; •les fournisseurs clé du Groupe font l’objet d’un monitoring par le partenaire EcoVadis. L’évaluation régulière des dimensions éthique, environnement, achats durables, travail et droits humains assure un monitoring des fournisseurs. Cette évaluation est prise en compte lors de la sélection des nouveaux fournisseurs ; •enfin, ENGIE participe à plusieurs initiatives sectorielles dans le domaine solaire et éolien pour partager et améliorer ses pratiques de gestion des risques. ENGIE ne souhaite pas s’approvisionner auprès de fabricants chinois qui n’apportent pas la preuve qu’ils n’ont pas recours au travail forcé. Dès lors, ENGIE a mis en place dès 2020, un plan d’action spécifique de vigilance approfondie pour identifier et gérer ces risques. ENGIE s’est engagé à assurer le respect des droits internationaux et veiller activement à ce qu’il n’y ait aucun recours au travail forcé et ce, sur l’ensemble de sa chaîne d’approvisionnement. Ce plan d’action a été reconduit en 2022 pour le solaire et étendu à la catégorie d’achat “éoliennes” pour les nouveaux fournisseurs chinois. Les principales mesures mises en place incluent : •des due diligence approfondies sur les fournisseurs réalisées par des experts indépendants ; •des justificatifs demandés aux fournisseurs quant à leur chaîne d’approvisionnement ; •l’engagement par écrit des fournisseurs à ne pas recourir au travail forcé ; •l’envoi de questionnaires par lesquels les fournisseurs doivent justifier qu’ils interdisent le travail forcé ; •des ruptures de contrat en cas de violation par les fournisseurs de leurs obligations. A ce titre, chaque fournisseur garantit contractuellement qu’il respecte les réglementations locales et internationales relatives au travail forcé de l’approvisionnement en matières premières à la livraison du produit. Ces mesures s’inscrivent également dans le cadre du plan de vigilance du Groupe qui est présenté à la Section 3.9 “Plan de vigilance”.

2.2.6Risques sociaux et sociÉtaux

Le Groupe est également exposé à des risques dont l’impact financier direct est difficile à évaluer mais dont l’impact non financier est jugé significatif. Ces risques sont développés plus en détail dans le Chapitre 3 “Déclaration de performance extra-financière et informations RSE” et ne sont pas détaillés dans la présente section s’ils ne présentent pas de caractère spécifique à l’activité d’ENGIE. Cela concerne notamment les risques éthiques et le risque de réputation. Il est à noter que le risque 2021 de “sûreté et sécurité des personnes (terrorisme, criminalité, contestation sociale, etc.)” présenté dans la Section 2.2.7.4 du Document d’enregistrement universel 2021 est dorénavant couvert par différents risques (opérationnels ou sociaux et sociétaux).

2.2.6.1Risques liés aux ressources humaines

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
La démarche d’analyse des risques liés aux ressources humaines révèle deux principaux risques : Risque de perte de compétences et de talents, de turnover accru : Dans un contexte de tension sur le marché de l’emploi, les difficultés de recrutement et de maintien des ressources nécessaires aux activités (notamment sur les filières techniques) sont croissantes. Ce marché est caractérisé par une plus forte attractivité du secteur pétrolier et gazier qui se traduit par une compétition accrue en termes de “marque employeur” entre les différents acteurs. Sur certains secteurs émergents (hydrogène, renouvelables, etc.), cette concurrence est exacerbée, la main-d’œuvre expérimentée restant rare. De plus, la dépriorisation de certains marchés et zones géographiques dans le cadre du déploiement de la nouvelle stratégie du Groupe, favorise également le départ prématuré de collaborateurs. Risques psychosociaux liés à la transformation du Groupe : La réorganisation du Groupe lancée en 2021 et poursuivie en 2022 exacerbe les risques psychosociaux. Au travers de son enquête annuelle ENGIE&ME, le Groupe constate notamment un sentiment de faible implication des salariés dans les processus de prise de décision, un manque de visibilité de ceux-ci sur l’avenir du Groupe et un équilibre vie professionnelle / vie privée à améliorer. Voir la Section 2.2.6.2 Risques santé et sécurité au travail. |  | Risque de perte de compétences et de talents, de turnover accru : Le Groupe s’engage sur les actions suivantes : •optimiser les processus de recrutement (digitalisation, réduction des interfaces et des délais Time to staff, etc.) ; •développer l’apprentissage comme voie d’excellence pour accéder à ses métiers d’avenir en réponse à la pénurie de profils s’orientant vers les filières techniques, notamment grâce à la mise en place du Centre de Formation d’Apprentis (CFA) ENGIE et de “L’Académie des métiers de la transition énergétique et climatique” ; •donner l’opportunité à chaque salarié de pouvoir se former chaque année sur les compétences clés de son activité ; •améliorer le leadership des managers, déploiement des Engie Ways of Leading, pour mieux rendre les collaborateurs acteurs de la transformation du Groupe ; •développer des plans de carrière engageants et développant ; •favoriser la mobilité interne dans les zones géographiques d’ENGIE. Risques psychosociaux liés à la transformation du Groupe : En sus des mesures mentionnées dans la Section 2.2.6.2 Risques santé et sécurité au travail, le Groupe met en place des mesures d’accompagnement des personnes dont l’emploi est supprimé et un accompagnement dédié à la mobilité pour les personnes dont les compétences ne sont plus en adéquation avec les besoins. Le Groupe déploie des actions de conduite du changement à tous les niveaux de l’organisation afin de poursuivre la réorganisation du Groupe et de déployer la stratégie. Enfin, le Groupe continue de s’adapter aux nouveaux modes de travail (télétravail, aménagement des espaces de travail, etc.) afin de répondre aux besoins des salariés.

2.2.6.2Risque santé et sécurité au travail

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
Le Groupe a la volonté d’éradiquer les accidents graves et mortels et de poursuivre la réduction des accidents du travail de ses salariés, sous-traitants, et intérimaires, d’améliorer la qualité de vie au travail et de prévenir la survenue de risques psychosociaux. |  | La Direction Générale du Groupe a décidé, suite aux accidents qui se sont produits en 2021, la mise en œuvre d’un vaste plan de transformation appelé ENGIE One Safety, axé sur le renforcement de la culture sécurité, le leadership des managers, l’engagement et la vigilance de chacun à protéger sa vie et celles des autres. Ce plan de transformation repose notamment sur une évaluation approfondie de la culture santé-sécurité des employés et des sous-traitants menée au début de l’année 2022 par un cabinet d’expertise spécialisé. Ce plan de transformation intègre le renforcement des règles de sécurité définies par le Groupe. Il comprend également la définition d’un nouveau programme de formation et de coaching dédié à l’ensemble des managers opérationnels. Ce programme est destiné à améliorer l’efficacité des rituels managériaux de sécurité, tels que les visites de sécurité, de façon à promouvoir un comportement de sécurité adapté des collaborateurs et sous-traitants face aux risques. Cette formation innovante a été testée en 2022 sur plusieurs entités pilotes, de façon à pouvoir l’adapter au mieux aux spécificités du Groupe pour un déploiement plus large. Par ailleurs le Groupe a déployé une vaste campagne de prévention dédiée aux risques électriques, une des causes majeures d’accidents graves et mortels au sein du Groupe. Il a également lancé une campagne de sensibilisation d’envergure pour renforcer la culture en matière de santé-sécurité de tous les collaborateurs du Groupe et rappeler en particulier l’importance de respecter les Règles Qui Sauvent. Les différentes dispositions mises en place sont décrites en Section 3.4.7 “Politique de santé-sécurité”.

2.2.7Risques liés aux activités nuclÉaires

En Belgique, Electrabel, filiale du Groupe, détient et exploite sept réacteurs nucléaires à eau pressurisée répartis sur deux sites de production, Doel et Tihange. Parmi ce parc, deux réacteurs, Doel 3 et Tihange 2 ont été définitivement mis à l’arrêt respectivement le 23 septembre 2022 et le 31 janvier 2023.

Electrabel a établi des principes de gouvernance pour l’exploitation, la maintenance et le démantèlement de centrales nucléaires sur la base de son expérience d’exploitant et de prestataire de services. Il agit également sur le recrutement, la formation et la fidélisation de ses collaborateurs, à la fois pour le parc en exploitation, les entités de services au nucléaire et le développement de nouveaux services. Ces activités sont sujettes à plusieurs types de risques, que ce soit au niveau réglementaire et politique, au niveau opérationnel tant pour l’exploitation maintenance que le démantèlement de centrales, au niveau financier et aussi d’un point de vue des risques sociaux et sociétaux.

2.2.7.1Risques industriels liés aux activités nucléaires

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
En premier lieu, les activités nucléaires sont sujettes à un risque de hausse des coûts au titre du traitement et du stockage des différentes catégories de déchets radioactifs en fonction des exigences techniques de l’ONDRAF (Organisme national des déchets radioactifs et matières fissiles enrichies). L’ONDRAF pourrait appliquer des critères d’acceptation plus stricts pour les déchets faiblement ou moyennement radioactifs de courte durée de vie (Catégorie A). Par le passé, les déchets de Catégorie A ont été conditionnés en respectant les critères d’acceptation de l’époque. Enfin, les tarifs de l’ONDRAF pourraient être amenés à évoluer à la hausse, conduisant à une augmentation du tarif d’enlèvement des déchets radioactifs issus de l’exploitation des centrales. |  | Concernant le traitement des déchets : •un groupe de travail a été mis sur pied avec l’ONDRAF dans le but de traiter la problématique du stockage des déchets de catégorie A ; •les recours introduits à l’encontre des permis sont suivis étroitement ; •concernant l’accréditation de conditionnement des résines et des concentrats, le programme de validation d’un procédé se poursuit. En attendant ces déchets sont entreposés dans des réservoirs sur les sites.
Electrabel développe deux projets de construction de nouveaux bâtiments pour l’entreposage temporaire du combustible usé à la centrale de Tihange et à la centrale de Doel. Ces bâtiments sont nécessaires pour pouvoir entreposer temporairement le combustible usé sur les sites, poursuivre les activités sur les sites et préparer le démantèlement. Pour Tihange, le projet a obtenu les permis requis d’exploitation et d’urbanisme les 26 janvier 2020 et 21 février 2020 respectivement. Des recours en annulation ont été introduits à l’encontre de ces permis par des citoyens locaux. Les recours, non suspensifs, sont en cours. Pour Doel, le projet a obtenu les permis requis d’exploitation et d’urbanisme les 31 mai 2021 et 14 juillet 2021 respectivement. Aucun recours n’a été introduit à la connaissance du Groupe. Il existe également un risque de retraitement de certains fûts de déchets nucléaires de moyenne activité suite à la découverte d’un gel à la surface de ceux-ci qui les a endommagés. Les procédés de conditionnement de ces déchets ont fait l’objet de contrôles par l’ONDRAF plus rigoureux et dont les critères d’acceptation sont plus stricts. Il en résulte que des accréditations de plusieurs procédés n’ont pas été renouvelées ou ont été retirées. Sans ces accréditations, le traitement de ce type de déchets devrait alors être externalisé. En second lieu, le risque d’indisponibilité d’une ou plusieurs unités nucléaires pour des raisons techniques, de sécurité ou de sûreté nucléaire est susceptible de détériorer les objectifs de performance. La performance industrielle et la sûreté des installations nucléaires d’Electrabel sont en amélioration sur la période 2020–2022 et les principaux indicateurs sont en bonne progression. La disponibilité du parc de production nucléaire à fin décembre 2022 s’établit à 84%, correspondant à une production de 41,6 TWh. La disponibilité du parc de production nucléaire s’établissait en 2021 à 92%. Elle fut une année spécifique en termes de disponibilité avec un niveau inégalé depuis l’année 2000. Les raisons d’indisponibilité peuvent être de plusieurs natures : •problèmes techniques liés au vieillissement des installations ou à la fiabilité de certains équipements ; •nombre insuffisant d’opérateurs qualifiés sur site ; •saturation des stockages temporaires de déchets radioactifs. Enfin, bien que, depuis la mise en service du premier réacteur en 1974, les sites de Doel et Tihange en Belgique n’aient jamais connu d’incident majeur de sûreté nucléaire ayant entraîné un danger pour les salariés, les sous-traitants, la population ou l’environnement, ils sont susceptibles de mettre en jeu la responsabilité civile d’Electrabel, notamment en cas d’accident nucléaire ou de rejets importants de radioactivité dans l’environnement. |  | Concernant le risque d’indisponibilité du parc : •la gestion du vieillissement au niveau du parc de production fait l’objet d’un suivi renforcé ; •une politique et des actions spécifiques de maintien des compétences sont mises en place ; •plusieurs procédures d’accréditation de nouveaux fournisseurs ou d’équipements supplémentaires sont en cours avec les autorités. Une première accréditation a été obtenue pour un nouveau fournisseur de containers et les premiers containers sont en cours de fabrication. Concernant la sécurité des installations et la sûreté nucléaire, Electrabel a mis en œuvre un dispositif de contrôle interne et industriel conforme aux standards extrêmement élevés de la profession et qui s’exerce à plusieurs niveaux : •le Rapport de Sûreté fixe les structures de contrôle du design, des procédures d’exploitation et définit les ressources humaines dédiées ; •les principes de sûreté sont intégrés dans la gestion opérationnelle des centrales ; •le respect des principes fait l’objet d’une supervision managériale à plusieurs niveaux ; •le respect des principes fait l’objet de contrôles indépendants des organisations opérationnelles ; •le dispositif s’appuie sur des points de contrôles nombreux, documentés et quantifiés, ainsi que sur des audits. Toute personne amenée à travailler dans une centrale nucléaire a une qualification adéquate et est sensibilisée à sa responsabilité personnelle vis-à-vis de la sûreté nucléaire, en particulier les opérateurs de conduite. Dans l’exploitation, le respect des consignes de sûreté, de sécurité et l’état des installations sont soumis à des contrôles par l’AFCN, autorité de sûreté nucléaire belge, assistée par Bel-V, sa filiale d’appui technique, ainsi qu’à des contrôles indépendants réalisés par le département de sûreté nucléaire d’Electrabel qui dépend directement de son Directeur Général, indépendamment de la ligne hiérarchique qui gère les sites d’exploitation nucléaire. Par ailleurs, les deux sites nucléaires sont certifiés OHSAS 18001, ISO 45001, ISO 14001 et EMAS. Electrabel prend en compte les retours d’expérience et les peer review externes pour continuer d’améliorer la sûreté et sécurité des installations (catastrophes naturelles plus sévères, risques de cyber-attaques, sabotage). De plus, le risque terroriste est traité avec les autorités compétentes de l’État belge. Afin de renforcer la culture de sûreté à Doel et Tihange, Electrabel, en accord avec l’AFCN a mis en place un plan CORE (COmmon REsponsibility), concernant tant les fonctions centrales que les deux sites nucléaires. Ce plan a été clôturé avec succès par l’AFCN en août 2019. Les actions engagées font partie intégrante du système de management et suivies dans le cadre des inspections relatives au système de management. Aussi bien le département sûreté nucléaire en interne, que l’AFCN et les peers du World Association of Nuclear Operators (WANO) identifient un progrès au niveau de la culture de sûreté au sein d’Electrabel, le contexte de sortie progressive du nucléaire nécessitant par ailleurs une vigilance particulière

2.2.7.2Risques réglementaires et financiers liés aux activités nucléaires

Au regard des risques de sécurité d’approvisionnement de la Belgique et du rapprochement de la date d’arrêt prévue des unités nucléaires Doel 1, Doel 2 et Tihange 1, le “risque d’invalidation a posteriori de la loi autorisant la prolongation de la durée d’exploitation des unités nucléaires Doel 1, Doel 2 et Tihange 1 en Belgique” n’apparait plus dans les risques critiques du Groupe. Le Groupe continue de collaborer avec l’État belge dans le cadre du processus de régularisation.

Description |  | Mesures de gestion des risques
Criticité : |  | Tendance du risque : stable
En Belgique, l’ensemble de la gestion des déchets nucléaires est placé sous la responsabilité de l’Organisme national des déchets radioactifs et des matières fissiles enrichies (ONDRAF). L’ONDRAF propose comme politique nationale, un stockage en couches géologiques profondes et non un entreposage de longue durée pour les déchets de haute activité et/ou de longue durée. Les assemblages de combustibles usés sont actuellement entreposés sur les sites de production. Compte tenu d’un ensemble d’évolutions du marché du combustible nucléaire, la société de provisionnement nucléaire a proposé que le scénario de retraitement partiel du combustible afin de permettre le traitement notamment du MOX historiquement utilisé dans les centrales Belges, ne pouvait plus être le scénario de référence. La Commission des Provisions Nucléaires a confirmé ce scénario. Contrairement aux évaluations précédentes, le scénario de référence retenu n’intègre plus le coût d’un contrat de retraitement ni les marges pour aléas associées mais intègre une hypothèse d’évacuation directe du MOX en stockage en profondeur. Si les circonstances venaient à changer, le calcul des coûts pourrait être revu. Il appartient à la société de provisionnement nucléaire, Synatom, filiale d’Electrabel dans laquelle l’État a une action spécifique, de proposer et quantifier un scénario technique susceptible d’être approuvé par le gouvernement belge. Les coûts relatifs à la gestion des combustibles usés et au démantèlement des installations font partie intégrante des coûts de production d’électricité d’origine nucléaire et sont provisionnés. Les hypothèses et sensibilités concernant l’évaluation de ces montants sont détaillées en Note 17.2 Section 6.2.2 “Notes aux Comptes consolidés”. Conformément à la loi, un processus de révision des provisions nucléaires de Synatom est engagé tous les trois ans sous le contrôle d’une autorité administrative indépendante, la Commission des provisions nucléaires (CPN). Celle-ci a remis en décembre 2022 à Synatom sa dernière décision en date sur la réévaluation des provisions des centrales nucléaires belges pour le démantèlement et la gestion du combustible usé. Les provisions feront l’objet d’une nouvelle révision triennale prévue en 2025. Une augmentation des provisions pourrait en résulter du fait par exemple d’une nouvelle baisse des taux d’actualisation ou d’une estimation plus élevée des coûts de démantèlement et de gestion des déchets liés à cette activité. Synatom investit sur les marchés financiers le montant des provisions versées par Electrabel pour couvrir les coûts du démantèlement des centrales nucléaires et de la gestion du combustible usé (voir Note 17.2.4 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”). Si, lors de l’utilisation des fonds il s’avérait que les montants provisionnés étaient insuffisants, Electrabel devrait compenser l’écart. À plus court terme, la valeur des placements de Synatom est couverte par un contrat de garantie de valeur entre Electrabel et Synatom par lequel, si à l’échéance de ce contrat (en 2025), la valeur de marché était inférieure à la valeur comptable, Electrabel devrait compenser l’écart de valeur. |  | Le Groupe collabore avec la CPN dans le cadre de l’exercice de révision des provisions nucléaires. Le Groupe fournit au gouvernement belge les éléments démontrant qu’il est en mesure de faire face aux dépenses liées au démantèlement des centrales et la gestion du combustible usé. Le Groupe contribue directement aux groupes de travail avec l’ONDRAF sur les aspects techniques, légaux et financiers des solutions de gestion et de stockage des déchets radioactifs. Le pilotage des investissements est confié à une équipe dirigée par un directeur des investissements. Un comité des investissements composé d’experts, tous administrateurs de Synatom, est chargé de superviser les décisions d’investissement, dans le cadre d’une politique d’investissement imposant un profil de risque maîtrisé afin d’atteindre les objectifs de rendement et une diversification importante des risques, en s’appuyant sur une politique de contrôle des risques rigoureuse.

2.3Procédures de contrôle interne

2.3.1objectifs du contrôle interne

2.3.1.1Cadre légal d’application

Le contrôle interne d’ENGIE s’inscrit dans le cadre de la Loi de Sécurité Financière promulguée le 1er a

oût 2003 et s’appuie sur le référentiel COSO II (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) et le cadre de référence de l’AMF. Il est encadré par une Politique Groupe qui précise, au regard du cadre réglementaire applicable, les attentes et les objectifs de la fonction Contrôle interne.

2.3.1.2Objectifs du contrôle interne

Le contrôle interne d’ENGIE a pour objectif de fournir une assurance raisonnable quant à la maîtrise des activités au regard des objectifs suivants :

•la réalisation adéquate et l’optimisation des opérations ;

•la fiabilité de l’information financière ; et

•la conformité aux lois et réglementations ainsi qu’aux instructions et orientations fixées par la Direction Générale.

À ce titre, le dispositif de contrôle interne d’ENGIE veille à s’adapter en permanence afin de tenir compte des enjeux auxquels le Groupe fait face tant au regard des évolutions constantes de la réglementation, de la transformation de son organisation et le développement de nouveaux métiers, ou encore du développement du numérique, source de nouveaux risques opérationnels mais aussi d’opportunités.

2.3.2L’organisation et les acteurs du contrôle interne

2.3.2.1L’organisation du contrôle interne

Le Groupe ENGIE s’est doté d’un programme de pilotage du contrôle interne nommé “INCOME” (INternal COntrol Management and Efficiency) dont le déploiement est effectué en fonction des risques et enjeux managériaux des activités.

Le contrôle interne est en premier lieu une responsabilité managériale qui s’applique à tous les niveaux du Groupe, de sorte que chaque dirigeant, en tant que “première ligne de maîtrise”, est responsable de la conception d’un dispositif de contrôle interne approprié et de la supervision de son efficacité.

À ce titre, les entités, pays et régions ont leurs propres contrôleurs internes, respectivement de premier et second niveau, chargés de piloter le déploiement du dispositif de contrôle interne sur leur périmètre respectif ; ils agissent à ce niveau en appui au management et ont un rattachement matricé entre la fonction Contrôle interne (fonctionnel) et le management local (hiérarchique).

Rattachée à la Direction Financière, la Direction du Contrôle Interne a une responsabilité globale et transverse sur le domaine, avec pour missions principales de maintenir à jour la Politique Groupe de Contrôle interne et le “cadre de référence” du programme, d’assurer une supervision directe ou indirecte des actions de la fonction Contrôle interne au sein du Groupe, et d’animer et coordonner le dispositif en tant que partie-prenante de la “seconde ligne de maîtrise” avec les autres fonctions (voir Section 2.3.2.3.3).

La fonction contrôle interne est constituée de l’ensemble de ces éléments.

2.3.2.2Cadre général de conformité

2.3.2.2.1 Éthique et compliance

Conformément à ses valeurs et à ses engagements, ENGIE agit dans le respect des lois et des réglementations en vigueur dans les pays où le Groupe est présent, et ce en toutes circonstances. À cet effet, le Groupe a mis en place une politique éthique orientant les décisions stratégiques, le management et l’ensemble des pratiques professionnelles. Il s’est également doté des outils nécessaires pour mesurer la conformité à cet engagement (voir Section 3.8 “Éthique et compliance”).

2.3.2.2.2Systèmes d’information

La stratégie, les politiques et standards de solutions informatiques sont définis par la Direction Digital et des Systèmes d’Information du Groupe (DDSI). La sécurisation des SI des filières et des fonctions centrales du Groupe est sous la responsabilité des Directions Corporate correspondantes, dans le respect de ces politiques et standards. La standardisation des applications métiers et la sécurisation des systèmes de contrôle industriel (ICS) sont pilotées sous la responsabilité des Global Business Unit (GBU). Les Régions et entités sont responsables de la sécurisation et de la résilience de leur SI et ICS sous le contrôle des GBU et la DDSI. La DDSI pilote les actions de sécurisation transverses y compris de sensibilisation ainsi que le raccordement des SI et sites industriels à la plateforme de supervision de cybersécurité du Groupe (Global Security Operations Center).

2.3.2.2.3Politiques et normes internes

Les Directions fonctionnelles mettent en place et diffusent des Politiques Groupe qui ont pour objectif de définir, selon le domaine concerné, les principales dispositions applicables à tous les niveaux de l’organisation, en ligne avec les objectifs et
les valeurs d’ENGIE.

De façon systématique, le dispositif de contrôle interne d’ENGIE fait référence à ces Politiques dans la constitution de son cadre de référence, au regard notamment de l’objectif de conformité visé.

Des décisions, normes et procédures définissant les modes de fonctionnement du Groupe complètent ces Politiques.

À ce titre, la Direction Financière met à disposition les procédures et règles destinées à assurer la fiabilité de l’information comptable et financière applicable aux entités du
Groupe.

La Direction du Contrôle Interne pour sa part met à disposition
de l’ensemble des collaborateurs :

•la Politique de Contrôle Interne Groupe complétée par un guide méthodologique auquel les entités doivent se référer, de nature à les aider dans la définition, l’évaluation et le pilotage d’un dispositif de contrôle interne adapté à la nature de leurs activités ;

•des référentiels de contrôle interne conçus en collaboration étroite avec les Directions fonctionnelles (voir la Section 2.3.2.3.3 “La deuxième ligne de maîtrise”), qui détaillent les risques inhérents aux activités des domaines concernés et les contrôles clés conçus pour les maîtriser ;

•des outils d’évaluation de l’environnement général de contrôle et de la maitrise du risque de fraude, ainsi que des guides pratiques portant sur les sujets transverses que sont la séparation des tâches, la gestion des habilitations et des droits d’accès aux systèmes d’information, la protection du patrimoine matériel et immatériel, le rôle des Administrateurs représentant le Groupe dans les entités détenues.

L’ensemble de ces Politiques, normes et procédures est mis à disposition sur l’intranet du Groupe.

2.3.2.3Les acteurs du dispositif

Les acteurs et leurs rôles respectifs sont présentés selon le modèle des trois lignes de maîtrise, supervisé par les instances
de gouvernance d’ENGIE.

2.3.2.3.1Les instances de gouvernance du Groupe

Le Conseil d’Administration s’assure du bon fonctionnement du contrôle interne Groupe. Le Comité Exécutif définit l’organisation, les responsabilités des dirigeants et veille au respect des délégations de pouvoirs. Un rapport annuel sur l’état du contrôle interne est présenté au Comité Exécutif et au Comité d’Audit.

2.3.2.3.2La première ligne de maîtrise

Les managers opérationnels, responsables du contrôle interne de leurs organisations, constituent un élément clé du dispositif. En se référant au cadre de référence défini par le Groupe, ils veillent à la mise en œuvre des activités de contrôle, analysent les résultats, corrigent les déficiences et améliorent l’efficience de leur dispositif.

Les Comités de Direction des GBU, des hubs régionaux et des entités opérationnelles sont responsables de la mise en place et de la supervision du contrôle interne couvrant les périmètres de leurs activités.

2.3.2.3.3La deuxième ligne de maîtrise

Elle est organisée en filières pilotées par les Directions Corporate du Groupe. Au-delà de la Direction du Contrôle Interne dont les missions ont été décrites ci-dessus dans la Section 2.3.2.1, les Directions suivantes constituent les principales parties-prenantes de la deuxième ligne de maîtrise.

La Direction Financière est garante du contrôle interne comptable et financier (voir Section 2.3.3 ci-dessous). En son sein, La Direction Management des Risques & Assurances est impliquée dans le recensement des risques assurables, la prévention des sinistres, la définition et la mise en œuvre des stratégies de couverture.

La Direction de la Responsabilité Sociétale d’Entreprise veille à la conformité RSE d’ENGIE, particulièrement en matière environnementale et sociétale. Elle propose les politiques du Groupe dans ce domaine, évalue le niveau de maturité RSE environnementale des différentes composantes du Groupe, suit la réalisation des objectifs RSE 2030 et réalise le reporting environnemental réglementaire.

La Direction Achats Groupe définit les principes et règles de la Charte et de la Gouvernance Achats. Des contrôles internes sont définis pour couvrir l’ensemble des processus Achats, de la qualification des fournisseurs jusqu’au paiement de la facture finale.

Le Secrétariat Général contribue à sécuriser juridiquement le fonctionnement du Groupe et les décisions de ses dirigeants, notamment dans les domaines suivants : engagements, litiges, arbitrages, études et actions en matière de protection de la responsabilité pénale du Groupe et de ses dirigeants, embargo, droit des sociétés, réglementation financière et boursière, droit de la propriété intellectuelle, droit de la concurrence et de la régulation, droit financier.

Au sein du Secrétariat Général, la Direction Juridique, Éthique et Compliance assure le pilotage de la filière juridique, l’encadrement juridique des activités du Groupe. La Direction Éthique, Compliance & Privacy, qui lui est rattachée, pilote la filière éthique et s’assure du respect des principes éthiques.

La Direction des Ressources Humaines du Groupe fixe le cadre et l’ensemble des règles visant à garantir le respect des législations locales, la conformité des pratiques de gestion des ressources humaines par rapport aux engagements sociaux et sociétaux du Groupe, en matière d’emploi, de diversité et inclusion, de respect des droits humains, de santé et de sécurité, de confidentialité et d’intégrité des données.

La Direction Transformation & Géographies est responsable de la supervision du Transformation Office, de la Direction Santé Sécurité et du Département Opérationnel des Projets. Elle gère également les hubs Régionaux de la plateforme géographique du Groupe, ainsi que l’organisation Global Business Support en charge des centres de services partagés du Groupe.

Au sein de la Direction Transformation & Géographies, (i) la Direction Transformation Office est en charge de superviser et piloter les projets de transformation du Groupe, (ii) la Direction Santé Sécurité du Groupe est en charge des activités de niveau Groupe relatives à la santé et la sécurité des personnes et à la sécurité industrielle au regard des objectifs que le Groupe se fixe dans ces domaines (No Life at Risk – No Mind at Risk –No Asset at Risk) et relatives à la gestion de crise, et (iii) la Direction Opérationnelle des Projets assure un rôle de supervision et d’accompagnement des projets industriels du Groupe.

La Direction Digital et des Systèmes d’Information (DDSI) définit les contrôles internes relatifs à la gestion des systèmes d’information et à leur sécurisation, aussi bien pour les systèmes de gestion que pour les systèmes industriels (ICS). Des contrôles réguliers sont réalisés sur les systèmes (tests d’intrusions), sur site (contrôles ICS), ou au travers d’indicateurs de risques internes ou externes. Les thèmes importants pour le contrôle interne, tels que la séparation des tâches ou la gestion des droits d’accès, sont pris en compte dès la conception des nouveaux systèmes d’information puis régulièrement revus sous le contrôle des propriétaires des applications sensibles.

2.3.2.3.4La troisième ligne de maîtrise : la Direction de l’Audit Interne

Rattachée directement à la Direction Générale, la Direction de l’Audit Interne intervient dans l’ensemble du Groupe selon un plan d’audit annuel élaboré à partir de l’analyse des risques et d’entretiens avec les dirigeants fonctionnels et opérationnels.

Ce plan peut être enrichi à la demande du Comité Exécutif en fonction des priorités du Groupe.

Présenté pour approbation au Comité d’Audit, le plan est conçu afin de couvrir les risques et enjeux majeurs du Groupe qu’il est en mesure d’adresser et permet de vérifier la maîtrise des activités.

L’Audit Interne présente ses conclusions au Comité d’Audit, au Comité Exécutif du Groupe et aux dirigeants des GBU. Il rend compte au Comité d’Audit des principaux constats et de l’avancement des plans d’action associés.

2.3.3Le contrôle interne propre à l’information financière

2.3.3.1Organisation et acteurs

La Direction des Comptabilités est chargée du reporting financier, de la supervision de l’établissement des comptes sociaux de la société ENGIE, de la mise en œuvre du processus de production des comptes consolidés, et des relations avec les Commissaires aux comptes et les services comptables de l’AMF. Elle établit les principes comptables Groupe et assure leur déploiement afin de garantir la conformité aux normes comptables. Elle veille à l’évolution des normes et à leur incidence sur les comptes du Groupe. Au sein de la Direction des Comptabilités, deux Directions optimisent le traitement et la résolution de problématiques techniques complexes : la Direction des Consolidations Groupe et la Direction des Normes Comptables. Ces Directions confortent la qualité et l’homogénéité des analyses effectuées et des positions adoptées.

La Direction Financial Planning & Analysis a pour objectif d’établir des analyses et rapports nécessaires à la Direction Générale pour le pilotage économique et financier du Groupe. Elle établit et maintient le référentiel de contrôle de gestion Groupe et veille à son déploiement au sein des différentes entités. Elle pilote la filière Contrôle de Gestion dans la définition et la mise en œuvre des processus et outils. Elle assure le pilotage du programme de performance du Groupe.

La Direction Fiscale est responsable de la définition et du déploiement de la politique fiscale du Groupe. Elle coordonne la validation des déclarations fiscales, la documentation relative aux prix de transfert et assure le reporting unifié des données fiscales. Elle a une responsabilité hiérarchique sur l’ensemble des activités de la fiscalité. D’une manière générale, elle est étroitement soutenue par les Directions Financières des GBU et des hubs qui assument des responsabilités fiscales en termes de conformité et de transparence.

La Direction Processus et Systèmes financiers est une activité régalienne au niveau du Corporate pour la stratégie processus et SI de la Fonction Finance, ainsi que pour la détermination et le pilotage des politiques, normes et standards de processus et solutions informatiques propres à la filière. Le déploiement des applications et infrastructures est assuré de manière distribuée dans les entités en conformité avec les politiques définies par le Corporate. À ce titre, la Direction Processus et Systèmes financiers veille à la mise en œuvre de la Politique de Sécurité SI Groupe au sein de la filière. Elle suit et planifie les dépenses et investissements SI.

Les entités de reporting du périmètre de consolidation utilisent toutes les applications informatiques SAP BFC pour la consolidation des comptes et SAP BPC pour le reporting de contrôle de gestion au Groupe. La responsabilité de la gestion de SAP BFC est assumée conjointement par le Centre d’Expertise Outil de Consolidation (pour ce qui relève des missions d’administration, de paramétrage et d’aide à l’exploitation par les utilisateurs) et par la Direction des Systèmes d’Information pour ce qui relève des infrastructures sous-jacentes spécifiques.

La Direction Relations Investisseurs est responsable des relations avec les investisseurs institutionnels ainsi que les analystes. S’agissant des informations de gestion, La Direction Financial Planning & Analysis est l’unique source d’information de la Direction des Relations Investisseurs. Les autres informations issues du processus de reporting légal et entrant dans le cadre de l’information réglementée au sens de la réglementation AMF sont fournies par la Direction des Comptabilités. Enfin, elle pilote et coordonne le processus de communication au marché (informations financières et opérations majeures) en collaboration avec le Secrétariat Général.

Au travers des lignes fonctionnelles, ces Directions du Corporate supervisent le contrôle interne dans leurs domaines respectifs via les Directions Financières des GBU et des hubs régionaux. Celles-ci sont responsables de la production des comptes sociaux des entités juridiques et de leur transcription dans le référentiel IFRS. La consolidation de ces données transcrites en normes IFRS est réalisée par le Corporate et la mise en œuvre des procédures de contrôle interne auprès de l’ensemble des filiales opérationnelles et d’un contrôle de gestion décentralisé (voir Section 2.3.3.3 “Processus de fixation des objectifs et pilotage”).

La Direction Financière s’appuie sur la procédure en vigueur “Missions et principes de fonctionnement de la communication financière” qui précise les principes de gestion pour la communication financière du Groupe et définit ses activités se rapportant aux relations avec les investisseurs et analystes ainsi qu’à la veille de marché.

2.3.3.2Processus de consolidation

La Direction des Comptabilités est responsable de la production des comptes consolidés. Elle bénéficie du soutien de la Direction Financial Planning & Analysis et du contrôle de gestion des GBU et des hubs. Elle met à jour le manuel des principes comptables et les instructions de clôture diffusées avant les phases de consolidation.

Chacun de ces acteurs, sur son périmètre de responsabilité, effectue les contrôles permettant d’assurer la diffusion et la correcte application des normes et des procédures comptables du Groupe. Le Corporate met en œuvre des contrôles de deuxième niveau sur l’information préparée par les GBU et les hubs qui font de même vis-à-vis des données communiquées par les entités de reporting.

Les Directeurs Généraux et les Directeurs Financiers de GBU, ainsi que les Directeurs Financiers de hubs géographiques, s’engagent sur la qualité et l’exhaustivité de l’information financière transmise au Groupe par une lettre d’affirmation. Les échanges avec les Commissaires aux comptes confortent la qualité de l’information financière, particulièrement pour les situations complexes pouvant laisser place à l’interprétation.

2.3.3.3Processus de fixation des objectifs et pilotage

Les quatre GBU du Groupe et les entités métiers produisent annuellement un Plan d’Affaires à Moyen Terme (PAMT), un budget et des réestimés. La Direction Financial Planning & Analysis élabore à cette fin des instructions à l’attention de chaque GBU détaillant les hypothèses macroéconomiques, les indicateurs financiers et non financiers, le calendrier et la segmentation du périmètre d’activité. Chaque GBU a la responsabilité de transmettre ces instructions aux filiales et entités de reporting de son périmètre après les avoir complétées d’éventuelles spécificités métier.

Le Comité Exécutif valide pour chaque GBU les objectifs fixés pour l’année suivante, le budget correspondant et les perspectives au-delà de l’année en cours issues du processus budgétaire et du PAMT. Le processus de test de dépréciation des écarts d’acquisition et des actifs à long terme s’appuie sur ces données. Le budget consolidé et le PAMT du Groupe sont présentés en Comité d’Audit et en Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies réunis, puis en Conseil d’Administration.

2.3.4pilotage du contrôle interne

Le management joue un rôle essentiel dans le pilotage du dispositif de contrôle interne selon un cycle généralement annuel en s’assurant, au regard de la notion d’assurance raisonnable, qu’il reste adapté aux enjeux et aux risques de son périmètre de responsabilité. Dans le cadre du programme de Contrôle Interne du Groupe et de ses principes méthodologiques, il veille à la réalisation des cinq actions suivantes :

•l’analyse de l’environnement général de contrôle ;

•l’évaluation des risques de dysfonctionnement des processus ;

•la conception ou la mise à jour des contrôles jugés adaptés ;

•l’évaluation régulière de l’efficacité des dispositifs en place et la mise en œuvre potentielle d’actions correctrices dans une logique d’amélioration continue ;

•la communication et l’engagement à tous les niveaux.

Pour l’ensemble de ces actions, le Groupe met à disposition des entités des outils que les entités utilisent et adaptent selon
leurs enjeux.

S’agissant plus particulièrement de l’évaluation de l’efficacité des dispositifs en place (point ci-dessus), le Groupe a poursuivi en 2022 l’initiative portant sur le développement et le déploiement de contrôles automatisés au travers de l’exploitation des données disponibles dans les processus à caractère transactionnel afin de contribuer à la maîtrise des risques de non-conformité (par exemple, le respect des mesures d’Embargo ou de la règlementation relative aux délais
de paiement).

Plusieurs dizaines de contrôles sont ainsi automatisés à ce jour essentiellement sur le domaine des achats, mais aussi ceux des ventes et de la fiscalité. Les éléments issus de la mise en œuvre de ces contrôles automatisés et leur suivi font partie de la documentation en appui des résultats d’évaluation des contrôles.

Pour les périmètres d’ores et déjà bénéficiaires du déploiement de cette solution, les bénéfices retirés de la mise en œuvre de tels contrôles concernent :

•le degré de couverture au travers de la possibilité de traiter l’ensemble des données versus une approche par échantillonnage par nature plus limitée ;

•le support apporté aux responsables opérationnels dans leurs actions pour améliorer de façon continue le fonctionnement des processus concernés et la qualité des données au travers de la mise à disposition de listes d’anomalies à traiter ainsi que d’indicateurs et de tableaux de bord facilitant le suivi des actions ;

•la traçabilité des contrôles, grâce à un partage de leurs résultats à tous les niveaux de l’organisation permettant aux Directions fonctionnelles impliquées de piloter de façon plus précise le dispositif de contrôle interne pour les activités de contrôle ainsi automatisées.

La solution ayant démontré sa valeur ajoutée en termes d’amélioration de couverture des risques portés par les activités traitées en ce qu’elle vient utilement compléter le dispositif de contrôle interne existant en le digitalisant, le Groupe a pour ambition de continuer d’investir dans cette solution afin d’en étendre à la fois le périmètre de déploiement et la nature des domaines ciblés.

Au regard de la notion d’engagement (point ci-dessus), la responsabilité du management est formalisée par l’établissement et la signature d’une lettre d’attestation annuelle qui exprime l’opinion du dirigeant quant à l’efficacité du dispositif de contrôle interne sur son périmètre de responsabilité en y joignant les plans d’actions significatifs jugés adéquats pour remédier aux faiblesses relevées.

Cet engagement est décliné tout au long de la chaine managériale de manière à apporter à la Direction Générale et au Comité d’Audit d’ENGIE une assurance raisonnable quant au déploiement et à l’efficacité de son dispositif de contrôle interne.

3

Déclaration de performance extra-financière et informations RSE

L’ordonnance française n° 2017-1180 du 19 juillet 2017 et le décret français n° 2017-1265 du 9 août 2017 ont transposé la Directive européenne 2014/95/UE, dite Directive de reporting extra-financier (NFRD), relative à la publication d’informations RSE par les entreprises via la Déclaration de performance extra-financière (DPEF).

En application de ces textes, la DPEF du Groupe ENGIE est constituée des éléments suivants :

•une présentation de la gouvernance associée présentée en Section 3.1 “Responsabilité Sociétale d’Entreprise” que complètent la politique de diversité au sein du Conseil d’Administration (voir Chapitre 4 “Gouvernance”), le plan de vigilance (voir Section 3.9 “Plan de vigilance”) et des règles d’éthique (voir Section 3.8 “Éthique et compliance”) ;

•un descriptif des activités du Groupe présentées de façon synthétique, par grands blocs d’activités en Section 3.2 “Modèle d’affaires” et de façon plus détaillée en Section 1.6 “Présentation des activités du Groupe” ;

•une analyse des risques RSE relatifs aux domaines retenus par la directive NFRD détaillée dans la Section 3.3 “Analyse des principaux enjeux et risques RSE”.

3.1Responsabilité Sociétale d’Entreprise

Les principes fondamentaux de la Responsabilité Sociétale d’Entreprise (RSE) sont développés dans la raison d’être du Groupe inscrite dans ses statut (Voir Section “ENGIE en un clin d’oeil”).

Repenser le paysage énergétique mondial est devenu aujourd’hui une nécessité face au changement climatique. L’urgence du réchauffement climatique impose de mettre en place un système énergétique plus décarboné, plus décentralisé, plus digitalisé et plus sobre.

Ceci posé, la recherche d’impacts positifs sur le climat ne saurait se faire au détriment de la population et de la nature. Cette triple injonction associant le Climat, la Nature et l’Humain nourrit la démarche sociétale du Groupe.

3.1.1Politique et gouvernance RSE

La politique de Responsabilité Sociétale d’Entreprise d’ENGIE établit les priorités et les engagements du Groupe en matière de RSE pour rassembler les compétences de tous, créer de la valeur partagée pour toutes ses parties prenantes et contribuer à l’atteinte des Objectifs du Développement Durable définis par l’ONU. En agissant pour un impact positif sur les personnes et sur la planète, le Groupe contribue à assurer son leadership, dans la durée, comme acteur de référence de la transition énergétique. Cette politique est détaillée dans la Section 1.5.1.

La Direction de la Responsabilité Sociétale d’Entreprise (Direction RSE) s’appuie sur un réseau de correspondants décliné dans les entités métiers (GBU, GEMS (Global Energy Management & Sales) et Nucléaire) et géographiques (hubs régionaux et pays). Pour mobiliser plus amplement les employés sur ces sujets, la Direction RSE s’appuie sur un réseau de Chief Sustainability Officers (CSO) dans les métiers et les hubs régionaux.

La Direction RSE présente régulièrement au Comité pour l’Ethique, l’Environnement et le Développement Durable (CEEDD) du Conseil d’Administration des sujets d’actualité (Science-Based Targets ou SBT, Task force on Climate-related Financial Disclosures ou TCFD, suivi des objectifs et des engagements RSE, discussions
avec la société civile, notations RSE, etc.).

La Direction RSE anime avec la Direction Financière le Comité “Financement durable” en charge d’instruire les projets susceptibles d’être financés par les obligations vertes régulièrement émises par le Groupe sur le marché.

La Direction RSE anime le Comité “Climat” auquel participe la Direction Financière et les GBU concernées. Ce comité est notamment chargé du pilotage des engagements de décarbonation du Groupe conformément aux objectifs fondés sur la science (Science Based Targets).

Enfin la Direction RSE anime avec la Direction Financière, le Comité “Adaptation & TCFD” en charge de piloter la réalisation des engagements de transparence financière pris à l’égard de l’initiative TCFD (Task Force on Climate related Financial Disclosures) et de suivre les plans d’adaptation des actifs du Groupe au changement climatique.

La Direction RSE co-anime avec la Direction Juridique, Éthique et Compliance le Comité “Devoir de Vigilance” en charge de piloter les mesures prises pour prévenir les atteintes graves envers les droits humains et les libertés fondamentales, la santé et la sécurité des personnes ainsi qu’envers l’environnement, susceptibles d’être générées par les activités du Groupe et de ses filiales contrôlées.

La Direction RSE rencontre de nombreuses parties prenantes de manière régulière (ONG, investisseurs, agences de notation, clients, leaders d’opinion, et experts) et organise des panels et forums de discussion ainsi qu’un Comité des Parties Prenantes, afin de travailler sur la durabilité des offres et des projets en lien avec les équipes opérationnelles du Groupe. Des formations sont régulièrement organisées pour les collaborateurs sur les thématiques liées au développement durable et à l’engagement des parties prenantes.

ENGIE publie chaque année, en amont de son Assemblée Générale, un Rapport intégré rendant compte de sa performance globale en matière financière, environnementale, sociale et sociétale. Il est discuté en amont avec ses parties prenantes pour en améliorer la pertinence.

3.1.2Objectifs RSE 2030

En 2020, le Groupe s’est donné 19 objectifs RSE à horizon 2030 en accord avec sa raison d’être et ses nouvelles orientations stratégiques.

Ces objectifs ont été révisés en 2022 et sont désormais au nombre de 21 objectifs, les deux objectifs supplémentaires étant liés à la certification en cours well below 2°C de la trajectoire d’émissions de GES du Groupe.

Ces 21 objectifs se répartissent en 17 objectifs suivis par le CEEDD et quatre objectifs suivis par le seul COMEX.

Parmi les 17 objectifs suivis par le CEEDD, huit objectifs clés font l’objet d’une publication à la Section 1.5.2.

Pour chaque objectif, un membre du Comité Exécutif a été désigné comme sponsor ainsi qu’un pilote qui se coordonnent avec la filière concernée pour mettre en œuvre les actions nécessaires à l’atteinte de l’objectif. La Direction RSE pilote la coordination et le suivi de ces objectifs RSE pour la Direction Générale, le CEEDD et le Conseil d’Administration.

3.1.3 Trajectoire Climat (en lien avec les recommandations TCFD : Task Force on Climate-related Financial Disclosures)

3.1.3.1Gouvernance climatique

Le Conseil d’Administration valide la stratégie de transition climatique et les objectifs associés. Ce sujet occupe une place centrale dans ses travaux notamment à l’occasion du séminaire stratégique du Conseil, et dans ses décisions d’investissement, qui sont préparées par le Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies (CSIT).

Le Conseil s’appuie en matière climatique sur les travaux du Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable (CEEDD) qui est spécifiquement en charge d’examiner les risques et opportunités liés au changement climatique et d’adresser ses recommandations au Conseil.

Le CEEDD étudie et statue sur les questions liées au climat et en particulier sur les points concernant la mise en œuvre des recommandations de la TCFD, les objectifs de décarbonation et la politique climatique du Groupe. Ce rôle a été confirmé par son inscription dans le règlement intérieur du Conseil d’Administration en 2019.

Afin de remplir cette mission, le CEEDD s’appuie sur un point climat annuel, une analyse de risques et d’opportunités liés au climat, (voir Sections 2.2.2.2 et 3.1.3.3) ainsi que d’autres éléments plus spécifiques (avancement du plan d’adaptation par exemple). Le risque climat fait partie des risques prioritaires suivis annuellement par le Conseil d’Administration. Ces dossiers sont préparés par la Direction RSE qui intègre également dans son reporting RSE au CEEDD un chapitre dédié au climat.

La Direction RSE anime le comité de pilotage des objectifs de décarbonation du Groupe afin notamment de s’assurer de l’alignement de la trajectoire de décarbonation du Groupe avec les engagements pris auprès de l’initiative SBTi. La direction de la RSE pilote par ailleurs les travaux d’adaptation du Groupe avec le support des équipes Recherche & Innovation. L’ensemble de ces travaux sont effectués en coordination avec la direction de la Stratégie, la direction Financière ainsi que l’ensemble des Global Business Units.

En complément, le Groupe a mis en place des séances d’in- formation dédiées aux Administrateurs afin qu’ils puissent s’assurer qu’ils disposent des compétences suffisantes pour remplir leur mission. Le climat est l’un des thèmes présents dans ces formations.

Par ailleurs, la Direction RSE propose au Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance, des critères de rémunération de la Directrice Générale qui intègrent les principaux enjeux RSE d’ENGIE. Cette proposition a été acceptée et l’évolution des émissions de gaz à effet de serre (GES) liées à la production d’énergie en fait partie.

Le Comité d’Audit identifie quant à lui les risques prioritaires dont le risque climatique et l’intégration du climat dans les hypothèses retenues pour les guidances financières ou la calibration des couvertures d’assurance des risques.

Enfin, le Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies intègre les enjeux et objectifs climat dans ses décisions d’investissement.

3.1.3.2Stratégie

En lien avec la raison d’être (voir “Section ENGIE en un clin d’oeil”) et la résolution Say on Climate votée à l’Assemblée Générale du 21 avril 2022, la contribution à la décarbonation de l’économie est au cœur de la stratégie du Groupe. Elle se concrétise également par des engagements de long terme d’atteindre le Net Zero sur tous les scopes (scopes 1, 2 et 3) en 2045 ainsi que d’objectifs de moyen long terme avec une trajectoire d’émissions de GES compatible avec
l’Accord de Paris (voir Section 3.1.4).

Afin de définir ses engagements, le Groupe a étudié la résilience de son modèle d’affaires en le confrontant à différents scénarios de décarbonation et en variant les hypothèses de développement de ses activités.

Ces engagements sont d’ores et déjà traduits dans les processus du Groupe, avec par exemple l’allocation de budgets annuels jusqu’en 2030 aux principaux métiers (GBU) intégrés dans les processus d’investissement du groupe, le suivi bimensuel de la consommation de ces budgets dans le cadre de nouveaux investissements.

L’impact du changement climatique sur la stratégie du Groupe est également étudié. Une démarche approfondie est actuellement en cours, avec une approche par pays ou par grande région climatique d’intérêt pour ENGIE. L’étude aborde quatre points :

•l’impact du changement climatique sur le risque pays ;

•la valeur des actifs existants ;

•les objectifs stratégiques à 2030 ;

•les questions stratégiques spécifiques aux pays étudiés.

Cette étude, qui se fonde notamment sur trois scénarios climatiques du GIEC a été finalisée au 2ème semestre 2022 et a permis d’établir une première cartographie des risques liés au climat.

Par ailleurs, le changement climatique peut également être porteur de nouvelles opportunités : il encourage le développement de nouvelles technologies et solutions qui sont autant d’opportunités pour le Groupe, notamment en matière de :

•développement des énergies renouvelables pour l’électricité ;

•développement des gaz verts (biométhane et hydrogène vert) ;

•démultiplication des offres d’appui et de solutions de décarbonation à nos clients.

3.1.3.3Gestion des risques

Le changement climatique est porteur de risques pour le Groupe (voir Section 3.3).

Les risques de transition auxquels le Groupe est exposé se traduisent essentiellement par le renforcement des réglementations sur les émissions et des politiques de décarbonation, la modification des comportements des marchés et consommateurs et les évolutions technologiques. Depuis 2012, le Groupe s’est fixé des objectifs de réduction de ses émissions de gaz à effet de serre. Depuis 2017, année qui suit l’entrée en vigueur de l’Accord de Paris sur le climat, le Groupe a réduit ses émissions directes de 53% et ses émissions totales de 30%. Il s’est fixé des objectifs ambitieux à horizon 2030 (certifiés par SBTi) et le Net Zero en 2045. Au-delà des émissions de ses propres actifs industriels, le Groupe agit sur toute sa chaîne de valeur : fournisseurs, pratiques de travail, appui aux clients pour décarboner leur empreinte.

Les risques physiques visent les actifs et activités du Groupe qui peuvent être exposés aux impacts du changement climatique. La collaboration de la Direction RSE avec les entités opérationnelles du Groupe a permis d’identifier les index climatiques porteurs d’impacts pour les activités du Groupe (hausse des températures, inondations, sécheresses, vents, vagues de chaleur). En complément, le Groupe a conclu un partenariat avec l’Institut Pierre Simon Laplace pour disposer des données d’évolutions climatiques à horizons 2030 et 2050.

Ces éléments ont permis de définir une liste de sites opérationnels prioritaires dont la résilience locale au changement climatique est en cours d’étude. Des analyses sur l’ensemble du parc de production d’ENGIE sont en cours pour évaluer l’impact financier du changement climatique sur les activités du Groupe. Outre la gestion des risques, les couvertures assurantielles et les plans de continuité à court terme sont en cours d’élaboration ainsi qu’un plan d’adaptation pour les actifs à risques aux horizons 2030 et 2050. .Ces plans d’adaptation ont été définis en 2022 sur un périmètre restreint et seront déployés plus largement en 2023.

3.1.3.4Indicateurs et objectifs

ENGIE dispose d’un panel robuste d’indicateurs de performance clés (KPI) qui permettent de mesurer son empreinte carbone avec tout le niveau de détail souhaité. Ces indicateurs lui permettent de piloter précisément l’évolution de ses émissions de GES. Les résultats des objectifs de décarbonation sont présentés en Section 1.5.2.

3.1.4 Certification Science-Based Targets

L’initiative SBT (Science-Based Targets) a pour objet d’inciter les entreprises à une action climatique ambitieuse en validant la conformité de leurs chroniques prévisionnelles d’émissions de CO2 éq. aux engagements de l’Accord de Paris.

Soucieux de sa responsabilité environnementale, ENGIE a obtenu la certification SBTi “trajectoire 2°C” en février 2020.

Pour cela, le Groupe s’est notamment engagé à réduire :

•l’intensité carbone de sa production d’électricité (scopes 1 et
3) de 52% d’ici 2030 par rapport à 2017 ;

•les émissions de l’usage des produits vendus (scope 3) de 34% d’ici 2030 par rapport à 2017.

Cette certification témoigne de l’ambition d’ENGIE de devenir un des acteurs majeurs de la transition énergétique vers un monde neutre en carbone.

En mai 2021, le Groupe s’est par ailleurs engagé à aller plus loin en s’engageant dans une trajectoire well-below 2°C en 2030 en vue d’être Net Zéro Carbone en 2045.

Dans ce cadre, ENGIE s’est engagé à mettre fin à son activité charbon en 2025 pour le continent européen et en 2027 pour le reste du monde sur la totalité de ses actifs charbon.

Cette sortie du charbon se réalise, par ordre de priorité, par des fermetures, des conversions ou des cessions de centrales. Si la fermeture d’une centrale charbon est effectivement préférable à sa cession du seul point de vue environnemental, son implémentation se confronte à deux limites : ENGIE n’est quasiment jamais le seul décideur en la matière et la fermeture peut s’avérer impossible lorsque la centrale charbon
contribue à la sécurité énergétique d’un État ou d’un territoire.

Enfin, lorsque ENGIE se résout à une cession de centrale charbon, il prend en compte les considérations RSE dans le choix du partenaire acheteur. Le produit de cession permet aussi au Groupe de financer le développement de capacités renouvelables bénéfiques au climat.

Concernant le gaz naturel, l’ambition du Groupe est de substituer progressivement le gaz fossile par du gaz vert grâce au développement du biométhane et de l’hydrogène vert. Ces dispositions viennent compléter le fort développement des capacités d’énergie renouvelable électrique engagé par le Groupe dans son ambition de transition vers une société décarbonée.

En février 2023, le Groupe a obtenu la certification SBTi well-below 2°C de sa trajectoire de décarbonation. Pour cela le Groupe s’est notamment engagé sur deux nouveaux objectifs d’ici 2030 :

•l’intensité carbone de la production (scope 1) et de la consommation d’énergie (scope 2) devra être inférieure à 110 g CO2 éq. par kWh ;

•l’intensité carbone des ventes d’énergies produites (scopes 1 et 3) et achetées (scope 3) devra être inférieure à 153 g CO2 éq. par kWh.

3.1.5Taxonomie européenne

3.1.5.1Méthodologie de classement des activités

Afin d’orienter les investissements industriels européens vers des activités durables et atteindre la neutralité carbone en 2050, l’Union européenne s’est dotée, avec le Règlement 2020/852 en date du 18 juin 2020 complété de deux Actes délégués (2021/2139) en date du 4 juin 2021 et (2022/1214) du 9 mars 2022, d’une taxonomie européenne qui définit les activités économiques réputées durables pour l’environnement.

Le Groupe a suivi un processus en quatre étapes pour identifier les activités éligibles et alignées en application du règlement européen de la taxonomie des activités durables (2020/852) sur l’ensemble des pays où il opère pour l’année 2022. Le processus a porté exclusivement sur les objectifs d’atténuation et d’adaptation au changement climatique car ce sont les deux seuls objectifs pour lesquels la Commission européenne a publié un acte délégué couvrant les critères à appliquer. Le Groupe s’est principalement focalisé sur l’objectif
d’atténuation en phase avec sa stratégie de décarbonation.

La première étape a consisté à étudier l’éligibilité des activités et à répartir les activités économiques du Groupe en deux catégories : éligibles et non éligibles. Pour ce faire, le Groupe a évalué lesquelles de ses activités correspondaient strictement à une activité économique décrite dans l’un des actes délégués (2021/2139) ou (2022/1214). Les principales activités retenues comme éligibles sont celles de la GBU Renouvelables (production électrique éolienne, solaire, hydraulique ou géothermale), de la GBU Energy Solutions (production et distribution de chaleur avec ou pas de cogénération gaz ou biomasse, services d’efficacité énergétique) et de la GBU FlexGen & Retail (stockage d’électricité, production d’électricité à partir de gaz naturel). Pour la GBU Infrastructures, les activités portant sur le verdissement du gaz naturel injecté, transporté et distribué ont été prises en compte en proportion du gaz vert transporté dans les réseaux. Pour la production nucléaire, la prolongation des deux unités belges n’étant pas finalisée, toutes les installations belges ont été considérées non éligibles. Seuls les droits de tirage des centrales françaises identifiées comme éligibles par EDF ont été considérés comme éligibles.

La deuxième étape a consisté à isoler parmi les activités éligibles celles qui avaient en priorité une contribution substantielle à l’objectif d’atténuation ou d’adaptation au changement climatique en évaluant leur conformité aux critères d’examen technique présentés dans les actes délégués. Le critère des 100 gCO2/kWh en analyse de cycle de vie ne permet pas aujourd’hui de qualifier les actifs de production électrique à partir de gaz naturel du Groupe. Parmi les principaux critères d’examen technique, il est précisé que l’activité est alignée si :

•pour la production d’hydroélectricité : la centrale hydroélectrique est de type “au fil de l’eau” ou le site peut démontrer un ratio de puissance surfacique supérieur à 5W/m2 ;

•pour les réseaux de chaleur : le système énergétique est efficace tel que défini par l’UE (un système utilisant au moins 50% d’énergie de sources renouvelables, 50% de chaleur résiduelle, 75% de chaleur produite par cogénération
ou 50% d’une combinaison de cette énergie et de chaleur) ;

•pour l’installation d’équipements d’efficacité énergétique ou les services de performance énergétique dans les bâtiments :
l’activité est connectée à l’une des activités décrites.

La troisième étape concerne le respect des critères d’examen technique de non-préjudice aux autres objectifs environnementaux (Does Not Significantly Harm - DNSH). La gestion des risques liés au changement climatique, à la ressource en eau, à l’économie circulaire, à l’érosion de la biodiversité et à la pollution de l’air fait l’objet d’un volet spécifique de notre politique environnementale. L’évaluation de la conformité a été réalisée par les correspondants environnementaux sur base des principaux éléments suivants :

•l’analyse des risques liés aux changements climatiques (risques physiques), au stress hydrique, à la pollution (NOx, SOx, PM), à la protection des zones protégées qui est mise à jour chaque année dans le cadre du reporting environnemental sur les sites en opération ;

•l’élaboration de plan de management environnemental dans le cadre des objectifs volontaires RSE du Groupe ;

•les certifications EMAS ou ISO14001 pour les installations à plus fort impact environnemental comme les sites de production hydraulique.

La quatrième étape concerne la conformité du Groupe aux garanties minimales (minimum safeguards). Cette conformité est assurée par les politiques de la Direction Éthique, Compliance & Privacy du Groupe et en particulier la politique en matière de droits humains qui fait référence à ces grands standards internationaux, par l’analyse des risques et des plans d’actions du devoir de vigilance et son dispositif de signalement et de rapport des incidents éthiques. Le dispositif et le plan de vigilance sont disponibles dans le présent Document d’enregistrement universel 2022 (voir Sections 3.8 et 3.9) et sur le site internet du Groupe : www.engie.com/ethique-et-compliance/dispositif-alerte et www.engie.com/ethique-et-compliance/plan-vigilance.

Les activités considérées comme alignées sont celles qui répondent favorablement aux quatre étapes décrites ci-dessus.

3.1.5.2Méthode de calcul des indicateurs

Le Règlement 2021/2078 en date du 6 juillet 2021 impose de publier dans la présente Déclaration de Performance Extra-Financière (DPEF) à compter de l’année 2022, les taux d’éligibilité et d’alignement des activités à cette taxonomie au travers de trois indicateurs définis par la taxonomie :

•chiffre d’Affaires (CA) ;

•dépenses d’investissement (CAPEX) ;

•dépenses opérationnelles (OPEX).

Les indicateurs CA, CAPEX et OPEX retenus pour ces calculs de taux d’éligibilité sont strictement conformes aux définitions de la taxonomie.

Le Chiffre d’affaires correspond au CA publié par le Groupe, c’est-à-dire qu’il exclut le CA des sociétés mises en équivalence (comme Ocean Winds, partenariat avec EDPR dans le domaine de l’éolien en mer), et le CA des activités non poursuivies.

L’indicateur CAPEX défini par la taxonomie est différent de celui retenu par ENGIE dans son dialogue de gestion et dans sa communication financière au marché. En particulier, sont exclus par la taxonomie les investissements financiers, dans les sociétés mises en équivalence, ainsi que les cessions DBSO/DBOO Partnerships.

La réconciliation entre les CAPEX ENGIE et les CAPEX taxonomie est la suivante :

Données au 31 décembre 2022 en millions d’euros | Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) (1) | CAPEX Taxonomie
Investissements corporels et incorporels | 6 379 | 6 379
(-) Variation dettes sur investissements corporels et incorporels | 0 | 836
Entrée investissements corporels et incorporels résultant de “Business combinations” | 0 | 779
Effet périmètre sur la dette financière nette - acquisition | 371 |
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis | 289 | 0
(+) Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis | 14 | 0
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes | 407 | 0
Acquisitions d’instruments de capitaux propres et de dette | (175) | 0
Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres | 2 877 | 0
(+) Autres | (11) | 0
Changements de parts d’intérêts dans les entités contrôlées | 0 | 0
(-) Impact des cessions réalisées dans le cadre des activités DBSO | (472) | 0
(-) Investissements financiers Synatom / Cessions d’actifs financiers Synatom | (1 822) |
Droits d’utilisation des actifs (IFRS16) | 0 | 1 196(2)
TOTAL | 7 858 | 9 191

En 2022, ENGIE a adapté son plan de comptes pour suivre strictement la définition retenue par la réglementation européenne pour l’indicateur OPEX à savoir les coûts directs non-inscrits à l’actif qui concernent la recherche-développement, la rénovation des bâtiments, les contrats de location à court terme, l’entretien et la réparation, et tout autre dépense directe, liée à l’entretien courant d’actifs corporels.

Le résultat de ce travail est donné dans les trois tableaux ci–après avec une ventilation des résultats par segment.

Chiffre d’Affaires (CA) 2022 retenu par la taxonomie

Segment | CA éligible (M€) : A | CA aligné (M€) : B | CA total (M€) : C | Taux d’éligibilité du CA : (A/C) | Taux d’alignement du CA : (B/C)
Renouvelables | 6 102 | 5 735 | 6 216 | 98% | 92%
Infrastructures | 469 | 467 | 6 961 | 7% | 7%
Energy Solutions | 7 514 | 5 838 | 11 552 | 65% | 51%
FlexGen & Retail | 9 001 | 1 696 | 23 939 | 38% | 7%
Nucléaire | 372 | 372 | 35 | - | -
Autres (dont GEMS) | 10 | 0 | 45 163 | 0% | 0%
Total | 23 468 | 14 109 | 93 865 | 25% | 15%

Dépenses d’investissement (CAPEX) 2022 retenues par la taxonomie

Segment | CAPEX éligible (M€) : A | CAPEX aligné (M€) : B | CAPEX total (M€) : C | Taux d’éligibilité des CAPEX : (A/C) | Taux d’alignement des CAPEX : (B/C)
Renouvelables | 4 491 | 4 327 | 4 504 | 100% | 96%
Infrastructures | 345 | 345 | 2 155 | 16% | 16%
Energy Solutions | 602 | 514 | 936 | 64% | 55%
FlexGen & Retail | 384 | 76 | 784 | 49% | 10%
Nucléaire | 109 | 109 | 224 | 49% | 49%
Autres |  |  | 587 | 0% | 0%
Total | 5 930 | 5 370 | 9 191 | 65% | 58%

Dépenses opérationnelles (OPEX) 2022 retenues par la taxonomie

Segment | OPEX éligible (M€) : A | OPEX aligné (M€) : B | OPEX total (M€) : C | Taux d’éligibilité des OPEX : (A/C) | Taux d’alignement des OPEX : (B/C)
Renouvelables | 571 | 556 | 591 | 97% | 94%
Infrastructures | 38 | 37 | 800 | 5% | 5%
Energy Solutions | 556 | 460 | 766 | 73% | 60%
FlexGen & Retail | 240 | 38 | 531 | 45% | 7%
Nucléaire | 33 | 33 | 207 | 16% | 16%
Autres | 0 | 0 | 6 | 0% | 0%
Total | 1 438 | 1 124 | 2 901 | 50% | 39%

ENGIE affiche en 2022, un chiffre d’affaires éligible à la taxonomie à hauteur de 25% et aligné à hauteur de 15%, des CAPEX éligibles à la taxonomie à hauteur de 65% et alignés à hauteur de 58% et des OPEX éligibles à la taxonomie à hauteur
de 50% et éligibles à hauteur de 39%.

Ces chiffres Groupe (hors EQUANS) couvrent des disparités importantes en fonction des métiers.

Les activités de la GBU Renouvelables sont en très grande partie éligibles (98% pour le CA, 100% pour les CAPEX) et quasi
toutes alignées (92% pour le CA, 100% pour les CAPEX).

Les activités de la GBU Energy Solutions sont majoritairement éligibles (65% pour le CA, 64% pour les CAPEX) et majoritairement alignées (51% pour le CA, 55% pour les CAPEX). Les activités de la GBU FlexGen & Retail sont minotairement éligibles et alignées à la taxonomie (38% pour le CA, 49% pour les CAPEX sur l’éligibilité et 7% pour le CA, 10% pour les CAPEX sur l’alignement) compte tenu du poids des activités de production.

En revanche, au fur et à mesure que les trois activités d’infrastructures gaz (transport, distribution et stockage) seront converties aux gaz renouvelables et au stockage d’hydrogène, elles deviendront progressivement éligibles et alignées. Les activités Nucléaire sont éligibles et alignées pour la part correspondant aux droits de tirage sur les centrales françaises identifiées comme éligibles et alignées par EDF.

Enfin, les activités Autres (dont GEMS) ne sont ni éligibles, ni
alignées à la taxonomie.

à noter que le calcul d’éligibilité au périmètre des CAPEX de croissance (voir Note 5.6 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”) de 2022 donne un ratio d’éligibilité de 72% et un ratio d’alignement de 68%, nettement supérieurs aux taux calculés sur l’ensemble des CAPEX (croissance et maintenance). Ces indicateurs reflètent une bien meilleure image de l’engagement du Groupe vers une économie neutre en carbone qui se traduit dans ses investissements financiers.

L’analyse taxonomie du plan de CAPEX 2023-2025 est présentée dans les tableaux ci-après avec d’une part l’indicateur CAPEX défini par la taxonomie et d’autre part l’indicateur CAPEX de croissance tel que suivi par le Groupe (voir Note 5.6 de la Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”).

Dépenses d’investissement (CAPEX) 2023-2025 retenues par la taxonomie

Segment | Taux d’éligibilité | Taux d’alignement
Renouvelables | 100% | 100%
Infrastructures | 22% | 22%
Energy Solutions | 79% | 71%
Autres activités | 57% | 16%
Dépenses d’investissement retenues par la taxonomie (CAPEX croissance et maintenance) 2023-2025 | 67% | 62%

Dépenses d’investissement de croissance (CAPEX) 2023-2025

Segment | Taux d’éligibilité | Taux d’alignement
Renouvelables | 100% | 100%
Infrastructures | 53% | 53%
Energy Solutions | 73% | 66%
Autres activités | 50% | 22%
Dépenses d’investissement de croissance 2023-2025 (1) | 80% | 76%

Le calcul d’éligibilité et d’alignement sur le plan de CAPEX 2023-2025 est porté par les dépenses prévues pour les activités de la GBU Renouvelables et de la GBU Energy Solutions qui représentent plus de la moitié des dépenses sur le plan de CAPEX du Groupe.

Les trois tableaux présentés dans les doubles pages ci-après reprennent les modèles standards pour les informations liées aux données 2022 sur les indicateurs Chiffre d’affaires, CAPEX et OPEX selon le Règlement délégué (UE) n°2021/2178 de la Commission Européenne daté du 6 juillet 2021.

Part du Chiffre d’affaires 2022 issue de produits ou de services associés à des activités économiques alignées sur la taxonomie

Activités économiques (1) | Codes (2) | Chiffre d’affaires absolu (3) | Part du chiffre d’affaires (4) | Critères de contribution substantielle |
Atténuation du changement climatique (5) | Adaptation au changement climatique (6)
M€ | % | % | %
A. ACTIVITÉS ÉLIGIBLES À LA TAXONOMIE |  |  |  |  |  |
A.1 Activités durable sur le plan environnemental (alignées sur la taxonomie) |  |  |  |  |  |
Production d’électricité au moyen de la technologie solaire photovoltaïque | 4.1 | 437 | 0,5% | 3,1% | 0,0% |
Production d’électricité à partir d’énergie éolienne | 4.3 | 859 | 0,9% | 6,1% | 0,0% |
Production d’électricité par une centrale hydroélectrique | 4.5 | 4 502 | 4,8% | 31,9% | 0,0% |
Production d’électricité par bioénergie | 4.8 | 224 | 0,2% | 1,6% | 0,0% |
Transport et distribution d’électricité | 4.9 | 335 | 0,4% | 2,4% | 0,0% |
Stockage de l’électricité | 4.10 | 753 | 0,8% | 5,3% | 0,0% |
Stockage d’énergie thermique | 4.11 | 2 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Stockage d’hydrogène | 4.12 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Réseaux de transport et de distribution pour gaz renouvelables et à faible intensité de carbone | 4.14 | 170 | 0,2% | 0,9% | 0,3% |
Réseaux de chaleur/de froid | 4.15 | 1 687 | 1,8% | 11,9% | 0,0% |
Cogénération de chaleur/froid et d’électricité par bioénergie | 4.20 | 108 | 0,1% | 0,8% | 0,0% |
Production de chaleur/froid à partir d’énergie géothermique | 4.22 | 1 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Production de chaleur/froid par bioénergie | 4.24 | 131 | 0,1% | 0,9% | 0,0% |
Production d’électricité à partir de l’énergie nucléaire dans des installations existantes | 4.28 | 372 | 0,4% | 2,6% | 0,0% |
Cogénération à haut rendement de chaleur/froid et d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.30 | 45 | 0,0% | 0,3% | 0,0% |
Production de chaleur/froid à partir de combustibles fossiles gazeux dans un système efficace de chauffage et de refroidissement urbain | 4.31 | 10 | 0,0% | 0,1% | 0,0% |
Digestion anaérobie de biodéchets | 5.7 | 25 | 0,0% | 0,1% | 0,1% |
Rénovation de bâtiments existants | 7.2 | -17 | 0,0% | -0,1% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation d’équipements favorisant l’efficacité énergétique | 7.3 | 1 342 | 1,4% | 9,5% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation de stations de recharge pour véhicules électriques à l’intérieur de bâtiments (et dans des parcs de stationnement annexés à des bâtiments) | 7.4 | 114 | 0,1% | 0,8% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation d’instruments et de dispositifs de mesure, de régulation et de contrôle de la performance énergétique des bâtiments | 7.5 | 7 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation de technologies liées aux énergies renouvelables | 7.6 | 410 | 0,4% | 2,9% | 0,0% |
Programmation, conseil et autres activités informatiques | 8.2 | 45 | 0,0% | 0,3% | 0,0% |
Recherche, développement et innovation proches du marché | 9.1 | 3 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Services spécialisés en lien avec la performance énergétique des bâtiments | 9.3 | 2 546 | 2,7% | 18,0% | 0,0% |
Chiffre d’affaires des activités durables sur le plan environnemental (alignées sur la taxonomie) (A.1) | TOTAL | 14 109 | 15% | 100% | 0,42% |
A.2 Activités éligibles à la taxonomie mais non durables sur le plan environnemental (non alignées sur la taxonomie) |
Production d’électricité au moyen de la technologie solaire photovoltaïque | 4.1 | 57 | 0,1% |  |  |
Production d’électricité à partir d’énergie éolienne | 4.3 | 216 | 0,2% |  |  |
Production d’électricité par une centrale hydroélectrique | 4.5 | 395 | 0,4% |  |  |
Production d’électricité par bioénergie | 4.8 | 0 | 0,0% |  |  |
Transport et distribution d’électricité | 4.9 | 100 | 0,1% |  |  |
Stockage de l’électricité | 4.10 | 1 | 0,0% |  |  |
Réseaux de chaleur/de froid | 4.15 | 359 | 0,4% |  |  |
Production de chaleur/froid à partir d’énergie géothermique | 4.22 | 2 | 0,0% |  |  |
Construction et exploitation sûre de nouvelles centrales nucléaires pour la production d’électricité et/ou de chaleur, y compris pour la production d’hydrogène, à l’aide des meilleures technologies disponibles | 4.27 | 29 | 0,0% |  |  |
Production d’électricité à partir de l’énergie nucléaire dans des installations existantes | 4.28 | 32 | 0,0% |  |  |
Production d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.29 | 6 758 | 7,2% |  |  |
Cogénération à haut rendement de chaleur/froid et d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.30 | 852 | 0,9% |  |  |
Production de chaleur/froid à partir de combustibles fossiles gazeux dans un système efficace de chauffage et de refroidissement urbain | 4.31 | 10 | 0,0% |  |  |
Transports urbains et suburbains, transports routiers de voyageurs | 6.3 | 43 | 0,0% |  |  |
Infrastructures favorables aux transports routiers et aux transports publics à faible intensité de carbone | 6.15 | 3 | 0,0% |  |  |
Construction de bâtiments neufs | 7.1 | 29 | 0,0% |  |  |
Installation, maintenance et réparation d’équipements favorisant l’efficacité énergétique | 7.3 | 148 | 0,2% |  |  |
Installation, maintenance et réparation de stations de recharge pour véhicules électriques à l’intérieur de bâtiments (et dans des parcs de stationnement annexés à des bâtiments) | 7.4 | 2 | 0,0% |  |  |
Installation, maintenance et réparation d’instruments et de dispositifs de mesure, de régulation et de contrôle de la performance énergétique des bâtiments | 7.5 | 3 | 0,0% |  |  |
Recherche, développement et innovation proches du marché | 9.1 | 13 | 0,0% |  |  |
Services spécialisés en lien avec la performance énergétique des bâtiments | 9.3 | 309 | 0,33% |  |  |
Chiffre d’affaires des activités éligibles à la taxonomie mais non durables sur le plan environnemental (non alignées sur la taxonomie) (A.2) |  | 9 359 | 10% |  |  |
Total (A.1 + A.2) |  | 23 468 | 25% |  |  |
B. ACTIVITÉS NON ÉLIGIBLES À LA TAXONOMIE |  |  |  |  |  |
Chiffre d’affaires des activités non éligibles à la taxonomie (B) |  | 70 398 | 75% |  |  |
Total (A + B) |  | 93 865 | 100% |  |  |

| Codes (2) | Critères d’absences de préjudice important (DNSH - Does Not Significantly Harm) | Garanties minimales (17) | Part du chiffre d’affaires alignée sur la taxonomie, année 2022 (18) | Catégorie “activité habilitante” (20) | Catégorie “activité transitoire” (21)
Atténuation du changement climatique (11) | Adaptation au changement climatique (12) | Ressources aquatiques et marines (13) | Économie circulaire (14) | Pollution (15) | Biodiversité et écosystèmes (16)
OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | % | H | T
| 4.1 |  | OUI |  | OUI |  | OUI | OUI | 0,5% |  |
| 4.3 |  | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | 0,9% |  |
| 4.5 |  | OUI | OUI |  |  | OUI | OUI | 4,8% |  |
| 4.8 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,2% |  |
| 4.9 |  | OUI |  | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,4% | H |
| 4.10 |  | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | 0,8% | H |
| 4.11 |  | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | 0,0% | H |
| 4.12 |  | OUI |  | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,0% | H |
| 4.14 | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,2% |  |
| 4.15 | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 1,8% |  |
| 4.20 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,1% |  |
| 4.22 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  |
| 4.24 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,1% |  |
| 4.28 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,4% |  |
| 4.30 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  | T
| 4.31 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  | T
| 5.7 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  |
| 7.2 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  | T
| 7.3 |  | OUI |  |  | OUI |  | OUI | 1,4% | H |
| 7.4 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 0,1% | H |
| 7.5 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 0,0% | H |
| 7.6 |  | OUI |  | OUI |  |  | OUI | 0,4% | H |
| 8.2 |  | OUI |  | OUI |  |  | OUI | 0,0% | H |
| 9.1 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,0% | H |
| 9.3 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 2,7% | H |
| TOTAL |  |  |  |  |  |  |  | 15% |  |

Part des Dépenses d’investissement (CAPEX) 2022 issue de produits ou de services associés à des activités économiques alignées sur la taxonomie

CAPEX Activités économiques (1) | Codes (2) | CAPEX absolues (3) | Part des CAPEX (4) | Critères de contribution substantielle |
Atténuation du changement climatique (5) | Adaptation au changement climatique (6)
M€ | % | % | %
A. ACTIVITÉS ÉLIGIBLES À LA TAXONOMIE |  |  |  |  |  |
A.1 Activités durable sur le plan environnemental (alignées sur la taxonomie) |  |  |
Production d’électricité au moyen de la technologie solaire photovoltaïque | 4.1 | 1 504 | 16,4% | 28,0% | 0,0% |
Production d’électricité à partir d’énergie éolienne | 4.3 | 1 729 | 18,8% | 32,2% | 0,0% |
Production d’électricité par une centrale hydroélectrique | 4.5 | 994 | 10,8% | 18,5% | 0,0% |
Production d’électricité par bioénergie | 4.8 | 2 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Transport et distribution d’électricité | 4.9 | 7 | 0,1% | 0,0% | 0,1% |
Stockage de l’électricité | 4.10 | 66 | 0,7% | 1,2% | 0,0% |
Stockage d’hydrogène | 4.12 | 8 | 0,1% | 0,1% | 0,0% |
Réseaux de transport et de distribution pour gaz renouvelables et à faible intensité de carbone | 4.14 | 221 | 2,4% | 4,0% | 0,1% |
Réseaux de chaleur/de froid | 4.15 | 285 | 3,1% | 5,3% | 0,0% |
Cogénération de chaleur/froid et d’électricité par bioénergie | 4.20 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Production d’électricité à partir de l’énergie nucléaire dans des installations existantes | 4.28 | 109 | 1,2% | 2,0% | 0,0% |
Cogénération à haut rendement de chaleur/froid et d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.30 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Digestion anaérobie de biodéchets | 5.7 | 127 | 1,4% | 2,4% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation d’équipements favorisant l’efficacité énergétique | 7.3 | 30 | 0,3% | 0,5% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation de stations de recharge pour véhicules électriques à l’intérieur de bâtiments (et dans des parcs de stationnement annexés à des bâtiments) | 7.4 | 25 | 0,3% | 0,5% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation d’instruments et de dispositifs de mesure, de régulation et de contrôle de la performance énergétique des bâtiments | 7.5 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation de technologies liées aux énergies renouvelables | 7.6 | 182 | 2,0% | 3,4% | 0,0% |
Programmation, conseil et autres activités informatiques | 8.2 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Recherche, développement et innovation proches du marché | 9.1 | 1 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Services spécialisés en lien avec la performance énergétique des bâtiments | 9.3 | 79 | 0,9% | 1,5% | 0,0% |
CAPEX des activités durables sur le plan environnemental (alignées sur la taxonomie) (A.1) | TOTAL | 5 370 | 58% | 100% | 0% |
A.2 Activités éligibles à la taxonomie mais non durables sur le plan environnemental (non alignées sur la taxonomie) |  |  |  |  |  |
Production d’électricité au moyen de la technologie solaire photovoltaïque | 4.1 | 79 | 0,9% |  |  |
Production d’électricité à partir d’énergie éolienne | 4.3 | 94 | 1,0% |  |  |
Production d’électricité par une centrale hydroélectrique | 4.5 | 7 | 0,1% |  |  |
Transport et distribution d’électricité | 4.9 | 0 | 0,0% |  |  |
Réseaux de chaleur/de froid | 4.15 | 46 | 0,5% |  |  |
Production de chaleur/froid à partir d’énergie géothermique | 4.22 | 0 | 0,0% |  |  |
Production d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.29 | 278 | 3,0% |  |  |
Cogénération à haut rendement de chaleur/froid et d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.30 | 40 | 0,4% |  |  |
Production de chaleur/froid à partir de combustibles fossiles gazeux dans un système efficace de chauffage et de refroidissement urbain | 4.31 | 0 | 0,0% |  |  |
Installation, maintenance et réparation d’équipements favorisant l’efficacité énergétique | 7.3 | 12 | 0,1% |  |  |
Installation, maintenance et réparation de technologies liées aux énergies renouvelables | 7.6 | 3 | 0,0% |  |  |
CAPEX des activités éligibles à la taxonomie mais non durables sur le plan environnemental (non alignées sur la taxonomie) (A.2) |  | 560 | 6% |  |  |
Total A1+A2 |  | 5 930 | 65% |  |  |
B. ACTIVITÉS NON ÉLIGIBLES À LA TAXONOMIE |  |  |  |  |  |
CAPEX des activités non éligibles à la taxonomie (B) |  | 3 262 | 35% |  |  |
Total A+B |  | 9 191 | 100% |  |  |

| Codes (2) | Critères d’absences de préjudice important (DNSH - Does Not Significantly Harm) | Garanties minimales (17) | Part des CAPEX alignée sur la taxonomie, année 2022 (18) | Catégorie “activité habilitante” (20) | Catégorie “activité transitoire” (21)
Atténuation du changement climatique (11) | Adaptation au changement climatique (12) | Ressources aquatiques et marines (13) | Économie circulaire (14) | Pollution (15) | Biodiversité et écosystèmes (16)
OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | % | H | T
| 4.1 |  | OUI |  | OUI |  | OUI | OUI | 16,4% |  |
| 4.3 |  | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | 18,8% |  |
| 4.5 |  | OUI | OUI |  |  | OUI | OUI | 10,8% |  |
| 4.8 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  |
| 4.9 | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,1% | H |
| 4.10 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,7% | H |
| 4.12 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,1% | H |
| 4.14 | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 2,4% |  |
| 4.15 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 3,1% |  |
| 4.20 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  |
| 4.28 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 1,2% |  |
| 4.30 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  | T
| 5.7 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 1,4% |  |
| 7.3 |  |  |  |  | OUI |  | OUI | 0,3% | H |
| 7.4 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 0,3% | H |
| 7.5 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 0,0% | H |
| 7.6 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 2,0% | H |
| 8.2 |  | OUI |  | OUI |  |  | OUI | 0,0% | H |
| 9.1 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,0% | H |
| 9.3 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 0,9% | H |
| TOTAL |  |  |  |  |  |  |  | 58% |  |

Part des Dépenses Opérationnelles (OPEX) 2022 issue de produits ou de services associés à des activités économiques alignées sur la taxonomie

OPEX Activités économiques (1) | Codes (2) | OPEX absolues (3) | Part des OPEX (4) | Critères de contribution substantielle |
Atténuation du changement climatique (5) | Adaptation au changement climatique (6)
M€ | % | % | %
A1- Activités durable sur le plan environnemental (alignées sur la taxonomie) |  |  |  |  |  |
Production d’électricité au moyen de la technologie solaire photovoltaïque | 4.1 | -37 | 1,3% | 3,3% | 0,0% |
Production d’électricité à partir d’énergie éolienne | 4.3 | -300 | 10,4% | 26,7% | 0,0% |
Production d’électricité par une centrale hydroélectrique | 4.5 | -222 | 7,7% | 19,8% | 0,0% |
Production d'électricité à partir d'énergie géothermique | 4.6 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Production d’électricité par bioénergie | 4.8 | -8 | 0,3% | 0,7% | 0,0% |
Transport et distribution d’électricité | 4.9 | -10 | 0,4% | 0,1% | 0,8% |
Stockage de l’électricité | 4.10 | -18 | 0,6% | 1,6% | 0,0% |
Stockage d’hydrogène | 4.12 | -2 | 0,1% | 0,2% | 0,0% |
Réseaux de transport et de distribution pour gaz renouvelables et à faible intensité de carbone | 4.14 | -34 | 1,2% | 2,5% | 0,5% |
Réseaux de chaleur/de froid | 4.15 | -222 | 7,7% | 19,7% | 0,1% |
Cogénération de chaleur/froid et d’électricité par bioénergie | 4.20 | -4 | 0,1% | 0,3% | 0,0% |
Production de chaleur/froid à partir d’énergie géothermique | 4.22 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Production de chaleur/froid par bioénergie | 4.24 | -29 | 1,0% | 2,6% | 0,0% |
Production d’électricité à partir de l’énergie nucléaire dans des installations existantes | 4.28 | -33 | 1,1% | 2,9% | 0,0% |
Cogénération à haut rendement de chaleur/froid et d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.30 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Production de chaleur/froid à partir de combustibles fossiles gazeux dans un système efficace de chauffageet de refroidissement urbain | 4.31 | -1 | 0,0% | 0,1% | 0,0% |
Digestion anaérobie de biodéchets | 5.7 | -5 | 0,2% | 0,4% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation d’équipements favorisant l’efficacité énergétique | 7.3 | -19 | 0,7% | 1,7% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation de stations de recharge pour véhicules électriques à l’intérieur de bâtiments (et dans des parcs de stationnement annexés à des bâtiments) | 7.4 | 0 | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation d’instruments et de dispositifs de mesure, de régulation et de contrôle de la performance énergétique des bâtiments | 7.5 | -3 | 0,1% | 0,2% | 0,0% |
Installation, maintenance et réparation de technologies liées aux énergies renouvelables | 7.6 | -27 | 0,9% | 2,4% | 0,0% |
Programmation, conseil et autres activités informatiques | 8.2 | -2 | 0,1% | 0,2% | 0,0% |
Recherche, développement et innovation proches du marché | 9.1 | -4 | 0,1% | 0,3% | 0,0% |
Services spécialisés en lien avec la performance énergétique des bâtiments | 9.3 | -143 | 4,9% | 12,7% | 0,0% |
OPEX des activités durables sur le plan environnemental (alignées sur la taxonomie) (A.1) | TOTAL | -1 125 | 39% | 99% | 1% |
A.2 Activités éligibles à la taxonomie mais non durables sur le plan environnemental (non alignées sur la taxonomie) |  |  |  |  |  |
Production d’électricité au moyen de la technologie solaire photovoltaïque | 4.1 | -1 | 0,0% |  |  |
Production d’électricité à partir d’énergie éolienne | 4.3 | -7 | 0,3% |  |  |
Production d’électricité par une centrale hydroélectrique | 4.5 | -10 | 0,4% |  |  |
Transport et distribution d’électricité | 4.9 | -29 | 1,0% |  |  |
Stockage de l’électricité | 4.10 | 0 | 0,0% |  |  |
Réseaux de chaleur/de froid | 4.15 | -50 | 1,7% |  |  |
Production de chaleur/froid à partir d’énergie géothermique | 4.22 | -1 | 0,0% |  |  |
Production d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.29 | -163 | 5,6% |  |  |
Cogénération à haut rendement de chaleur/froid et d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux | 4.30 | -44 | 1,5% |  |  |
Production de chaleur/froid à partir de combustibles fossiles gazeux dans un système efficace de chauffage et de refroidissement urbain | 4.31 | -1 | 0,0% |  |  |
Installation, maintenance et réparation d’équipements favorisant l’efficacité énergétique | 7.3 | -8 | 0,3% |  |  |
Services spécialisés en lien avec la performance énergétique des bâtiments | 9.3 | 0 | 0,0% |  |  |
OPEX des activités éligibles à la taxonomie mais non durables sur le plan environnemental (non alignées sur la taxonomie) (A.2) |  | -314 | 11% |  |  |
Total A1+A2 |  | -1 438 | 50% |  |  |
B. ACTIVITÉS NON ÉLIGIBLES À LA TAXONOMIE |  |  |  |  |  |
OPEX des activités non éligibles à la taxonomie (B) |  | -1 463 | 50% |  |  |
Total A+B |  | -2 901 | 100% |  |  |

| Codes (2) | Critères d’absences de préjudice important (DNSH - Does Not Significantly Harm) | Garanties minimales (17) | Part des OPEX alignée sur la taxonomie, année 2022 (18) | Catégorie “activité habilitante” (20) | Catégorie “activité transitoire” (21)
Atténuation du changement climatique (11) | Adaptation au changement climatique (12) | Ressources aquatiques et marines (13) | Économie circulaire (14) | Pollution (15) | Biodiversité et écosystèmes (16)
OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON | OUI/NON |  | % | H | T
| 4.1 |  | OUI |  | OUI |  | OUI | OUI | 1,3% |  |
| 4.3 |  | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | 10,4% |  |
| 4.5 |  | OUI | OUI |  |  | OUI | OUI | 7,7% |  |
| 4.6 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  |
| 4.8 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,3% |  |
| 4.9 | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,4% | H |
| 4.10 |  | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | 0,6% | H |
| 4.12 |  | OUI |  | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,1% | H |
| 4.14 | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 1,2% |  |
| 4.15 | OUI | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 7,7% |  |
| 4.20 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,1% |  |
| 4.22 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  |
| 4.24 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 1,0% |  |
| 4.28 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 1,1% |  |
| 4.30 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  | T
| 4.31 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,0% |  | T
| 5.7 |  | OUI | OUI |  | OUI | OUI | OUI | 0,2% |  |
| 7.3 |  | OUI |  |  | OUI |  | OUI | 0,7% | H |
| 7.4 |  | OUI |  |  | OUI |  | OUI | 0,0% | H |
| 7.5 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 0,1% | H |
| 7.6 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 0,9% | H |
| 8.2 |  | OUI |  | OUI |  |  | OUI | 0,1% | H |
| 9.1 |  | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | OUI | 0,1% | H |
| 9.3 |  | OUI |  |  |  |  | OUI | 4,9% | H |
| TOTAL |  |  |  |  |  |  |  | 39% |  |
| 4.1 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.3 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.5 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.9 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.10 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.15 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.22 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.29 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.30 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 4.31 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 7.3 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 9.3 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |

Les tableaux ci-après reprennent les modèles standards pour la publication des informations liées aux activités nucléaires et gaz selon le Règlement délégué (UE) n°2022/1214 de la Commission européenne du 9 mars 2022.

Modèle 1 - Activités liées à l’énergie nucléaire et au gaz fossile

Ligne | Activités liées à l’énergie nucléaire |
1. | L’entreprise exerce, finance ou est exposée à des activités de recherche, de développement, de démonstration et de déploiement d’installations innovantes de production d’électricité à partir de processus nucléaires avec un minimum de déchets issus du cycle du combustible. | NON
2. | L’entreprise exerce, finance ou est exposée à des activités de construction et d’exploitation sûre de nouvelles installations nucléaires de production d’électricité ou de chaleur industrielle, notamment à des fins de chauffage urbain ou aux fins de procédés industriels tels que la production d’hydrogène, y compris leurs mises à niveau de sûreté, utilisant les meilleures technologies disponibles. | NON
3. | L’entreprise exerce, finance ou est exposée à des activités d’exploitation sûre d’installations nucléaires existantes de production d’électricité ou de chaleur industrielle, notamment à des fins de chauffage urbain ou aux fins de procédés industriels tels que la production d’hydrogène, à partir d’énergie nucléaire, y compris leurs mises à niveau de sûreté. | OUI
| Activités liées au gaz fossile |
4. | L’entreprise exerce, finance ou est exposée à des activités de construction ou d’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux. | OUI
5. | L’entreprise exerce, finance ou est exposée à des activités de construction, de remise en état et d’exploitation d’installations de production combinée de chaleur/froid et d’électricité à partir de combustibles fossiles gazeux. | OUI
6. | L’entreprise exerce, finance ou est exposée à des activités de construction, de remise en état ou d’exploitation d’installations de production de chaleur qui produisent de la chaleur/du froid à partir de combustibles fossiles gazeux. | OUI

Modèle 2 - Nucléaire et Gaz - Activités économiques alignées sur la taxonomie (dénominateur)

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - Chiffre d’affaires
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 372 | 0% | 372 | 0% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 45 | 0% | 45 | 0% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 10 | 0% | 10 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques alignées sur la taxonomie non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 13 682 | 15% | 13 682 | 15% | 0 | 0%
8. | Total ICP applicable - CHIFFRE D’AFFAIRES | 93 865 | 100% | 93 865 | 100% | 0 | 0%

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - CAPEX
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 109 | 1% | 109 | 1% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 1 | 0% | 1 | 0% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques alignées sur la taxonomie non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de l’ICP CAPEX | 5 260 | 57% | 5 260 | 57% | 0 | 0%
8. | Total ICP applicable - CAPEX | 9 191 | 100% | 9 191 | 100% | 0 | 0%

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - OPEX
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | -33 | 0% | -33 | 0% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | -1 | 0% | -1 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques alignées sur la taxonomie non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de l’ICP OPEX | -1 090 | 38% | -1 090 | 38% | 0 | 0%
8. | Total ICP applicable - OPEX | -2 901 | 100% | -2 901 | 100% | 0 | 0%

Modèle 3 - Activités économiques alignées sur la taxonomie (numérateur)

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - Chiffre d’affaires
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP chiffre d’affaires | 372 | 3% | 372 | 3% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP chiffre d’affaires | 45 | 0% | 45 | 0% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP chiffre d’affaires | 10 | 0% | 10 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques alignées sur la taxonomie non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au numérateur de l’ICP chiffre d’affaires | 13 682 | 97% | 13 682 | 97% | 0 | 0%
8. | Montant total et proportion totale des activités économiques alignées sur la taxonomie au numérateur de l’ICP chiffre d’affaires | 14 109 | 100% | 14 109 | 100% | 0 | 0%

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - CAPEX
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP CAPEX | 109 | 1% | 109 | 1% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques alignées sur la taxonomie non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au numérateur de l’ICP CAPEX | 5 260 | 37% | 5 260 | 37% | 0 | 0%
8. | Montant total et proportion totale des activités alignées sur la taxonomie au numérateur de l’ICP CAPEX | 5 370 | 38% | 5 370 | 38% | 0 | 0%

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - OPEX
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP OPEX | -33 | 0% | -33 | 0% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP OPEX | -1 | 0% | -1 | 0% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique alignée sur la taxonomie visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au numérateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques alignées sur la taxonomie non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au numérateur de l’ICP OPEX | -1 090 | -8% | -1 090 | -8% | 0 | 0%
8. | Montant total et proportion totale des activités économiques alignées sur la taxonomie au numérateur de l’ICP OPEX | -1 124 | -8% | -1 124 | -8% | 0 | 0%

Modèle 4 - Activités économiques éligibles à la taxonomie mais non alignées sur celles-ci

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - Chiffre d’affaires
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 29 | 0% | 29 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 32 | 0% | 32 | 0% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 6 758 | 7% | 6 758 | 7% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 852 | 1% | 852 | 1% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 10 | 0% | 10 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques éligibles à la taxonomie, mais non alignées sur celle-ci, non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de de l’ICP chiffre d’affaires | 1 678 | 2% | 1678 | 2% | 0 | 0%
8. | Montant total et proportion totale des activités économiques éligibles à la taxonomie, mais non alignées sur celle-ci, au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 9 359 | 10% | 9 359 | 10% | 0 | 0%

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - CAPEX
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 278 | 3% | 278 | 3% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 40 | 0% | 40 | 0% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 40 | 0% | 40 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques éligibles à la taxonomie, mais non alignées sur celle-ci, non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de l’ICP CAPEX | 202 | 2% | 202 | 2% | 0 | 0%
8. | Montant total et proportion totale des activités économiques éligibles à la taxonomie, mais non alignées sur celle-ci, au dénominateur de l’ICP CAPEX | 560 | 6% | 560 | 6% | 0 | 0%

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - OPEX
CCM+CCA | Atténuation du changement climatique (CCM) | Adaptation au changement climatique (CCA)
Montant | % | Montant | % | Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0% | 0 | 0% | 0 | 0%
4. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 a u dénominateur de l’ICP OPEX | -163 | -6% | -163 | -6% | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | -44 | -2% | -44 | -2% | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique éligible à la taxonomie, mais non alignée sur celle-ci, visée à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | -1 | 0% | -1 | 0% | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques éligibles à la taxonomie, mais non alignées sur celle-ci, non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de l’ICP OPEX | -106 | -4% | -106 | -4% | 0 | 0%
8. | Montant total et proportion totale des activités économiques éligibles à la taxonomie, mais non alignées sur celle-ci, au dénominateur de l’ICP OPEX | -314 | -11% | -314 | -11% | 0 | 0%

Modèle 5 - Activités économiques non éligibles à la taxonomie

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - Chiffre d’affaires
CCM+CCA
Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 1 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 2 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 3 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 3 858 | 4%
4. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 4 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 5 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 6 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques non éligibles à la taxonomie et non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 66 540 | 71%
8. | Montant total et proportion totale des activités économiques non éligibles à la taxonomie au dénominateur de l’ICP chiffre d’affaires | 70 398 | 75%

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - CAPEX
CCM+CCA
Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 1 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 2 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 3 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 115 | 1%
4. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 4 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 5 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 6 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP CAPEX | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques non éligibles à la taxonomie et non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de l’ICP CAPEX | 3 147 | 34%
8. | Montant total et proportion totale des activités économiques non éligibles à la taxonomie au dénominateur de l’ICP CAPEX | 3 262 | 35%

Ligne | Activités économiques | Montant en millions d’euros et proportion en % - OPEX
CCM+CCA
Montant | %
1. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 1 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.26 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0%
2. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 2 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.27 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0%
3. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 3 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.28 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | -174 | 6%
4. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 4 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.29 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0%
5. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 5 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.30 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0%
6. | Montant et proportion de l’activité économique visée à la ligne 6 du modèle 1 qui n’est pas éligible à la taxonomie, conformément à la section 4.31 des annexes I et II du règlement délégué (UE) 2021/2139 au dénominateur de l’ICP OPEX | 0 | 0%
7. | Montant et proportion des autres activités économiques non éligibles à la taxonomie et non visées aux lignes 1 à 6 ci-dessus au dénominateur de l’ICP OPEX | -1290 | 44%
8. | Montant total et proportion totale des activités économiques non éligibles à la taxonomie au dénominateur de l’ICP OPEX | -1464 | 50%

3.2Modèle d’affaires

L’accélération de la transition énergétique déplace la valeur du secteur vers des activités plus respectueuses de l’environnement et des services plus proches du client final. Elle induit, en outre, la nécessité d’apporter des réponses adaptées à chaque territoire, intégrant la bonne compréhension des situations et des ressources locales. ENGIE s’implique pour sensibiliser et coconstruire avec ses parties prenantes la transition énergétique.

Les activités du Groupe, détaillées à la Section 1.6 “Présentation des activités du Groupe”, peuvent être représentées selon le schéma suivant :

Les quatre blocs d’activités du Groupe (Renouvelables, Infrastructures, Energy Solutions, FlexGen & Retail) et Autres activités mobilisent des capitaux ou des ressources de différentes natures et créent de la valeur selon cinq axes comme illustrée ci-dessous. Cette présentation reprend les principes de l’International Integrated Reporting Council (IIRC).

3.3Analyse des principaux enjeux et risques RSE

Pour identifier les principaux risques RSE, ENGIE s’est appuyé sur la dernière version (2020) de sa matrice des enjeux, dite “matrice de matérialité”. Elle a été réalisée pour mieux refléter les attentes et priorités de ses parties prenantes (internes et externes), celles de son management et mieux cibler sa stratégie et ses actions.

Il en résulte 20 enjeux répartis selon quatre catégories à savoir: sept enjeux matériels, deux enjeux majeurs, sept enjeux décisifs et quatre enjeux fondamentaux.

Les enjeux fondamentaux constituent des enjeux pérennes constituant le socle fondateur et incontournable pour un exercice responsable des activités industrielles et commerciales du Groupe. De ce fait, ils n’ont pas été interclassés, ni comparés aux autres enjeux.

Les autres enjeux ont été évalués suite à des entretiens avec une trentaine de parties prenantes et l’analyse d’une cinquantaine de questionnaires. Ils ont été interclassés grâce à un système de notations pondérées selon le nombre de répondants avec le souci d’équilibrer le poids de chaque typologie de parties prenantes. Ils ont été enfin regroupés dans trois catégories de matérialité croissante :

•les enjeux matériels qui contribuent à la création de valeur du Groupe ;

•les enjeux majeurs qui y contribuent de manière plus importante ;

•les enjeux décisifs qui y contribuent de manière essentielle, six d’entre eux constituant les priorités stratégiques du Groupe.

Les enjeux sont positionnés sur la matrice :

•en fonction de leur importance pour les parties prenantes internes et externes (axe des ordonnées) ;

•en fonction de l’impact en terme de création de valeur pour ENGIE (axe des abscisses).

Tous les enjeux sont situés dans les niveaux moyens ou forts de matérialité.

La méthodologie de construction de cette matrice est accessible sur le site internet du Groupe à l’adresse suivante : https://www.engie.com/groupe/responsabilite-societale/gouvernances-politiques-rse.

Les définitions des enjeux 2022 sont précisées dans les tableaux suivants :

Enjeu | Définition
1. Leadership & gouvernance responsables | Garantir un leadership et une gouvernance exemplaires et transparents, adaptés aux enjeux stratégiques ; assurer la transparence et l’intégrité de l’information grâce à la fiabilité de la communication, la gestion efficace des éventuelles controverses et l’image de marque d’ENGIE ; assurer la lisibilité des objectifs du Groupe ; assurer la cohérence des actions du Groupe vis-à-vis de sa raison d’être.
2. Digital | Mettre notre expertise digitale au service de la transition énergétique en offrant à nos clients des solutions et services innovants différenciants ; mettre à profit ces technologies afin d’améliorer l’efficacité opérationnelle du Groupe et renforcer la cohésion entre nos employés grâce à des nouveaux outils collaboratifs.
3. Croissance durable | Assurer la résilience du modèle d’affaires du Groupe ainsi que la croissance des résultats financiers à long terme; garantir un partage de la valeur avec l’ensemble des parties prenantes (rémunérer de façon incitative les cadres dirigeants et l’ensemble des collaborateurs ; assurer des dispositifs d’attractivité et de fidélisation des actionnaires) ; limiter les risques d’actifs échoués ; assurer une stabilité en matière de notation financière et RSE.
4. Sécurité & résilience des installations | Assurer la sûreté de fonctionnement des installations et la continuité des activités en garantissant : la sécurité et surveillance des sites sensibles du Groupe (nucléaires et industriels), la résilience et l’adaptation des installatons face aux risques climatiques, la cybersécurité des systèmes industriels, la confidentialité et protection des données personnelles de nos collaborateurs et de nos clients ; assurer le démantèlement des sites nucléaires dans les conditions de sécurité requises.
5. Compétence & engagement des collaborateurs | Favoriser l’appropriation de la raison d’être, de la stratégie et des valeurs d’ENGIE par les collaborateurs en les rendant acteurs de leur déploiement; renforcer la relation de confiance entre le management et les collaborateurs ; explorer et développer les nouveaux modes de travail adaptés aux besoins des collaborateurs; assurer un dialogue social de qualité au sein du Groupe ; capitaliser sur les compétences des collaborateurs et les accompagner dans leurs évolutions professionnelles ; attirer et développer les talents ; renforcer l’intrapreneuriat dans nos pratiques.
6. Santé & sécurité au travail | Garantir la santé et la sécurité ainsi que des conditions de travail optimales pour nos collaborateurs, contractants et sous-traitants dans l’ensemble des zones géographiques où le Groupe opère.
7. Diversité & inclusion au travail | Promouvoir l’égalité des chances et faire de l’égalité de traitement une réalité ; veiller à la non-discrimination à l’égard de nos salariés comme de nos candidats; promouvoir la diversité des profils et des expériences à tous les niveaux de l’entreprise.
8. Économie circulaire | Encourager la circularité tout au long de la chaîne de valeur en favorisant le recyclage, la réutilisation et la valorisation des ressources dans les opérations; maîtriser la consommation des ressources (consommation responsable) ; assurer une utilisation efficiente des matières premières.
9. Préservation de la biodiversité, de l’eau & de l’environnement | Prévenir et maitriser l’impact des opérations du Groupe sur la biodiversité, l’eau et l’environnement (pollution sonore, pollution des sols, pollution de l’eau et de l’air) ; être acteur et moteur de la protection de l’environnement et contribuer à la restauration des habitats naturels à travers des engagements ciblés et concrets.
10. Transformation bas carbone | Agir positivement pour l’environnement et le climat en assurant un virage lisible et ambitieux vers des activités bas carbone, en se désengageant des activités carbonées, en développant des offres visant à réduire l’empreinte carbone des clients du Groupe, en maîtrisant l’empreinte carbone de nos chaînes d’approvisionnement et de nos pratiques de travail.
11. Production renouvelable électrique | Renforcer notre investissement dans un portefeuille d’activités compétitif et durable de production électrique à partir d’énergies renouvelables et en assurer l’acceptabilité locale; anticiper les nouvelles sources d’énergies renouvelables et être acteur de leurs déploiements.
12. Gaz verts | Développer de façon durable l’ensemble de la chaîne de valeur des gaz verts (biométhane, hydrogène) ; sensibiliser nos clients et parties prenantes aux rôles des gaz verts comme leviers de résilience et de performance dans la transition énergétique.
13. Infrastructures énergétiques centralisées & décentralisées | Poursuivre le développement des infrastructures énergétiques de gaz et d’électricité ainsi que les infrastructures décentralisées (réseaux de chaleur et de froid, réseaux de bornes de recharge pour véhicules électriques, réseaux urbains d’éclairage public, etc.) ; mettre à profit les nouvelles technologies au service de la gestion intelligente et connectée des réseaux et des infrastructures.
14. Agilité & innovation | Faire évoluer la culture d’entreprise vers une plus grande agilité et ouverture à l’innovation ; renforcer nos capacités d’évolution (adaptation des business models et de l’organisation de Groupe, transformation des modes de travail, développement de l’intrapreneuriat, etc.) face aux évolutions de l’environnement du Groupe (attentes, usages, etc.).
15. Dialogue avec les clients | Engager un dialogue d’ordre stratégique avec les clients actuels et historiques afin de les accompagner au mieux dans leur transformation bas carbone ; sensibiliser l’ensemble des clients aux valeurs et engagements du Groupe ; développer une relation partenariale de qualité et s’adapter aux spécificités des implantations géographiques d’ENGIE ; s’engager sur une performance (énergétique, carbone, etc.) à long terme auprès des clients.
16. Éthique & conformité | Garantir une conduite responsable des affaires à travers des pratiques éthiques robustes et transparentes au niveau des activités opérationnelles (ex. anti-corruption, fiscalité).
17. Impact & développement des communautés et parties prenantes | Œuvrer pour le respect des droits humains sur toute notre chaîne de valeur, maintenir un dialogue continu et de qualité avec les parties prenantes ; développer de nouvelles dynamiques de partenariats ; contribuer positivement au développement territorial, dans le respect des communautés locales, en tenant compte de l’évolution des besoins ; contribuer à une transition énergétique juste et efficace ; encourager une économie plus inclusive et plus équitable.
18. Finance durable | Œuvrer en faveur d’une finance durable à travers : la promotion d’instruments financiers responsables (Green Bonds, etc.), l’intégration des enjeux ESG dans le processus d’investissement afin de favoriser le développement d’activités durables ; démontrer l’alignement des actions d’ENGIE avec les attentes croissantes des investisseurs et des agences de notation RSE ; anticiper et s’adapter aux évolutions réglementaires en la matière.
19. Chaîne d’approvisionnement durable (biens, services, énergie) | Promouvoir les pratiques RSE d’ENGIE tout au long de ses chaînes d’approvisionnement ; favoriser un dialogue de qualité avec ses fournisseurs ; nouer des partenariats stratégiques en matière de développement durable ; maîtriser les risques sociaux et environnementaux liés à l’activité et à la localisation géographique des fournisseurs de biens, de services et d’énergie ; privilégier un panel de fournisseurs diversifiés afin de garantir la continuité de l’activité.
20. Efficacité & sobriété énergétique | Accompagner une démarche individuelle et collective de changements techniques, d’usages, pratiques et modes d’organisation visant à la réduction des consommations énergétiques ; à tous les niveaux du Groupe : pratiques quotidiennes de travail, opérations, chaîne d’approvisionnement et chez nos clients à travers nos offres ainsi qu’au niveau de nos infrastructures.

Ces 20 enjeux génèrent des risques et des opportunités RSE. Ces risques RSE sont regroupés par nature selon la typologie suivante :

•environnementaux ;

•sociétaux ;

•sociaux ;

•et de gouvernance.

Les principaux Objectifs de Développement Durable (ODD) des Nations Unies pouvant être impactés par ces risques sont également indiqués.

L’analyse des risques retenue au Chapitre 2 “Facteurs de risques et contrôle” diffère de l’analyse de ces risques RSE. Au Chapitre 2, les risques concernent des “risques matériels spécifiques nets”. Ils sont évalués avec une appréciation de leur évolution. Ils sont propres aux activités d’ENGIE et peuvent avoir un impact financier à court ou moyen terme dans le cadre de décisions d’investissement concernant ENGIE. Ils sont qualifiés de “nets” en regard de leur impact potentiel résiduel après avoir pris en compte les mesures prises par le Groupe pour les réduire.

Les risques de la présente Section sont de nature RSE, ne sont pas forcément spécifiques aux activités d’ENGIE, et peuvent avoir des impacts à moyen ou long terme. Ce sont des risques bruts, non atténués par les mesures de gestion prises par ENGIE.

Ces approches différentes expliquent les écarts entre la liste des risques présentés au Chapitre 2 et ceux de la présente Section.

Risques environnementaux
Enjeu 2 : Digital Enjeu 4 : Sécurité et résilience des installations Enjeu 8 : Économie circulaire Enjeu 9 : Préservation de la biodiversité, de l’eau et de l’environnement Enjeu 10 : Transformation bas carbone Enjeu 11 : Production renouvelable électrique Enjeu 12 : Gaz verts Enjeu 13 : Infrastructures énergétiques centralisées et décentralisées Enjeu 20 : Efficacité & sobriété énergétique
| Risques RSE associé | Opportunités associées | ODD associés
A | Sécurité industrielle : risque d’atteinte à l’intégrité des personnes ou des biens du fait des activités industrielles du Groupe. | Ventes de services : digitalisation, robotisation, sécurisation et surveillance de sites sensibles, aide à l’adaptation au changement climatique d’installations clients, aide à la décarbonation de portefeuilles clients. |  |
B | Sûreté nucléaire : risques de rejets de matières radioactives issues des centrales nucléaires du Groupe suite à un accident.
C | Cyberattaque des systèmes industriels : risque d’attaque perturbant des systèmes de commande ou des systèmes informatiques d’installations industrielles ou tertiaires du Groupe.
D | Atteinte aux patrimoines matériels et immatériels par malveillance : risques liés aux actes de malveillance touchant les sites et installations industriels ou tertiaires du Groupe, constitutifs de son patrimoine matériel, mais aussi ceux touchant l’information, constitutive du patrimoine immatériel du Groupe, qu’elle soit sur support informatique, physique ou même véhiculée verbalement.
E | Contribution au changement climatique | Ventes de services : réduction de l’empreinte carbone de sites industriels, plans de gestion de l’environnement ; programme de restauration de la faune et la flore ; mobilisation des parties prenantes : clients, salariés, territoires, ONG. |  |
F | Transition liée au changement climatique
G | Perte de biodiversité
H | Stress hydrique
I | Gestion des déchets
J | Pollution atmosphérique
K | Pollution du milieu environnant
Risques sociétaux
Enjeu 3 : Croissance durable Enjeu 15 : Dialogue avec les clients Enjeu 17 : Impact et développement des communautés et des parties prenantes Enjeu 18 : Finance durable Enjeu 19 : Chaîne d’approvisionnement durable
| Risques RSE associés | Opportunités associées | ODD associés
L | Acceptation sociale : risque d’opposition de la population locale ou d’associations lors de la présentation, de l’installation ou de l’exploitation de certains équipements pouvant remettre en cause la détention de divers permis et autorisations dont l’obtention ou le renouvellement auprès des autorités réglementaires compétentes fait l’objet de procédures longues et coûteuses. | Co-construction des offres avec les parties prenantes. Pérennisation des activités industrielles. Développement de l’offre d’accès à l’énergie dans les territoires non desservis. Traitement de la précarité énergétique par des offres adaptées. Rôle sociétal du Groupe bénéfique à sa réputation interne et externe. |  |
M | Gestion de grands projets : risques dans la conduite de grands projets industriels comprenant une mauvaise prise en compte du dialogue avec les parties prenantes, le non-respect des coûts ou des délais de construction ou de livraison, la non-atteinte des performances opérationnelles, la rupture d’approvisionnement de matières premières, de composants sensibles ou le manque d’énergies nécessaires au projet pouvant s’expliquer par un contexte de tensions géopolitiques.
N | Réputation : risques impactant l’image de marque du Groupe liés à son incapacité à instaurer et conserver la confiance des parties prenantes et à en obtenir les bénéfices qui y sont associés, notamment par un lobbying insuffisamment maîtrisé, à son incapacité à maintenir les valeurs et les normes sociales au sein de l’entreprise, chez ses fournisseurs ou sous-traitants, à son incapacité à bâtir et protéger son image de marque dans son environnement.
Risques sociaux
Enjeu 1 : Leadership et gouvernance responsables Enjeu 5 : Compétences et engagement des collaborateurs Enjeu 14 : Agilité et innovation
| Risques RSE associés | Opportunités associées | ODD associés
O | Compétences : risque de pénurie de personnes qualifiées, d’indisponibilité de ressources flexibles en fonction des besoins, de perte de connaissances clés en cas de départ par manque de plans de succession ou en raison de conditions plus attrayantes dans la même zone géographique. | Adaptation aux évolutions des métiers. Attrait du Groupe auprès des jeunes sensibles à la neutralité carbone. Digitalisation améliorant l’efficacité du travail. |  |
P | Adhésion des salariés : risque de manque d’adhésion des salariés dans le cadre de la transformation du Groupe pouvant conduire à des mouvements sociaux.
Enjeu 7 : Diversité et inclusion au travail |
| Risques RSE associés | Opportunités associées | ODD associés
Q | Diversité : risque de non-représentativité de la population salariée du Groupe par rapport à la société dans laquelle il évolue. | Rôle sociétal du Groupe bénéfique à sa réputation interne et externe. Inclusivité de l’entreprise. Reflet de la société. Attractivité du Groupe. |  |
R | Inéquité : risque de traitement discriminatoire de salariés ou de candidats.
Enjeu 6 : Santé - sécurité au travail |
| Risques RSE associés | Opportunités associées | ODD associés
S | Santé-sécurité au travail pour les salariés, les contractants et les sous-traitants. | Amélioration de la performance opérationnelle. Bien-être au travail. Motivation des salariés. |  |
T | Sûreté dans les déplacements
Risques de gouvernance
Enjeu 1 : Leadership et gouvernance responsables Enjeu 16 : Éthique et conformité |
| Risques associés | Opportunités associées | ODD associés
U | Corruption : risque d’un comportement pénalement répréhensible par lequel une personne sollicite ou accepte un avantage en vue d’accomplir un acte entrant dans le cadre de ses fonctions et pouvant conduire à enfreindre le droit à la concurrence. | Exemplarité citoyenne du Groupe. Motivation des salariés. |  |
V | Fiscal : risque de non-conformité aux réglementations fiscales, aux obligations de déclaration et à leurs évolutions.
W | Atteinte aux données personnelles : risques de traitements informatiques erronés sur des données personnelles susceptibles d’impacter les droits et libertés des personnes concernées. |  |  |
Enjeu 17 : Impact et développement des communautés et des parties prenantes |
| Risques associés | Opportunités associées | ODD associés
X | Atteinte aux droits humains | Rôle sociétal du Groupe bénéfique à sa réputation interne et externe. |  |

Conformément à la réglementation, ces risques sont analysés, dans les pages suivantes, au travers :

•d’un résumé des politiques ou des plans d’actions mis en œuvre pour les limiter ;

•des indicateurs mis en place pour les suivre avec parfois des objectifs fixés ;

•et des résultats de ces indicateurs sur trois ans.

Par ailleurs, conformément à la loi n°2017-399 du 27 mars 2017, ENGIE a défini un plan de vigilance pour les risques liés aux Droits Humains au sens large, comprenant aussi les aspects santé-sécurité, achats responsables et environnement. Ce plan de vigilance couvre l’ensemble des activités d’ENGIE et de ses filiales contrôlées dans le monde entier ainsi que celles de ses principaux fournisseurs. Ce plan de vigilance est présenté à la Section 3.9 “Plan de vigilance”.

3.3.1Principaux risques environnementaux

Politiques ou plans d’action mis en place pour couvrir ou remédier aux risques | Moyens ou KPI de pilotage, objectifs | Résultats 2022 (hors Equans) | Résultats 2021 (hors Equans) | Résultats 2020
Risque A : Sécurité industrielle (voir Section 2.2.5.2)
Politique de santé-sécurité d’ENGIE intégrant la sécurité industrielle Politiques de sécurité industrielle spécifiques aux différentes activités mises en œuvre par les filiales du Groupe Plans d’actions mis en œuvre par les filiales intégrant le retour d’expérience dans une logique d’amélioration continue | Suivi au niveau des filiales des incidents et accidents liés à la sécurité industrielle Évaluation du niveau de maîtrise des risques réalisée au travers de référentiels de contrôle interne dédiés (IND 2 & 3) | Pas d’incident significatif sur les installations industrielles | Pas d’incident significatif sur les installationsindustrielles | Pas d’incident significatif sur les installationsindustrielles
Risque B : Sûreté nucléaire (voir Section 2.2.7.1)
Politique de sûreté nucléaire et radioprotection Supervision indépendante de la sûreté nucléaire Plan global de sûreté nucléaire 2016-2020 Exigences minimales portant sur les systèmes de management des acteurs nucléaires | Suivi des incidents significatifs | Pas d’incident significatif | Pas d’incident significatif | Pas d’incident significatif
Risque C : Cyberattaque des systèmes de contrôle industriels (voir Section 2.2.5.1)
Révision de la politique Groupe de sécurité des systèmes de contrôle industriel Référentiel technique de sécurisation Référentiel d’évaluation qualitative du niveau de maturité de la culture cybersécurité des entités | Suivi du taux de sécurisation des sites à sécuriser en priorité (sites critiques et sensibles) Évaluation du niveau de maîtrise du risque réalisée au travers d’un référentiel de contrôle interne dédié (IND 4) | Maintien de la sécurisation des sites existants et sécurisation de nouveaux sites conformément aux objectifs | Maintien de la sécurisation des sites existants et sécurisation de nouveaux sites conformément aux objectifs | Maintien de la sécurisation des sites existants et sécurisation de nouveaux sites conformément aux objectifs
Risque D : Atteinte aux patrimoines par malveillance (voir Section 2.2.5)
Politique Groupe de protection des personnes et des patrimoines matériels et immatériels Mesures de prévention et de protection mises en œuvre suivant la criticité de la zone d’implantation Comité Groupe de sécurité de l’information | Suivi des menaces qui pèsent sur le Groupe, en particulier terroristes Suivi des dommages aux patrimoines | Pas de dommage significatif sur les patrimoines | Pas de dommage significatif sur les patrimoines | Pas de dommage significatif sur les patrimoines
Risque E : Contribution au changement climatique (Voir Section 2.2.2.1)
Politique environnementale Groupe qui précise : •les enjeux environnementaux du Groupe dont le changement climatique ; •les moyens mis en œuvre par le Groupe pour répondre à ces enjeux et améliorer sa performance ; •les éléments de gouvernance qui contribuent à la mise en œuvre de la politique environnementale du Groupe. | Objectifs à horizon 2030 : |  |  |
•43 Mt d’émissions de GES (scopes 1 et 3) liées à la production d’énergie, conformes aux engagements SBT | 59,5 | 65,1 | 67,5
•52 Mt d’émissions de GES liées à l’usage des produits vendus, conformes aux engagements SBT | 61,3 | 65,6 | 61,5
•0 Mt d’émissions de GES liées à nos pratiques de travail (après compensation) | 0,3 | 0,3 | 0,5
•58% de capacités électriques renouvelables, conformes aux engagements SBT | 38% | 34% | 31%
Risque F : Transition liée au changement climatique (voir Section 2.2.2)
Politique environnementale Groupe | Objectif à horizon 2030 : •100% des activités, projets et sites (y.c. ceux en démantèlement) avec un plan environnemental établi en concertation avec les parties prenantes | 53% | 37% | 21%
Risque G : Perte de biodiversité
Politique Biodiversité Groupe qui s’attache à : •éviter les impacts directs ou indirects de ses activités et de celles de sa chaîne de valeur sur la biodiversité ; •à défaut à les réduire ; •voire à les compenser en dernier ressort. | Objectif à horizon 2030 : •100% des activités industrielles avec une gestion écologique des sites (zéro produit phytosanitaire et respect des espaces naturels) | 34% | 28% | 0%
Risque H : Stress hydrique
Politique Eau Groupe qui porte une attention particulière à la gestion de l’eau utilisée dans la production d’énergie et aux procédés de retraitement des eaux usées | Objectif à horizon 2030 : •Taux de consommation d’eau de 0,1 m3 par MWh d’énergie produite | 0,300 | 0,342 | 0,278
Risque I : Gestion des déchets
Politique économie circulaire Groupe qui vise à ce que chaque site ou activité travaille à la valorisation et/ou au recyclage de ses déchets | Objectifs opérationnels 2030 : •Réduction de 80% de la quantité de déchets non dangereux évacués vs 2017 (2 773 419 t) •Réduction de 95% de la quantité de déchets dangereux évacués vs 2017 (386 783 t) | -47% 1 459 706 t -94% 23 506 t | +3% 2 843 003 t -92% 30 240 t | +3% 2 857 579 t -90% 38 139 t
| % de déchets non dangereux valorisés | 80% | 84% | 76%
% de déchets dangereux valorisés | 21% | 15% | 30%
Risques J et K : Pollution atmosphérique et pollution du milieu environnant
Politique environnementale Groupe qui incite à réduire les émissions dans l’air, dans’l’eau et dans les sols | Objectifs opérationnels 2030 : •Réduction de 75% des émissions de NOx vs 2017 (92 209 t) •Réduction de 98% des émissions de SO2 vs 2017 (159 623 t) •Réduction de 60% des émissions de particules totales vs 2017 (7 353 t) | -64% 33 517 t -95% 7 418 t -54% 3 398 t | -47% 48 831 t -34% 105 984 t -23% 5 693 t | -47% 49 022 t -25% 119 584 t -14% 6 312 t
| NOx (t) | 33 517 | 48 831 | 49 022
SO2 (t) | 7 418 | 105 984 | 119 584
Particules totales (t) | 3 398 | 5 693 | 6 312
Mercure (kg) | 49 | 194 | 305

3.3.2Principaux risques sociétaux

Politiques ou plans d’action mis en place pour couvrir ou remédier aux risques | Moyens ou KPI de pilotage, objectifs | Résultats 2022 (hors Equans) | Résultats 2021 (hors Equans) | Résultats 2020
Risque L : Acceptation sociétale
Politique sociétale Groupe qui précise : •les enjeux sociétaux pour le Groupe ; •les moyens mis en œuvre pour y répondre ; •les éléments de gouvernance qui contribuent à sa mise en œuvre. | Objectif à horizon 2030 : •100% de ses activités, projets et sites (y.c. ceux en démantèlement) avec un plan sociétal établi en concertation avec les parties prenantes | 46% | 38% | 21%
Nombre de sessions de formation à l’outil “stakeholder engagement” qui est un référentiel d’autoévaluation basé sur la norme AA1000 – gestion des parties prenantes, produite par l’ONG Accountability Remplacement en 2022 par un module de e-learning | 1 104 | 14 na | 6 na
Risque M : Gestion des grands projets (voir Section 2.2.5)
Procédure d’investissement des projets passant en Comité d’Investissement Groupe qui prévoit une analyse de risques et une matrice d’auto – évaluation de 9 critères RSE établis sur la base des éléments issus des EIA (Environmental Impact Assessment) et des ESIA (Environmental Social Impact Assessment) | Analyse de risques via matrice de 9 critères RSE | Pas d’indicateur | Pas d’indicateur | Pas d’indicateur
Risque N : Réputation
Protection de la marque | Taux de satisfaction NPS des clients BtoC (Net promoter Score compris entre -100 et + 100) basé sur la différence entre les promoteurs (répondants donnant une note de 9 ou 10) et les détracteurs (répondants donnant une note de 0 à 6) |  |  |
France (8 304 000 hors contrats en tarif régulé en 2022) | +32 | +19 | +19
Belgique (3 793 000 contrats en 2022) | +1 | +2 | -1
Pays-Bas (687 000 contrats en 2022) | +37 | nd | nd
Italie (913 000 contrats en 2022) | +37 | +29 | +19
Roumanie (2 073 000 contrats en 2022) | +38 | +49 | +50
Australie (689 000 contrats en 2022) | -2 | +5 | nd
Objectif à horizon 2030 : •45 Mt CO2 évitées chez nos clients par les offres et services d’ENGIE | 28,2 | 26,5 | 21
Politique environnementale | Nombre de plaintes et de condamnations environnementales | 8 plaintes et 1 condamnation | 13 plaintes et 2 condamnations | 6 plaintes et 2 condamnations
Charte éthique Code de conduite de la relation commerciale Code de conduite de la relation avec les fournisseurs | Dysfonctionnements éthiques suivis à travers l’outil de reporting éthique My Ethics Incident (partie du système de remontée managériale) | 305 incidents avérés ou non | 205 incidents avérés ou non | 283 incidents avérés ou non
Charte Achats Groupe qui précise les exigences et les engagements d’ENGIE dans sa relation avec les fournisseurs | Objectifs à horizon 2030 : •100% des fournisseurs préférentiels (hors achats d’énergies) certifiés ou alignés SBT | 23% | 20% | 15%
•Indice de 100 sur les achats responsables (hors énergie) : évaluation RSE et achats inclusifs | 38 | 40 | 25
Promotion d’un accès à l’énergie pour des populations éloignées des réseaux, notamment en Afrique | Objectif opérationnel à horizon 2030 : •30 millions de bénéficiaires avec un accès à une énergie abordable, fiable et propre depuis 2018 (hors fonds à impact Rassembleurs d’Energies) NB : du fait du recentrage géographique du Groupe, cet objectif sera amendé en 2024 pour refléter l’ambition du Groupe en matière d’impact social, environnemental et de lutte contre la précarité | 9,5 M | 7 M | 6 M
Plan de vigilance (voir Section 3.9) |  |  |  |

3.3.3Principaux risques sociaux

Politiques ou plans d’action mis en place pour couvrir ou remédier aux risques | Moyens ou KPI de pilotage, objectifs | Résultats 2022 (hors Equans) | Résultats 2021 (hors Equans) | Résultats 2020
Risque O : Compétences (voir Section 2.2.6.1)
Politique de développement et de mobilité Groupe qui s’articule autour : •d’ENGIE Skills qui a pour objectif de gérer de façon anticipée les compétences afin de préparer l’avenir ; •d’ENGIE Mobility qui favorise les mobilités internes ; •et s’appuie sur ENGIE University. | Objectif à horizon 2030 : •100% de salariés formés dans l’année | 84% | 82% | 70%
Suivi du nombre d’embauches (CDI et CDD) | 16 974 | 15 522 | 29 481
Suivi du taux de turnover volontaire (démission) | 6,5% | 5,2% | 5,4%
Politique d’innovation Groupe qui s’appuie sur : •l’entité ENGIE Fab pour mettre en œuvre de nouveaux business ; •le fonds d’investissement ENGIE New Ventures pour accompagner des start-ups. Politique de recherche & technologies Groupe qui s’appuie sur l’entité ENGIE Research qui regroupe plusieurs Labs et des centres d’expertise et d’ingénierie | Dépenses de R&D | 135 M€ | 138 M€ | 190 M€
Risque P : Adhésion (voir Section 2.2.6.1)
Leadership Way qui définit quatre comportements clés – la bienveillance, l’exigence, l’ouverture, l’audace – qui permettent de répondre à cinq objectifs : préparer le futur – développer et responsabiliser – agir et faire bouger les lignes – délivrer la performance – adopter une posture inspirante au quotidien. | Taux d’engagement des salariés à travers l’enquête annuelle mondiale ENGIE&ME | 86% | 83% | 83%
Lieux de concertation privilégiés entre la Direction et les représentants du personnel : Comité d’Entreprise européen et Comité Groupe France. | Ces instances assurent le suivi et la signature d’accords collectifs Groupe | le 8 septembre 2022, 1ère réunion du Forum Mondial chargé d’assurer la mise en œuvre de l’Accord mondial | Accord mondial sur les droits fondamentaux et la responsabilité sociale signé en janvier 2022 | Pas de nouvel accord
Risque Q : Diversité (voir Section 2.2.6.1)
Politique de diversité du Groupe Label diversité | Taux de femmes dans les effectifs | 26,2% | 25,1% | 21,4%
Objectif à horizon 2030 : •40% à 60% de femmes managers | 29,9% | 28,9% | 24,1%
Emploi des jeunes | Objectif à horizon 2030 : •10% d’apprentis dans les effectifs du Groupe en France | 7,7% | 7,2% | 7,1%
Risque R : Inéquité (voir Section 2.2.6.1)
Politique d’égalité professionnelle | Objectif à horizon 2030 : •Indice d’équité femmes/hommes de 100 |  |  |
France | - | 89 | 87
Reste du monde | - | 82 | 80
| •Indicateur remplacé en 2022 par : Equité salariale femmes/hommes < 2% dans le monde | 1,73% | - | -
Risque S : Santé et sécurité au travail (voir Section 2.2.6.2)
Politique Groupe santé-sécurité qui fixe les principes fondamentaux à mettre en œuvre par l’ensemble des entités d’ENGIE de façon à respecter l’intégrité des personnes et des biens Elle constitue pour chacun une référence pour que la santé et la sécurité soient intégrées dans toutes les activités du Groupe Plan d’action santé-sécurité 2021-2025 articulé en trois axes de prévention : no life at risk, no mind at risk, no asset at risk. Plan de transformation santé-sécurité du Groupe “ENGIE One Safety” Accord européen sur l’amélioration de la qualité de vie au travail | Objectif à horizon 2030 : •Taux de fréquence total des accidents avec arrêt des salariés et sous-traitants sur sites à accès contrôlé ≤ 2,3 | 2,0 pour un objectif 2022 inférieur ou égal à 2,4 | 2,5 pour un objectif 2021 inférieur ou égal à 2,8 | 2,7 pour un objectif 2020 inférieur ou égal à 3,3
Objectif à horizon 2030 : •A partir de 2023, le taux de prévention sera remplacé par le taux de mortalité Suivi des résultats santé-sécurité par le Comex, le CEEDD et le Conseil d’Administration | 0,73 pour une valeur minimale de 0,66 | 0,65 pour une valeur minimale de 0,57 | 0,59 pour une valeur minimale de 0,42
Campagne de communication annuelle | Déploiement au travers de la filière santé-sécurité | Campagne de communication sur les risques électriques | Communication focalisée sur la prévention de la Covid-19 | Campagnes de communication sur la Covid–19 et sur le maintien de la vigilance en santé-sécurité
Risque T : Sûreté dans les déplacements
Règles sûreté pour les déplacements internationaux Accès des salariés au portail sanitaire et sécuritaire d’International ISOS et aux alertes durant les déplacements internationaux Accès des salariés aux analyses et rapports du site Control Risks Group sur les risques pays Accès des salariés aux e-learning sûreté des personnes voyageant à l’étranger (International SOS + Control Risks Group) | Renforcement des dispositifs de détection des événements Renforcement des e-learnings avant mission (en fonction du niveau de risque de la destination) Dispositif TravelTracker permettant le suivi des voyageurs à l’international Système d’alerte des personnels en mobilité internationale | Pas d’événement significatif | Pas d’événement significatif | Pas d’événement significatif

3.3.4Principaux risques de gouvernance

Politiques ou plans d’action mis en place pour couvrir ou remédier aux risques | Moyens ou KPI de pilotage, objectifs | Résultats 2022 (hors Equans) | Résultats 2021 (hors Equans) | Résultats 2020
Risque U : Corruption
Politique anti-corruption basée sur : •la Charte éthique ; •le guide pratique de l’éthique ; •le référentiel intégrité ; •le référentiel conformité éthique ; •des politiques spécifiques évaluations des tiers, consultants commerciaux, cadeaux, invitations, conflits d’intérêts, lobbying notamment et de la relation avec les fournisseurs ; •la clause éthique et RSE dans les conditions générales de ventes. | Dispositif de signalement et reporting des incidents éthiques Dispositif de contrôle Procédure de conformité annuelle via un système de reporting spécifique Programme de contrôle interne INCOME COR4 Audits internes et externes dont l’audit de certification ISO 37001 reçue en 2018, confirmée en 2019 et 2020 et renouvelée en 2021 Publication annuelle de la Communication sur les progrès du Principe 10 de l’ONU | 305 incidents avérés ou non avérés déclarés dans My Ethics Incident dont 20 cas d’allégations de corruption | 205 incidents avérés ou non avérés déclarés dans My Ethics Incident dont 19 cas d’allégations de corruption | 283 incidents avérés ou non avérés déclarés dans My Ethics Incident dont 20 cas d’allégations de corruption
Système de lanceur d’alerte : ethics@ENGIE.com | 225 incidents dont 60 concernant l’éthique des affaires | 146 incidents dont 39 concernant l’éthique des affaires | 201 incidents dont 20 concernant l’éthique des affaires
Le Groupe s’est engagé à former ses cadres dirigeants, engagement élargi pour 2019 aux cadres managers (GMR), à la lutte contre la corruption en 2025 | 100% | 96% des GMR (y/c Equans) | 86% des GMR
Objectif à horizon 2030 : 100% du personnel le plus exposé au risque de corruption formé | 55% | 49% | 21%
Risque V : Fiscal
Politique fiscale définit les règles et principes de paiement des impôts dans les pays où le Groupe opère | •Reporting fiscal pays par pays •Adhésion aux principes de l’initiative BTeam des Nations Unies | Voir le site internet d’ENGIE : www.engie. com/finance/fiscalite | Voir le site internet d’ENGIE : www.engie. com/finance/fiscalite | Voir le site internet d’ENGIE : www.engie. com/finance/fiscalite
Risque W : Atteinte aux données personnelles
Politique de protection des données personnelles Groupe | •Evaluations de la conformité au Règlement européen RGPD sur sites ou sur applications concernées •Démarches de certification ISO 27001 de certaines entités •Contrôle externe par une agence de cyber notation | N/D | N/D | N/D
Risque X : Atteinte aux droits humains |  |  |  |
•Référentiel et politique droits humains •Plan de vigilance •Politique de due diligence éthique (fournisseurs, sous-traitants et partenaires commerciaux) | •Check-list sur les risques d’atteintes aux droits humains (revue des risques annuels de violation des droits humains, voir Section 3.8.2) •Rapport de conformité éthique annuel (indicateurs quantitatifs et qualitatifs, voir Section 3.8.6) •Dispositif de signalement et reporting des incidents éthiques (voir Section 3.8.4) •Suivi du plan de vigilance du Groupe (voir Section 3.9.3) | 305 incidents avérés ou non avérés déclarés dans My Ethics Incident dont six cas d’allégations relatives aux droits humains et droit de l’environnement (hors allégations liées aux faits d’ordre de harcèlement sexuel et de harcèlement moral) | 205 incidents avérés ou non avérés déclarés dans My Ethics Incident dont 18 cas d’allégations relatives aux droits humains et droit de l’environnement (hors allégations liées aux faits d’ordre de harcèlement sexuel et de harcèlement moral) | 283 incidents dans My Ethics Incident (allégués ou non avérés) dont six allégations relatives aux droits humains et droit de l’environ-nement (hors allégations liées aux faits d’ordre de harcèlement sexuel et de harcèlement moral

3.4Informations sociales

Dans un contexte géopolitique et sociétal complexe en 2022, ENGIE a su faire face à de multiples challenges, grâce en particulier à son organisation industrielle et intégrée. En effet, ENGIE a été plus que jamais au cœur des sujets clés de notre société, notamment avec une crise environnementale et une crise énergétique qui fait suite à l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Cette dernière d’une ampleur rare a mis en lumière des questions de souveraineté, de sécurité d’approvisionnement et d’accessibilité de tous à l’énergie.

Dans ce contexte, le Groupe a dû être capable d’apporter des réponses concrètes en lien avec trois objectifs stratégiques : attirer et fidéliser tous les talents en développant les compétences, faire évoluer le leadership et diffuser la culture ENGIE.

L’enquête interne ENGIE&ME a révélé un taux d’engagement de 86% de la part des salariés, pour 73% de collaborateurs ayant répondu. Cela démontre l’adhésion des collaborateurs à la stratégie du Groupe, mais aussi leur compréhension du modèle intégré de l’organisation, mis en place en 2021. Par ailleurs, historiquement attaché à l’actionnariat salarié, le Groupe a lancé en septembre 2022 l’opération Link 2022 pour permettre à ses salariés répartis sur 21 pays d’acquérir des actions du Groupe. Plus d’un salarié sur trois dans le monde et 43% en France ont souscrit à l’opération, une preuve supplémentaire de l’engagement et de l’adhésion des collaborateurs à la feuille de route du Groupe.

Les femmes et les hommes qui composent le Groupe représentent son premier levier de performance et c’est sur eux que s’appuie la réussite d’ENGIE. Pour les accompagner, les programmes d’identification et gestion de talents ont été renforcés. Pour les fidéliser, ENGIE mise à la fois sur sa politique de développement et sur sa politique de parcours de carrière. Elles proposent aux collaborateurs des parcours professionnels variés au sein de ses principaux métiers et les orientent dans leurs priorités de développement.

Pour ce qui est du recrutement, ENGIE, comme l’ensemble de ses pairs, fait face à un marché de l’emploi hautement concurrentiel, des métiers en mutation, des attentes des candidats en évolution permanente. ENGIE a su attirer près de 16 974 personnes dans le monde. La raison d’être d’ENGIE, centrée sur la transition vers une économie neutre en carbone, est clairement un facteur d’attraction.

La diversité, l’équité et l’inclusion sont également des priorités pour le Groupe et représentent des principes clés dans les processus de recrutement, rétention et d’intégration des personnes. A ce titre, ENGIE a lancé en 2022 la nouvelle politique Diversité, Equité et Inclusion, baptisée Be.U@ENGIE pour Be yourself, Be united, Be unique.

Pour diffuser cette nouvelle culture, accélérer l’exécution de la stratégie d’ENGIE et renforcer l’engagement des collaborateurs, ENGIE a déployé un nouveau modèle de leadership, baptisé ENGIE Ways Of Leading (EWOL). Elaboré au cours d’un processus collectif et consultatif avec les collaborateurs, les EWOL comportent cinq priorités de leadership : “Safety & Integrity, ONE ENGIE, Accountability, Trust et Care”.

Le programme EWOL a pour objectif de guider les comportements individuels des leaders, pour incarner la culture d’ENGIE et mettre en pratique les valeurs communes du Groupe au quotidien.

Enfin, le Groupe a confirmé ses engagements sociaux avec :

•un objectif pour l’équité salariale, avec un écart de rémunération femmes-hommes maximal de 2% à atteindre au plus tard en 2030 dans l’ensemble des entités monde ;

•une ambition pour la parité et un objectif de 40 à 60 % de femmes dans le management d’ici 2030 ;

•un objectif pour l’insertion professionnelle avec une cible de 10% d’alternants en 2030 en France ;

•un objectif de 100% de personnel formé chaque année d’ici à
2030.

Dans un monde complexe, la gestion des parties prenantes est critique et le dialogue social un levier de compétitivité pour les entreprises. Chez ENGIE, le dialogue social fait partie intégrante des moyens mis en place par le Groupe pour assurer l’exécution de la stratégie. La raison d’être d’ENGIE est centrée sur la transition énergétique pour tous et va de pair avec la responsabilité sociale forte du Groupe. Son objectif est d’atteindre un niveau d’excellence sociale à la hauteur de ses exigences environnementales. Et l’Accord Mondial signé en 2022 en est la démonstration. Celui-ci assure le déploiement du programme ENGIE Care, socle de droits sociaux communs, dans l’ensemble des entités.

Dans une année d’inflation croissante, le Groupe a porté une attention particulière aux rémunérations de ses collaborateurs, en révisant régulièrement ses politiques salariales et en attribuant des primes visant à maintenir le pouvoir d’achat. En outre, le Groupe a annoncé en octobre le versement d’une prime exceptionnelle de 1 500 euros à chacun de ses collaborateurs dans le monde entier.

Suite à la cession d’EQUANS en octobre 2022, les données sociales présentées dans ce chapitre n’intègrent pas cette entité (à l’exception des résultats santé-sécurité qui sont présentées avec et sans EQUANS, voir Section 3.4.7).

3.4.1Données sociales

3.4.1.1Effectif

Présent dans 31 pays, ENGIE compte 96 454 collaborateurs à fin décembre 2022. La diminution des effectifs de 75 020 salariés par rapport à 2021 provient essentiellement de la cession des entités EQUANS (-69 970) et ENDEL (-4 745) en 2022, telle que prévue dans le plan stratégique du Groupe.

GRI 102-7 /405-1 | France | Europe, hors France | Amérique du Sud | USA & Canada | Moyen Orient, Asie et Afrique | 2022 | 2021 | 2020
Renouvelables | 2 836 | 349 | 943 | 318 | 368 | 4 814 | 4 882 | 4 878
Infrastructures | 17 162 | 3 078 | 708 | 858 |  | 21 806 | 22 542 | 19 624
Energy Solutions | 15 113 | 15 535 | 2 271 | 2 206 | 7 536 | 42 661 | 47 531 | 47 716
Fourniture d’Énergie | 7 007 | 3 608 | - | - | 1 963 | 12 578 | 12 829 | 16 495
Production Thermique | 172 | 1 156 | 858 | 65 | 1 319 | 3 570 | 4 262 | 2 819
Nucléaire | - | 2 057 | - | - | - | 2 057 | 2 135 | 2 190
Autres | 4 231 | 2 626 | 900 | 1 099 | 112 | 8 968 | 7 323 | 9 406
Dont GEMS | 1 501 | 1 147 | - | 458 | 108 | 3 214 |  |
Sous-total | 46 521 | 28 409 | 5 680 | 4 546 | 11 298 | 96 454 | 101 504 | 103 128
Equans |  |  |  |  |  | - | 69 970 | 69 575
TOTAL | 46 521 | 28 409 | 5 680 | 4 546 | 11 298 | 96 454 | 171 474 | 172 703
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100%

GRI 102-7 /405-1 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infrastructures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | % | hors EQUANS | Groupe | Groupe
Cadres | 2 500 | 5 625 | 10 855 | 2 612 | 1 085 | 483 | 6 176 | 2 215 | 29 336 | 30,4% | 30 641 | 45 819 | 45 280
Hommes | 1807 | 3 808 | 8 257 | 1 555 | 957 | 393 | 3 800 | 1 481 | 20 577 | 70,1% | 21 789 | 34 542 | 34 361
Femmes | 693 | 1817 | 2 598 | 1 057 | 128 | 90 | 2 376 | 734 | 8 759 | 29,9% | 8 852 | 11 277 | 10 919
Non cadres | 2 314 | 16 181 | 31 806 | 9 966 | 2 485 | 1 574 | 2 792 | 999 | 67 118 | 69,6% | 70 863 | 125 655 | 127 423
Hommes | 1 763 | 12 042 | 25 741 | 6 418 | 2 249 | 1 371 | 1 071 | 386 | 50 655 | 75,5% | 54 210 | 99 627 | 101 281
Femmes | 551 | 4 139 | 6 065 | 3 548 | 236 | 203 | 1 721 | 613 | 16 463 | 24,5% | 16 654 | 26 029 | 26 142
Total | 4 814 | 21 806 | 42 661 | 12 578 | 3 570 | 2 057 | 8 968 | 3 214 | 96 454 | 100% | 101 504 | 171 474 | 172 703
Hommes | 3 570 | 15 850 | 33 998 | 7 973 | 3 206 | 1 764 | 4 871 | 1 867 | 71 232 | 73,9% | 75 999 | 134 169 | 135 642
Femmes | 1 244 | 5 956 | 8 663 | 4 605 | 364 | 293 | 4 097 | 1 347 | 25 222 | 26,1% | 25 505 | 37 305 | 37 061
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100%

Au 31 décembre 2022, l’effectif se compose de 29 336 cadres soit 30,4% de l’effectif total et de 67 118 non-cadres soit 69,6%. La proportion des cadres est en légère hausse de 0,2% en comparaison à 2021.

La part des effectifs féminins représente 29,9% des cadres (voir Section 3.4.2.3), en augmentation de 1% par rapport à 2021.

3.4.1.2Nature des contrats et évolution

À fin décembre 2022, 88 241 personnes disposent d’un contrat à durée indéterminée (CDI) soit 91,5% de l’effectif.
4 499 personnes sont sous contrat à durée déterminée (CDD) soit 4,7% de l’effectif.

Par ailleurs, avec 3 714 jeunes en contrat d’alternance soit 3,9% de l’effectif, ENGIE confirme et maintient son engagement en faveur de l’intégration des jeunes. L’apprentissage permet d’associer la pratique professionnelle aux enseignements théoriques dispensés dans les centres de formation. L’apprentissage est également un vecteur de recrutement important (voir Section 3.4.3.4.5).

GRI 102 -8 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
CDI | 91,5% | 94,5% | 90,3% | 25,3% | 8,0% | 99,9% | 93,8% | 94,6% | 91,5% | 91,5% | 90,0% | 90,4%
CDD | 3,7% | 0,6% | 6,2% | 2,8% | 0,3% | 0,1% | 2,2% | 2,4% | 4,7% | 4,8% | 6,3% | 6,1%
Contrat d’Alternance | 4,8% | 4,9% | 3,5% | 1,3% | 0,0% | 0,0% | 4,0% | 3,0% | 3,9% | 3,8% | 3,6% | 3,5%
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100%

3.4.1.3Effectif par tranches d’âges

L’âge moyen des CDI est de 43 ans.

GRI 405-1 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
< à 25 ans | 2,2% | 2,5% | 3,7% | 4,1% | 1,3% | 1,0% | 1,5% | 1,3% | 3,0% | 2,8% | 3,3% | 3,4%
25 à 34 ans | 24,9% | 21,5% | 24,5% | 22,7% | 19,9% | 14,9% | 20,3% | 22,9% | 22,8% | 23,2% | 22,5% | 23,0%
35 à 44 ans | 37,6% | 31,5% | 28,8% | 33,4% | 32,3% | 34,5% | 34,0% | 39,1% | 31,2% | 31,1% | 28,9% | 28,8%
45 à 54 ans | 24,8% | 30,4% | 25,0% | 27,1% | 29,1% | 22,2% | 29,7% | 27,0% | 27,0% | 27,3% | 26,8% | 27,3%
> à 55 ans | 10,4% | 14,1% | 18,0% | 12,7% | 17,4% | 27,4% | 14,5% | 9,7% | 15,9% | 15,7% | 18,2% | 17,5%
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100%

3.4.2Culture et engagement

3.4.2.1Culture

La culture d’ENGIE est basée sur sa raison d’être (voir Section 1.1.1), boussole des orientations stratégiques du Groupe et de la vocation de chaque collaborateur à contribuer à la transition énergétique. Elle est renforcée par sa capacité à agir collectivement et individuellement, quelle que soit l’activité ou la localisation géographique. ONE ENGIE est l’expression des pratiques de travail collectives, harmonisées et incarnées à chaque niveau de l’organisation. Ces pratiques sont aussi les conditions d’une culture inclusive permettant à chacun d’être soi-même.

3.4.2.1.1Être acteurs de la transition énergétique

ENGIE est un pionnier de la transition énergétique. Au cœur de sa stratégie, son engagement constant est de développer un mix-énergétique équilibré, abordable, fiable et durable.

L’objectif du Groupe est d’accompagner ses parties-prenantes dans leur ambition de décarbonation. Chaque collaborateur ENGIE doit être conscient des défis auxquels il contribue à répondre : à l’urgence climatique, à la responsabilité sociétale et à un marché de l’énergie incertain et volatile.

Au sein d’ENGIE, tous les collaborateurs sont à la fois ambassadeurs de la stratégie du Groupe et acteurs de la transition énergétique. Ensemble au quotidien, ils œuvrent pour l’atteinte de l’objectif Net Zéro carbone en 2045 et pour faire d’ENGIE, le champion des énergies zéro carbone. Cette communauté de collaborateurs défend un nouveau modèle de société qui réconcilie performance économique, progrès humain et respect de l’environnement. Cette communauté est ouverte sur la société et les acteurs des territoires. Le développement de cette communauté apprenante est source d’épanouissement individuel. Les pratiques managériales et les parcours de carrières sont mis au service de la réussite du projet en faveur de la transition énergétique.

3.4.2.1.2Agir ensemble, en tant que “ONE ENGIE”

Pour relever ensemble les défis de la transition énergétique et atteindre ses objectifs stratégiques, le Groupe a engagé en 2021 une transformation organisationnelle profonde, articulée autour de quatre Global Business Units et de quatre hubs régionaux. La transversalité introduite par cette réorganisation permet de bâtir une culture ONE ENGIE commune à l’ensemble des collaborateurs.

Cette culture commune ONE ENGIE repose sur des pratiques de travail harmonisées, les “ENGIE WOW” (Ways Of Working): COLLABORATE, PRIORITIZE, COMMIT TO DELIVER, FOCUS ON BUSINESS, ENGAGE. Ces cinq principes doivent guider les comportements de chaque collectif, tant dans leur fonctionnement interne que dans les interactions avec le reste de l’organisation.

Les ENGIE WOW visent à :

•permettre à tous les collaborateurs de comprendre le sens et les conséquences pratiques de la nouvelle organisation ;

•déployer le raisonnement et la compréhension de la nouvelle structure et de l’organisation matricielle ;

•renforcer la coordination des initiatives et des activités entre les différentes entités du Groupe en mutualisant les ressources ;

•traduire des principes génériques en actions et comportements pratiques pour atteindre les impératifs de performance.

Ils ont été déployés au sein de chaque entité du Groupe et se traduisent par l’engagement concret des équipes dans leur travail quotidien. L’exemplarité des managers incarnant les ENGIE WOW promeut les comportements associés. Les ENGIE WOW jouent ainsi pleinement leur rôle fédérateur. C’est là l’un des fondements du modèle de leadership du Groupe ENGIE.

Dès 2022, l’ensemble des collaborateurs du Groupe ont été invités à s’exprimer sur leur perception du respect des comportements associés aux cinq principes d’ENGIE WOW, grâce à l’enquête d’engagement ENGIE&ME. Un an après leur mise en œuvre, les comportements concrets associés à ces principes sont visibles au sein de l’organisation.

3.4.2.2Engagement

La culture commune du Groupe et l’action individuelle pour réaliser la transition énergétique, forment le support de l’engagement des collaborateurs. Afin de leur permettre de s’approprier les enjeux de la transition et ses impacts sur les métiers, de développer leurs compétences et de leur donner les moyens d’action dans leurs pratiques au quotidien, ENGIE a
créé sa Sustainability Academy.

3.4.2.2.1 Sustainability Academy

ENGIE a créé en 2021 sa Sustainability Academy afin de permettre l’engagement de chaque collaborateur, également acteur de la transition énergétique. Les collaborateurs agissent en tant que véritables ambassadeurs internes de la stratégie du Groupe et de sa mise en œuvre opérationnelle. Toutes les initiatives de la Sustainability Academy sont élaborées en interne grâce à l’expertise et la mobilisation des collaborateurs.

La Sustainability Academy permet l’engagement des collaborateurs grâce à trois leviers :

•Connaître et s’approprier la stratégie du Groupe et ses enjeux opérationnels

•un programme de formation en ligne sur la stratégie du Groupe est complété par des cycles de tables rondes tout au long de l’année. L’objectif est de décrypter les enjeux de la transformation stratégique du Groupe : sobriété énergétique, développement du biométhane, finance verte, compensation carbone ;

•des programmes de formation sur les marchés de l’énergie, les technologies décarbonées et la sobriété énergétique complètent ce premier levier.

•Comprendre la contribution de son activité aux objectifs stratégiques du Groupe

•q@uelle que soit sa fonction, il s’agit d’être conscient de son impact sur la transition énergétique. Des questions concrètes sont à intégrer à chaque processus de décision : comment améliorer la gestion des parties prenantes ? comment utiliser la matrice RSE du Groupe pour tenir compte de l’incidence sociétale et environnementale de mon activité ? les contrats cadres sont-ils adaptés aux engagements du Groupe ?

•un programme de formation est dédié aux business developers et forces commerciales pour renforcer leurs compétences et répondre de manière optimale aux attentes de nos clients.

•Agir au quotidien pour la transition énergétique et être ambassadeur par son exemplarité

•La transition énergétique est l’affaire de tous au quotidien. Chacun doit en maîtriser les enjeux mais également les bonnes pratiques associées, que ce soit en termes d’utilisation des outils informatiques, ou de sobriété ;

•la Sustainability Academy est également le cadre de partage de son expertise et de ses expériences. Annuellement, elle rassemble plus de 4 000 collaborateurs à travers les différentes implantations géographiques. Des formations d’un total de 48 heures en continu sont dédiées au partage de connaissance, d’expertises et d’expériences sur les sujets de durabilité au sein de l’entreprise. Plus de 100 évènements et sessions d’échanges sont organisés par
les collaborateurs.

3.4.2.2.2L’engagement des collaborateurs dans la stratégie du Groupe (ENGIE&ME)

La compréhension et l’adhésion des collaborateurs du Groupe à sa stratégie est l’ingrédient moteur de l’engagement mesuré grâce à l’enquête annuelle ENGIE&ME. Cette enquête d’engagement, commune à l’ensemble du Groupe, met en évidence le ONE ENGIE. En 2022, 73% des collaborateurs se sont exprimés sur les leviers de leur engagement.

La hausse du taux d’engagement durable des collaborateurs du Groupe (86% en 2022) est portée par une appropriation massive de la stratégie du Groupe, qui renforce leur fierté et en font des ambassadeurs de l’entreprise et de sa raison d’être.

Les résultats ont notamment mis en exergue le fait que :

•86% des collaborateurs recommandent ENGIE en tant qu’entreprise où il fait bon travailler ;

•80% des collaborateurs croient en la capacité du Groupe à accélérer la transition vers une économie neutre en carbone ;

•84% des collaborateurs sont conscients de leur rôle au sein de leur entité pour protéger l‘environnement ;

•91% des collaborateurs déclarent travailler au-delà de leurs propres missions pour permettre à l’entreprise d’y parvenir.

Être des acteurs de la transition énergétique engagés dans la stratégie du Groupe, c’est également s’assurer que l’ensemble des parties prenantes d’ENGIE soient associées à cette transformation. Au total 81% des collaborateurs confirment leur engagement et attachement à ENGIE en tant qu’entreprise socialement responsable.

En interne, cela se traduit notamment par :

•un dialogue social soutenu et constant ;

•un socle commun de protection sociale garanti à l’ensemble des collaborateurs partout dans le monde ;

•une attention portée au développement des collaborateurs ;

•et à leur inclusion au sein du Groupe dans le respect de leur diversité.

3.4.2.3Diversité et Inclusion

3.4.2.3.1Politique

Au niveau Groupe

En 2022, pour la première fois, ENGIE s’est doté d’une politique Monde en matière de Diversité, Equité et Inclusion (DEI). Elle a le double objectif de faire progresser le Groupe dans la représentation de la diversité des populations et de faire de tous les environnements de travail des lieux inclusifs. Il n’y a pas de place ni pour la discrimination ni pour le harcèlement, quelles que soient leurs formes.

Cette politique :

•est destinée à l’ensemble des collaborateurs ;

•doit s’adapter et se décliner en fonction des contextes juridiques et culturels locaux ;

•vise à changer la culture du Groupe ;

•est évolutive dans le temps ;

•et contribue à la performance.

Les thématiques prioritaires définies pour 2022 et 2023 sont :

•l’équité de genre (avec notamment le programme Fifty-Fifty) ;

•la question LGBTQ+ (lesbiennes, gays, bisexuels, trans et nouvelles identités) ;

•les origines (comprenant les nationalités, l’origine ethnique, la couleur de peau, la religion, l’origine sociale, les formations et parcours professionnels atypiques) ;

•les générations (l’insertion des jeunes et l’employabilité des seniors) ;

•et la question du handicap.

La nouvelle politique “Be.U@ENGIE” permet à chaque salarié de se sentir libre d’être soi-même (”.e.Unique”. pour contribuer au mieux à l’ambition collective du Groupe (”.e.United”.. Une feuille de route sera déployée dans toutes les régions à partir de 2023 et pilotée par un Comité DEI Monde.

En France

Le Groupe mène une politique volontariste, ambitieuse et innovante en matière de RSE depuis de nombreuses années. Elle vise à lutter contre les discriminations et promouvoir l’égalité des chances et de traitement.

Cette action a été reconnue par l’obtention du Label Diversité pour la première fois en 2012, confirmée par des audits successifs et prolongée en 2022. Le dernier audit a eu lieu en septembre 2020 et a confirmé les engagements du Groupe dans la promotion de la diversité et de l’égalité des chances. Il a salué les nombreuses initiatives prises par l’ensemble des entités en France.

3.4.2.3.2Mixité

ENGIE ambitionne de devenir une référence en termes d’égalité professionnelle et salariale. Deux objectifs extra-financiers de rang 1 ont été établis et validés par le Conseil d’Administration :

•écart de rémunération entre les femmes et les hommes inférieur à 2% sur des postes équivalents au niveau Groupe, à l’horizon 2030 ;

•parité femmes-hommes, avec un objectif de 40% à 60% de femmes cadres dans le Groupe d’ici 2030.

Pour ENGIE, la diversité, l’égalité professionnelle et l’inclusion représentent des leviers d’innovation et de performance. ENGIE a donc lancé et déployé le programme Fifty-Fifty depuis 2020. Ce programme s’appuie sur une approche systémique pour créer les conditions nécessaires à l’atteinte de l’égalité professionnelle femmes-hommes.

Ce programme répond à une demande de la Société, des clients d’ENGIE, et de ses parties prenantes. Sa feuille de route s’articule autour de six piliers : structuration et gouvernance, diagnostic et certification, communication et sensibilisation, adaptation de l’organisation, formation et développement des collaborateurs, et résonnance externe. Il s’agit pour ENGIE de devenir un acteur de référence en la matière et d’attirer les meilleurs talents.

Depuis 2021, chaque entité bénéficie d’une “boite à outils Fifty-Fifty” adaptée aux métiers et environnements culturels de chaque région, centrée principalement sur :

•La formation et le développement des collaborateurs

•trois programmes “Diversité, égalité professionnelle et Inclusion” sont déployés depuis mai 2021 : un programme en ligne pour l’ensemble des employés et deux programmes en présentiel et à distance, l’un pour l’encadrement, l’autre pour les dirigeants du Groupe ;

•en 2022, le Groupe a continué le déploiement d’un programme de développement personnel Wo+Men to Lead, pour les femmes et les hommes leaders ;

•un partenariat avec la Women Initiative Foundation permet depuis 2020, de former au leadership inclusif avec la collaboration de grandes universités internationales.

•La communication, la sensibilisation des équipes et le partage des bonnes pratiques

•des évènements sont proposés à l’ensemble des collaborateurs durant l’année : à l’occasion de la journée internationale des droits des femmes, pour sensibiliser les managers et les RH sur les biais dans le recrutement ;

•un guide “Harcèlement Sexuel et Agissements Sexistes” a été rédigé en 2022 et partagé avec les filières Ressources Humaines et Éthiques de chaque pays du Groupe, sous l’impulsion du Comité Exécutif qui a souhaité réaffirmer la Tolérance zéro à cet égard ;

•des ateliers de sensibilisation des Comités Exécutifs des entités sont organisés depuis 2021. Ils permettent de sensibiliser les dirigeants et de les aider à construire leurs plans d’action pour l’égalité, au sein de leur entité ;

•les Fifty-Fifty Awards, un concours accessible à tous en vue de récompenser les équipes les plus investies en faveur de la mixité, est organisé annuellement au sein d’ENGIE depuis novembre 2021 ;

•une plateforme média en ligne contenant une multitude de ressources (vidéos, témoignages, articles, bonnes pratiques) a été créée sur la plateforme de e-learning du Groupe en novembre 2021 ;

•des conférences et des partages de bonnes pratiques orientées “Diversité, égalité professionnelle et Inclusion”. Elles sont proposées tout au long de l’année aux collaborateurs et collaboratrices d’ENGIE qui souhaitent lancer de nouvelles initiatives dans leur propre périmètre. Il s’agit du réseau des Change Drivers qui a été créé en novembre 2019 ;

•le réseau des ChangeMakHers, créé en 2021, regroupe des leaders formés pour faire bouger les lignes au sein de l’organisation et montrer l’engagement d’ENGIE à l’extérieur du groupe, dans des conférences, associations et tables rondes.

•La réalisation d’un diagnostic et l’obtention de la certification EDGE

•en décembre 2022, 15 entités dans neuf pays ont obtenu la certification EDGE en Diversité et Inclusion ; sept autres entités sont en cours de certification. Cette certification est une reconnaissance internationale en matière d’égalité femmes-hommes et porte sur la culture d’entreprise, le recrutement, l’avancement, le mentorat et la formation de ses dirigeants ;

•en octobre 2022, 25 questions sur la “diversité, égalité professionnelle et inclusion” ont été insérées dans l’enquête d’engagement annuel ENGIE&ME ;

•en mai 2021, les conclusions de l’audit des processus d’évaluation des talents pour les rendre plus inclusifs ont été rendus. Les recommandations sont toujours appliquées
ou mises à jour.

À fin décembre 2022, la part des femmes dans le Groupe est de 26,1%. Le taux de femmes dans le management est de 29,9%. Au sein de l’Operational Committee, le taux de femmes est de 35,2%, soit 19 femmes et 35 hommes. Et au sein du Comité Exécutif du Groupe, le taux de femmes est de 40% soit quatre femmes et six hommes.

•La résonnance externe

Pour favoriser la mixité des métiers, ENGIE œuvre à la sensibilisation des jeunes publics féminins au travers de l’association “Elles Bougent”. Elle promeut en France la place des femmes dans les filières techniques. De plus, dans le cadre de son partenariat avec le Laboratoire de l’Égalité, ENGIE contribue depuis septembre 2019 à l’élaboration d’un pacte pour l’intelligence artificielle. Ce pacte veille à ce que les nouvelles technologies sous-jacentes aux processus RH intégrant de l’Intelligence Artificielle ne soient pas discriminantes en termes de genre.

Par ailleurs, dans le cadre de son engagement à la Fondation Innovations Pour les Apprentissages (FIPA), ENGIE s’est engagé à ouvrir une classe dédiée exclusivement aux jeunes femmes “les Ingénieuses” avec pour objectif de les accompagner pour devenir Ingénieur. En septembre 2021, quatre jeunes femmes ENGIE avaient rejoint cette promotion. En septembre 2022, ENGIE a poursuivi son engagement dans le cadre d’une deuxième promotion.

Enfin, ENGIE participe depuis 2022 au sommet Rise & Lead qui réunit des dirigeants d’entreprise, des entrepreneurs et des leaders afin de partager les meilleures pratiques et les idées pour conduire le changement vers la diversité, l’équité et l’inclusion.

GRI 405-1 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
Proportion de femmes dans l’effectif | 25,8% | 27,3% | 20,3% | 36,6% | 10,2% | 14,2% | 45,7% | 41,9% | 26,2% | 25,1% | 21,8% | 21,4%
Proportion de femmes dans le management | 27,7% | 32,3% | 23,9% | 40,5% | 11,8% | 18,6% | 38,5% | 33,1% | 29,9% | 28,9% | 24,6% | 24,1%
% de restitution | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0%
Proportion de femmes dans les embauches | 38,3% | 35,6% | 22,0% | 30,2% | 18,7% | 10,3% | 49,7% | 47,1% | 28,2% | 24,6% | 22,3% | 21,8%
Proportion de femmes dans les embauches cadres | 36,8% | 37,2% | 23,3% | 41,7% | 21,9% | 0,0% | 40,0% | 35,8% | 30,5% | 27,2% | 24,5% | 27,0%
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100%

3.4.2.3.3Équité salariale et égalité professionnelle

Dans le cadre de sa politique RSE et en soutien de sa raison d’être, ENGIE avait fait le choix d’étendre l’obligation française de calcul de l’index égalité professionnelle et salariale à toutes les sociétés de plus de 250 salariés à l’international. Pour rappel, cet index repose sur plusieurs critères : l’écart de rémunération femmes-hommes, l’écart de répartition des promotions et augmentations individuelles, le nombre de salariées augmentées à leur retour de congé de maternité et le
nombre de femmes parmi les 10 plus hautes rémunérations.

En 2022, dans la continuité de son ambition et pour plus de lisibilité, le Groupe a choisi de se focaliser, parmi les indicateurs de l’index égalité professionnelle et salariale, sur l’indicateur d’équité salariale. Ce dernier mesure l’écart de rémunération entre les femmes et les hommes. ENGIE a choisi de retenir pour objectif un écart maximal de 2% au niveau Groupe sur des postes équivalents.

Pour l’année 2022, l’écart de rémunération entre les femmes et les hommes ressort à 1,73%. Dans un contexte d’inflation en hausse, ENGIE a su réduire cet écart.

Toutes les sociétés utilisent un outil d’aide à la décision développé par la DRH Groupe, EQUIDIV. Il permet un calcul automatique et uniforme de l’index à partir de données individuelles. EQUIDIV fournit les actions prioritaires de remédiation pour faire progresser l’égalité professionnelle et salariale entre les femmes et les hommes.

Le 22 novembre 2017, ENGIE a signé un Accord européen à durée indéterminée sur l’égalité professionnelle entre les femmes et les hommes, la lutte contre les discriminations et les violences et la prévention du harcèlement sexuel. Les agissements sexistes ont fait l’objet d’un article spécifique.

En 2022, la Direction des Ressources Humaines, en collaboration avec la Direction Éthique, Compliance & Privacy, a mis en place un guide pratique à destination de tous les pays et entités d’ENGIE. Ce guide aspire à aligner les définitions et à les aider à concevoir leur propre programme de prévention et de lutte contre les comportements sexistes et le harcèlement sexuel. La campagne de sensibilisation a démarré avec un webinaire en octobre 2022, engageant chaque entité à bâtir un plan d’actions pour une ”Tolérance zéro”.

ENGIE s’engage à prendre les mesures nécessaires pour prévenir les faits de harcèlement sexuel. Des outils d’alerte pour permettre le signalement de tout comportement déviant ont été mis en place. Début 2021, ENGIE a participé pour la première fois au baromètre BVA/#StOpE au Sexisme.

De plus, sur la base d’un benchmark international des législations en vigueur, le Groupe a défini un cadre de référence international commun visant à éradiquer le harcèlement sexuel. ENGIE a lancé une campagne globale d’information et de sensibilisation sur les violences domestiques à l’occasion de la journée internationale pour l’élimination de la violence à l’égard des femmes.

Rappelons par ailleurs qu’ENGIE fait figurer systématiquement sur les factures d’énergie adressées à ses huit millions de clients en France, le numéro vert “SOS femmes battues”. Le public est ainsi tenu informé des moyens d’actions contre les violences faites aux femmes.

3.4.2.3.4Inclusion et accompagnement vers l’emploi

Particulièrement engagé sur le sujet, ENGIE développe de nombreuses initiatives innovantes en partenariat avec son écosystème pour favoriser l’apprentissage.

3.4.2.3.4.1Insertion sociale et professionnelle des jeunes

Membre fondateur du Collectif des entreprises pour une économie plus inclusive, le Groupe mène depuis 2018, aux côtés de 35 grandes entreprises et des pouvoirs publics, des actions sur l’ensemble du territoire. Un escape game a par exemple pu être créé pour sensibiliser les jeunes aux métiers d’ENGIE. La force du Collectif réside dans la capacité des entreprises à partager leurs expériences et à permettre à chacune de bénéficier du savoir-faire commun et d’un réseau local.

Ces actions favorisent ainsi l’inclusion des jeunes, notamment ceux éloignés de l’emploi ou issus des zones les plus défavorisées. ENGIE s’est notamment engagé à accueillir 3 000 jeunes sur trois ans issus des quartiers prioritaires, depuis la classe de 3ème jusqu’à leur entrée dans la vie professionnelle.

Le Collectif a lancé en septembre 2022 un vaste programme pour encourager parmi ses membres le développement du mentorat pour atteindre 1% de mentors parmi l’ensemble des salariés des 36 entreprises membres, à fin 2023. A ce titre, ENGIE s’est engagé à développer le mentorat externe en complément du dispositif interne existant.

En 2022, ENGIE a participé au côté des entreprises du Collectif au Salon Jeunes d’Avenir en Ile-de-France. Il a permis à la fois aux Ambassadeurs Techniciens de présenter les métiers du Groupe et à plusieurs femmes, responsables de sites, de partager leur expérience avec des jeunes femmes en recherche d’alternance et d’orientation. Le Groupe a par ailleurs lancé l’initiative “prépa apprentissage” en accueillant dix jeunes déscolarisés et éloignés de l’emploi. A l’issue de leurs parcours, six ont intégré le Centre de Formation d’Apprentis (CFA) d’ENGIE.

Le Groupe s’implique dans l’insertion sociale et professionnelle
des personnes en grande difficulté ou en situation d’exclusion.

Depuis décembre 2020, ENGIE préside le GAN France (Global Apprenticeship Network), un réseau mondial d’apprentissage qui a pour objectifs :

•d’encourager les initiatives des entreprises ;

•d’agir sur les freins au développement de l’alternance ;

•de lier ces initiatives avec de vraies opportunités professionnelles pour les jeunes ;

•de miser sur la formation en milieu professionnel comme tremplin pour l’accès au marché du travail.

Les différents partenariats institutionnels, associatifs ou d’entreprises facilitent également l’employabilité des jeunes stagiaires ou apprentis, tant en interne qu’en externe. A toutes les étapes du processus de recrutement des stagiaires et apprentis notamment, une attention particulière est apportée pour un recrutement toujours plus inclusif.

3.4.2.3.4.2Handicap

ENGIE est pleinement engagé sur le handicap et porte ses engagements au plus haut niveau du Groupe. En France, les actions portent principalement sur le recrutement et l’intégration, l’accompagnement et le maintien dans l’emploi, la sensibilisation et la communication, la collaboration avec le secteur protégé.

Les managers sont invités à suivre des formations en e-learning destinés à les sensibiliser sur l’ensemble des thématiques sur le handicap en entreprise. Un webinaire dédié au handicap a été animé le 6 octobre 2022 par Jean-Sebastien Blanc, Directeur des Ressources Humaines du Groupe, avec pour objectif la sensibilisation de l’ensemble des collaborateurs du Groupe.

Par ailleurs, ENGIE a conçu en 2022 un programme spécialement dédié aux jeunes alternants et stagiaires du Groupe. Il s’agit de les sensibiliser aux situations de handicap qu’ils peuvent vivre à titre personnel, pour les accompagner le cas échéant dans la reconnaissance de handicap. Ce dispositif vise aussi à les sensibiliser dans leur futur rôle de manager et sera pleinement déployé en 2023.

Grâce à des moyens financiers et humains, trois millions d’euros par an en moyenne et plus d’une vingtaine de référents handicap appuyés par des relais locaux, ENGIE emploie en France environ 2 136 salariés en situation de handicap. Le taux d’emploi d’ENGIE en France est de 3,4% en 2022.

La collaboration avec le Secteur du Travail Protégé et Adapté (ESAT et entreprises adaptées) concrétise la vision inclusive des engagements RSE du Groupe. Elle vise à pérenniser des emplois indirects, à favoriser l’économie locale et à encourager l’insertion professionnelle.

Catherine MacGregor, Directrice Générale, a signé le 3 octobre 2022 une convention nationale avec le réseau GESAT, qui représente en France 2 250 ESAT et entreprises adaptées. L’objectif est de faciliter l’accès aux sociétés du Groupe aux fournisseurs employant des personnes en situation de handicap.

Dans le cadre des travaux sur l’accessibilité numérique, ENGIE s’est engagé en 2022 dans un programme de formation inter-entreprises de référents accessibilité numérique. Cette formation est réservée à des personnes en situation de handicap.

3.4.2.3.4.3LGBT+ (lesbiennes, gays, bisexuels, trans et nouvelles identités)

ENGIE a signé le 6 décembre 2017 la Charte d’Engagement LGBT+ de L’Autre Cercle. En octobre 2020, en France, ENGIE a publié le guide pratique “LGBT+, comprendre pour agir ensemble” afin de sensibiliser à la question LGBT+ dans l’entreprise. ENGIE a participé à l’édition 2020 des 95 Rôles Modèles LGBT+ & Allié.e.s au Travail en France de L’Autre Cercle. Deux collaborateurs y ont été nommés dans la catégorie Rôles Modèles LGBT+ Leaders et Allié.e.s Dirigeant.e.s. En 2021, ENGIE a renforcé ses actions en faveur de la diversité et de la lutte contre les discriminations avec :

•le lancement de “Friends”, le réseau des collaborateurs.rices LGBT+ et allié.e.s du Groupe ;

•l’édition d’un nouveau guide, à la maille monde “Understand each other to better act together” ;

•la formation de 150 salariés en Ressources Humaines en France ;

•la mise à disposition d’un catalogue de formation/sensibilisation à destination des Comités de direction, managers, IRP, tous collaborateurs ;

•la participation pour la deuxième fois aux “Rôles-Modèles” de L’Autre Cercle avec deux candidatures présentées.

En 2022, ENGIE North America a ainsi été primé pour la 2e année consécutive par le Human Rights Campaign (note 95/100). Les actions mises en place aux états-Unis afin d’améliorer l’égalité de traitement des collaborateurs LGBT+ ont été récompensées.

En 2022, ENGIE a participé aux évènements suivants :

À l’international

•17 mai (IDAHOT 2022 - Journée Internationale contre l’homophobie, la transphobie et la biphobie) : webinaire international avec des témoignages de collaborateurs.trices sur leur parcours de vie, et le témoignage de BNP Paribas sur le traitement de la parentalité. 200 participants étaient présents sous le parrainage de Jean-Sébastien Blanc, Directeur des Ressources Humaines du Groupe.

•11 octobre (Journée Internationale du Coming Out) : webinaire organisé par les réseaux Friends, Pride NorthAm et
Pride Impact avec des témoignages de collaborateurs.

En France

•13 février : 2e participation au Baromètre IFOP/L’Autre Cercle pour les entités volontaires (20 600 salariés). Les actions entreprises par le Groupe ont été reconnues avec une hausse du baromètre en comparaison avec l’année précédente. Toutefois, la problématique de la visibilité des personnes homosexuelles reste entière, en particulier pour les femmes.

•20 juin : webinaire sur les Alliés avec le partenaire L’Autre Cercle et la participation de Didier Holleaux, Directeur Général Adjoint du Groupe.

•29 juin : renouvellement de la signature de la Charte d’engagement de L’Autre Cercle.

•15 septembre : interview de Catherine MacGregor dans le magazine Têtu.

•11 octobre : élection de Didier Holleaux comme Rôle-Modèle
Allié Dirigeant à l’édition 2022 organisée par L’Autre Cercle.

3.4.3Les politiques d’attraction et de dÉveloppement
des ressources humaines

3.4.3.1La Formation et le Développement

Le Groupe offre à ses collaborateurs des opportunités de développer leurs compétences à travers des programmes de formations, des parcours de carrières et des actions de développement personnel. Cela permet de développer l’employabilité en adaptant les compétences aux évolutions des métiers et des technologies. La transition écologique et les accélérations technologiques dues à la digitalisation et à l’intelligence artificielle transforment les métiers des collaborateurs. Elles créent également des tensions en matière de personnel qualifié dans les nombreuses activités classiques ou émergentes du Groupe. Pour y faire face, ENGIE conduit une stratégie sociale de montée en compétences selon trois axes : une gestion anticipée des compétences pour préparer l’avenir, une mobilité interne renforcée au service des quatre grands métiers et enfin des objectifs de formation professionnelle pour tous les collaborateurs. Elles sont conduites avec la volonté de favoriser l’enrichissement des tâches, le renouvellement des expériences, la prise en compte des initiatives des collaborateurs et leur responsabilisation. Cela favorise leur engagement, leur épanouissement et leur employabilité, au service de la pérennité des activités du Groupe. Cette stratégie est inscrite dans une politique de formation et développement déployée depuis 2017.

3.4.3.1.1 ENGIE Skills, programme de gestion prévisionnelle des emplois et des compétences

Afin de conduire des politiques et des actions de développement appropriées, ENGIE se dote d’une approche forte par les compétences. Elles sont pilotées à travers un processus de gestion prévisionnelle des emplois et des compétences nommé ENGIE Skills. En lien avec les prévisions industrielles et financières, il permet d’obtenir une cartographie à trois ans des compétences quantitatives et qualitatives dont chaque entité du Groupe doit se doter. Cette vision s’organise autour du référentiel des ENGIE Jobs qui recense (suivant une approche d’amélioration continue) 300 métiers repères permettant :

•une meilleure connaissance de la répartition des ressources dans les métiers, filières, GBU, hubs régionaux, pays,
entités ;

•une amélioration de la performance RH et du pilotage des compétences par les GBU, hubs régionaux, filières, entités.

Ces données sont consolidées au niveau du Groupe. Elles permettent de construire une vision globale sur les évolutions des métiers et compétences. Des plans d’accompagnement, de développement et de mobilité des collaborateurs y sont associés.

Dans un contexte de transformation stratégique et de digitalisation des processus, l’évolution des compétences se traduit à trois niveaux :

•des compétences techniques à renforcer pour devenir le leader de la transition énergétique en mettant l’accent sur l’excellence opérationnelle et le savoir-faire industriel ;

•des compétences digitales à développer pour proposer de nouveaux services ;

•des adaptations organisationnelles et managériales nécessitant un fort accompagnement.

3.4.3.1.2Formation : ambition 100%

Le développement des compétences et le maintien de l’employabilité sont des axes cruciaux pour la compétitivité et la performance du Groupe, ainsi que pour sa capacité à déployer sa stratégie. ENGIE poursuit depuis février 2020 son objectif extra-financier visant à former chaque année 100% des collaborateurs à horizon 2030.

Pour cela, ENGIE privilégie une approche du développement des compétences, qui met en exergue des compétences prioritaires par population et les besoins clés de formation associés. Cette stratégie s’est traduite par la mise en place d’une gouvernance Learning et la création d’une instance décisionnaire sur le Learning. Elles regroupent les dirigeants de la Formation au niveau des Global Business Units et régions du Groupe.

Dans ce cadre, ENGIE a identifié trois formations obligatoires en 2022, à réaliser en e-learning par l’ensemble des collaborateurs sur les sujets de Santé-Sécurité, d’Ethique et de Cybersécurité. ENGIE a également proposé en fin d’année 2022, des parcours de formations diversifiées sur les compétences clés en management et leadership pour les cadres du Groupe. Les cadres travaillant dans les métiers des énergies renouvelables sont les premiers à bénéficier du déploiement de ces Management paths.

En complément de la priorisation de compétences clés, ENGIE s’attache à infuser une culture Learning et à permettre des opportunités d’apprentissage régulières, en favorisant la flexibilité des modalités d’apprentissage. Ainsi, en complément de sessions de formation présentielles, en classes virtuelles ou en e-learning, le Groupe s’est équipé d’une plateforme de Mobile Learning en 2021 qui facilite l’accès pour les collaborateurs à des modules de formation sur des fondamentaux Business et Culture Groupe tels que l’hydrogène ou la sobriété.

Le Groupe déploie au niveau mondial des programmes de formation clés qui nécessitent un passage à l’échelle rapide. Le recours à des formateurs locaux est également un levier pour atteindre l’objectif de 100% des collaborateurs formés en 2030.

3.4.3.1.3ENGIE University

ENGIE University accompagne depuis plus de 15 ans le développement professionnel et personnel des collaborateurs, en particulier cadres et managers. Elle est, en plus d’un centre de formation certifié Qualiopi, un lieu de réflexions stratégiques sur les politiques Learning et Développement Groupe, ainsi que
sur les sujets Compétences d’aujourd’hui et demain.

Depuis 2021, ENGIE University a accéléré le déploiement des programmes permettant à chaque collaborateur de s’approprier la nouvelle stratégie du Groupe. En 2022, en complément des programmes de la Sustainability Academy, ENGIE University a créé des parcours de formation courts en e-learning. Elles concernent l’empreinte carbone des équipements informatiques (programme Green IT) et la sobriété énergétique pour les collaborateurs, aujourd’hui véritables transition makers. Des Sustainability Learning Days ont également été organisés sur 48 heures en continue à l’automne 2022, permettant à l’ensemble des collaborateurs du Groupe, indépendamment du fuseau horaire, de participer à l’événement en tant que formateur ou apprenant. Au total, ce sont plus de 1 300 personnes qui ont participé à 101 sessions autour des sujets de transformation business, décarbonation des clients et transformation interne.

Toujours fortement marquée par l’hybridité des modes de travail, ENGIE University a fait le choix de conserver des programmes en présentiel et des programmes en version digitale (e-learning et classes virtuelles, application mobile U.learnGO). Cela permet au plus grand nombre de collaborateurs, partout dans le monde, de pouvoir continuer à se former.

L’Université a ainsi organisé une nouvelle édition du Learning Festival en mars 2022. Cet événement, conçu et réalisé en format 100% digital, a proposé une semaine de formation à l’ensemble des collaborateurs du Groupe. Le Learning Festival a permis de développer des compétences clés, un besoin qui se conjugue avec la crise et qui nécessitait de réajuster les savoir-faire. Le Learning Festival 2022 a rassemblé plus de 1 200 collaborateurs de 44 nationalités, représentant toutes les entités du Groupe autour de 120 sessions différentes (Learning Programs, Learning Activities, Social Events). Un total de 42 formateurs externes et 44 intervenants internes ont animé ces
sessions.

Le U.Camp, campus éphémère et itinérant d’ENGIE University organisé durant une semaine dans un lieu unique en France ou à l’international, a pu reprendre en 2022. Organisé en présentiel, cet événement permet de regrouper des collaborateurs d’entités et de métiers variés autour de formations et de moments conviviaux de grande qualité. C’est un levier fort de la culture d’ENGIE, qui est en même temps une expérience apprenante pour renforcer le sentiment d’appartenance, augmenter la performance et accélérer la transformation du Groupe. À Paris, plus de 1 000 collaborateurs de 26 nationalités ont participé à 40 sessions, social events et market place. En août, c’est à Rio de Janeiro que plus de 500 collaborateurs de toute l’Amérique Centrale et
latine se sont retrouvés.

La transformation du Groupe impliquant aussi une évolution des métiers, ENGIE University développe depuis 2022 des Académies pour ses quatre Global Business Units. Ces Académies, pour certaines encore en construction fin 2022, proposent des parcours permettant une amélioration de la professionnalisation et de l’excellence opérationnelle des collaborateurs, l’ancrage d’une culture commune et la promotion des savoir-faire internes et externes au sein des entités.

La mise en place de tous ces dispositifs a permis à ENGIE de former 83,8% de ses salariés en 2022.

Taux de collaborateurs formés

GRI 404-2 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
Taux de femmes formées | 100,0% | 73,2% | 84,9% | 88,9% | 86,9% | 99,5% | 77,9% | 68,9% | 82,8% | 80,3% | 80,9% | 69,2%
Taux d’hommes formés | 100,0% | 82,7% | 81,8% | 87,5% | 94,3% | 100,0% | 73,4% | 62,4% | 84,1% | 82,6% | 82,1% | 70,3%
Taux de collaborateurs formés | 100,0% | 80,1% | 82,4% | 88,0% | 93,4% | 100,0% | 75,4% | 65,1% | 83,8% | 82,0% | 81,9% | 70,1%
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 98,7%

Heures de formation

GRI 404-1 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
Nb total d’heures de formation | 175 180 | 796 074 | 532 811 | 231 088 | 142 474 | 125 510 | 123 448 | 29 947 | 2 126 584 | 2 254 023 | 3 468 907 | 2 963 242
Nb d’heures moyen par personne formée | 37 | 46 | 16 | 21 | 42 | 62 | 19 | 15 | 27 | 28 | 25 | 26
% de restitution | 100% | 100% | 96,8% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 98,6% | 100% | 100% | 97,4%

Répartition des heures de formation par thème

GRI 404-1 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
Techniques des métiers | 35,3% | 37,9% | 36,0% | 44,3% | 32,9% | 65,4% | 23,6% | 23,9% | 38,8% | 41,7% | 38,1% | 35,9%
Qualité, sécurité, environnement, | 32,7% | 14,5% | 48,1% | 26,2% | 55,3% | 26,6% | 12,9% | 11,5% | 28,2% | 30,8% | 37,9% | 33,7%
Langues | 7,7% | 0,3% | 1,8% | 2,6% | 1,4% | 0,0% | 17,2% | 10,7% | 2,4% | 2,3% | 1,8% | 3,0%
Management, dvpt personnel | 15,2% | 42,0% | 9,7% | 15,4% | 6,0% | 0,0% | 26,5% | 24,6% | 23,8% | 17,8% | 15,6% | 13,1%
Autres | 9,1% | 5,2% | 4,3% | 11,6% | 4,5% | 8,0% | 19,9% | 29,3% | 6,9% | 7,4% | 6,6% | 14,2%
% de restitution | 100,0% | 100,0% | 96,8% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 98,6% | 100% | 100% | 100%

3.4.3.2La politique Talents

Le développement des Talents du Groupe contribue à la performance d’ENGIE en développant son capital humain. Elle vise à anticiper les besoins du Groupe en compétences et en expertises. Elle permet d’identifier et de préparer les cadres dirigeants et les leaders humains et techniques de demain. Pour mener cette mission, la Direction Talents développe :

•une approche bottom up d’identification des positions clés au sein du Groupe, de sécurisation des plans de succession et de détection des hauts potentiels, depuis les entités vers les instances dirigeantes du Groupe ; La campagne de “People & Position Review” 2022, menée dans les pays, puis au niveau des régions, a ensuite été consolidée par métier et par fonction. Elle permet de travailler de manière transversale à l’identification des plus de 2 000 positions clés du Groupe d’une part, et à plus de 6 000 talents ayant le potentiel d’occuper ces positions, d’autre part ;

•des trajectoires professionnelles personnalisées qui répondent aux besoins du Groupe et qui intègrent les aspirations des collaborateurs et qui s’appuient sur la diversité des métiers et implantations géographiques du Groupe ;

•des outils de développement et des programmes spécifiques proposés dans la durée.

La politique Talents du Groupe s’adresse à l’ensemble des collaborateurs et vise à renforcer en particulier trois populations clés pour le Groupe, en plus des populations ciblées plus localement au sein des entités : les leaders, les techniciens et les experts. Elle a pour objectif d’anticiper les besoins de compétences, de sécuriser les positions clés et de renforcer la fidélité des collaborateurs. La crise sanitaire a impacté les façons de travailler, le rapport au travail ainsi que les leviers de motivation et d’engagement. Pour y faire face, ENGIE mise sur la qualité de “l’expérience talents” que vit le collaborateur, dès le recrutement et durant sa carrière. La politique d’attraction des futurs talents s’appuie sur une marque porteuse de sens, et qui reflète les valeurs du Groupe. Elle s’accompagne d’une ambition forte en matière d’apprentissage et de relations avec de grands partenaires académiques. La valorisation des métiers techniques par les collaborateurs ambassadeurs est par ailleurs un atout majeur pour recruter de nouveaux techniciens.

Pour les fidéliser, ENGIE mise à la fois sur sa politique de développement et sur sa politique de parcours de carrière, qui proposent aux collaborateurs des parcours professionnels variés au sein de ses principaux métiers et les orientent dans leurs priorités de développement.

3.4.3.2.1ENGIE Boost : le programme des futurs leaders

ENGIE Boost est un dispositif qui permet d’identifier, de développer et de fidéliser les talents à Haut Potentiel à tous les niveaux de l’organisation, afin de les préparer à occuper les rôles stratégiques du Groupe. Il se compose de trois programmes :

•Rise! et Pulse! sont gérés au niveau Groupe : sur une durée de 24 mois, ils préparent les leaders susceptibles de prendre rapidement des responsabilités stratégiques au sein d’ENGIE ;

•un troisième programme, Up!, géré plus localement, bénéficie aux talents à Haut Potentiel susceptibles d’évoluer vers des positions clés du Groupe.

L’intégration dans les programmes Rise! ou Pulse! est pilotée par les équipes de la Direction Talents & Diversité. Elles garantissent une démarche cohérente et pertinente à travers des People Reviews avec les GBU et les fonctions support. En 2022, le programme Pulse! regroupe au total 129 Talents ayant le potentiel de prendre une des 275 positions stratégiques du Groupe lors de leur prochaine mobilité (dont 37,2% de femmes et 38% d’internationaux). Le programme Rise! regroupe 145 Talents ayant le potentiel de prendre une des 260 positions stratégiques du Groupe dans deux à trois mobilités (dont 55,2% de femmes et 35,9% d’internationaux). L’intégration dans les programmes Up! est quant à elle pilotée localement, à travers les People Reviews des GBU, hubs régionaux, filières et entités. Au total 900 talents participent aux programmes Up! de l’initiative ENGIE Boost. Ces programmes n’ont pas vocation à récompenser la performance ou à être un outil de reconnaissance. C’est une opportunité offerte aux collaborateurs de développer leur potentiel et d’être dans les meilleures conditions pour une évolution future vers un poste clé. C’est aussi l’opportunité de créer une communauté active et diverse, de leaders engagés capables de mobiliser leurs équipes au service de la stratégie du Groupe.

3.4.3.2.2ENGIE Ways Of Leading (EWOL)

En 2022, le modèle de leadership d’ENGIE a été adapté pour accompagner le déploiement de la stratégie du Groupe. Il a été nommé “ENGIE Ways of Leading” car il est complémentaire des “ENGIE Ways of Working” qui s’appliquent depuis 2021 à tous les collaborateurs du Groupe.

Il est centré sur cinq engagements clés qui définissent clairement les attentes communes en termes de comportements managériaux, pour répondre aux besoins du Groupe :

•Safety & Integrity : appliquer des normes strictes pour la santé et la sécurité des collaborateurs, sécuriser les actifs, garantir la (cyber)sécurité, l’intégrité et la réputation d’ENGIE. C’est également intégrer une culture dite de “Tolérance Zéro”, pour assurer la licence pour opérer.

•ONE ENGIE : mettre en œuvre la stratégie d’ENGIE en s’appuyant sur les ENGIE WOW, guidés par la création de valeur pour ENGIE et ses clients, tout en tirant parti de la diversité des collaborateurs d’ENGIE.

•Accountability : définir clairement et précisément les objectifs et responsabilités envers les équipes et les parties prenantes, responsabiliser les collaborateurs et les équipes en leur donnant les moyens de réussir et organiser des discussions stimulantes et franches.

•Trust : faire ce que nous disons et dire ce que nous faisons, manager et inspirer, par l’exemple, les équipes, les parties prenantes et les clients, communiquer et agir de manière transparente.

•Care : promouvoir une culture d’intérêts communs, de respect et de bienveillance au sein des équipes, renforcer le bien-être au travail et mettre en pratique le développement des compétences et le feedback constructif.

Les ENGIE Ways of Leading ont été déployés auprès des 275 Global Leaders du Groupe fin 2022 et seront déployés en 2023 auprès de l’ensemble des managers du Groupe. Les programmes de développement et de gestion des carrières sont adaptés en conséquence.

3.4.3.2.3ExpAND : le programme des Experts

Depuis 2020, ENGIE développe le programme ExpAND, qui vise à identifier, développer et reconnaître les experts du Groupe de manière transversale. Ce programme est en complément des programmes spécifiques dédiés au renforcement des compétences techniques dans les domaines clés pour le Groupe,
pilotés directement par les GBU.

Le programme ExpAND développe des communautés d’expertise et fait des “ExpANDers” des ambassadeurs ENGIE en interne et en externe. C’est aussi un programme de développement basé sur la cooptation. Il permet aux experts de développer leurs soft skills tels que le leadership et la communication. Toutes les expertises sont alignées avec la stratégie du Groupe, qu’elles soient techniques, technologiques ou fonctionnelles. Trois niveaux d’experts ont été établis – Global, Key et Local – en fonction de leur périmètre d’impact et de leur exposition. A l’issue des trois premières campagnes, 853 ExpANDers ont été identifiés : 62 Global, 468 Key et
323 Local.

3.4.3.3La mobilité Groupe

3.4.3.3.1ENGIE Mobility

Les pratiques de mobilité sont fortement encouragées et valorisées au sein d’ENGIE et une politique Groupe Mobilité définit le socle des sept grands principes de la mobilité au sein du Groupe depuis septembre 2019. La fluidité des ressources et la capacité des salariés à évoluer sont des gages de maintien de leur employabilité et appartenance au Groupe, ainsi la mobilité entre Global Business Units et entités est favorisée. Ils sont une condition nécessaire à la transformation et à l’agilité du Groupe. 2 840 mobilités et mutations ont été réalisées en 2022. Des comités se réunissent afin de favoriser la correspondance entre les postes et les profils internes.

ENGIE Mobility est un dispositif dédié à l’animation de la mobilité professionnelle. Depuis sa création en 2017, ENGIE Mobility apporte son expertise et son offre de services à la filière RH notamment grâce à différents outils dédiés à la mobilité. En 2022, ENGIE Mobility est intervenu en appui des responsables de Ressources Humaines sur différents projets de transformation majeurs.

En France, un espace digital Mymobility dédié à la construction du projet professionnel est ouvert à tous les collaborateurs. Des évènements tels que “50’ Live Mobilité” sont organisés afin de développer la culture mobilité et le partage entre les responsables de Ressources Humaines. Enfin, un réseau de “Comités Emploi Mobilité Territoire” est animé mensuellement. Ces comités, répartis sur le périmètre national en cinq territoires/bassins d’emploi (Ile de France ; Ouest ; Sud-Ouest ; Centre Est et Sud Est ; Nord Est) visent à promouvoir l’emploi interne local.

3.4.3.3.2 Skill’Lib

Le développement et l’acquisition de compétences sont au cœur des enjeux de compétitivité et de performance de l’entreprise.

Au-delà de la formation qui reste le levier privilégié d’apprentissage, ENGIE a mis en place un dispositif efficace, innovant, gagnant-gagnant pour les collaborateurs et pour les managers, Skill’Lib. Il s’agit d’une marketplace de compétences qui propose des missions de courte durée aux collaborateurs en fonction de leurs compétences acquises ou à développer. Ce dispositif permet de favoriser l’apprentissage par l’expérience pour les collaborateurs. Il permet en même temps aux managers d’avoir accès rapidement à des compétences pertinentes en interne répondant à leurs besoins business. Il répond parfaitement au fort besoin de réactivité et d’agilité du Groupe, tant en termes de ressources pour mener des missions ponctuelles que concernant les besoins de développement des Talents.

Ce dispositif a été reconnu et récompensé en novembre 2021 par l’externe avec la remise du Trophée de l’Innovation RH des
Victoires des Leaders du Capital Humain.

3.4.3.4Recrutement et marque employeur

3.4.3.4.1Marque Employeur

Le développement d’une marque employeur attractive et cohérente avec les implantations et les besoins de recrutement du Groupe, est un enjeu majeur.

En 2022, la marque employeur a ainsi permis de maintenir la place d’ENGIE dans les classements :

•ENGIE consolide sa 5e place des “Top Companies” dans le classement de LinkedIn. A fin décembre 2022, ENGIE comptabilise environ 800 000 abonnés sur LinkedIn (contre 675 000 en 2021). Le trafic sur le site internet ENGIE continue à croître avec près de 500 000 vues par mois depuis le début d’année ;

•ENGIE figure comme 8e entreprise la plus engagée en termes de RSE sur 61 en France dans l’étude RSE réalisée par Universum en septembre-octobre 2022. Le Groupe arrive 2e en matière d’engagements environnementaux ;

•en sortie de crise sanitaire fin 2021, ENGIE :

•maintient sa 11e position comme entreprise préférée de son cœur de cible parmi les étudiants BAC+2/+3,

•se classe 18e entreprise préférée des étudiants des écoles d’ingénieurs en France, et retrouve ainsi son niveau d’attractivité de 2020. Dans les écoles d’ingénieurs, la notoriété de la marque n’a jamais été aussi élevée. Ce sont 95% des ingénieurs qui connaissent ENGIE, dont 27% s’intéressent à l’employeur.

3.4.3.4.2Attractivité du Groupe et Emploi des jeunes

La Marque ENGIE et la Marque Employeur continuent de se déployer en France et dans le Monde avec une notoriété disparate en fonction des pays. Les pays s’appuient sur les livrables et l’écosystème Corporate pour déployer et amplifier localement la marque employeur, en fonction de leurs ressources et besoins.

L’attractivité du Groupe s’est renforcée avec plus de 800 000 candidatures reçues en 2022, notamment grâce à la visibilité sur les réseaux sociaux. 100% des postes sont publiés à l’externe, créant ainsi un trafic important vers le site Carrière et le site internet engie.com.

Les campagnes de visibilité et de recrutement menées soit conjointement par le Corporate et les pays soit impulsées par des initiatives locales, concourent à renforcer l’attractivité auprès de tous les Talents.

Au niveau territorial, les équipes s’appuient sur des Communautés d’Ambassadeurs (Techniciens, Alumni, Young Professional Network, Femmes), pour attirer, recruter et fidéliser les populations cibles.

En France, l’accent a particulièrement été porté sur l’Emploi et l’Employabilité des Jeunes, à travers notamment le Programme Alternance, le Centre de Formation d’Apprentis d’ENGIE, l’accueil de Stagiaires, y compris ceux de 3ème au Collège.

Renforcer l’accueil et l’intégration de Jeunes Talents, permet d’atteindre trois objectifs :

•la féminisation des équipes ;

•le recrutement sur les nouveaux métiers et ceux en tension ;

•et plus globalement, à davantage de Diversité et d’Inclusion (Jeunes éloignés de l’emploi, handicap, etc.).

En 2022, ENGIE obtient le Grand Prix emploi, décerné par l’agence de notation HUMPACT.

3.4.3.4.3Relations académiques

Pour recruter les meilleurs jeunes talents et pour maintenir sa position de leader, ENGIE s’appuie sur ses relations académiques. Elles permettent de valoriser ENGIE auprès des étudiants de l’enseignement supérieur (écoles d’ingénieurs, écoles de commerce et universités). Véritable moteur d’attractivité à destination des jeunes qui représentent l’avenir d’ENGIE, les relations académiques répondent à des besoins de recrutements tant sur le plan des compétences business que
sur le leadership.

Une stratégie et une politique associée ont été mises en place en 2022, pour porter les valeurs de diversité et d’inclusion et celles de la parité, notamment sur les métiers d’ingénieurs dits
techniques.

À ce titre, les relations académiques ont réuni une communauté d’ambassadeurs alumni pour promouvoir l’image du Groupe auprès des étudiants et pour répondre aux objectifs sur la parité en incluant la communauté des Change MakHers du programme Fifty-Fifty. En outre, les divers tournages organisés (JobTeasers/Konbini) et la participation aux Congrès Régionaux et Nationaux des Junior-entreprises ont permis de renforcer la marque employeur.

Les relations académiques veillent à affirmer ses priorités en matière de diversité et d’égalité des chances. Pour ce faire, des partenariats avec l’ESSEC et Ponts et Chaussées ont été mis en place avec une marraine dans le rôle de leader et l’instauration d’une fresque de la diversité.

Par ailleurs, dans un esprit d’ouverture le ENGIE Academic Challenge est un évènement international qui a pour vocation de fédérer des étudiants internationaux et d’attirer les talents à l’étranger. Il a aussi pour objectif de les engager dans une démarche de neutralité carbone.

ENGIE adopte une posture proactive pour répondre aux objectifs stratégiques et aller au-devant de ses besoins en menant de multiples actions (forums, salons, tables rondes, conférences, congrès). En 2022, ce ne sont pas moins de 31 actions qui ont été menées au sein des écoles cibles tout en veillant à la diversification dans le choix d’écoles élitistes et moins élitistes. Ce, dans le but de renforcer l’inclusion.
Les relations académiques sont repensées de manière plus qualitatives, avec des retours sur investissement associés. Des indicateurs de performance clairs et pertinents (présence, attractivité, influence et recrutement) garantissent l’efficacité de ces initiatives.

ENGIE noue des relations privilégiées avec de nombreuses écoles cibles : Centrale Supélec, IFPEN / IFP School, Mines ParisTech, Polytechnique, Arts et Métiers ParisTech, INSA Lyon, Mines Nancy, Centrale Lyon, Ecole des Ponts ParisTech, IDE Paris, CY Tech (ex EITSI), ESTP, CESI Ecoles d’Ingénieurs, Telecom Paris, IMT Atlantique, INP Grenoble, EFREI, HEC, ESSEC , ESCP, INSEAD, KEDGE, Audencia, NEOMA, Grenoble EM, EM LYON, SKEMA, EDHEC, MBS (Montpellier Business School), ESG (Paris / Bordeaux / Toulouse), Université Paris 1 Sorbonne, CY Cergy Paris Université, Université Paris Dauphine, Sciences Po, IAE, Université Paris Saclay, Ecole 42, EPITA, EPITECH, ENSIMAG. Ces partenariats donnent la possibilité aux étudiants de rejoindre l’aventure ENGIE grâce à l’alternance, aux stages et à l’accueil de doctorants ou d’études spécifiques.

ENGIE a participé au sommet international de l’Alliance For Youth au Parlement de Bruxelles en septembre 2022, qui fut le lieu d’échanges autour des enjeux d’emploi/employabilité et formation. L’occasion pour le Groupe d’apporter l’illustration par l’exemple, avec le programme ApprentiSwap (échange d’apprentis Master 2 entre entreprise pendant deux ans).

3.4.3.4.4La Communau’Tech : Ambassadeurs Techniciens

La Communau’Tech ENGIE est un réseau de Techniciennes et de Techniciens engagés sur le terrain qui œuvrent pour faire rayonner avec passion leur métier et la Filière Technique pour attirer de nouveaux talents. Ce dispositif valorise les Technicien.ne.s, les fidélise et diffuse une image attractive des métiers en tension.

Les Ambassadrices et Ambassadeurs Technicien.ne.s volontaires participent aux Rencontres Métiers, Forums Emplois et salons organisés par le Groupe ou par des prescripteurs afin d’expliquer et valoriser les métiers techniques. Ils apportent leurs contributions à des réflexions Groupe, participent à des reportages ou témoignages, des webinaires ou encore des expérimentations. Les membres de la Communau’Tech interviennent auprès des établissements scolaires. Ils sensibilisent les jeunes aux enjeux environnementaux et climatiques et à l’importance des métiers dans la transition vers la neutralité carbone. Enfin, ils participent au recrutement des jeunes de l’Académie de la Transition Energétique, le Centre de Formation d’Apprentis (CFA) d’ENGIE. Ils expliquent leurs métiers pour susciter des vocations.

La Communau’Tech ENGIE compte aujourd’hui 370 Technicien.nes dont 29 femmes (250 en France et 120 dans les filiales européennes dont l’Italie, la Roumanie et la Belgique).

L’objectif est de constituer une communauté de 500 Ambassadeurs, Ambassadrices, Technicien.ne.s à la maille internationale d’ici fin 2023.

La première rencontre internationale de la Communau’Tech a été organisée à Paris le 1er juin 2022 et a réuni plus de 300 ambassadeurs technicien.nes venus de France, d’Italie, de Belgique et de Roumanie. A leurs côtés étaient présents leurs managers, des représentants des ressources humaines, des alternants, des membres du Comité Exécutif du Groupe et les sponsors de la Communauté. Tous ensemble, les collaborateurs du Groupe ont célébré cette communauté de techniciens, fondée en 2018 et qui n’a pas cessé, depuis, de rendre plus attractive la filière et la richesse de ses métiers. Au programme de cette journée : une plénière inspirante, des ateliers interactifs, une exposition des métiers techniques du Groupe. Les participants y ont vécu des expériences inédites, générant de riches échanges, interactivité et fierté d’appartenance.

3.4.3.4.5Apprentissage

Dans un marché de l’emploi toujours plus en tension, ENGIE mise sur les jeunes et l’apprentissage comme voie d’excellence pour accéder à ses métiers d’avenir et recruter de façon encore plus inclusive.

Dans son Programme Alternance, ENGIE ambitionne d’atteindre :

•10% d’apprentis dans l’effectif du Groupe en France à fin 2030 ;

•50% de transformation en contrats CDI ou CDD dans les filières techniques ou digitales en France.

Cet engagement du Groupe et la forte mobilisation des collaborateurs, au plus près des besoins sociétaux des territoires a porté ses fruits. En effet, le nombre d’alternants a augmenté de plus de 15% depuis 2019 et le Groupe compte 3 714 jeunes en contrat d’alternance à fin 2022.

En France, ENGIE dénombre 3 331 alternants. La représentativité de l’alternance par rapport aux effectifs en CDI et CDD est de 7,7%. ENGIE se place comme le premier employeur en nombre et en volume d’alternants dans le secteur de l’industrie et a pour objectif d’atteindre un taux de 10% à fin 2030.

Pour attirer les talents en devenir, des campagnes de visibilité et de recrutement ainsi que des actions de recrutement inclusives ont été menées. Là encore, le Groupe s’est distingué en remportant de nombreux Prix (TOP COM Or) et Labels (Diversité, Engagement Jeunes, Happy Trainees/Alternants-ChooseMyCompagny).

L’accompagnement au travers d’actions de formation pour les tuteurs, clés pour la réussite du dispositif (plateforme TUT’OR) ainsi que pour la Communauté des alternants (Young Talent Community) concourent à la professionnalisation. Ainsi ENGIE travaille depuis toujours en grande proximité avec les Grandes Ecoles, les Universités et les Centres de Formation d’Apprentis
(CFA).

Enfin, le Groupe se mobilise pour l’emploi des jeunes en organisant chaque année le “mercato” des sortants (site internet dédié, journées emplois) pour favoriser la mobilité interne ainsi que le recrutement en CDI, CDD ou en VIE. De façon concomitante, un dispositif externe (plateforme Engagement Jeunes) permet de positionner les volontaires dans un vivier qualifié, mutualisé avec les partenaires du “Collectif des entreprises pour une économie plus inclusive”.

En 2022, l’ambition Alternance a été recentrée sur le périmètre France. La dynamique européenne et mondiale autour de l’emploi des jeunes s’est poursuivie, notamment à travers les partenariats d’image et de recrutement, à l’instar de l’Alliance For Youth avec Nestlé ou avec le Global Apprenticeship Network France présidé par ENGIE depuis 2020.

Les efforts du Groupe en la matière ont été salués par l’obtention du Grand Prix pour l’emploi des Jeunes et du Grand Prix OR Emploi 2022 décernés par l’agence de notation HUMPACT (Franfinance).

3.4.3.4.6Centres de Formation d’Apprentis (CFA)

En France, ENGIE a ouvert en novembre 2020, son propre CFA, “l’Académie de la transition énergétique”. À taille humaine, l’Académie accueillera plus de 400 étudiants d’ici fin 2024. Implantés en Ile-de-France et dans plusieurs régions (Auvergne-Rhône-Alpes, Occitanie, Hauts-de-France, Nouvelle-Aquitaine et Pays-de-la-Loire), le CFA propose des formations diplômantes du Bac pro à la licence pour les jeunes de 16 à 29 ans et pour des adultes en reconversion professionnelles. En partenariat étroit avec des organismes de formation, reconnus pour leur professionnalisme et leur savoir-faire, ces cursus ont pour ambition de répondre à l’évolution des besoins du Groupe et d’attirer plus massivement les jeunes, notamment les femmes, vers les métiers d’avenir du Groupe.

Outre les formations académiques dispensées, l’Académie propose à ses alternants des modules complémentaires 100% digitaux contextualisés ENGIE. Grâce à la réalité virtuelle, elle travaille au développement de projets pédagogiques lié aux enjeux du Groupe sur la sécurité au travail.

Le Groupe s’est également mobilisé pour identifier, former et valoriser les tuteurs, acteurs clés dans la réussite de l’intégration des alternants.

3.4.3.4.7Recrutements

La stratégie de recrutement des talents est alignée avec la raison d’être d’ENGIE et la transition vers une économie neutre en carbone. Elle fait face à un marché de l’emploi hautement concurrentiel, des métiers en mutation, des attentes des candidats en évolution permanente. Cette stratégie est différenciante. Elle privilégie une approche qui place le candidat au centre du processus de recrutement au service des métiers et du business. La politique Talent Acquisition, initiée en 2020 autour de cinq grands principes est le fer de lance de cette stratégie. ENGIE a ainsi fait évoluer ses méthodes, a renforcé la professionnalisation de ses équipes RH et cultivé son agilité. Le Groupe a développé des partenariats stratégiques avec LinkedIn, Indeed, Glassdoor et Pôle Emploi en France. Ainsi la filière RH identifie, accompagne et développe des compétences et ressources nécessaires au Groupe. Elle anticipe et répond aux enjeux d’aujourd’hui et de demain.

À fin 2022, au périmètre Monde, 16 974 recrutements ont été réalisés contre 15 522 en 2021. Ces recrutements ont augmenté de 9,4% par rapport à 2021 (+1 452 embauchés) et répondent aux enjeux d’acquisition des nouvelles compétences et de maintien du savoir-faire technique existant, dans un marché des Talents toujours plus en tension.

Ces recrutements permettent d’accompagner la transformation engagée par le Groupe et évoluent différemment selon les pays, les activités et les catégories socioprofessionnelles. En France, 7 414 salariés ont été embauchés dont 4 012 sous CDI et 3 402 sous CDD. À l’international, les recrutements s’élèvent à 9 560 en 2022, dont 7 073 sous CDI et 2 487 sous CDD, avec une progression particulière en Amérique du Nord et Amérique du Sud.

70% des recrutements concernent les métiers des domaines techniques, d’ingénierie et de business development. Le profil de ces recrutements évolue vers une expertise accrue notamment sur les métiers du digital. La catégorie des techniciens supérieurs et agents de maîtrise a été la plus concernée par cette dynamique de recrutement avec 1 074 embauchés sur la période, soit une progression de 18% par rapport à 2021. Le recrutement des managers a aussi évolué à la hausse de 8,6% avec 3 466 managers embauchés en 2022, dont 1 058 femmes managers représentant 30,5% de cette population. Au total, les femmes représentent 28,2% des recrutements avec 4 790 femmes embauchées en 2022.

Le Groupe poursuit ses efforts pour renforcer la performance de la filière par un processus de recrutement plus inclusif et plus efficient : lancement du parcours de professionnalisation “Permis De Recruter”, dans le cadre du nouveau programme d’homogénéisation et de digitalisation des processus RH.

GRI 401-1 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
Recrutement CDI | 639 | 1 123 | 6 616 | 1 379 | 202 | 38 | 1 088 | 295 | 11 085 | 9 440 | 17 276 | 16 540
Femmes | 215 | 348 | 1 401 | 343 | 30 | 4 | 504 | 126 | 2 845 | 2 323 | 3 863 | 3 611
Hommes | 424 | 776 | 5 215 | 1 036 | 172 | 34 | 584 | 169 | 8 241 | 7 118 | 13 414 | 12 929
Recrutement CDD* | 361 | 738 | 2 939 | 1 327 | 65 | 1 | 458 | 138 | 5 889 | 6 082 | 16 530 | 12 941
Femmes | 168 | 315 | 704 | 474 | 20 | 0 | 265 | 78 | 1 946 | 1 929 | 3 279 | 2 723
Hommes | 193 | 423 | 2 235 | 853 | 45 | 1 | 193 | 60 | 3 943 | 4 153 | 13 251 | 10 218
Total | 1 000 | 1 861 | 9 555 | 2 706 | 267 | 39 | 1 546 | 433 | 16 974 | 15 522 | 33 806 | 29 481
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100%

3.4.3.4.8Rétention

En 2022, le Groupe enregistre une légère hausse des départs de 6,5% : 10 528 départs contre 9 883 en 2021. Le contexte économique provoqué par la crise sanitaire et la crise énergétique a fait accroître la pénurie de compétences et a entraîné une tendance à la hausse des démissions. Cette évolution est plus marquée à l’international avec un taux de démission global de 8,7%, notamment en Amérique du Nord et Amérique du Sud. En France, le taux de démission reste modéré à 4,2%.

Une attention particulière a également été portée sur l’évolution des taux de démission des Talents occupant des positions clés au sein du Groupe ou ayant le potentiel de prétendre à ces positions. La même tendance est observée pour l’ensemble des collaborateurs. Des plans d’actions spécifiques ont été identifiés, adaptés aux besoins individuels ou plus collectifs. Ils visent en particulier à :

•renforcer la capacité des managers à détecter, développer et retenir leurs collaborateurs ;

•proposer des actions rapides en réaction aux évolutions du marché ;

•améliorer l’expérience Collaborateurs dans toutes les étapes de leur parcours lorsque cela est nécessaire ;

•et suivre l’évolution des tendances.

GRI 401-1 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
Départs | 491 | 993 | 6 304 | 1 472 | 252 | 111 | 905 | 308 | 10 528 | 9 883 | 21 612 | 19 537
Retraites | 40 | 464 | 431 | 142 | 41 | 76 | 115 | 21 | 1 309 | 1 325 | 2 180 | 2 248
Démissions | 326 | 285 | 4 002 | 929 | 155 | 28 | 550 | 201 | 6 275 | 5 301 | 12 656 | 9 444
Licenciements | 81 | 165 | 1 405 | 256 | 18 | 7 | 115 | 50 | 2 047 | 2 072 | 4 633 | 6 166
Ruptures conventionnelles | 44 | 79 | 466 | 145 | 38 | 0 | 125 | 36 | 897 | 1 185 | 2 143 | 1 677
Taux de démission | 6,9% | 1,3% | 9,5% | 7,4% | 4,4% | 1,3% | 6,1% | 6,3% | 6,5% | 5,2% | 7,4% | 5,4%
Taux de turnover* | 9,6% | 2,4% | 13,9% | 10,5% | 6,0% | 1,7% | 8,8% | 9,0% | 9,6% | 8,4% | 11,3% | 10,0%
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100%

3.4.3.4.9Organisation du travail

En France, la majorité des entités du Groupe ont signé un accord relatif à la mise en place du travail à distance régulier sur base de deux à trois jours par semaine. Avant le confinement de mars 2020, ENGIE comptait moins de 30% de salariés en télétravail. Aujourd’hui, ce taux atteint en moyenne 40% sachant qu’une large majorité des salariés ont des activités terrains ne leurs permettant pas ce mode de travail. Certaines entités ont également signé des accords relatifs au droit à la déconnexion. Ces différents dispositifs d’aménagement du temps de travail ou d’amélioration des conditions de travail contribuent à l’engagement des collaborateurs et à une meilleure qualité de vie au travail.

GRI 403-2 | 2022 | 2021 | 2021 | 2020
Renou-velables | Infra-structures | Energy Solutions | Fourniture d’Énergie | Production Thermique | Nucléaire | Autres | Dont GEMS | Groupe | hors EQUANS | Groupe | Groupe
Taux d’absentéisme | 5,0% | 8,0% | 6,1% | 6,8% | 5,0% | 6,2% | 6,1% | 9,1% | 6,6% | 5,4% | 5,5% | 6,0%
Taux d’absentéisme maladie | 2,2% | 3,5% | 3,7% | 5,1% | 2,7% | 5,3% | 2,3% | 2,7% | 3,6% | 3,2% | 3,6% | 3,8%
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100%

3.4.4Rémunération, protection sociale, épargne salariale et actionnariat salarié

3.4.4.1Principes de la politique de rémunération

La politique du Groupe est d’offrir à tous une rémunération individualisée, équitable et compétitive sur le marché, qui reflète la performance et les niveaux de responsabilité de chacun. Le Groupe utilise des informations externes fournies par des cabinets spécialisés pour s’assurer du positionnement par rapport au marché local de référence. Par ailleurs, il s’assure du respect des minima salariaux applicables au sein des différents pays dans lesquels il est implanté. Une attention particulière est accordée à l’équité salariale grâce au calcul de l’index (voir Section 3.4.2.3.3). La structure de la rémunération globale se compose d’un salaire de base et, suivant le niveau de responsabilité et les pays, de dispositifs de rémunération variable. Ils ont pour objectif de rémunérer la performance collective et individuelle. Le dispositif de rémunération variable des cadres dirigeants du Groupe intègre depuis 2022 des objectifs de type RSE à hauteur de 15% du total (voir Section 4.4.1.2). Au titre de l’année 2022, afin de reconnaître la mobilisation et la contribution des salariés dans une situation de crise inédite, et compte tenu du contexte inflationniste et de la bonne performance financière du Groupe, il a été décidé d’attribuer une prime exceptionnelle d’un montant de 1 500 euros bruts à l’ensemble des collaborateurs du Groupe.

3.4.4.2Protection sociale et retraite

ENGIE veille à s’inscrire dans les meilleures pratiques des grands groupes internationaux. Le Groupe s’assure de la compétitivité des dispositifs de ses entités au regard des pratiques locales en matière de protection sociale et de retraite. En 2020, ENGIE a déployé au périmètre mondial le programme de protection sociale ENGIE Care. Ce programme permet à chaque collaborateur de bénéficier d’une couverture santé garantissant le remboursement a minima de 75% des frais en cas d’hospitalisation. Il protège aussi la famille ou les proches en cas de décès via le versement d’un capital équivalent à 12 mois de salaire au minimum. La signature du nouvel accord mondial sur les droits fondamentaux et la RSE vise à horizon 2024, à garantir la protection de chaque salarié en cas d’invalidité, ainsi qu’un maintien de salaire en cas de congés parentaux. Un capital minimum équivalent à 12 mois de salaire devra ainsi être versé au salarié dans l’incapacité totale et permanente de travailler. En outre, l’employeur devra maintenir intégralement le salaire pendant quatorze semaines minimum en cas de congé maternité et quatre semaines minimum en cas de congé paternité. Via ce pilier Parentalité, l’équilibre vie privée/vie professionnelle, l’égalité des chances entre les femmes et les hommes se trouvent renforcés. Plus globalement, ENGIE Care permet d’élever le niveau de protection sociale des salariés du Groupe et de contribuer à la rétention des collaborateurs et au renforcement de la politique RSE d’ENGIE.

Enfin, ENGIE Care accélère la performance du Groupe en matière d’avantages sociaux (y compris retraite) en permettant de les cartographier dans ses différentes entités. La mutualisation et donc l’optimisation des dispositifs est facilitée. Les entités ont également accès à des réseaux internationaux d’assureurs qui offrent des conditions de souscription optimisées avec un partage possible des excédents locaux et mondiaux.

3.4.4.3Politique d’épargne salariale Groupe

3.4.4.3.1Plans Épargne

En France, depuis fin 2009, les salariés des sociétés du Groupe peuvent accéder à un dispositif de Plan d’Épargne Groupe (PEG). Il regroupe les fonds d’actionnariat salarié ainsi qu’une large gamme de supports dédiés d’épargne diversifiée. Il totalise près de 2 milliards d’euros d’avoirs à fin 2022. Hors de France, des dispositions sont également en place dans certains pays. Ils permettent aux salariés de constituer une épargne dans des conditions adaptées à leur législation locale.

3.4.4.3.2Plans Épargne Retraite

En France, depuis 2010, chaque salarié peut constituer à son rythme une épargne en vue de la retraite grâce à des versements sur le Plan d’Épargne pour la Retraite Collectif (PERCO). En 2022, ENGIE a finalisé la transformation de son dispositif PERCO dans le cadre de la loi Pacte. Un appel d’offre a été mené avec les partenaires sociaux pour refondre les supports. Hors de France, des plans existent dans certains pays, permettant aux salariés de compléter leur retraite via un apport volontaire dans des conditions favorables.

3.4.4.3.3Principes de gestion extra-financiers

Dans le cadre de ces plans, en France, ENGIE sélectionne des sociétés de gestion dont les politiques d’investissement prennent en compte des critères Environnementaux, Sociaux et de Gouvernance (ESG). A ce titre, elles sont toutes signataires des Principes pour l’Investissement Responsable des Nations Unies. De plus, une politique ESG précise a été mise en place pour une partie de la gamme par la gouvernance des fonds. La gouvernance de ces dispositifs inclut des représentants de la Direction et les partenaires sociaux.

3.4.4.3.4Épargne Solidaire

En France, le Fonds Commun de Placement d’Entreprise (FCPE) Solidaire ENGIE Rassembleurs d’Énergies Flexible est l’un des fonds solidaires dédiés les plus importants du marché français. Ce fonds est labellisé fonds à Impact et vient compléter la gamme des supports de placement du PEG et du PERCO depuis 2012. Il permet aux collaborateurs d’être partie prenante d’une initiative sociale en cohérence avec leurs métiers.

3.4.4.4Intéressement et participation

En raison de la coexistence de sociétés juridiquement distinctes, il n’y a pas de système unique d’intéressement et de participation pour le Groupe. Les systèmes de rémunération variable collective sont largement développés dans les filiales. En 2022, le volume global d’intéressement et de participation des salariés des différentes filiales françaises a atteint près de
150 millions d’euros.

Au niveau de la société ENGIE SA, un accord d’intéressement a été signé le 30 juin 2021 pour une durée de trois ans avec l’ensemble des organisations syndicales représentatives. Cet accord prévoit le versement d’une enveloppe de 7,5% des rémunérations principales en cas de dépassement des objectifs (d’ordre financier à hauteur de 4,5% et d’ordre extra-financier à hauteur de 3%). L’accord se distingue notamment par un critère extra-financier lié à la réduction de l’empreinte carbone des collaborateurs.

Le montant versé en 2022 au titre de l’intéressement 2021 est de 16 629 949 euros. L’accord mettant en place un régime de participation des salariés aux résultats d’ENGIE SA a été signé le 26 juin 2009. L’application de la formule légale de calcul de la participation au titre de l’exercice 2021 conduit à l’absence de versement en 2022.

3.4.4.5Actionnariat salarié

Avec un taux d’actionnariat salarié de 3,9% ENGIE se distingue de longue date par une politique d’actionnariat dynamique et innovante.

En 2022, ENGIE a organisé une opération d’actionnariat salarié dans 21 pays dans le cadre du programme Link 2022. Dans un contexte géopolitique et économique incertain, près de 25 600 salariés ont témoigné leur engagement fort au projet du Groupe en souscrivant aux différentes formules proposées. Le volume souscrit représente près de 16 400 000 de titres, soit 0,66% du capital. Afin d’associer les salariés à la croissance du Groupe et partager ces résultats, ENGIE entend renouveler ce type d’opération dès 2024 sous réserve de l’autorisation de l’Assemblée Générale des actionnaires et de la décision du Conseil d’Administration.

3.4.4.6Actions de Performance et fidélisation à long terme

ENGIE attribue des Actions de Performance qui sont décrites à la Section 4.4.6.

Ces actions dont la période d’acquisition est de trois ans sont assorties de conditions de performance internes et externes. Ce dispositif n’est pas réservé aux seuls dirigeants et ENGIE se distingue par une politique d’attribution large. Près de 5 500 salariés répartis dans le monde bénéficient de ce dispositif.

3.4.5Dialogue social

Le dialogue social de qualité est conduit avec engagement au niveau approprié : monde, européen et entreprises. Il a permis de conduire les projets de réorganisation du Groupe de manière constructive et responsable, avec le cas échéant des accords collectifs pour définir les conditions de ce dialogue social et les mesures d’accompagnements des réorganisations.

Au sein d’instances de dialogue nationales, européennes et depuis 2022 mondiale, et à travers des accords collectifs nationaux, européens et mondiaux, ENGIE associe ses partenaires sociaux à la mise en œuvre de son Ambition Sociale. Cette ambition est ouverte et élargie à la prise en compte des enjeux environnementaux et sociétaux.

3.4.5.1Instances représentatives

Le dialogue social de niveau Groupe s’organise autour de trois instances qui sont des lieux de concertation privilégiée entre la Direction et les représentants du personnel : le Comité de Groupe France, le Comité d’Entreprise Européen (CEE) et le Forum Mondial.

3.4.5.1.1Le Comité de Groupe France

Le Comité Groupe France représente les 46 521 salariés du Groupe localisés en France et est composé de 30 membres titulaires. Le Comité de Groupe France est une instance d’informations et de dialogue avec les représentants des institutions représentatives du personnel des sociétés françaises. Il se réunit deux fois par an.

3.4.5.1.2Le Comité d’Entreprise Européen (CEE)

Le CEE est l’instance représentative des 74 930 salariés du Groupe en Europe ; il est composé d’une trentaine de membres. Il contribue à entretenir et renforcer le dialogue social sur les politiques et stratégies du Groupe ; il est également une instance d’information et de consultation sur des projets ou sujets transnationaux. L’instance se réunit en plénière deux fois par an et est appuyée par un Secrétariat qui se réunit une dizaine de fois par an, des groupes de travail et des rapports d’experts.

3.4.5.1.3Le Forum Mondial

Le Forum Mondial est une nouvelle instance conventionnelle de dialogue social mondial composé de 18 membres représentant les 96 454 salariés du Groupe à travers le monde. Il veille à une représentation équilibrée entre les pays et les continents dans lesquels le Groupe exerce des activités. Il a pour objectif d’assurer la mise en œuvre effective de l’accord mondial signé en janvier 2022. Sa première réunion a eu lieu le 8 septembre 2022. Elle a permis d’examiner l’état d’avancement du programme ENGIE Care et la réalisation des objectifs définis en matière d’égalité professionnelle, de parité et de formation à l’échelle internationale.

3.4.5.2Accords collectifs Groupe

Deux accords collectifs Groupe France ont été signés, l’un mettant en place un dispositif de valorisation des compétences des représentants du personnel acquises au cours de leurs mandats, et l’autre, attribuant des moyens pour le dialogue social de niveau Groupe.

Ces accords témoignent de l’engagement des organisations syndicales et des entreprises pour développer un dialogue social de qualité.

Le Groupe a également signé un accord de Groupe mettant en place un Plan d’Epargne Retraite Obligatoire (PERO) permettant aux salariés de se constituer une rente de retraite supplémentaire à la retraite obligatoire.

3.4.6Note méthodologique de calcul des indicateurs sociaux

3.4.6.1Périmètre de restitution

Les indicateurs publiés dans ce rapport concernent les sociétés dont le contrôle en capital et en management est détenu par ENGIE, soit celles consolidées en intégration globale. Les indicateurs sociaux sont intégrés à hauteur de 100% quel que soit le pourcentage de détention du capital. Le périmètre de restitution est identique à celui de la Direction Financière Groupe. Les données sont présentées par Global Business Units et hubs régionaux issues de la nouvelle organisation mise en place en 2021. Suite à la cession d’EQUANS en octobre 2022, les données relatives à ce périmètre d’activité sont exclues des indicateurs sociaux publiés en 2022. Un taux de restitution est attaché à chaque indicateur en fonction de l’effectif couvert.

3.4.6.2Méthodes de consolidation

Le contenu du rapport a été élaboré sur la base d’indicateurs sélectionnés de façon à rendre compte des principaux impacts sociaux et sociétaux des activités du Groupe. Le choix des indicateurs s’effectue au regard des standards de la Global Reporting Initiative (GRI).

Les indicateurs de ce rapport font l’objet d’une consolidation selon des procédures et des critères définis. Les données de structure, de flux d’effectifs, de conditions de travail et de formation sont consolidées par agrégation.

3.4.6.3 Outil

Les indicateurs sociaux sont issus du Reporting Social Groupe (RSG). Ils sont définis dans un référentiel commun au Groupe consultable sur demande. La collecte, le traitement et la restitution des données saisies par les entités locales, filiales contrôlées par le Groupe ENGIE, sont réalisés dans l’outil de consolidation SyGMA conformément au périmètre financier IFRS.

3.4.6.4 Contrôle

Les données sociales sont consolidées et contrôlées successivement par chaque entité opérationnelle avant de l’être au niveau de la DRH Groupe. Les Commissaires aux comptes d’ENGIE vérifient ensuite les informations sociales collectées et émettent un rapport d’assurance raisonnable. Ces travaux sont conduits de manière concomitante avec les travaux de l’Organisme Tiers Indépendant (OTI) chargé de vérifier la déclaration de performance extra-financière publiée
dans le rapport de gestion ENGIE.

3.4.6.5Précisions sur certains indicateurs

3.4.6.5.1 Emploi

Les employés administratifs sont comptabilisés parmi les Techniciens Supérieurs/Agents de Maîtrise (TSM). Les entités belges du secteur de l’énergie ne déclarent pas d’Ouvriers, Employés, Techniciens (OET) selon les pratiques du secteur de l’énergie (Electrabel).

Contractuellement les collaborateurs peu ou pas qualifiés ont un statut d’employé. Cela peut conduire à une sous-estimation de cette catégorie. La notion de “cadre” (≥ à 300 points Hay : référentiel universel de classification et d’évaluation des postes) reste parfois difficile à appréhender hors de France. Elle peut conduire à une légère sous-estimation, certaines entités pouvant ne retenir que les cadres dirigeants.

3.4.6.5.2Flux de personnel

Les indicateurs de cette Section sont calculés sur la base du périmètre courant, soit les entités de reporting incluses dans le périmètre de consolidation en intégration globale au 31/12/N. L’indicateur “licenciement” ne comprend pas les ruptures conventionnelles.

3.4.6.5.3Diversité et égalité des chances

Le pourcentage de personnes handicapées déclarées fournit la meilleure information possible sur l’intégration des personnes handicapées. Le Groupe ne considère pas pertinent de fournir un taux de restitution puisque certaines sociétés ne peuvent collecter cet indicateur en raison de contraintes réglementaires locales.

3.4.6.5.4Formation

Lorsque les données ne sont pas exhaustives dans les délais impartis, un arrêté et une prévision des données manquantes de fin d’année sont réalisés.

La définition de l’indicateur a évolué en 2020 afin de s’assurer qu’il prend bien en compte les formations dispensées en présentiel et en e-learning. Le format et la durée d’une formation peuvent varier mais doivent inclure un descriptif de contenu pédagogique. La répartition des heures de formation par thème n’inclut pas les heures de e-learning.

3.4.6.5.5Organisation du temps de travail

Le travail du personnel au sein des sociétés du Groupe est organisé dans le cadre des durées de travail légales, variables d’une législation nationale à une autre.

L’indicateur “Jours d’absence par personne” est calculé selon la convention Groupe de huit heures de travail par jour.

3.4.7Politique de santé-sécurité

3.4.7.1Les résultats

Les résultats en matière de santé-sécurité du Groupe sont les suivants :

•taux de fréquence total des accidents avec arrêt des salariés et des sous-traitants intervenant sur site à accès contrôlé de 2,0 sans EQUANS (2,5 en 2021), inférieur à l’objectif maximum de l’année de  2,4 (2,3 avec EQUANS pour un objectif de 2,8 ; résultat de 2,9 en 2021) ;

•taux de gravité des accidents avec arrêt des salariés de 0,06 sans EQUANS (0,08 avec EQUANS) ;

•taux de prévention de 0,73 sans EQUANS (0,65 en 2021), supérieur à l’objectif minimum de l’année de 0,66 (0,65 avec EQUANS pour un objectif minimum de 0,62 ; résultat de 0,58 en 2021).

Le nombre de décès suite à blessure dans le cadre de l’activité professionnelle parmi les salariés du Groupe, intérimaires et sous-traitants, hors EQUANS, a été de quatre en 2022, tous sous-traitants. Cinq décès suite à blessure se sont produits dans des entités d’EQUANS, activités cédées début octobre 2022. S’ajoutent deux décès de sous-traitants après des malaises sur site, hors EQUANS, sans lien visible avec une activité professionnelle. Des demandes de requalification de ces décès en accidents sans lien avec le travail ont été déposées.

La prévention des accidents graves et mortels a donné lieu à la définition et à la mise en œuvre du plan de transformation santé-sécurité ENGIE One Safety présenté en section 3.4.7.2.3.

3.4.7.2Le dispositif de management santé-sécurité

La politique santé-sécurité du Groupe définit les principes fondamentaux du management de la santé-sécurité. Une version révisée de cette politique a été publiée en 2022, à l’occasion de la mise en place d’un accord cadre mondial sur les droits fondamentaux et la responsabilité sociale d’ENGIE. La politique est disponible sur le site internet du Groupe à l’adresse suivante : www.engie.com/news/accord-social-mondial.

Les principales évolutions par rapport à la précédente version portent sur la prévention des risques psychosociaux et l’amélioration de la qualité de vie au travail. Les nouvelles dispositions introduites dans la politique sur cet axe de prévention sont :

•la sensibilisation des managers à l’amélioration de la qualité de vie au travail, notamment pour ce qui concerne l’organisation du travail et l’équilibre vie professionnelle/vie privée ;

•la sensibilisation des managers à la détection des risques psychosociaux, comme le stress au travail ou le harcèlement ;

•le déploiement des “9 engagements pour une meilleure qualité de vie au travail” ;

•le soutien du principe de “droit à la déconnexion” et la promotion des bonnes pratiques liées à l’utilisation des outils numériques (messagerie, téléphone mobile, réseaux sociaux, etc.).

Concernant les indicateurs santé-sécurité, le Groupe avait introduit en 2019 un nouvel indicateur : le taux de prévention. Le taux de prévention avait été défini comme le nombre d’HiPo (événements et situations à haut potentiel de gravité, précurseurs de blessures ou d’accidents graves et mortels) divisé par le nombre d’HiPo plus le nombre d’accidents du travail avec arrêt.

L’objectif que s’était fixé le Groupe lors de la mise en place du taux de prévention, de stimuler l’identification et le reporting des HiPo est atteint, le Groupe ayant progressé plus vite que prévu dans l’atteinte de cet objectif. Il a donc été décidé de ne plus suivre cet indicateur à partir de 2023 même si le suivi et l’analyse des évènements HiPo continuera et sera même renforcé.

Un nouvel indicateur sera mis en place à partir de 2023, le taux de mortalité tel que défini par la norme GRI-403 relative à la publication d’indicateurs de performance concernant la santé et la sécurité au travail.

3.4.7.2.1Reporting des résultats

Les résultats du Groupe en matière de santé-sécurité au travail
sont suivis par :

•le Comex ;

•le Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable (CEEDD) ;

•le Conseil d’Administration.

En 2022, l’ensemble des analyses approfondies des accidents de travail mortels ont été présentées au Comex, en présence du responsable des opérations concerné, et au CEEDD. Des points réguliers sont également présentés en Conseil d’Administration et en Comité Opérationnel (OpCom).

Les résultats santé-sécurité font l’objet d’un partage avec les managers et la filière santé-sécurité du Groupe. Ils sont portés par les managers au sein des entités et mis à disposition de l’ensemble des salariés via l’intranet du Groupe.

3.4.7.2.2Évaluation de l’organisation et de la culture santé-sécurité du Groupe

Suite aux décès qui se sont produits en 2021, une mission d’évaluation globale de l’organisation et de la culture santé-sécurité a été confiée à dss+, un prestataire externe spécialisé.

Cette évaluation a été réalisée sur la base des éléments suivants :

•vaste enquête auprès des collaborateurs et sous-traitants du
Groupe concernant leur perception de la santé-sécurité ;

•interviews de cadres dirigeants du Groupe ;

•évaluation de la mise en œuvre des dispositions santé-sécurité sur le terrain au travers de différentes visites de sites du Groupe ou de sites des clients du Groupe ;

•analyse des données et résultats santé-sécurité.

L’évaluation réalisée par le prestataire lui a permis d’identifier les points forts du Groupe et d’émettre un certain nombre de recommandations couvrant les axes d’amélioration identifiés.

3.4.7.2.3 Plan de transformation ENGIE One Safety

Suite à l’analyse de son dispositif de prévention des accidents graves et mortels et des recommandations formulées par le prestataire, le Groupe a défini en collaboration avec ses entités opérationnelles un vaste plan de transformation santé-sécurité, ENGIE One Safety. L’objectif de ce plan est d’éradiquer durablement les accidents graves et mortels qui touchent les personnes travaillant pour le Groupe, collaborateurs, sous-traitants et intérimaires.

Le plan couvre sept domaines :

•le renforcement de la culture santé-sécurité de toutes les personnes travaillant pour le Groupe ;

•l’adaptation de la gouvernance et de l’organisation santé-sécurité ;

•la révision des règles santé-sécurité du Groupe ;

•la réorganisation des audits internes relatifs à la santé-sécurité sur site et le support aux entités ;

•le renforcement de la filière santé-sécurité du Groupe avec un meilleur accompagnement par les ressources humaines ;

•le renforcement de la gestion santé-sécurité des sous-traitants ainsi que celle dans les projets de construction ou de démantèlement ;

•un plan de communication et de gestion du changement.

Les principales actions réalisées en 2022 au titre du plan de transformation ont été les suivantes :

•le Groupe a adapté sa gouvernance santé-sécurité, intégrant le suivi d’ENGIE One Safety par le Comex. En particulier un nouvel ensemble d’indicateurs a été défini de façon à piloter plus étroitement la prévention des accidents graves et mortels ;

•le Groupe a procédé au test sur sept sites pilotes d’un tout nouveau programme de formation destiné aux managers opérationnels que le Groupe prévoit de déployer à partir de 2023. Ce programme, basé sur une approche innovante de coaching, est destiné à améliorer l’efficacité des rituels managériaux de sécurité, tels que les visites de sécurité, de façon à promouvoir un comportement de sécurité adapté des collaborateurs et sous-traitants face aux risques, en particulier les plus graves ;

•le Groupe s’est attaché à renforcer ses règles de santé-sécurité, celles relatives aux sous-traitants (Règle Groupe RG02), au management des accidents graves, potentiellement graves et mortels (Règle Groupe RG03), au management des risques (Règle Groupe RG04), à la santé-sécurité dans les projets (Règle Groupe RG09), au respect des Règles Qui Sauvent (Règle Groupe RG11), à la promotion d’une culture juste (Règle Groupe RG14) ;

•le Groupe a procédé à la révision de son dispositif d’audit interne santé-sécurité, dorénavant centré sur la prévention des accidents graves et mortels, qui permettra de vérifier que le plan ENGIE One Safety est mis en œuvre localement, de partager les bonnes pratiques et d’aider les entités opérationnelles à améliorer les dispositions déjà en place.

En complément de ces différentes actions, le Groupe a déployé une nouvelle campagne de communication “Never compromise on safety” au cœur de laquelle figure le rappel des “Règles Qui Sauvent”.

3.4.7.2.4Maîtrise des risques santé-sécurité au travail

Les entités du Groupe ont poursuivi la mise en œuvre des actions existantes de prévention des accidents du travail, en particulier les plus graves d’entre eux.

La prévention des accidents graves et mortels repose sur l’identification des risques et la mise en place de mesures visant en priorité à éliminer l’exposition aux risques, ou à mettre en place les mesures de protection collectives et individuelles adaptées, notamment au travers des règles de sécurité édictées par le Groupe. Le Groupe a en particulier défini neuf “Règles Qui Sauvent”, couvrant les risques majeurs identifiés, et qui sont la dernière barrière de prévention avant l’accident grave voire mortel, si toutes les autres dispositions n’ont pas fonctionné.

Les entités ont poursuivi la démarche systématique d’identification, d’analyse et de traitement des situations et événements à haut potentiel de gravité (“HiPo”). Ces HiPo sont identifiés par les entités opérationnelles qui définissent pour chacun d’entre eux un plan d’actions permettant d’éviter leur récurrence. Les HiPo et leurs analyses sont collectés par le Groupe qui en assure le partage entre entités au travers de la filière santé-sécurité du Groupe.

En outre, il est demandé aux opérateurs d’arrêter leurs activités si les conditions de sécurité ne sont pas réunies (démarche Stop the work). Les opérateurs doivent également mettre en œuvre “la minute qui sauve”, qui consiste à réaliser sur le terrain une nouvelle et dernière évaluation des risques afin de s’assurer que ceux-ci sont bien sous contrôle avant de réaliser l’opération.

Chaque analyse d’accident grave a fait l’objet d’un partage spécifique des enseignements et a été suivie de la mise en œuvre d’actions spécifiques de prévention.

Compte tenu du nombre de décès auquel le Groupe a dû faire face en 2022, un nouveau safety stand down a été organisé, tout comme en 2021. Il s’agit d’un moment privilégié d’échange au cours duquel l’ensemble des activités du Groupe ont été interrompues et les équipes invitées à réfléchir aux mesures à prendre pour renforcer la sécurité au travail au sein
du Groupe.

3.4.7.2.5Amélioration de la qualité de vie au travail

Depuis plusieurs années, le Groupe et ses filiales poursuivent la mise en œuvre d’actions dédiées pour améliorer la qualité de vie au travail de leurs collaborateurs et la prévention des risques psychosociaux (axe de prévention “No Mind At Risk”.. Le Groupe agit dans cette optique en mettant notamment en avant la pratique d’activités physiques et sportives lors d’initiatives locales.

Depuis 2021, le Groupe déploie une démarche d’amélioration appelée “9 engagements pour une meilleure qualité de vie au travail”. Chaque collaborateur du Groupe est ainsi invité à respecter ces neuf engagements destinés à favoriser des comportements vertueux.

Ces neuf engagements ont été construits par un groupe de travail dont les membres provenaient du réseau qualité de vie au travail du Groupe, intégrant des représentants des entités et des filières santé-sécurité et RH ainsi que des médecins du travail. Ces engagements s’expriment de la façon suivante :

•“Je contribue au climat de confiance par un comportement bienveillant et respectueux”;

•“Je contribue au respect et à l’amélioration de mon environnement de travail” ;

•“Je partage l’information et participe à un dialogue constructif.”

•“Je contribue au travail en équipe dans toute sa diversité” ;

•“Je suis à l’écoute de moi-même et attentif aux autres” ;

•“Je reconnais le travail de mes collègues et je les félicite” ;

•“Je m’intéresse aux enjeux de mon organisation pour donner
du sens à mon travail” ;

•“Je m’investis dans mon parcours professionnel” ;

•“Je préserve mon équilibre vie privée –vie professionnelle et celui des autres.”

En 2022, le Groupe a complété l’axe de prévention “No mind at risk” en intégrant à la démarche des indicateurs sur la qualité de vie au travail construits à partir des résultats de l’enquête annuelle Groupe ENGIE&ME. Ces indicateurs portent notamment sur la bienveillance et le respect de l’équilibre vie privée/vie professionnelle, la reconnaissance, l’organisation et le contenu du travail, la réalisation et le développement professionnel, l’environnement de travail et les relations sociales. Ces indicateurs permettent à chaque collectif de travail d’évaluer son niveau de respect de chacun des neufs engagements. Un guide d’animation à usage des managers a été mis à leur disposition, pour construire collectivement un plan d’actions d’amélioration de la qualité de vie au travail répondant spécifiquement aux besoins de l’équipe.

Une formation par e-learning : “Manager par la qualité de vie au travail ” a été mis à disposition de la ligne managériale.

3.4.7.3Le renforcement de la culture santé-sécurité

Différents dispositifs ont été utilisés pour renforcer la culture santé-sécurité des collaborateurs du Groupe et de ses sous-traitants.

L’animation de la filière santé-sécurité a fait largement appel aux outils digitaux, avec un important travail de partage à destination des différentes entités. Cette animation s’est appuyée notamment sur l’organisation de webinars mensuels thématiques, de présentations de l’analyse des accidents mortels et sur la mise à disposition de différents supports techniques.

Une newsletter bi-hebdomadaire “Prevention News” reprenant l’essentiel des échanges avec les GBU et entités a été adressée à l’ensemble de la filière santé-sécurité. Ce document permet de partager à la maille du Groupe l’ensemble des accidents, situations dangereuses significatives et événements à haut potentiel de gravité (HiPo).

3.4.7.4Le dialogue avec les partenaires sociaux

Le dialogue avec les représentants des salariés s’est poursuivi en 2022 aux différents niveaux du Groupe, en particulier avec les instances mondiales et européennes. Un Groupe de travail permanent santé-sécurité et qualité de vie au travail est actif au niveau du Comité d’Entreprise Européen (CEE). Il a réalisé une revue des résultats et actions engagées en matière de santé-sécurité au travail et qualité de vie au travail.

Par ailleurs, le plan de transformation ENGIE One Safety a été présenté au groupe de travail du CEE ainsi qu’à la réunion du Forum Mondial, organe d’échanges entre le Groupe et les représentants du personnel mis en place dans le cadre de l’accord cadre mondial sur les droits fondamentaux et la responsabilité sociale d’ENGIE.

3.4.7.5Les données santé-sécurité

Précisions sur les indicateurs santé-sécurité

Les analyses effectuées dans le présent Document d’enregistrement universel concernent les entités et activités dont ENGIE a
le management opérationnel, quel que soit le mode de consolidation financière.

Les résultats 2022, 2021 et 2020 pour les collaborateurs figurant dans le tableau ci-dessous sont présentés hors EQUANS et autres entités cédées.

Concernant l’indicateur relatif au nombre de nouveaux cas de maladie professionnelle, ENGIE ne considère pas pertinent de fournir un taux de restitution puisque certaines sociétés ne peuvent collecter cet indicateur en raison de contraintes réglementaires locales.

| Nombre de décès (collaborateurs hors malaises) | Taux de fréquence (collaborateurs) | Taux de gravité (2) (selon référentiel français) | Taux de gravité (2) (selon référentiel OIT) | Nombre de nouveaux cas de maladie professionnelle
2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020
Groupe (1) | 0 | 2 | 0 | 2,3 | 2,8 | 2,5 | 0,15 | 0,08 | 0,09 | 0,06 | 0,05 | 0,06 | 12 | 22 | 5
France hors infrastructures | 0 | 0 | 0 | 3,78 | 4,97 | 4,58 | 0,29 | 0,35 | 0,32 | 0,11 | 0,19 | 0,13 | 7 | 19 | 4
France infrastructures | 0 | 0 | 0 | 2,45 | 3,1 | 2 | 0,23 | 0,16 | 0,07 | 0,07 | 0,12 | 0,07 | 4 | 0 | 0
Reste de l’Europe | 0 | 0 | 0 | 3,37 | 1,19 | 3,64 | 0,13 | 0,04 | 0,16 | 0,09 | 0,04 | 0,16 | 1 | 3 | 0
Amérique du Nord | 0 | 0 | 0 | 0,00 | 1,42 | 0,7 | 0,20 | 0,02 | 0,01 | 0,00 | 0,02 | 0,01 | 0 | 0 | 1
Amérique du Sud | 0 | 0 | 0 | 0,79 | 1,28 | 0,26 | 0,04 | 0,03 | 0,03 | 0,02 | 0,01 | 0,03 | 0 | 0 | 0
Asie, Moyen-Orient, Afrique | 0 | 2 | 0 | 0,73 | 0,31 | 1,45 | 0,01 | 0,00 | 0,03 | 0,01 | 0,00 | 0,03 | 0 | 0 | 0
Autres | 0 | 0 | 0 | 0,63 | 0,68 | 0,71 | 0,01 | 0,04 | 0,02 | 0,01 | 0,02 | 0,02 | 0 | 0 | 0
% de restitution | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | - | - | -

3.5Informations environnementales

ENGIE est confronté aux principaux enjeux environnementaux : changement climatique, qualité et disponibilité des ressources naturelles (air, eau, sols et ressources énergétiques) et protection de la biodiversité et des écosystèmes. Si les métiers du Groupe ont parfois un impact sur les milieux et les ressources naturelles, le Groupe s’attache à les mesurer et à les réduire dans le cadre d’un processus de management environnemental de ses activités.

Les enjeux et les ambitions d’ENGIE dans ce domaine sont exprimés dans la politique environnementale du Groupe (consultable sur la page internet suivante : https://www.engie.com/groupe/responsabilite-societale/politiques) et se traduisent dans les indicateurs de performance déployés sur l’ensemble des activités. Les enjeux intègrent également les risques identifiés dans le cadre du plan de vigilance en matière d’environnement. Une équipe, en charge de l’expertise et de la coordination, est spécifiquement dédiée à la responsabilité environnementale au sein de la Direction RSE du Groupe. Elle s’appuie, dans chaque région ou pays, sur un coordinateur environnement qui anime son propre réseau de correspondants, coordonne les actions, complète l’expertise du siège par ses connaissances opérationnelles et met en œuvre le reporting environnemental.

Un bilan annuel est rédigé par la Direction de la Responsabilité Sociétale d’Entreprise, transmis au Comex puis présenté au Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable du Conseil d’Administration. Ce bilan est également enrichi du rapport fourni par les hubs régionaux en accompagnement de la lettre de conformité environnementale, ainsi que des résultats des audits environnementaux commandités par le Comex.

3.5.1Le cadre législatif et réglementaire

Le Groupe suit activement les évolutions réglementaires (présentées dans le Chapitre 2 “Facteurs de risque et contrôle”), faisant connaître ses positions lors de leur élaboration et appliquant les nouvelles réglementations dès leur publication. En particulier, le Groupe appelle à une harmonisation des réglementations internationales et à une plus grande intégration entre les différentes politiques environnementales et énergétiques. Le Groupe s’était fortement engagé en amont de la COP21 en faveur d’un accord climatique international ambitieux en ligne avec le respect d’une hausse maximum de température de 2°C, et en faveur de la généralisation de réglementations donnant un prix au carbone qui constituerait un signal fort pour l’investissement dans les technologies bas carbone et la réduction des émissions de gaz à effet de serre. À cette fin, le Groupe est actif au sein de la Carbon Pricing Leadership Coalition (CPLC).

3.5.2Le management environnemental

À la clôture de l’exercice 2022, les entités ayant mis en œuvre un Système de Management Environnemental (SME) représentaient 75,6% du chiffre d’affaires pertinent 10. C’est au niveau local, au regard des conditions économiques et de l’intérêt d’une telle démarche que le besoin d’obtenir une certification externe est évalué.

Pourcentage du chiffre d’affaires pertinent couvert

Intitulé des indicateurs | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Par une certification EMAS | 8,86% | 7,30% | 3,72%
Par une certification ISO 14001 (non EMAS) | 59,12% | 55,76% | 56,41%
Par d’autres certifications SME externes | 0,03% | 0,78% | 2,81%
TOTAL CERTIFICATIONS EXTERNES | 68,01% | 63,85% | 62,93%
Par une certification interne (mais pas par un SME certifié) | 7,59% | 9,38% | 11,92%
TOTAL SME INTERNES OU EXTERNES | 75,6% | 73,2% | 74,9%

Là où la mise en place d’un système de management certifié ou enregistré n’est pas économiquement justifiée, les entités sont incitées à définir un système interne de gestion garantissant la prise en compte de l’environnement dans la conduite de leurs activités. Ainsi, certaines entités du Groupe ont défini leur propre standard de système de management. Lors de la mise en place de SME internes et externes, des sessions de sensibilisation et de formation en lien avec les problématiques environnementales rencontrées sur site sont dispensées au personnel pour permettre l’appropriation de la méthodologie du SME.

3.5.3Les systèmes de mesure et de contrôle de la performance, un prérequis à l’exercice de la responsabilité environnementale

Afin de piloter le déploiement de sa politique environnementale, de maitriser les risques environnementaux et de favoriser la communication de ses performances environnementales aux parties prenantes, ENGIE met en œuvre un système de reporting spécifique, allant au-delà des exigences de la loi française et prenant en compte les préconisations de la Global Reporting Initiative (GRI).

Le reporting environnemental est intimement lié à celui de la performance opérationnelle et devient ainsi un outil de management. Cette volonté de faire de l’environnement une partie intégrante du management est portée par la Direction Générale du Groupe.

Éléments méthodologiques

Organisation et périmètre

Le reporting environnemental d’ENGIE est mis en œuvre grâce à un outil dédié permettant une remontée structurée des données. Cet outil, appelé EARTH, est une solution informatique de reporting environnemental, qui permet la gestion du réseau de correspondants et coordinateurs environnement, la gestion et la documentation du périmètre de reporting environnemental, la saisie, le contrôle et la consolidation des indicateurs, l’édition de rapports et enfin, la mise à disposition de la documentation nécessaire à la production et à la collecte des données (procédures et instructions de reporting).

EARTH est déployé dans chaque hub régional et couvre ainsi l’ensemble du Groupe ENGIE.

Les entités juridiques incluses dans le périmètre de reporting sont celles dont l’activité est pertinente en termes d’impact environnemental et qui sont intégrées globalement ou proportionnellement selon les règles de consolidation financière (IFRS) au cours de l’année. Par conséquent, les entités juridiques dont la seule activité est le négoce d’énergie, des activités financières ou de l’ingénierie sont exclues du périmètre, tout comme les entités juridiques consolidées par mise en équivalence. Les entités incluses dans le reporting rapportent les performances et les impacts des installations industrielles dont elles détiennent le contrôle technique opérationnel, y compris les installations opérées pour compte de tiers. En 2022, ENGIE a néanmoins commencé à déployer son questionnaire complet auprès des entités mises en équivalence de la GBU Energy Solutions et la GBU Infrastructures afin de disposer d’informations environnementales sur un périmètre plus large.

Ainsi, en accord avec les règles de consolidation financière, 100% des impacts collectés sont consolidés lorsque les entités sont en intégration globale. Pour les entités en intégration proportionnelle, les impacts environnementaux sont consolidés proportionnellement au taux d’intégration financière du Groupe, pour autant que le contrôle technique opérationnel lui appartienne à 100% ou qu’il soit au moins partagé avec d’autres actionnaires.

Pour les cessions intervenant en cours d’année, les entités concernées remplissent le questionnaire environnemental avec les données disponibles au dernier jour du mois qui précède la cession. S’il n’est pas possible de collecter l’ensemble des indicateurs environnementaux, ceux-ci sont extrapolés sur la base de l’activité principale (exemple : la production d’énergie pour une centrale) et des données historiques. Pour les acquisitions réalisées en cours d’année, il peut arriver que leur système de management environnemental ne soit pas suffisamment mature pour permettre de répondre à tous les indicateurs environnementaux. Dans ce cas, les indicateurs manquants sont extrapolés sur la base de l’activité principale et des indicateurs disponibles dans des entités au profil technique similaire. Une correction de ces valeurs extrapolées peut être réalisée a posteriori l’année suivante, au terme du premier exercice complet.

Pour le calcul des indicateurs de management environnemental de type “part du chiffre d’affaires (CA) pertinent couvert par une certification environnementale, par un plan de gestion de crise environnementale, etc.”, un chiffre d’affaires pertinent est estimé pour chaque entité juridique. Pour obtenir ce CA pertinent, les activités jugées non pertinentes en termes d’impact environnemental (négoce, finance, ingénierie) sont soustraites du chiffre d’affaires consolidé de chaque entité juridique.

Le déploiement des procédures et des instructions à travers l’ensemble du Groupe repose sur un réseau de correspondants et de coordinateurs environnementaux dûment mandatés. Ces procédures et instructions de travail au niveau Groupe et des régions ou des pays décrivent en détail les phases de collecte, contrôle, consolidation, validation et transmission des données environnementales aux différents niveaux de l’organisation ainsi que les règles de définition du périmètre et de consolidation. Elles sont assorties de documents techniques fournissant des lignes directrices méthodologiques pour le calcul de certains indicateurs. En fonction de ses activités, chaque entité se voit attribuer un profil qui détermine les indicateurs auxquels elle doit répondre. La liste des entités entrant dans le périmètre de reporting environnemental est validée par chaque région ou pays.

Les définitions des indicateurs utilisés pour mesurer la performance environnementale des métiers du Groupe ont été revues sur base des commentaires des Commissaires aux comptes. Elles ont par ailleurs bénéficié des commentaires des responsables opérationnels représentés dans des groupes de travail dédiés. L’ensemble de la documentation est disponible sur simple requête auprès du Groupe (Direction de la RSE).

Jusqu’en 2016, ENGIE indiquait pour chaque indicateur publié un “taux de couverture” qui correspondait au taux de réponses obtenues auprès de l’ensemble des entités interrogées. Depuis 2017, grâce à la mise en œuvre du nouvel outil de reporting EARTH, le taux de couverture est de 100% pour tous les indicateurs.

Un certain nombre de choix méthodologiques ont été faits pour réaliser le reporting environnemental. Ces éléments sont décrits dans les cinq paragraphes qui suivent.

Généralités

•La fiabilité du périmètre couvert par le reporting environnemental est une des priorités d’ENGIE qui évolue dans un contexte international de cessions et d’acquisitions d’activités. Avant chaque campagne de reporting, un rapprochement est effectué entre le périmètre financier et les informations remontées par les responsables environnement de chaque Hub régional pour vérifier à quelles entités financières sont rattachées les entités industrielles qui contribuent dans l’outil EARTH. En outre, des rapprochements sont réalisés plusieurs fois par avec PERFORM, la base de données d’ENGIE dédiée à la performance opérationnelle des installations de production d’énergie, pour réaliser un contrôle supplémentaire de l’exhaustivité du périmètre.

•Les impacts environnementaux significatifs générés par les sous-traitants dans une installation du Groupe pendant des activités de services matériels sont inclus dans les impacts Groupe sauf lorsqu’une clause contractuelle spécifique prévoit que le sous-traitant est tenu responsable des impacts générés sur le site pendant la fourniture du service. Les données fournies par les sous-traitants ne font pas systématiquement l’objet de vérifications internes avant d’être agrégées aux données du Groupe et n’engagent que les sous-traitants. La réglementation et les obligations légales dans le domaine de l’environnement pouvant être différentes d’un pays à l’autre, certaines données sont parfois plus difficiles à collecter.

•ENGIE est signataire, depuis 2007, du CEO Water Mandate marquant ainsi sa volonté de préserver les ressources en eau. Les indicateurs relatifs à l’eau sont conformes aux indicateurs GRI et se répartissent en quatre catégories : prélèvement, rejet, consommation, réutilisation/recyclage. Depuis 2015, la matérialité des indicateurs eau publiés a été revue et les Commissaires aux comptes vérifient les entrées, sorties et les consommations d’eau douce et d’eau non-douce ainsi que sur la consommation totale.

Indicateurs hors GES

•Les émissions de NOx, de SOx et de particules fines sont calculées localement sur la base de mesures. Si des mesures discontinues sont effectuées sur un site, une moyenne des mesures sur les cinq dernières années est réalisée lorsque cela est possible pour éviter des incohérences liées à des mesures ponctuelles. Pour les installations brûlant du gaz naturel et ne disposant pas de systèmes de mesures automatisées, une méthode de calcul est fournie pour les émissions de NOx et un facteur par défaut a été mis en place pour les émissions de SOx (0,281 g/GJ pci) et un autre pour les émissions de particules fines (0,9 g/GJ pci), tous deux recommandés par l’EMEP, le European Monitoring and Evaluation Programme.

•Soucieux du devenir des déchets générés par ses activités, le Groupe dispose d’indicateurs sur la production et la valorisation de ses déchets d’activité. Il s’appuie pour cela sur les définitions de déchets et de valorisation établies par les réglementations locales. Pour éviter une déclaration erronée des stocks, seuls les tonnages emportés et pesés sur le site doivent être rapportés comme évacués. Les tonnages qui doivent être rapportés sont des tonnages humides ou secs, selon la manière dont ils ont été évacués : si les déchets évacués étaient humides, les tonnages rapportés sont humides et inversement pour les déchets secs. Par exception, si les déchets sont stockés de façon définitive sur place, les tonnages secs associés doivent également être rapportés comme évacués. Dans ce dernier cas, les déchets ne sont jamais valorisés. Les déchets générés par la construction ou le démantèlement des installations industrielles, par le repowering ou modernisation d’installations et par la réhabilitation des sols ne sont pas couverts par les indicateurs de déchets d’activité.

•ENGIE exploite des installations hydrauliques dont certaines disposent de réservoirs d’eau. Compte tenu des difficultés à modéliser l’évaporation de chaque site, l’eau évaporée n’est pas encore comptabilisée dans le reporting environnemental.

•Les stations de pompage-turbinage sont dorénavant traitées comme les batteries, comme préconisé par la taxonomie européenne. A ce titre, la consommation d’électricité correspond à la différence entre l’électricité fournie par le réseau et celle restituée au réseau. Cette dernière n’est par conséquent plus comptabilisée dans la production d’électricité d’ENGIE. Cette modification a été appliquée avec effet rétroactif depuis 2015 à des fins de cohérence.

•À des fins de cohérence, le facteur pour convertir l’énergie thermique produite (GWhth) en énergie électrique (GWhe) est fixé à 0,25 pour les incinérateurs et à 0,61 pour toutes les activités d’achat et de production d’énergie du Groupe. Ce dernier facteur a été mis à jour avec effet rétroactif depuis 2015 à des fins de cohérence sur la base du règlement délégué 2015/2402 de la Commission EU.

•L’indicateur d’efficacité énergétique concerne les centrales à combustibles fossiles et à biocombustibles. Il inclut également la chaleur fournie par des tiers ainsi que les gaz sidérurgiques (voir la note relative à la chaleur et celle relative aux gaz sidérurgiques ci-après).

Indicateurs GES : émissions directes (scope 1)

•Les émissions de CO2 issues de la combustion de combustibles fossiles ont été calculées sur la base des facteurs d’émissions publiés par le GIEC (IPCC Guidelines for National GHG Inventories, Vol. 2 Energy – 2006). Néanmoins, les facteurs d’émission du charbon peuvent varier grandement selon la provenance. Pour cette raison, chaque entité de reporting consommant du charbon fournit un facteur d’émission calculé localement. Il en est de même pour les combustibles alternatifs pour lesquels il n’est pas possible d’utiliser de facteurs d’émission standards.

•La biomasse et le biogaz consommés par ENGIE dans ses installations génèrent une énergie comptabilisée dans la production d’ENGIE et, conformément aux conventions dans ce domaine, ENGIE comptabilise les émissions de CH4 et de N2O associées à leur combustion lorsque ces combustibles sont utilisés pour la production d’énergie mais pas celles de CO2.

•Le Potentiel de Réchauffement Global (PRG) permet de comparer la capacité de réchauffement des différents gaz à effet de serre par rapport au CO2. Les PRG utilisés pour convertir les émissions de GES du Groupe en CO2 équivalents sont les tout derniers PRG publiés par le GIEC (6e rapport d’évaluation du GIEC – 2022), considérés sur une échelle de 100 ans. En 2022, le PRG du méthane a donc été réévalué de 36 à 29,8.

•Les émissions spécifiques de GES de la production d’énergie en kg éq.CO2/MWh sont calculées sur le périmètre des hubs régionaux et des GBU pour lesquels il s’agit d’une activité principale : Génération Europe, Amérique du Nord, Amérique latine, Brésil, Asie-Pacifique, Moyen-Orient, Asie du Sud et Centrale et Turquie, Benelux, Europe du Nord – du Sud et de l’Est, Royaume-Uni, France BtoB, France Réseaux et France Renouvelables.

•ENGIE réalise des prestations de valorisation de gaz résiduels pour un client producteur d’acier, ArcelorMittal. Cette prestation permet de satisfaire en grande partie les besoins en électricité d’ArcelorMittal et réduit donc ses émissions de GES en évitant une importante consommation d’électricité du réseau. En analysant les émissions de GES associées à ces prestations, ENGIE a constaté que 100% des émissions sont inhérentes au processus de fabrication de l’acier. Au terme de ce processus, la réglementation impose en effet aux producteurs d’acier la combustion, généralement faite par torchage, des gaz résiduels. ENGIE intervient dans ce processus uniquement pour en tirer une énergie autrement perdue en cas de torchage, en se substituant à ArcelorMittal pour la combustion mais sans générer d’émissions de GES supplémentaires. C’est pour cette raison que la méthodologie de reporting d’ArcelorMittal inclut la comptabilisation des émissions directes des centrales externes auxquelles les gaz résiduels sont livrés pour valorisation. Cet état de fait est confirmé par la loi n°2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat et les décrets associés fixant des plafonds d’émission de gaz à effet de serre pour les centrales électriques à combustibles fossiles. En effet, le décret n° 2019-1467 du 26 décembre 2019 stipule que “Les émissions issues des gaz de récupération utilisés dans des installations de production d’électricité ne sont pas comptabilisées”. Par conséquent, ENGIE exclut dorénavant ces émissions de GES de son scope 1 et les centrales de DK6 en France et de Knippegroen et Rodenhuize en Belgique, ne rapportent plus d’émissions associées aux gaz sidérurgiques. S’agissant de gaz résiduels et non d’un combustible avec une chaîne d’approvisionnement, ENGIE ne comptabilise pas d’émissions associées à une chaîne amont du combustible dans son scope 3. à l’exception des émissions de GES associées à la combustion de gaz sidérurgiques, l’ensemble des indicateurs environnementaux de ces entités sont comptabilisés dans les données consolidées, tout comme leur production d’énergie.

Indicateurs GES : émissions indirectes (scopes 2 et 3)

•La nature des achats de chaleur comptabilisés dans le scope 2 a évolué en 2022. Dorénavant, la chaleur provenant des Unités de Valorisation Energétique (UVE) ou hors UVE n’est plus comptabilisée dans le calcul des émissions de scope 2. ENGIE s’aligne ainsi sur la pratique française en la matière telle que décrite dans la méthodologie du Syndicat National du Chauffage Urbain (SNCU) pour répondre à l’enquête annuelle sur les Réseaux de Chaleur et de Froid. Cette enquête fait office de statistique nationale pour le Ministère de la Transition Energétique et de base de calcul du contenu CO2 et du taux EnRR de chaque réseau publié dans l’arrêté “DPE”. Les achats de chaleur pris en considération concernent uniquement la chaleur produite hors UVE. Sur la base des MWh achetés, un taux de pertes moyen de 16,5% fourni par le SNCU est utilisé pour connaître les MWh de chaleur perdue lors du transport et réalisé le calcul du scope 2. En 2022, la chaleur achetée produite hors UVE représente 8,11% de toute la chaleur acquise. Faute de données antérieures permettant la distinction entre chaleur d’UVE et hors UVE, le même pourcentage a été appliqué rétroactivement depuis 2015 à des fins de cohérence.

•Deux changements méthodologiques intervenus en 2022 ont eu un impact significatif sur le scope 2 en particulier, avec effet rétroactif depuis 2015. Il s’agit de l’exclusion de la chaleur récupérée des UVE et du passage des stations de pompage-turbinage du statut d’installations de production d’électricité à celui de batteries, Suite aux retraitements induits, le scope 2 de 2021 est passé de 1 903 934 tCO2eq à 552 962 tCO2eq (-71%) et celui de 2020 de 2 330 625 tCO2eq à 613 714 tCO2eq (- 73,7 %). Pour mesurer l’impact de ces mesures, la baisse par rapport à 2021 est causée par le changement concernant le pompage-turbinage à hauteur de -37% environ et par le changement sur la chaleur des UVE à hauteur de 34%.

•Dans la catégorie d’émissions indirectes “Utilisation des produits vendus (combustibles vendus à des consommateurs finaux, hors marché)”, le terme “consommateurs finaux” fait référence aux clients qui consomment eux-mêmes le gaz naturel acheté. Sont donc exclus du calcul les volumes vendus aux plateformes de négoce, aux revendeurs, aux Entreprises Locales de Distribution ou à d’autres intermédiaires non détenus par ENGIE.

•En 2022, trois sources d’émissions ont été ajoutées dans le scope 3 pour le rendre toujours plus exhaustif :

▪les émissions de la chaîne amont de l’électricité achetée pour la revente ont été calculées et représentent 62,5% de la catégorie émissions liées à l’énergie non incluses dans les catégories “émissions directes” de GES et “émissions indirectes de GES associées à l’énergie” et 18,3% de l’ensemble du scope 3 en 2022. Les émissions des TWh vendus sont déterminées en calculant dans un premier temps les émissions de la production d’ENGIE. Les facteurs d’émission utilisés pour cela incluent l’ACV complète, construction des installations incluses sauf pour les installations de combustion pour lesquelles les facteurs sont appliqués à leurs consommations réelles de combustibles, méthode plus précise que le calcul sur base de l’ACV pour ce type d’installations. Ces émissions de la production sont ensuite déduites de celles des ventes totales d’ENGIE dans les pays concernés, calculées sur la base de facteurs moyens européens incluant l’ACV complète, construction incluse ;

▪suite à l’élargissement de la collecte de données environnementales aux entités mises en équivalence de la GBU Energy Solutions et de la GBU Infrastructures, la catégorie “investissements” inclut dorénavant les émissions directes de toute la production d’énergie mais également celles des autres activités comme les infrastructures gazières ;

▪les ventes de biomasse et de biométhane à des utilisateurs finaux sont maintenant collectées pour compléter la catégorie “usage des produits vendus” en calculant les émissions biogéniques. Ce dernier ajout permet également de compléter la première catégorie évoquée dans ce paragraphe avec les émissions de la chaîne amont de ces deux combustibles.

3.5.4Les actions du Groupe

3.5.4.1Le changement climatique

Émissions directes

Les informations présentées dans cette Section et dans la Section 2.2.2 “Risques découlant des enjeux climatiques et environnementaux” rendent compte des risques financiers liés aux effets du changement climatique et des mesures que prend l’entreprise pour les réduire en mettant en œuvre une stratégie bas-carbone dans toutes les composantes de son activité telles que demandées par l’article L. 225-37 du Code de commerce.

Par le développement d’un mix énergétique faiblement carboné 11 et des activités d’efficacité énergétique, le Groupe a placé la lutte contre le changement climatique et en faveur de la transition énergétique au cœur de son ambition stratégique. Ainsi, l’intensité carbone de la production d’énergie en 2022 s’établit à 151,8 gCO2éq./kWh, en diminution de 14,8% par rapport à 2022 et de 65% par rapport à 2012. Quant aux émissions directes absolues de CO2 éq. du Groupe, dites “émissions de scope 1”, elles ont baissé de près de 6,03 millions de tonnes en un an, passant de 35,86 à 29,83 millions de tonnes, soit une réduction de 16,8%.

Ces résultats témoignent de la volonté du Groupe de s’inscrire sur une trajectoire de ses émissions compatibles avec l’objectif de l’Accord de Paris de ne pas dépasser +2°C à horizon 2050, ce qui correspond à une réduction de 85% d’ici 2050 de ses émissions directes par rapport à 2012 : objectif de désengagement total du charbon, croissance des énergies vertes (électricité renouvelable et biogaz).

De plus, le Groupe soutient les recommandations de la Task-force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) pour plus de transparence sur les risques et opportunités liés aux impacts du changement climatique, suit les travaux émetteurs-investisseurs, et produira pour la première année un rapport TCFD dans le cadre de la publication de son cahier climat. Ce rapport TCFD sera amené à évoluer l’année prochaine pour intégrer les résultats des travaux d’évaluation financière en cours, comme requis par la TCFD. Le Groupe publie ses émissions de scopes 1, 2 et 3 (postes principaux) et répond chaque année au questionnaire Climate Change du CDP.

Intitulé des indicateurs | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Émissions totales directes de GES – Scope 1 □□ | t CO₂ éq. | 29 832 102 | 35 860 798 | 38 606 036
dont émissions de la production d’énergie | t CO₂ éq. | 27 917 242 | 33 697 812 | 36 394 644
dont émissions directes de CH4 | t CO₂ éq. | 1 263 608 | 1 624 082 | 1 516 355
- Part de la Distribution de gaz | t CO₂ éq. | 947 586 | 1 197 204 | 1 123 286
- Part du Transport de gaz | t CO₂ éq. | 192 740 | 247 550 | 237 814
- Part du Stockage de gaz | t CO₂ éq. | 78 928 | 92 691 | 78 678
- Part des Terminaux Méthaniers | t CO₂ éq. | 44 354 | 86 637 | 76 577
dont autres émissions (véhicules, gaz fluorés, autre…) | t CO₂ éq. | 651 252 | 538 905 | 695 037
Intensité carbone de la production d’énergie □□ | kg CO₂ éq./MWh éq. | 151,8 | 178,2 | 208,1

L’adaptation, via l’anticipation des impacts négatifs du changement climatique, est clé pour rendre ainsi les infrastructures et activités d’ENGIE plus résilientes face aux aléas naturels (multiplication des événements extrêmes du type inondations, sécheresses et autres manifestations plus progressives du type montée du niveau de la mer, hausse de la température). Ces risques engendrés par le changement climatique sont de différentes natures : risques physiques, risques de rupture des chaînes de valeur, risques de réputation, risques réglementaires.

Afin de se prémunir contre ces risques, ENGIE met en place des actions concrètes parmi lesquelles, à titre d’exemples : la construction d’un mur d’enceinte contre le risque de crue exceptionnelle sur le site de Tihange (Belgique), le projet de végétalisation pour éviter l’érosion des sols en cas de tempête au Mexique (parc solaire de Slar Mina), le creusement de fossés et d’un bassin pour faire face au risque d’inondation au parc solaire de Capel Grande (Royaume-Uni).

Le Groupe a également mis en place une méthodologie pour aider ses différents sites à élaborer des plans d’action d’adaptation. L’utilisation d’outils, tels que le logiciel Aqueduct de gestion et d’analyse des risques eau et des zones de stress hydrique, aide le Groupe à identifier les risques à l’échelle locale et permet de définir des stratégies d’adaptation adaptées aux problématiques et caractéristiques de chaque site.

S’adapter au changement climatique génère de multiples effets bénéfiques pour ENGIE : l’anticipation des risques permet de mieux gérer les actifs, de diminuer les coûts et d’étendre son marché à des nouveaux produits et services.

Émissions indirectes

L’approche du Groupe en matière de comptabilité et de reporting des émissions de GES est basée sur la norme du GHG Protocol Corporate Standards (destinée aux entreprises) et la norme ISO 14064 (complétée par la norme ISO 14069). Ces normes constituent un cadre de référence internationalement reconnu.

ENGIE a procédé à une analyse des différentes catégories d’émissions afin d’identifier et de quantifier les catégories les plus pertinentes. À ce jour, les catégories ci-dessous ont été identifiées et quantifiées.

Intitulé des indicateurs | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Émissions indirectes associées à l’énergie (dites de “Scope 2”) □□ | t CO₂ éq. | 751 862 | 538.222 | 613.714
dont émissions indirectes liées à la consommation d’électricité | t CO₂ éq. | 743 376 | 529.273 | 598.797
dont émissions indirectes liées à la consommation de vapeur, chaleur ou froid | t CO₂ éq. | 8.486 | 8.948 | 14.917
Autres émissions indirectes de GES (dites de “Scope 3”) | t CO₂ éq. | 143 705 796 | 122 487 530 | 124 240 115
Chaîne amont des combustibles (émissions liées à l’énergie non incluses dans les catégories “émissions directes de GES” et “émissions indirectes de GES associées à l’énergie”) | t CO₂ éq. | 41 978 623 | 17 765 961 | 19 343 594
dont émissions de l’électricté achetée pour la revente (ajout 2022) | t CO₂ éq. | 26 250 871 | - | -
Investissement (émissions de GES des installations mises en équivalence) | t CO₂ éq. | 32 136 497 | 31 465 816 | 31 150 692
dont émissions de la production d’énergie | t CO₂ éq. | 31 626 021 | 31 465 816 | 31 150 692
dont émissions d’autres activités (ajout 2022) | t CO₂ éq. | 510 476 | - | -
Utilisation des produits vendus (combustibles vendus à des consommateurs finaux, hors marché) | t CO₂ éq. | 61 304 676 | 65 561 753 | 61 496 829
dont ventes de gaz naturel et GNL | t CO₂ éq. | 61 279 484 | 65 561 753 | 61 496 829
dont ventes de biomasse et de biométhane (ajout 2022) | t CO₂ éq. | 25 192 | - | -
Achats de produits et services | t CO₂ éq. | 5 466 061 | 5 486 727 | 8 976 422
Immobilisations des biens | t CO₂ éq. | 2 820 358 | 2 206 878 | 3 273 440

3.5.4.2Les énergies renouvelables

Le renforcement des capacités du Groupe en énergies renouvelables se poursuit, pour la production d’électricité ou de chaleur, et dans le cas du biogaz pour la mobilité. Les capacités en énergie renouvelable des installations contrôlées par ENGIE (hors mises en équivalence et installations non consolidées) représentent, en 2022, 22,07 GW équivalents électriques installés (GWééq).

Intitulé des indicateurs | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Renouvelable – Puissance nette installée (électrique et thermique) □□ | MWééq. | 22 077 | 20 374 | 17 676
Renouvelable – Électricité et Chaleur produites □□ | GWhééq. | 70 267 | 63 470 | 56 610
Énergie produite – part du grand hydraulique | Pourcentage | 59,7% | 60,6% | 62,7%
Énergie produite – part du petit hydraulique | Pourcentage | 1,2% | 1,3% | 1,7%
Énergie produite – part de l’éolien | Pourcentage | 23,1% | 22,7% | 17,7%
Énergie produite – part du géothermique | Pourcentage | 0,4% | 0,4% | 0,3%
Énergie produite – part du solaire | Pourcentage | 7,0% | 4,8% | 5,0%
Énergie produite – part de la biomasse et du biogaz | Pourcentage | 8,6% | 10,2% | 12,6%
Renouvelable et Non Renouvelable – Électricité et Chaleur produites | GWhééq. | 183 871 | 189 066 | 174 912
Part du renouvelable dans le total de l’électricité et de la chaleur produite | Pourcentage | 38,2% | 33,6% | 32,4%

3.5.4.3L’efficacité énergétique

Pour les installations de production d’électricité, la performance énergétique est directement liée au rendement de l’installation qui influe sur sa rentabilité. Tout en respectant les réglementations environnementales et les contraintes de marché de l’électricité, les améliorations apportées au parc de production permettent d’optimiser son efficacité énergétique, et ainsi la consommation de matières premières. Ainsi, le remplacement d’anciennes turbines ou d’anciennes chaudières par des modèles récents a un impact positif immédiat sur l’efficacité d’une installation.

Intitulé des indicateurs | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Production d’énergie des installations contrôlées (périmètre du scope 1) | GWhééq. | 183 871 | 189 066 | 174 912
Production d’énergie des installations mises en équivalence (périmètre du scope 3) | GWhééq. | 92 222 | 88.544 | 93 230
Consommation d’énergie primaire – total (excluant l’autoconsommation) □□ | GWh pci | 278 433 | 313 840 | 284 606
Part du charbon/lignite | Pourcentage | 4,79% | 10,18% | 10,12%
Part du gaz naturel | Pourcentage | 41,35% | 36,32% | 46,19%
Part du fioul (lourd et léger) | Pourcentage | 0,83% | 0,73% | 0,71%
Part de l’uranium | Pourcentage | 44,68% | 45,36% | 33,59%
Part de la biomasse et du biogaz | Pourcentage | 4,77% | 4,23% | 5,68%
Part des autres combustibles | Pourcentage | 3,43% | 3,05% | 3,37%
Part des combustibles pour le transport | Pourcentage | 0,14% | 0,13% | 0,33%
Consommation d’électricité et d’énergie thermique (excluant l’autoconsommation) □□ | GWhééq. | 6 715 | 7 430 | 7 437
Efficacité énergétique des centrales à combustibles fossiles (inclus Biomasse/Biogaz) □□ | Pourcentage | 49,6% | 47,7% | 48,0%

3.5.4.4L’énergie nucléaire

Le maintien d’un très haut niveau de sûreté des sept réacteurs nucléaires exploités par Electrabel est une priorité fondamentale du Groupe. En la matière, Electrabel attache également une grande importance à la limitation de l’impact (rejets, déchets) de ces installations sur leur environnement. Chaque centrale publie une déclaration environnementale annuelle sur le site internet d’Electrabel.

Les déchets issus des centrales nucléaires, notamment leurs déchets radioactifs, sont suivis par Electrabel, mais aussi par l’Organisme national des déchets radioactifs et des matières fissiles enrichies (ONDRAF) et sa filiale Belgoprocess, qui sont chargés de la gestion des déchets radioactifs provenant des centrales nucléaires. La publication détaillée d’informations relatives aux volumes de combustibles ou de déchets radioactifs de haute activité est proscrite par l’Arrêté Royal belge du 17 octobre 2011 intitulé “Arrêté royal relatif à la protection physique des matières nucléaires et des installations nucléaires”.

Les provisions relatives à l’aval du cycle du combustible nucléaire (opérations relatives au combustible après son utilisation dans un réacteur nucléaire) ainsi que celles relatives aux coûts de démantèlement des centrales nucléaires après leur fermeture sont reprises à la Section 1.6.5.2.

Intitulé des indicateurs | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Émissions gazeuses radioactives |  |  |  |
Gaz rares | TBq | 32,19 | 36,12 | 47,35
Iodes | GBq | 0,03 | 0,03 | 0,04
Aérosols | GBq | 0,28 | 0,27 | 0,25
Déchets nucléaires radioactifs (faible et moyenne activités) | m³ | 182 | 186 | 225
Rejets liquides radioactifs |  |  |  |
Émetteurs Bêta et Gamma | GBq | 14,95 | 11,46 | 16,50
Tritium | GBq | 101,80 | 83,49 | 86,50

Les facteurs de risques relatifs à l’énergie nucléaire sont présentés à la Section 2.2.7 “Risques liés aux activités nucléaires”.

3.5.4.5L’eau

Acteur engagé dans la gestion de l’eau, ENGIE participe aux réflexions en cours sur le corporate risk disclosure et le water stewardship aux côtés d’organisations telles que le CEO Water Mandate du Pacte Mondial des Nations Unies et l’OCDE. Ces initiatives ont permis d’aboutir à une homogénéisation de définition et de la mise en œuvre du water stewardship. Le Groupe s’est donné un objectif de réduction des consommations d’eau pour l’énergie produite à échéance 2030 et poursuit la mise en œuvre de plans d’action pour les sites présentant un enjeu de stress hydrique élevé ou extrême. En 2022, ENGIE s’est vu décerner la note B par le CDP Water Disclosure.

Chaque année, dans le cadre de l’optimisation de sa production énergétique, ENGIE évalue le risque de stress hydrique pour les sites industriels du Groupe en utilisant l’index Baseline water stress de l’outil Aqueduct du World Resource Institute qui permet de cartographier différents risques liés à l’eau. En 2022, 33 sites sont localisés en zone de stress hydrique extrême soit 4% des sites (hors solaire et éolien), pour lesquels des plans d’actions sont finalisés et en cours de déploiement. L’impact du stress hydrique est toutefois relatif en fonction de l’activité et des besoins en eau douce du site. Seuls 6 sites sur les 33 ont des besoins en eau douce importants (supérieur à 100 000 m3 /an). Pour les autres, l’enjeu est davantage de contribuer de manière indirecte à la préservation des ressources en eau, par exemple en proposant la réutilisation de l’eau à d’autres acteurs du bassin versant. L’ensemble des démarches engagées par le Groupe a permis de réduire de 77,3% ses prélèvements d’eau douce sur l’ensemble de ses activités depuis 2012.

Intitulé des indicateurs | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Eau douce |  |  |  |
Prélèvement total | Mm³ | 1 658 | 2 402 | 2 088
Rejet total | Mm³ | 1 603 | 2 336 | 2 039
Eau non douce |  |  |  |
Prélèvement total | Mm³ | 5 215 | 5 249 | 5 195
Rejet total | Mm³ | 5 191 | 5 218 | 5 167
Consommation totale (Prélèvements - Rejets) | Mm³ | 80 | 96 | 77

3.5.4.6Les déchets

Intégrant les recommandations d’un audit interne sur la gestion des déchets, ENGIE a traduit depuis, dans sa politique environnementale de 2017, sa volonté de réduire les quantités produites et celle d’augmenter le taux de valorisation de ses déchets. Le Groupe s’est doté d’objectifs opérationnels de réduction de production de ses déchets dangereux (-95% vs 2017) et non dangereux (-80% vs 2017).

Cette ambition de réduction est complétée par le suivi des taux de valorisation de plus de 79,8% pour les déchets non dangereux et de 21% pour les déchets dangereux en 2022. Les sites industriels du Groupe sollicitent activement les filières de valorisation locale même si celles-ci restent tributaires de débouchés commerciaux régis par la loi de l’offre et de la demande.

Concernant le gaspillage alimentaire et les déchets associés, seule la restauration collective des employés est concernée. Dans ce domaine, ENGIE sélectionne des sous-traitants ayant inclus des mesures de lutte contre le gaspillage alimentaire dans leur cahier des charges.

Intitulé des indicateurs | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Quantité totale de déchets et sous-produits non dangereux évacués (y compris les boues) | t | 1 459 706 | 2 843 003 | 2 857 579
•Cendres volantes, refioms | t | 660 169 | 1 668 246 | 1 583 111
•Cendres cendrées, mâchefers | t | 513 615 | 702 305 | 804 701
•Sous-produits de désulfuration | t | 53 170 | 69 841 | 66 332
•Boues | t | 13 484 | 16 237 | 25 221
•Bois flotté | t | 10 783 | 11 508 | 12 970
Quantité totale de déchets et sous-produits non dangereux valorisés (y compris les boues) | t | 1 164 816 | 2 405 454 | 2 464 614
Quantité totale de déchets et sous-produits dangereux évacués (boues incluses et à l’exclusion des déchets radioactifs) □□ | t | 23 506 | 30 240 | 38 139
Quantité totale de déchets et sous-produits dangereux valorisés (boues incluses et à l’exclusion des déchets radioactifs) □□ | t | 4 926 | 4 933 | 11 511

3.5.4.7Les polluants atmosphériques

ENGIE met en œuvre une grande variété de techniques pour continuer à réduire ses émissions : réduction à la source grâce à un bouquet énergétique adapté ; optimisation de la combustion et traitements des fumées ; mise en place de filtres ou injection d’eau pour réduire les particules totales (de toute taille) ; installation de brûleurs bas-NOx ou injection d’urée (traitement secondaire) pour contrôler les oxydes d’azote ; choix de combustibles à très basse teneur en soufre pour réduire les émissions de dioxyde de soufre.

Le Groupe s’est doté d’objectifs opérationnels d’ici 2030 de réduction des émissions de NOx (-75% vs 2017), de SO2 (-98% vs 2017 ) et de particules totales (-60% vs 2017).

Intitulé des indicateurs | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Émissions de NOx | t | 33 517 | 48 831 | 49 022
dont production d’énergie | t | 33 216 | 48 586 | 48 752
Émissions de SO2 | t | 7 418 | 105 984 | 119 584
dont production d’énergie | t | 7 400 | 105 962 | 119 568
Émissions de poussières | t | 3 398 | 5 693 | 6 312
dont production d’énergie | t | 3 391 | 5 688 | 6 305
Émissions de mercure | kg | 49,47 | 194,21 | 304,73
dont production d’énergie | kg | 49,33 | 194,09 | 285,25

3.5.4.8La gestion de la biodiversité

La biodiversité constitue un patrimoine naturel essentiel au bien-être et à la santé humaine, mais aussi aux activités économiques. ENGIE, par ses activités industrielles, a des impacts potentiels directs sur la biodiversité (continuité écologique, avifaune, ischiofaune, etc), et indirects via la chaine d’approvisionnement. Le Groupe présente aussi des dépendances à la biodiversité du fait, notamment, de son utilisation de ressources en biomasse et de la régulation des eaux et du climat assurée par la biodiversité.

Selon les experts internationaux de l’IPBES 12, la biodiversité est menacée par ordre d’importance: le changement d’usage des sols, la surexploitation des ressources, le changement climatique, la pollution et les espèces exotiques envahissantes. La fragmentation et les perturbations des habitats générées par l’emprise territoriale des sites et l’imperméabilisation des sols constituent le principal impact des activités d’ENGIE sur la biodiversité.

Dès 2010, le Groupe a intégré la biodiversité dans sa stratégie et ses activités. Il est désormais doté d’une politique dédiée et d’engagements clés au travers des dispositifs “act4nature international” et “Entreprises Engagées pour la Nature”. Tous les détails concernant ces engagements et leurs avancées sont disponibles sur le site internet d’ENGIE à l’adresse suivante : www.engie.com/groupe/responsabilite-societale/ objectifs-rse/biodiversite.

La restauration d’habitat naturel (haies, bandes enherbées, zones humides), la réduction des impacts des éoliennes sur la faune, le franchissement des ouvrages hydrauliques par les poissons, la contribution des bandes de servitude du réseau gaz aux continuités écologiques, la gestion différenciée des espaces verts sont des exemples d’objectifs et d’actions réalisés par le Groupe.

C’est dans une logique de respect de la séquence “Éviter, réduire et compenser” que le Groupe développe ses projets.

L’ensemble des sites du Groupe est analysé chaque année au regard de leur proximité aux différentes aires protégées (UICN, Ramsar, UNESCO naturel et mixte, KBA, MAB). Chaque site localisé à moins de 15 km d’une aire protégée travaille à la mise en œuvre de plans d’action développés en concertation avec les parties prenantes pertinentes.

Le Groupe a également pris un engagement fort d’avoir une gestion des sites respectueuse de la nature, en arrêtant l’usage des produits phytosanitaires et en contribuant à la restauration des continuités écologiques.

Intitulé de l’objectif | Unité | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans | Cible 2030
Développement de plans d’actions pour les sites industriels situés dans ou à proximité d’une zone sensible pour la biodiversité | % | 60 | 41 | 21 | 100
Mise en place d’une gestion écologique des sites industriels du Groupe, à savoir entretien des espaces verts respectueux de la nature et zéro produit phytosanitaire | % | 34 | 28 | n.d. | 100

Pour suivre son engagement, le Groupe s’appuie sur l’expertise et la compétence de ses deux partenaires : le comité français de l’UICN (Union Internationale pour la Conservation de la Nature) et France Nature Environnement. Depuis 2009, le comité français de l’UICN apporte à ENGIE son expertise pour intégrer davantage la biodiversité dans sa stratégie, et depuis 2008, FNE contribue à la mise en relation avec des experts locaux et à la sensibilisation aux enjeux tels que l’application de la séquence “éviter-réduire-compenser” en France. Ces partenariats sont élaborés sur une base triennale.

3.5.4.9La gestion des risques et des plaintes environnementaux

La gestion des risques environnementaux se décline en deux modules : la prévention des risques et la gestion de crise.

Intitulé des indicateurs | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
% du CA pertinent couvert par un plan de prévention des risques environnementaux | 96,0% | 93,8% | 81,9%
% du CA pertinent couvert par un plan de gestion des crises environnementales | 95,3% | 93,2% | 87,5%

La gestion des plaintes environnementales est assurée par le Groupe. Une synthèse est donnée ci-dessous :

Intitulé des indicateurs | ENGIE 2022 hors Equans | ENGIE 2021 hors Equans | ENGIE 2020 avec Equans
Plaintes liées à l’environnement | 8 | 11 | 6
Condamnations liées à l’environnement | 1 | 2 | 2
Montant des indemnisations (en milliers d’euros) | 9 | 697 | 14
Dépenses environnementales (en milliers d’euros) | 902 683 | 528 705 | 553 019

Les plaintes reçues par des filiales d’ENGIE sont les suivantes :

•en Belgique, les gestionnaires de parcs éoliens ont reçu deux plaintes pour nuisances sonores, une pour les désagréments associés à l’effet stroboscopique et une liée à des chutes de concrétions glacées. Une autre été reçue pour nuisances sonores concernant la centrale turbojet de Zedelgem ;

•en Roumanie, une plainte a été reçue en raison des désagréments associés à l’effet stroboscopique ;

•aux Etats-Unis, le parc solaire de Whitehorn Solar LLC a reçu une plainte du voisinage pour le manque de fauchage autour du site. Le problème a été résolu ;

•au Brésil, le voisinage de quatre gazoducs s’est plaint de la hauteur de la végétation sur les servitudes et des actions de fauchage ont été entreprises.

Pour toutes ces plaintes, des évaluations ont été menées ou sont en cours et un dialogue a été engagé avec les parties prenantes.

Il faut encore noter une amende acquittée par le site de Energia Mayakan au Brésil consécutive au contrôle du diamètre d’un tuyau d’évacuation d’eau qui ne correspondait pas à celui autorisé par le permis d’exploitation. Les travaux ont été réalisés pour mettre l’évacuation d’eau en conformité.

En 2022, les dépenses environnementales (investissements et dépenses courantes d’exploitation liés à la préservation de l’environnement) se sont montées à près de 903 millions d’euros.

3.5.4.10Les nuisances

Toute activité industrielle est source de nuisances sonores. Afin de réduire ces impacts, les entités du Groupe effectuent régulièrement des travaux d’isolation phonique (capotage, barrières antibruit, confinement, etc.). Pour les projets plus récents, la réduction de cette nuisance potentielle est directement intégrée dès la conception.

Pour ses projets d’énergies renouvelables, en particulier dans l’éolien terrestre et le solaire photovoltaïque, ENGIE réalise des études d’impact et propose des mesures d’accompagnement destinées à éviter, réduire ou compenser les éventuels impacts sonores et visuels. Les actions consistent par exemple à définir et mettre en œuvre des plans de bridage des turbines (arrêt ou réduction de puissance sur certains créneaux horaires et/ou pour certaines conditions de vent), à mener des actions spécifiques avec les constructeurs pour réduire la puissance acoustique des machines, à rechercher la meilleure insertion paysagère possible lors de la phase de conception et à réaliser, après construction, des plantations de végétation sur les sites ou chez les riverains lorsque l’impact visuel est avéré. À titre d’illustration, ENGIE s’est associé, en France, au projet “Respect” lancé dans le cadre des projets éoliens en mer du Tréport et des îles d’Yeu et de Noirmoutier pour mieux connaître les impacts biologiques liés aux empreintes sonores des projets et les réduire par le développement de technologies adaptées. Les résultats ont été intégrés dans les études d’impact et ont permis l’obtention des autorisations préfectorales en octobre 2018.

3.5.4.11L’utilisation des sols

La protection du sol et des eaux souterraines fait partie intégrante de la politique environnementale du Groupe. Les conséquences environnementales liées à une pollution du sol peuvent s’avérer considérables, au même titre que les coûts des mesures ultérieures d’assainissement. Il est donc important de prévenir ce risque et de le couvrir par des provisions. Ces dernières s’élèvent à 1,332 milliard d’euros en 2022 et portent sur la réhabilitation de sites, le démantèlement d’installations non nucléaires et l’élimination programmée de produits. Dans ce domaine, ENGIE respecte la réglementation de chacun des pays dans lesquels le Groupe opère.

À titre d’exemple, une étude sur la pollution du sol de plusieurs sites de centrales électriques a été réalisée en Belgique. Les risques ont été évalués en collaboration avec les administrations environnementales compétentes et un projet d’assainissement est mis en place.

ENGIE détient plusieurs anciennes usines à gaz. Ces sites peuvent être touchés par les hydrocarbures, les métaux lourds et autres substances volatiles qui peuvent affecter la santé. Ils doivent donc être remis en état avant d’être réutilisés. En 1996, un plan de dix ans a fait l’objet d’un protocole entre Gaz de France et le gouvernement français pour la réhabilitation de ces sites qui sont depuis 2007 compatibles d’un point de vue sanitaire avec leur usage. Lors de la cession de ces anciens sites, ENGIE s’attache à vérifier que le projet de l’acquéreur est compatible avec le passif environnemental et industriel du site et que le risque pour l’environnement et les riverains est maîtrisé. Et pour l’ensemble des sites du Groupe, une surveillance des sols et des eaux souterraines est menée, conformément aux permis d’exploitation, afin de prévenir une éventuelle pollution.

Par ailleurs, pour renforcer l’ancrage territorial de ses activités, ENGIE a mis en place un dispositif structuré de dialogue avec ses parties prenantes, conforme aux principaux standards internationaux (AA1000, ISO 26000, principes du Pacte Mondial, lignes directrices de l’OCDE). Ce dispositif est fondé sur des rencontres régulières avec les ONG et associations, ainsi que sur le développement de partenariats de long terme en lien avec les activités d’ENGIE. Défini au niveau Groupe, le dialogue est décliné dans chaque hub régional, selon les spécificités locales, en termes d’enjeux, d’activités ou de réglementations. Dans le cadre de ses nouveaux objectifs RSE à horizon 2030, ENGIE s’est fixé pour ambition en 2020 de couvrir 100% de ses activités industrielles par un mécanisme structuré de dialogue et de concertation avec les parties prenantes.

Les gazoducs constituent la principale occupation des sols d’ENGIE. Ces conduites de gaz étant enterrées, elles ne fragmentent pas les habitats naturels mais peuvent néanmoins générer des conflits d’occupation des sols. Pour cette raison, GRTgaz établit en France des conventions de servitude amiables avec l’ensemble des propriétaires des terrains traversés suite à des phases de concertation (taux de signature de convention amiable régulièrement > 90% sur les projets). Ces conventions définissent les restrictions d’usage des sols pour les propriétaires (interdiction de construire à l’endroit des canalisations et de planter une végétation dépassant 2,70 m) en contrepartie d’indemnisation. Un travail plus spécifique est mené avec la profession agricole pour préserver l’usage des terres par les agriculteurs dans le cadre de leur activité professionnelle.

Pour le développement de nouveaux sites de production d’énergie renouvelable éolienne et photovoltaïque, le choix du site est primordial. La nature arable des terres est un élément essentiel pris en compte bien en amont du projet pour éviter tout conflit ultérieur. En France, les appels d’offres pour les centrales photovoltaïques se font sous l’égide de la Commission de Régulation de l’Énergie. Proposer une implantation sur des terres arables fait perdre de précieux points dans les appels d’offres et cela constitue une raison supplémentaire pour sélectionner d’autres types de terrains. Pour les parcs éoliens, un développement sur des terres cultivables est possible dans la mesure où un état des lieux est réalisé avant et après le projet par un expert agricole indépendant. Cela permet de définir la juste indemnisation à verser aux propriétaires ou aux exploitants agricoles pour l’utilisation de ces terres.

3.6Informations sociétales

Le modèle de croissance responsable développé par ENGIE se fonde sur un dialogue structuré et adapté à l’ensemble des parties prenantes des activités du Groupe.

3.6.1Dialogue avec les parties prenantes et partenariats

ENGIE maintient un dialogue continu et proactif avec toutes les parties prenantes autour de ses activités industrielles. Sur la base des démarches existantes, le Groupe accompagne ses entités opérationnelles dans l’approfondissement et la structuration de leurs pratiques. Cela va de la mise en place de stratégies de dialogue jusqu’à leur déploiement opérationnel dans les équipes projet.

L’objectif est d’optimiser la performance et d’augmenter la création de valeur en privilégiant la prise en compte des attentes et besoins des territoires et l’appropriation des activités du Groupe par ses bénéficiaires.

Cet accompagnement permet aux activités industrielles de cartographier les parties prenantes et de s’aligner avec le nouvel objectif de mise en place de plans d’actions sociétaux dans toutes les activités du Groupe à l’horizon 2030.

L’accompagnement repose sur une méthodologie Groupe qui s’adapte aux spécificités stratégiques, techniques et géographiques des activités opérationnelles. Elle est fondée sur des standards internationaux tels que l’ISO 26000, AA1000, l’IFC (International Finance Corporation) de la Banque Mondiale et les Principes de l’Équateur.

Elle consiste d’une part en la sensibilisation et la formation des collaborateurs à la structuration du dialogue avec les parties prenantes en lien avec l’entité de formation du Groupe, ENGIE University. D’autre part la méthodologie consiste en un appui technique à la réalisation de plans d’actions de dialogue adaptés aux enjeux et attentes des territoires.

En 2022, la structuration du dialogue avec les parties prenantes a été intégrée dans les programmes de formation d’ENGIE University par le biais d’un e-learning accessible à tous les salariés du Groupe.

En 2022, les différents espaces de dialogue ont été alimentés par la discussion autour de la transition juste dans le cadre du Comité parties prenantes tenu par le Groupe sur cette thématique au deuxième semestre, et autour des différentes problématiques que rencontrent les opérationnels sur les territoires dans le cadre de l’espace de recours.

Cette culture d’écoute et de dialogue se prolonge par des partenariats sociétaux et environnementaux avec notamment France Nature Environnement, le Comité Français de l’UICN et la Fondation ONE (Océan Nature et Environnement).

Au niveau international, ENGIE est membre du Pacte Mondial des Nations Unies dans la catégorie Global Compact Advanced.

3.6.2Lutte contre la précarité et fondation d’entreprise

3.6.2.1Précarité énergétique des clients particuliers

ENGIE contribue au Fonds Solidarité Logement depuis 2007 et à raison de 6 millions d’euros par an depuis 2010. Ainsi en 2022, ENGIE est signataire de 110 conventions actives du FSL dont 16 avec des métropoles. Compte tenu du contexte économique actuel qui pèse fortement sur les familles vulnérables, à titre exceptionnel ENGIE a décidé de doubler sa participation au Fonds de Solidarité pour le Logement en 2022 soit 12 millions d’euros. Par cette action, ENGIE démontre une nouvelle fois son engagement dans la lutte contre la précarité et auprès des familles en difficultés puisque cette aide bénéficiera au plus grand nombre – clients ou non ENGIE.

En 2022, environ 65 000 familles ont été aidées grâce à ce fonds géré par les départements et/ou les métropoles. Le montant de l’aide moyenne accordée est de 250 euros, en augmentation versus 2021.

Par ailleurs, face à la hausse des prix de l’énergie, ENGIE est plus que jamais mobilisé pour soutenir ses clients, notamment celles et ceux qui en ont le plus besoin. C’est pourquoi, en complément des actions déjà déployées, ENGIE a décidé de faire profiter d’une aide supplémentaire de 100 euros à ses
880 000 clients bénéficiaires du chèque énergie. Cette aide exceptionnelle d’ENGIE a été versée en novembre, sans aucune démarche à effectuer de leur part.

ENGIE s’appuie sur ses Correspondants Solidarité Relations Externes, qui s’engagent à porter la politique Solidarité d’ENGIE auprès des élus locaux, des travailleurs sociaux, des partenaires de médiation sociale et des associations de consommateurs. Cette proximité est fondamentale et nécessaire à la mise en place d’une aide personnalisée pour les clients les plus fragiles. ENGIE a créé un réseau de partenaires de médiation avec plus de 120 points d’accueil répartis sur le territoire à fin 2022.

En complément, ENGIE a développé des outils dédiés aux acteurs sociaux afin que ces derniers puissent répondre de manière appropriée et immédiate aux demandes des clients ENGIE en difficulté. Ainsi, le portail Solidarité ENGIE (disponible à l’adresse suivante : servicessociaux.engie.fr​), créé en avril 2018 et dédié aux travailleurs sociaux afin d’accompagner en toute autonomie nos clients en difficulté, a vu pour la troisième année consécutive son utilisation progresser : 280 000 interactions entre les services sociaux départementaux et communaux et les équipes solidarité ENGIE contre 265 000 en 2021 (+6% après une augmentation de 20% en 2021).

Enfin, une ligne téléphonique dédiée aux travailleurs sociaux est ouverte du lundi au vendredi de 9h à 17h afin de leur apporter une réponse dans les plus brefs délais.

Le Groupe a poursuivi en 2022 ses actions de sensibilisation à la sécurité des installations intérieures de gaz et aux économies d’énergie. Parmi ces actions figure le dispositif CIVIGAZ, mission de service civique créée et pilotée avec la Fondation Agir Contre l’Exclusion. Ce dispositif a permis, depuis 2015 de sensibiliser plus de 70 000 personnes à la sécurité gaz et à la maîtrise de l’énergie. Les visites menées par les volontaires en service civique ont également permis de résoudre plus de 50 000 situations potentiellement dangereuses.

En 2022, GRDF a également maintenu ses partenariats avec l’Observatoire National de la Précarité Énergétique (ONPE), la Fédération Nationale Soliha, l’Association Nationale des Compagnons Bâtisseurs et l’association Stop à l’Exclusion Énergétique afin de capitaliser sur l’expérience de CIVIGAZ qui fédère des coalitions d’acteurs des territoires autour des enjeux de sécurité et de précarité. Pour compléter les actions mises en œuvre dans le cadre de ces collaborations, GRDF a noué deux nouveaux partenariats en fin d’année avec la Croix Rouge Insertion et avec le CLER (Réseau pour la transition énergétique - anciennement Comité de liaison pour les énergies renouvelables).

Enfin et dans le même temps, GRDF renforce ses actions au quotidien directement auprès de ses clients et des collectivités partenaires : sensibilisation des techniciens et conseillers clientèle au sujet de la précarité énergétique en lien avec les assistantes sociales de GRDF, prévenance renforcée sur les actes de coupure pour impayés, accompagnement des collectivités dans la détection de la précarité énergétique, et lancement de diverses expérimentations locales en lien avec les acteurs sociaux et de l’énergie sont autant d’actions menées en 2022 pour soutenir ses clients.

3.6.2.2Fonds à impact environnemental et social “ENGIE Rassembleurs d’Énergies”

Le Groupe soutient l’entrepreneuriat social et les populations défavorisées à travers le fonds à impact social et environnemental ENGIE Rassembleurs d’Énergies. ENGIE Rassembleurs d’Énergies investit dans des entreprises sociales promouvant une croissance partagée et durable pour tous en s’appuyant sur une énergie propre et abordable et sur des modèles d’entreprise innovants durables.

Le fonds se déploie sur six différentes thématiques en ciblant à la fois performance financière et l’impact social et environnemental : les solutions énergétiques décentralisées durables, les solutions de cuisson propres et sécurisées, le biogaz, l’efficacité et la sobriété énergétique, l’économie circulaire et la mobilité durable et inclusive.

Fin 2022, les entreprises du portefeuille ont fourni un accès à une énergie propre et durable à 7,5 millions de bénéficiaires dans le monde. Par ailleurs les entreprises du portefeuille ont généré plus de 32 000 emplois directs et indirects dont plus de 60 % occupés par des femmes. Au total 21 100 salariés du Groupe ont investi une partie de leur épargne dans le FCPE Solidaire ENGIE Rassembleurs d’Énergies donnant ainsi un sens à leur épargne en lien direct avec leur métier.

Les 22 entreprises actives du portefeuille opèrent sur quatre continents (Europe, Afrique, Asie et Amérique latine) et dans une vingtaine de pays. Ces entreprises couvrent 11 objectifs de développement durable à travers un large éventail de technologies qui répondent à la problématique de la croissance inclusive notamment grâce à l’accès à l’énergie durable et à la réduction de la précarité énergétique. À travers elles, Rassembleurs d’Énergies apporte des solutions à des populations vulnérables. En 2022, le fonds a poursuivi son déploiement en France avec Enerpro dans le biogaz et dans l’autoconsommation avec Enogrid. Fin 2022, ENGIE Rassembleurs d’Énergies a engagé un total de 38,3 millions d’euros.

3.6.2.3Fondation ENGIE

Créée en 1992, l’ambition de la Fondation ENGIE est de donner une chance à ceux qui n’en ont pas - publics éloignés ou fragiles –, d’incarner l’engagement sociétal d’ENGIE dans le champ des solidarités, de faire vivre les valeurs et la raison d’être du Groupe.

Son action s’articule autour de trois grandes priorités :

•aide à l’enfance – éducation ;

•accès de tous à l’énergie – sauvegarde de la biodiversité – lutte contre le changement climatique ;

•lutte contre la pauvreté et emploi, ainsi que l’aide d’urgence.

La Fondation ENGIE inscrit ses actions dans son mandat
2020-2025, avec une dotation annuelle de 7,8 millions d’euros.

Pour répondre aux grands défis, la Fondation ENGIE s’appuie sur l’engagement des collaborateurs et notamment les ONG internes d’ENGIE (Energy assistance), avec trois priorités :

•impact (agir avec impact) ;

•proximité (être au cœur des territoires) ;

•responsabilité (contribuer aux enjeux sociétaux, donner l’énergie des possibles pour permettre aux projets de se réaliser dans les domaines de l’enfance et la jeunesse, la solidarité et l’environnement).

Prendre soin de la vie et de notre planète, c’est ce qui anime la Fondation ENGIE depuis près de 30 ans. Avec 51% de ses projets dédiés à l’accès à une énergie renouvelable et durable et à la biodiversité en 2022, la Fondation ENGIE s’engage année après année en faveur de l’environnement. Son objectif est de participer à des projets ambitieux, à impact et contribuant à l’effort collectif de l’Agenda 2030 à travers la réalisation des Objectifs de Développement Durable (ODD). Dans le domaine de la biodiversité et du climat, la Fondation ENGIE soutient notamment les Atlas de la Biodiversité et la préservation des posidonies avec l’Office Français de la Biodiversité, l’exploration du Golfe du Lion avec le Muséum, la sensibilisation à la biodiversité dans les quartiers avec la ligue de protection des oiseaux, la protection de l’environnement au Brésil.

En 2022, la Fondation ENGIE a soutenu plus de 140 projets à travers le monde avec plus de 4 000 bénéficiaires. Les détails sur la Fondation ENGIE sont présentés sur le site internet : fondation-engie.com.

3.6.3Transition juste

Le plan de transition vers le Net Zéro Carbone d’ici 2045 présenté par ENGIE en 2021 est fondé sur une trajectoire well below 2°C. En ligne avec l’Accord de Paris, il a été conçu pour ses clients et pour le Groupe afin de poser les fondations d’une croissance durable à long terme. Les objectifs du Groupe pour une transition énergétique abordable, fiable et durable résonnent avec les enjeux de la société, les enjeux climatiques, les enjeux du marché de l’énergie et ceux de ses parties prenantes.

EN 2022, le contexte du conflit entre la Russie et l’Ukraine et de volatilité des prix de l’énergie sur le continent européen, sous-tendu par l’urgence climatique, prouve la pertinence de la stratégie d’ENGIE d’offrir un mix énergétique équilibré, résilient et abordable. Ce plan vise plus particulièrement à :

•s’assurer que les clients, et en particulier les clients à faibles revenus, puissent accéder à une énergie abordable et durable grâce à des offres innovantes ;

•s’engager avec les communautés dans des projets territoriaux ;

•garantir un dialogue social de qualité à tous les niveaux, offrir une protection sociale à tous ses employés à travers le monde, garantir leur employabilité par la formation et la reconversion et les accompagner lors des restructurations ;

•établir des normes élevées en matière de droits du travail, de droits de l’homme et de durabilité tout au long de la chaîne d’approvisionnement, à promouvoir des achats inclusifs et à s’engager avec les fournisseurs dans leur parcours de démantèlement.

Ce plan met en œuvre les principes de transition juste au profit des consommateurs, communautés, travailleurs et fournisseurs.

Pour les consommateurs, ils reposent sur des initiatives en faveur d’une énergie abordable.

ENGIE propose des offres gratuites - ou ne nécessitant que quelques euros – permettant au consommateur de suivre sa consommation, de bénéficier de conseils personnalisés, de gérer selon un budget cible ou de contrôler à distance sa consommation et son confort.

ENGIE encourage ses clients en les rémunérant pour leurs actions en faveur des économies d’énergie (Mon programme pour Agir qui rémunère sous forme de kiloacts les gestes écoresponsables. Ces kiloacts peuvent ensuite être réinvestis par les clients dans des actions RSE).

Pour les communautés, ils ont trait à la création de valeur locale et durable, au développement de nouvelles filières industrielles ayant des retombées positives pour les territoires et contribuant à leur résilience, à un processus robuste de consultation avec les parties prenantes et à la conclusion de partenariats.

L’usine de biogaz d’Aumaillerie, mise en service en 2020, est un projet de territoire typique développé par ENGIE BIOZ. Basée à Fougères (Bretagne), cette unité traite un mélange d’effluents d’élevage et de résidus agroalimentaires, en partenariat avec des agriculteurs et des entreprises locales, pour une capacité de production de 20 GWh/an, soit l’équivalent de la consommation annuelle de 2 000 ménages. Elle fournit près de 20% du gaz consommé localement. Trois personnes travaillent sur le fonctionnement du site.
Au total 150 personnes ont participé au financement du projet, levant 500 000 euros. L’objectif de financement a été atteint en quelques semaines, signe de l’attractivité du projet.

Depuis une décennie, ENGIE Brazil développe des initiatives sociales en faveur du bien-être des populations locales vivant à proximité de ses sites. Les centres de culture et de durabilité ont pour objectif de valoriser les coutumes et traditions locales, l’inclusion sociale et numérique. Ils sont gérés par les communautés elles-mêmes autour des sites de production d’ENGIE et permettent le développement social, culturel et environnemental de petites municipalités dans plusieurs régions du Brésil. Six centres sont actuellement en fonctionnement et trois sont en construction. Il s’agit pour le Groupe de contribuer positivement au développement territorial, dans le respect des communautés locales.

Pour les employés, le Groupe déploie des mesures de protection avec le lancement d’un programme mondial de couverture sociale, “ENGIE Care”, qui couvre quatre domaines clés à travers le monde. Ce programme, qui est créé avec les fédérations syndicales internationales, vise à fournir à chaque employé, partout dans le monde, une protection sociale basée sur quatre domaines clés : hospitalisation, couverture du décès, invalidité (permanente et totale), congé parental (paternité et maternité).

En termes de formation, ENGIE University propose la Sustainability Academy dont l’un des objectifs est de mettre en avant l’expertise et l’engagement des collaborateurs du Groupe à prendre en compte les questions de durabilité dans leurs métiers. Un autre objectif est de partager cette expertise avec l’ensemble de l’entreprise et son écosystème. La Sustainability Academy propose plusieurs niveaux de formation, allant de l’acculturation à l’expertise et est basée sur différents formats.

Le centre de formation en apprentissage dédié à la transition énergétique et aux métiers du climat permet la formation de plus de 200 jeunes parents au travers de programmes d’alternance. Cela permet d’accéder aux futurs métiers du Groupe et d’accélérer sa stratégie vers le Net Zero Carbone.

Enfin, pour ses fournisseurs “préférentiels”, ENGIE les encourage à s’engager dans une trajectoire de décarbonation alignée ou certifiée SBTi.

Pour mener à bien ce plan de transition juste, ENGIE s’appuie sur une démarche de transparence et de co-construction avec la société civile. En 2022, le plan a été, dans ce cadre, soumis pour avis à un Comité de parties prenantes (associations, investisseurs responsables, économistes, institutionnels et activistes). Le Groupe se donne un an pour lui présenter des indicateurs alignés sur ses ambitions.

3.7Achats, sous-traitance et fournisseurs

Avec une dépense de 16 milliards d’euros hors achats d’énergie par an, la fonction Achats a une place de premier rang dans la chaîne de valeur du Groupe et a pour ambition :

•d’être un contributeur de la performance opérationnelle du Groupe en proposant aux opérationnels un panel de fournisseurs compétitifs et différenciants ;

•d’être le garant des engagements du Groupe vis-à-vis de ses fournisseurs ;

•de contribuer à la démarche RSE et à la neutralité carbone du Groupe ;

•de développer les talents et les compétences clefs de la filière Achats et valoriser cette fonction dans les parcours au sein du Groupe.

Pour porter cette ambition, la fonction Achats s’appuie sur un système de management structuré autour :

•d’une Charte Achats qui définit les engagements et les attentes d’ENGIE à l’égard de ses fournisseurs en matière de droits humains, de santé, de sécurité et d’éthique. Ces principes s’appliquent à l’ensemble de la chaine d’approvisionnement. Révisée en 2021, la Charte Achats met l’accent sur la prise en compte des émissions de gaz à effet de serre en tant que critère de sélection des fournisseurs ;

•d’une Gouvernance Achats qui pose 14 règles définissant les principes de gestion des dépenses externes et le fonctionnement des Achats. Elle vise notamment à renforcer la ségrégation des tâches entre les acheteurs et les prescripteurs, tout en encourageant leur coopération dans les activités de sélection des meilleures offres. Depuis 2022, l’obligation d’évaluation par un tiers et la conduite de Due Diligence est obligatoire pour des fournisseurs principaux.

Les exigences de ces deux documents ainsi que celles plus générales du Groupe sont déclinées dans les processus opérationnels. Ces processus couvrent la gestion des catégories d’achats et des panels fournisseurs ainsi que les étapes de l’achat et de l’approvisionnement. Ils intègrent les exigences de : la Charte éthique, la Politique de responsabilité sociétale d’entreprises Global Care, le Code de conduite de la relation avec les fournisseurs et la Politique de due diligence des fournisseurs et sous-traitants directs. En 2022, le Groupe a souhaité développer et piloter les achats dans le secteur adapté ce qui a donné lieu à la signature d’une Politique Achats Inclusifs France.

La fonction Achats participe à l’atteinte des objectifs du Groupe à horizon 2030 par une démarche d’achats durables portée par des actions auprès des fournisseurs dans tous les segments d’activités. Ces objectifs constituent un jalon et s’inscrivent eux-mêmes dans l’ambition du Groupe d’atteindre la neutralité carbone en 2045.

En 2020, la Direction des Achats Groupe a fixé deux objectifs RSE qui sont déclinés dans l’ensemble de son système de management :

Intitulé objectif | Critère | Objectif 2025 | Objectif 2030
1. Décarbonation des principaux fournisseurs | 250 Top Fournisseurs Préférentiels alignés ou certifiés SBT | 25% | 100%
2. Développer les Achats Responsables | Évaluation RSE des fournisseurs mesurée par le taux des fournisseurs préférentiels et majeurs avec une note ECOVADIS supérieure au niveau “risque RSE maîtrisé” | 70% | 100%
Promotion des Achats inclusifs mesurée par la part des achats inclusifs alignés avec les recommandations du GT3. Un groupe de travail composé de sociétés françaises (BnpParibas, Accor, Crédit Agricole, Danone, etc.) | 60% | 100%

Pour atteindre ces objectifs et gérer les risques de sa chaîne d’approvisionnement, la fonction Achats développe la gestion de ses 62 catégories d’achats et assure le management de ses fournisseurs principaux. La mise en œuvre de ces processus est assurée par son réseau de Category Managers Groupe et de Category Lead Buyers au sein de chaque entité achats du Groupe.

La connaissance des marchés et des fournisseurs permet ainsi d’analyser des risques et opportunités par catégorie d’achats. Pour ce faire les Category Managers s’appuient sur une matrice de risque élaborée en partenariat avec EcoVadis. Cette matrice qui combine le risque RSE de chaque catégorie avec le risque pays permet de définir, le cas échéant des plans de gestion des risques et des critères spécifiques de qualification des fournisseurs. L’engagement RSE des fournisseurs est évalué à travers quatre dimensions : éthique, droits humains, environnement et achats durables. Ces plans peuvent intégrer des actions de type audits documentaires ou des audits sur site.

La gestion des risques peut aboutir à la mise en place de clauses contractuelles spécifiques et à intégrer des exigences supplémentaires quant à la traçabilité de la chaîne de sous-traitance (catégories panneaux solaires et éoliennes).

La gestion des catégories d’achats et des panels fournisseurs est donc un levier essentiel pour :

•mesurer la performance délivrée par les fournisseurs réalisée via des Business Reviews périodiques ;

•définir des plans d’amélioration si nécessaire ;

•engager un “dialogue carbone” à travers la mesure d’indice de maturité carbone ;

•favoriser les achats réalisés auprès des fournisseurs du secteur de l’inclusivité (EA-ESAT, QPV, SIAE).

Les actions de la Direction Achats portent en priorité sur les fournisseurs préférentiels du Groupe (618) puis les fournisseurs majeurs de chaque GBU du Groupe (945) ce qui représente environ 38% de la dépense totale.

L’ensemble des processus achats est vérifié via les processus de contrôle interne et d’audit afin d’assurer l’amélioration continue de la démarche.

Enfin, l’atteinte de ces objectifs ambitieux est soutenue par un programme progressif de formation continue au sein de la fonction Achats et au cœur des entités du Groupe. En 2022, le plan de formation a mis l’accent sur :

•la mise en œuvre de la politique de due diligence des fournisseurs et sous-traitants au sein des entités ;

•l’éthique et les relations fournisseurs ;

•trois modules de formations en ligne obligatoires pour l’ensemble de la fonction achat : “Fraude et Corruption, tolérance zéro”, “Notre Groupe, notre Ethique”.et “Droit de la concurrence” ;

•quatre vidéos : “Prévention de la corruption”, “Cadeaux et invitations… Que faire”, “Prévention des Conflit d’intérêts”.et “Dispositifs d’alerte ENGIE”.

3.8 Éthique et compliance

Les dirigeants du Groupe portent et supervisent la politique éthique et compliance du Groupe, et en garantissent la bonne application. Un message de “tolérance zéro” envers tout manquement à l’éthique et plus particulièrement envers toutes formes de fraude et de corruption est régulièrement porté par la Directrice Générale. L’ensemble des responsables à tous les niveaux du Groupe portent le même message.

Les principes d’action d’ENGIE reposent sur les textes de référence internationaux. L’ensemble des mesures du Groupe permettant de prévenir et de lutter contre la corruption s’y conforment. Il en est de même pour la stratégie du Groupe relative au respect des droits humains et pour son programme de protection des données personnelles.

Le Groupe a pris des engagements anticorruptions volontaires. ENGIE est membre du Pacte mondial des Nations Unies dont le dixième principe concerne la lutte contre la corruption. ENGIE adhère également à la Section française de l’ONG Transparency International.

3.8.1 Gouvernance éthique et compliance

Le Conseil d’Administration, via son Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable (CEEDD), supervise l’éthique et la compliance au sein du Groupe.

Le Comité de la Compliance évalue le traitement des incidents éthiques et assure le suivi de l’évolution du dispositif éthique et compliance du Groupe. Il réunit, au niveau Groupe, la Secrétaire Générale, le Directeur des Ressources Humaines et les Directeurs des Directions Corporate suivantes : Juridique, Éthique, Compliance & Privacy, Audit Interne et Contrôle Interne.

La Direction Éthique, Compliance & Privacy (DECP) est rattachée à la Direction Juridique, Ethique & Compliance,
elle-même sous l’autorité de la Secrétaire Générale du Groupe. La DECP pilote l’intégration de l’éthique dans la stratégie, le management et les pratiques du Groupe. Elle propose les politiques et procédures du Groupe en matière d’éthique et de compliance. Elle accompagne leur mise en œuvre à tous les niveaux du Groupe. Elle coordonne la mise en place du plan de vigilance du Groupe (voir Section 3.9) et traite les alertes issues de la procédure Groupe qu’elle pilote. La DECP anime le réseau des Ethics & Compliance Officers et des correspondants éthiques (en 2022, incluant EQUANS jusqu’au 4 octobre : plus de 240 personnes) et des Data Privacy Managers (en 2022, incluant EQUANS jusqu’au 4 octobre : plus de 130 personnes) dans l’ensemble du Groupe. La plupart d’entre eux cumulent ce rôle avec d’autres fonctions (juridique, RH, contrôle interne, etc.).

Les Ethics & Compliance Officers et les Data Privacy Managers s’assurent notamment de la mise en œuvre du dispositif Ethique et Compliance et du dispositif Data Privacy du Groupe au niveau de leurs entités. Leurs activités relèvent de la responsabilité du Directeur Général ou manager des entités pour lesquelles ils interviennent.

Depuis 2018, la DECP est la direction compétente pour toutes les questions nécessitant la mise en place d’une procédure de compliance, en tout premier lieu, sur la prévention et la lutte contre la fraude et la corruption. Elle est également en charge de la protection des données personnelles, du contrôle de l’export et des embargos et de la représentation d’intérêt.

3.8.2Évaluation des risques

L’évaluation des risques éthiques est intégrée à la démarche d’analyse de risques du Groupe (Enterprise Risk Management - ERM) (voir Section 2.1.1). Cinq risques éthiques sont identifiés : corruption, atteinte aux droits humains, non-respect des règles du droit de la concurrence et/ou d’embargo, fraude et insuffisance de pilotage de l’éthique. La démarche d’analyse de risques du Groupe inclut aussi le risque Data Privacy. Elle vise notamment le risque lié aux atteintes aux données personnelles et le risque de non-conformité au Règlement Général sur la Protection des Données (RGPD).

Le processus d’évaluation du risque corruption, d’atteinte aux droits humains, et du risque Data Privacy s’appuie sur une méthodologie d’analyse commune au périmètre de toutes les GBU du Groupe. Le Groupe a notamment développé une grille d’autodiagnostic sur le risque corruption et une check-list sur le risque de violation des droits humains. Il a également émis des lignes directrices relatives à l’évaluation du risque d’atteinte aux données personnelles.

3.8.3Textes de référence

La politique éthique et compliance d’ENGIE vise à développer une culture et une pratique de l’éthique fondée sur :

3.8.3.1Le Code Éthique d’ENGIE : la Charte éthique et le Guide pratique de l’éthique

La Charte éthique fixe le cadre général dans lequel doit s’inscrire le comportement professionnel de chaque collaborateur. Elle précise les quatre principes éthiques fondamentaux d’ENGIE. Elle décrit en outre l’organisation éthique et compliance du Groupe.

Le Guide pratique de l’éthique détermine la mise en œuvre de l’éthique au quotidien. Il intègre la décision du Groupe de s’interdire tout financement d’activités politiques.

Ces deux documents constituent le Code éthique, applicable à tous les collaborateurs du Groupe. Ils sont partagés avec les parties prenantes externes.

Des travaux de refonte de la Charte éthique ont été menés en 2021 et en 2022. La nouvelle Charte éthique sera déployée dans le Groupe en 2023.

3.8.3.2Le référentiel Intégrité

Le référentiel “Intégrité” rassemble les politiques et procédures dédiées à la prévention de la fraude, de la corruption et du trafic d’influence. L’ensemble des procédures d’évaluation éthiques a été revu en 2018 et 2019 et étendu en 2021 aux activités de recrutement. Ainsi, les parties prenantes des projets d’investissement, les bénéficiaires de mécénats et de parrainages, les fournisseurs, les consultants commerciaux et les nouvelles personnes recrutées aux positions les plus exposées au risque de corruption font l’objet d’une action préventive renforcée.

En 2020, le Groupe a réformé la politique cadeaux-invitations. Il a également déployé un nouveau registre des consultants commerciaux. Enfin, le Groupe a créé un nouveau registre cadeaux-invitations qui a été déployé en 2021. Ces registres sont entièrement digitalisés, communs à toutes les entités du Groupe et conçus comme des outils de pilotage et de suivi.

3.8.3.3Le référentiel et la politique Droits Humains

Le référentiel et la politique “Droits Humains” rassemblent les engagements d’ENGIE en matière de respect des droits humains internationalement reconnus. Ce dispositif précise les processus opérationnels d’analyse et de gestion des risques. Il permet ainsi au Groupe d’exercer sa vigilance sur les impacts de ses activités au regard des droits humains de toute personne. Le référentiel et la politique constituent le socle du volet droits humains du plan de vigilance du Groupe (voir aussi la Section 3.9).

3.8.3.4Le référentiel Conformité Éthique

Le référentiel “Conformité Éthique” précise la méthodologie de déploiement du dispositif éthique et compliance du Groupe et l’évaluation de l’état de conformité. Il rassemble également les dispositifs de conformité du Groupe en matière d’embargo, de contrôle export et en droit de la concurrence.

Depuis 2017, le Groupe dispose d’un dispositif de conformité propre au suivi des actions de représentation d’intérêt. Conformément à la loi du 9 décembre 2016, ce dispositif permet aux entités du Groupe de respecter leur obligation de déclaration auprès de la Haute Autorité pour la Transparence de la Vie Publique (HATVP). Son champ d’application a été élargi en 2022 aux décideurs publics locaux.

Depuis 2017, le référentiel du Groupe vise par ailleurs également la conformité en matière de protection des données personnelles, conformément aux exigences du Règlement européen n° 2016/679 sur la protection des données personnelles. Dans ce contexte le Groupe s’est doté en 2019 d’une politique et de procédures spécifiques. Celles-ci ont été actualisées en 2022 pour en renforcer la gouvernance. La nouvelle politique a été publiée sur la page internet d’ENGIE à l’adresse suivante : https://www.engie.com/groupe/ethique-et-compliance/protection-des-donnees.

Enfin, des lignes directrices relatives à l’identification de signaux faibles en matière éthique ont été déployées dans le Groupe en 2019.

3.8.3.5Les Codes de conduite

Des codes de conduite appliquent les engagements éthiques d’ENGIE aux activités ou pratiques professionnelles. Parmi ces codes de conduite figurent le “Code de conduite de la relation avec les fournisseurs” et le “Code de conduite en matière de lobbying”. Ces documents sont disponibles sur le site internet d’ENGIE à l’adresse suivante : https://www.engie.com/Groupe/ethique-et-compliance.

3.8.4Signalement et rapport des incidents éthiques

La politique Groupe relative aux lanceurs d’alerte, intégrant les exigences légales de la loi Sapin 2 et celles de la loi relative au devoir de vigilance, a été définie en 2017. Cette politique est conforme avec la loi n° 2022-401 du 21 mars 2022 (loi “Waserman”. qui transpose dans le droit français la Directive européenne n° 2019/1937 sur la protection des lanceurs d’alerte. Le dispositif de recueil des alertes au moyen d’un courrier électronique à l’adresse : ethics@engie.com et d’un numéro de téléphone dédié a été mis en place au niveau Groupe en juillet 2018. Ces deux canaux de signalement sont externalisés à travers l’appui d’un prestataire externe qui est en charge du recueil des alertes. Depuis janvier 2019 ces canaux sont ouverts à tous les collaborateurs du Groupe au niveau mondial. Les alertes peuvent être reçues en plusieurs langues et le service est accessible 24h/7j.

Ce dispositif est présenté sur le site internet du Groupe au lien suivant : https://www.engie.com/ethique-et-compliance/dispositif-alerte. Il complète les autres voies de signalement éthique accessibles à tout collaborateur et à toute personne extérieure au Groupe.

Les alertes et les rapports managériaux de dysfonctionnements éthiques sont suivis à travers My Ethics Incident, un outil digital de collecte d’incidents éthiques déployé dans l’ensemble des entités du Groupe. Ces alertes et rapports concernent sept domaines : intégrité comptable et financière, conflits d’intérêts, responsabilité sociale et droits humains, éthique des affaires, information confidentielle, protection du patrimoine immatériel, et données personnelles (pour la remontée et le traitement des data breach). En 2022, 254 saisines dans le cadre de la procédure d’alerte du Groupe ont eu lieu (187 en 2021, 201 en 2020, 183 en 2019) et 346 rapports managériaux d’incidents éthiques ont été remontés au niveau de la DECP (277 en 2021, 283 en 2020, 282 en 2019, 218 en 2018). Le Groupe présente des informations plus détaillées sur les domaines éthiques concernés et sur les sanctions appliquées sur la page internet d’ENGIE à l’adresse suivante : https://www.engie.com/groupe/ethique-et-compliance/politiques-et-procedures/conformite-ethique.

3.8.5 Formations

Le Groupe a mis en place un plan de formation éthique et compliance obligatoire visant l’ensemble des collaborateurs du Groupe. Il est adapté selon les fonctions et activités des collaborateurs concernés. Il est appuyé par un guide de cartographie des populations les plus exposées au risque de corruption. Le Groupe a également déployé en 2020 un nouvel outil digital permettant de suivre à tous les niveaux du Groupe l’état d’avancement des formations digitales (vidéos et e-learning) des collaborateurs du Groupe.

Tous les collaborateurs du Groupe doivent suivre un parcours composé de vidéos de formation qui présentent les thèmes à forts enjeux éthiques : cadeaux invitations, corruption, lanceurs d’alerte, conflits d’intérêts. Les collaborateurs les plus exposés au risque de corruption doivent effectuer un parcours de formation qui leur est propre. Ce parcours s’appuie sur des modules e-learning du Groupe qui permettent d’approfondir les connaissances des enjeux éthiques du Groupe, notamment en ce qui concerne la fraude, la corruption et le droit de la concurrence. Enfin, les cadres managers (“GMR”) doivent participer en plus au séminaire sur la prévention de la fraude et de la corruption (à fin 2022, 100% des GMR ont participé à ce cursus). Les membres de la filière éthique et compliance doivent suivre le même parcours.

Les formations présentielles dans le domaine du droit de la concurrence se sont multipliées en 2021 et 2022. Les formations visant à prévenir le risque de fraude et de corruption auprès des personnes en charge des relations institutionnelles en France et les formations à la protection des données personnelles se sont poursuivies en 2021 et 2022. Il en va de même pour la formation relative aux droits humains (voir Section 3.9.1.1).

Eu égard à leur exposition particulière au risque de corruption, les acheteurs doivent suivre un parcours supplémentaire comprenant des formations présentielles animées conjointement par la Direction Achats et la DECP (”.thique et relation fournisseur” et “Due diligence pour les Achats”. (voir Section 3.7). Enfin, en 2022 une nouvelle formation a été déployée auprès de la filière RH du Groupe relative aux due diligence en matière de recrutement afin de prévenir le risque de corruption.

3.8.6Contrôles et certifications

Le suivi de la mise en œuvre de la politique en matière d’éthique et de compliance repose sur une procédure de conformité annuelle. Dans ce cadre, les Ethics & Compliance Officers produisent un rapport de conformité éthique faisant état des travaux et progrès réalisés par leur entité en la matière. Ce rapport est remis à l’entité de rattachement. Il est accompagné d’une lettre de conformité du manager certifiant son engagement envers le dispositif éthique et compliance pour son organisation. Le Directeur Juridique, Éthique et Compliance effectue une évaluation bilatérale des activités et des risques propres à chaque entité organisationnelle rattachée à une GBU en début d’année. Le rapport annuel consolidé qui résulte de ce processus est présenté au Comex et au CEEDD.

Cette procédure de conformité s’intègre dans une procédure de contrôle plus globale. Celle-ci repose notamment sur les campagnes annuelles du contrôle interne qui évaluent le niveau de mise en œuvre des politiques éthiques, embargos et données personnelles. Elle s’appuie également sur les contrôles des politiques qui sont intégrées dans les campagnes
d’audit interne.

Le Groupe est également engagé dans des processus d’audits externes de son dispositif éthique et compliance. Il a obtenu en 2015 la certification de son dispositif anti-corruption délivrée par le cabinet Mazars et par l’ADIT. En 2018, ENGIE a obtenu la certification ISO 37001 (systèmes de management anticorruption) d’ETHIC’Intelligence (désormais Speeki Europe), un organisme de certification accrédité. Cette certification a été renouvelée en 2019 et en 2020 à la suite d’audits de surveillance. En 2021, ENGIE a lancé sa 2e campagne d’audit de certification ISO 37001 avec le concours de EuroCompliance, un organisme de certification accrédité. Le Groupe a reçu sa 2e certification ISO 37001 en 2021 ainsi que le renouvellement de celle-ci en 2022. Tous ces audits ont été effectués au niveau du Groupe et dans plusieurs entités opérationnelles représentatives des activités du Groupe.

3.9Plan de vigilance

Conformément à la loi 2017-399 du 27 mars 2017, cette section présente de manière synthétique les grandes lignes du plan de vigilance du Groupe. Une version développée du plan de vigilance, de son compte rendu ainsi que les détails des politiques et actions sont disponibles sur le site internet d’ENGIE :

Ce plan regroupe l’ensemble des mesures mises en place par ENGIE SA pour prévenir les risques liés à ses activités et celles de ses sociétés contrôlées. Il vise les atteintes graves envers les droits humains et les libertés fondamentales, la santé et la sécurité des personnes ainsi qu’envers l’environnement. L’adhésion du Groupe aux standards internationaux est le socle minimal des engagements que le Groupe entend appliquer partout où il opère.

Ces mesures ainsi que le dispositif d’alerte commun sont déjà déployés depuis plusieurs années. Pleinement adossé sur l’organisation éthique, le plan de vigilance bénéficie d’un pilotage, d’une gouvernance et d’un suivi dédiés
(voir Section 3.9.5).

3.9.1Identification et gestion des risques d’atteintes graves aux personnes et à l’environnement

Le Groupe exerce sa vigilance au moyen de politiques couvrant l’ensemble des enjeux et procédures d’identification et d’évaluation des risques. À partir de ces procédures, des objectifs et des dispositifs de suivi et d’évaluation de leur efficacité sont mis en place.

3.9.1.1Prévenir et gérer les risques liés aux droits humains

La Direction Éthique, Compliance & Privacy d’ENGIE, rattachée à la Direction Juridique, Éthique et Compliance, elle-même sous l’autorité de la Secrétaire Générale, est en charge du volet droits humains du plan de vigilance. Elle s’appuie sur son réseau d’Ethics and Compliance Officers et de correspondants éthiques situés partout dans le monde et sur les autres directions concernées par les aspects droits humains (voir Section 3.8.1).

Les risques majeurs d’impacts négatifs sur les droits humains de tout individus liés aux activités du Groupe concernent les droits fondamentaux des travailleurs. Plus généralement, les enjeux droits humains pour le Groupe sont les suivants :

Le détail des risques est accessible sur le site internet d’ENGIE à l’adresse suivante : https://www.engie.com/groupe/ethique-et-compliance/politiques-et-procedures/politique-droits-humains.

La politique droits humains du Groupe, en place depuis 2014 et en évolution permanente, explicite les engagements du Groupe et prévoit des processus réguliers d’identification et de gestion des risques. Toutes les entités doivent notamment évaluer annuellement leurs activités au regard de leurs impacts sur les droits humains via une grille d’autodiagnostic dédiée (voir Section 3.8.2). Elles doivent également apprécier toute nouvelle activité commerciale via une grille dédiée visant à identifier les facteurs de risques propres à l’activité envisagée.

Les risques sont évalués selon le pays, la présence de sous-traitance, l’activité, les caractéristiques liées aux travailleurs, la présence de populations dont le risque est accru si elles sont vulnérables, les produits/services utilisés, le recours à des forces de sécurité armées ou encore le type de relations commerciales. Les évaluations des tiers (fournisseurs, sous-traitants, partenaires, donneurs d’ordre, etc.) incluant explicitement les droits humains (voir Section 3.9.3) ainsi que le mécanisme d’alerte (voir Section 3.9.4), permettent également d’identifier les risques.

Les entités de deux régions importantes, Amérique du Sud (SOUTHAM) et Asie - Moyen-Orient - Afrique (AMEA), ainsi que Global Energy Management and Sales (GEMS) et Tractebel ont vu leur niveau de risque évoluer en matière de droits humains, en raison des pays concernés ou du secteur d’activité (risque brut). Les risques identifiés font l’objet au niveau opérationnel de plans d’actions spécifiques décrits sur le site internet mentionné ci-dessus.

En 2022, le Groupe a continué ses actions de vigilance approfondie, mises en œuvre dès 2020, pour identifier et gérer les risques de pratiques de travail forcé dans les chaînes d’approvisionnement du Groupe situées en Chine (voir Section
2.2.5.3).

Un plan d’action a commencé à être déployé en 2022, dans une entité du Groupe, ciblant les centres de relations clients d’ENGIE situés à l’étranger visant à évaluer les conditions de travail réelles des travailleurs et ce en concertation avec eux.

Une formation présentielle sur la démarche droits humains du Groupe a été développée en 2019 et cible, plus particulièrement, des opérationnels et managers directement concernés par ce sujet. En 2022, les personnes exerçant des fonctions particulièrement exposées aux risques droits humains ont été identifiées et un plan de formation qui leur est spécialement dédié a été déployé. Un module e–learning sur les droits humains pour tous les collaborateurs a également été déployé depuis plusieurs années.

Le suivi de l’application de ces processus est intégré dans le rapport de conformité éthique (indicateurs quantitatifs) et dans le système de contrôle interne (voir Section 3.8.6).

Résultats 2022 | 1 523 collaborateurs formés aux droits humains en présentiel parmi lesquels environ 55% de fonctions opérationnelles, dont la moitié d’entre eux provient d’entités à risque, et 13 050 collaborateurs formés en e-learning (diminution du chiffre par rapport à 2021 du fait de la session d’EQUANS).
Contrôle interne (Section 2.3) | 82,4% des entités du Groupe ont évalué le déploiement du plan de vigilance à leur niveau comme effectif (1). 96,2% des entités qui ont évalué le déploiement de la politique droits humains ont considéré que le déploiement est effectif (1).
Rapport de conformité éthique | 95% : Couverture de la fiche annuelle des risques droits humains. 100% : Nombre de due diligence (avec risque droits humains) sur les partenaires dans le cadre des comités d’investissement du Groupe.

En 2022, ENGIE a signé un nouvel accord mondial portant sur les droits sociaux fondamentaux et la responsabilité sociale. L’accord prévoit également un suivi des engagements :

Engagements Groupe | Suivi (chiffres 2022)
Programme ENGIE Care (niveau de protection sociale minimale pour l’ensemble des collaborateurs dans le monde) | 66,5% des entités : congé maternité intégralement payé (14 semaines) 27,7% des entités : congé paternité intégralement payé (4 semaines) 94,6% des employés : 12 mois de salaire brut versés en cas de décès 97,2% des employés : régime de soins avec couverture à 75% des frais d’hospitalisation 79,2% des employés : 12 mois de salaire brut versés en cas d’incapacité permanente
Mixité : 50% de managers femmes | 30% : pourcentage de managers femmes
Égalité salariale entre les femmes et les hommes | 1,73% : écart salarial entre les femmes et les hommes

3.9.1.2 Prévenir et gérer les risques liés à la santé-sécurité au travail

La cartographie des risques liés à la santé-sécurité intègre d’une part les risques d’atteinte à la santé-sécurité des personnes travaillant pour le Groupe (employés, intérimaires, sous-traitants, stagiaires) et d’autre part les risques liés aux installations industrielles du Groupe ou à celles que le Groupe maintient et/ou exploite pour le compte de clients, pouvant générer des risques pour les personnes travaillant pour le Groupe ou pour les riverains de ces installations industrielles. À ces différents risques correspondent trois axes de prévention, No Life at Risk (sécurité au travail), No Mind at Risk (qualité de vie au travail) et No Asset at Risk (sécurité industrielle).

Compte tenu du nombre d’accidents mortels qui se sont produits en 2021, le Groupe a souhaité renforcer ses règles et pratiques en santé-sécurité au travail en réalisant une évaluation de son système de gestion de la santé-sécurité et une analyse des écarts aux bonnes pratiques mises en place par les industriels les plus performants dans ce domaine.

Pour ce faire, le Groupe s’est adjoint les services d’un consultant externe chargé de réaliser cette évaluation de son organisation et de sa culture santé-sécurité,

L’évaluation réalisée par le prestataire lui a permis d’identifier les points forts du Groupe et d’émettre un certain nombre de recommandations visant à éradiquer durablement les accidents graves et mortels.

À partir de ces recommandations, de l’analyse réalisée en interne et des retours d’expérience issus des entités opérationnelles, le Groupe a défini un vaste plan de transformation santé-sécurité ENGIE One Safety, dont la mise en œuvre s’étalera jusqu’en 2024.

Les principales actions d’ENGIE One Safety mises en œuvre en 2022 ont été les suivantes :

•renforcement des Règles Groupe santé-sécurité en s’inspirant des meilleures pratiques issues d’un benchmark externe ; ces règles portent sur la santé-sécurité des sous-traitants, l’identification et le traitement des événements à haut potentiel de gravité (HiPo), le management des risques, le respect des Règles Qui Sauvent, la promotion d’une culture juste (reconnaissance et sanction) ;

•conception et test d’une nouvelle méthode de formation-coaching des managers pour que les rituels managériaux de sécurité (exemples : visites managériales de sécurité, visites de sous-traitants) aient l’impact attendu sur le comportement de sécurité des équipes sur le terrain, y compris celles de nos sous-traitants ;

•révision des indicateurs santé-sécurité du Groupe de façon à ce qu’ils portent davantage sur l’anticipation des risques et la mise en œuvre d’actions de prévention efficaces sur le terrain ; de nouveaux indicateurs axés sur la prévention ont ainsi été définis (leading indicators 13), en complément des indicateurs traditionnels axés sur l’accidentologie (lagging indicators) ;

•mise en place d’un groupe d’experts santé-sécurité, piloté de façon centralisée, destiné à réaliser des audits internes pour le compte du Groupe et à appuyer les entités sur des thématiques particulières ;

•déploiement d’un nouveau plan de communication destiné à sensibiliser les salariés du Groupe et ses sous-traitants au caractère intangible des Règles Qui Sauvent.

Les principales actions mises en œuvre en matière de sécurité industrielle (axe de prévention No Asset at Risk) sont décrites en Section 2.2.5.2 “Risque d’accident industriel”.

Les autres dispositions destinées à assurer la santé-sécurité des personnes travaillant pour le Groupe sont présentées en Section 2.2.6.2 “Risque santé et sécurité au travail” ainsi qu’en Section 3.4.7 “Politique de santé-sécurité”. Le détail des mesures est précisé sur le site internet du Groupe : https://www.engie.com/engagements/Sante-Securite.

3.9.1.3Prévenir et gérer les risques liés à la sûreté des personnes

La Direction de la Sûreté et de l’Intelligence Economique du Groupe participe notamment à ce que la protection des personnes soit assurée. Elle fédère et anime un réseau de security managers qui déclinent et coordonnent la mise en œuvre de la Politique Groupe de sûreté d’ENGIE.

Le volet “protection des personnes contre les actes malveillants” de la Politique Groupe de sûreté d’ENGIE est régi par la loi 2017-399 sur le devoir de vigilance des sociétés-mères et entreprises donneuses d’ordre du 27 mars 2017. Ce devoir de protection concerne tous les salariés, quel que soit leur statut, et notamment ceux en mobilité internationale.

Les menaces et les actions malveillantes visant les personnes font partie intégrante des risques sûreté inscrits au catalogue des risques de l’entreprise (ERM - Entreprise Risks Management). Les incidents de sûreté sont inscrits dans un outil Groupe de remontée des incidents (MySecurityIncident), portés à la connaissance de la direction de la sûreté et font l’objet d’un traitement systématique.

Le réseau sûreté est particulièrement attentif au respect des droits humains dans les activités de sûreté et met en œuvre des mesures visant à prévenir tout risque d’usage disproportionné de la force. C’est pourquoi, les contrats avec les sociétés de gardiennage ou de sécurité privée comportent systématiquement la clause Groupe éthique et développement durable figurant aux conditions générales d’achat. Par ailleurs, elles font également l’objet de vérifications (due diligence) avant emploi.

Les security managers sont sensibilisés par la direction de la sûreté qui leur rappelle régulièrement leurs obligations en la matière. Enfin, les acteurs de la sûreté, en liaison avec les équipes data privacy, veillent au strict respect des règles RGPD ou des lois locales correspondantes liées à l’enregistrement et
à la conservation des données de vidéo protection.

3.9.1.4Prévenir et gérer les risques liés à l’environnement et au sociétal

D’un point de vue environnemental, le risque majeur pour le Groupe est le risque climatique, suivi des risques biodiversité, eau et pollution. Ces risques environnementaux globaux et locaux sont étudiés annuellement, au niveau du Groupe et au niveau local, afin d’établir une liste de sites “à risque”. D’un point de vue sociétal, les risques analysés sont : l’impact des activités sur les communautés locales et leurs conséquences sociales.

La politique RSE du Groupe oriente la démarche de vigilance en matière environnementale et sociétale (voir Section 3.1.1). Les risques environnementaux et sociétaux sont analysés périodiquement à tous les niveaux de l’entreprise. Cette politique est déclinée au niveau de chaque Global Business Unit (GBU), filiale et site. Sa mise en œuvre est suivie au travers d’objectifs et de plans d’actions revus chaque année. Ce processus de revue permet de s’assurer de la bonne application de nos obligations en matière de vigilance environnementale et sociétale.

La politique environnementale intègre pleinement cette analyse de risque. La maîtrise de ses émissions de CO2 est un enjeu majeur pour le Groupe : ENGIE s’est engagé, en mai 2021, sur l’objectif “Net Zéro Carbone” à l’horizon 2045, pour l’ensemble de ses émissions directes et indirectes. Cet objectif devrait être atteint en suivant une trajectoire “bien en dessous
de 2 degrés” (well below 2°C), avec des objectifs intermédiaires.

À ce jour, le Groupe a pris des mesures visibles, notamment en vue du déploiement de son plan de sortie du charbon d’ici 2027 au plus tard, de la réduction de l’intensité carbone de sa production d’électricité, de la réduction des émissions liées à l’utilisation des produits vendus, de manière drastique d’ici 2045, de l’alignement des futurs investissements avec son ambition carbone, de l’attribution de budgets carbone à chaque GBU et de l’évaluation des équipes dirigeantes liée à la réalisation des objectifs “Net Zéro Carbone”.

La trajectoire climatique d’ENGIE est détaillée dans le Cahier Climat 2023 (www.engie.com/groupe/responsabilite-societale/publications-rse).

La politique environnementale vise également à mettre en place des plans d’action pour éviter, réduire et, si besoin, compenser les impacts environnementaux des activités du Groupe.

La politique sociétale est centrée sur le stakeholder engagement. Sa mise en œuvre comprend une boîte à outils, des programmes de formation et un centre d’expertise.

Des modules de e-learning sur le climat, la biodiversité, le stakeholder engagement et la matrice RSE dans les décisions d’investissements ont été développés depuis 2021 avec la Sustainability Academy et ciblent, plus particulièrement, les opérationnels et managers directement concernés par ce sujet.

Résultats de participation aux formations en ligne :

e-learning proposés | Nombre de participants depuis le lancement
Ambition net-zero carbone (2021) | 5 883
Business change maker (2021) | 1 188
CO2 killer (2021) | 1 324
People of the world (2021) | 1 075
Introduction à la biodiversité (novembre 2021) | 2 275
Engagement des parties prenantes (mars 2022) | 302
Matrice RSE (avril 2022) | 328
Numérique responsable (juin 2022) | 2 722
TOTAL | 15 097

Par ailleurs, depuis 2021, le Groupe prend en compte neuf critères RSE pour ses grands projets d’investissement évalués par des analyses de risques et d’opportunités. Ces critères portent notamment sur les points suivants : la réduction des émissions GES, l’adaptation au changement climatique, la biodiversité, l’eau, la pollution, l’économie circulaire, l’éthique, la santé-sécurité, la concertation avec les parties prenantes, les achats durables. Ces critères sont détaillés sur le site internet d’ENGIE : https://www.engie.com/analystes-rse/gouvernance/devoir-de-vigilance-des-risques-environnementaux-et-societaux

3.9.1.5Prévenir et gérer les risques liés à l’approvisionnement en énergie

Les grands enjeux liés à l’approvisionnement en énergie (biomasse, gaz, GNL, etc.) pour ENGIE sont les suivants :

ENGIE a identifié les risques liés à l’approvisionnement en énergie du Groupe comme un enjeu spécifique de vigilance pour le Groupe. Les entités responsables de ces achats gèrent directement ces risques, moyennant le respect des règles de reporting et de gouvernance du Groupe, et identifient les risques spécifiques à chacune de leurs activités par source d’énergie, et au niveau des pays et des fournisseurs d’énergie.

S’agissant des gros approvisionnements en énergie, ENGIE a formalisé une démarche RSE (décrite sur le site internet d’ENGIE :

https://www.engie.com/analystes-rse/gouvernance/devoir-de-vigilance-des-risques-environnementaux-et-societaux pour répondre à ces enjeux, avec des plans d’actions spécifiques par source d’énergie. ENGIE a également renforcé la structure de gouvernance pour s’assurer que le devoir de vigilance soit inclus dans les processus de décision et a systématisé l’approche d’évaluation des risques de la chaîne d’approvisionnement, sur la base de l’approche 3P (People, Planet and Profit).

Plus généralement, les entités mettent en œuvre les mesures de prévention et de gestion des risques suivantes :

•les entités prévoient, si nécessaire, des mesures d’atténuation et des clauses contractuelles adaptées aux risques identifiés (exemple : clauses de performance spécifiques pour l’empreinte carbone et les émissions de méthane) dans les contrats avec les fournisseurs ;

•elles insèrent dans les contrats, la clause éthique et RSE du Groupe permettant également de rompre le contrat en cas de
violation de ces obligations par le tiers ;

•elles appliquent la politique droits humains, les politiques de due diligence éthiques et les politiques environnementales et
sociétales ainsi que les autres politiques d’ENGIE ;

•elles s’assurent de la certification de certains fournisseurs ou sources d’énergie (exemple : biomasse) ou de la présence de
garanties d’origine ;

•elles réalisent des audits sur site chez certains fournisseurs ;

•elles participent à des groupes de travail RSE bilatéraux ou sectoriels ;

•elles concluent des contrats d’achat de gaz compatibles avec la trajectoire carbone du Groupe ;

•concernant la question du gaz de schiste américain, et la prise en compte des impacts environnementaux, ENGIE effectue des due diligence poussées et choisit, parmi les producteurs américains, ceux qui sont capables d’offrir les meilleures garanties en matière de traçabilité des émissions et de suivi environnemental de leur activité ;

•ENGIE poursuit sa stratégie de sortie du charbon (en Europe d’ici 2025 et dans le monde d’ici 2027).

3.9.1.6Prévenir et gérer les risques liés aux achats hors énergie

À ce jour six catégories d’achats sont considérées à hauts risques au regard des droits humains, de santé-sécurité et/ou de leur impact environnemental. Ces catégories d’achats sont listées ci-après :

Depuis 2020, une attention particulière est portée sur les achats risquant d’avoir un lien avec le travail forcé en Chine. Les principales mesures d’identification et de gestion de ces risques sont présentées dans la Section 2.2.5.3.

L’identification de ces six catégories et la gestion des risques sont assurées par la mise en œuvre de la démarche de vigilance des Achats d’ENGIE à travers :

•la mise en œuvre du système de management des Achats du Groupe ;

•la catégorie management telle que définie dans l’organisation achats du Groupe.

Le système de management des Achats s’articule autour de deux documents directeurs : une Charte Achats et une Gouvernance Achats qui définissent :

•les engagements et les exigences d’ENGIE vis-à-vis de ses fournisseurs pour des relations éthiques, une sélection sur des critères éthiques, de santé-sécurité et d’environnement ;

•14 règles dont l’obligation de due diligence sur les fournisseurs clefs du Groupe et des entités, la mise en œuvre du code de conduite de la relation fournisseur, l’analyse des risques éthiques qui doit être menée au sein de chaque entité, etc.

Ces principes et ces règles sont déclinés dans les processus achats opérationnels qui intègrent les étapes clés suivantes :

•l’évaluation RSE des nouveaux fournisseurs préférentiels (niveau Groupe) et majeurs (niveau entité) par notre partenaire EcoVadis ;

•l’analyse des risques et opportunités réalisée à partir d’une matrice de risque élaborée en partenariat avec EcoVadis. Cette matrice définit un niveau de risque RSE pour chacune des 62 catégories d’achat à travers quatre dimensions : éthique, droits humains, environnement et achats durables. Le niveau de risque RSE est aggravé ou amélioré par le niveau de risque pays ;

•la mise en place de plans de gestion associés prenant en compte les critères de qualification des fournisseurs. Ces plans peuvent prévoir par exemple des audits, des dispositions contractuelles particulières pour limiter le risque, une clause éthique, etc. Un plan de réduction des risques est systématiquement mis en place pour les fournisseurs ayant une note EcoVadis inférieure à 45/100 ;

•la mesure de la performance délivrée par les fournisseurs et les plans d’amélioration associés.

La bonne mise en œuvre de ces processus est, quant à elle, vérifiée via le programme de contrôle interne INCOME (voir Section 2.3). Avec 28 contrôles différents, le référentiel INCOME PRO couvre l’ensemble des processus achats.

Par ailleurs, la Direction Achats Groupe travaille de concert avec la Direction de l’Audit pour assurer le suivi des plans d’actions correctifs recommandés par cette dernière.

Enfin, le système de management des Achats est animé à travers un plan de formation continue de l’ensemble de la filière Achats. Des sessions présentielles et en vidéoconférence sont complétées par des modules en ligne via Ulearn, l’intranet de formation du Groupe. En 2022, environ 300 acheteurs ont suivi les formations “Éthique et relation fournisseurs” et Due Diligence lors de sessions présentielles et en vidéoconférence. Trois modules de formations Ulearn étaient obligatoires pour l’ensemble de la fonction achat : Fraude et Corruption, tolérance zéro ; notre Groupe, notre Ethique et Droit de la concurrence. En décembre 2022, la Direction des Achats Groupe a également suivi la formation de “la fresque du Climat” qui sensibilise les collaborateurs aux enjeux climatiques et aux actions possibles.

3.9.2Situation liée à la Russie et l’Ukraine

ENGIE n’exerce aucune activité industrielle en Russie et aucun projet d’investissement n’est en cours sur le territoire russe. ENGIE a fermé en 2022 son simple bureau de représentation à Moscou. En Ukraine, un employé était basé dans le pays et a été exfiltré au tout début de l’invasion russe, en février 2022. Par ailleurs, ENGIE n’exerce aucune activité en Crimée, dans le Donbass ou dans l’oblast de Louhansk.

3.9.3Évaluation des tiers

En 2022, 100% des partenaires des projets d’investissement Groupe ont fait l’objet de due diligence incluant une étude systématique sur les sujets “vigilance” par la filière éthique.

De manière directe ou indirecte, 100% des Ethics Officers disposent d’un accès à un outil spécialisé dans les due diligence. Les due diligence sont réalisées sur les tiers (fournisseurs, sous-traitants, partenaires, donneurs d’ordre, etc.) en conformité avec les politiques de due diligence tel que décrit sur le site internet d’ENGIE : https://www.engie.com/ethique-et-compliance/plan-vigilance/evaluations-tiers. En 2022, les Ethics & Compliance Officers et correspondants éthiques du Groupe ont déclaré plus de 17 000 due diligence de premier niveau effectuées via les outils de due diligence.

Par ailleurs, la filière des achats procède systématiquement à l’évaluation des nouveaux fournisseurs préférentiels et majeurs du Groupe via une due diligence effectuée par les Category Managers et les Chief Procurement Officers avant la contractualisation. Cette règle a été mise progressivement en place depuis 2019 sur le panel de 1 563 fournisseurs récurrents représentant 38% de la dépense hors énergie. En 2022, la filière des achats a fait procéder à l’évaluation éthique par EcoVadis d’environ 400 fournisseurs préférentiels et majeurs. L’objectif suivi par la filière des achats est de faire évaluer environ 250 à 300 fournisseurs préférentiels et majeurs supplémentaires par an.

3.9.4Le mécanisme d’alerte et de recueil des signalements

Le mécanisme d’alerte est ouvert à tous les collaborateurs, permanents ou temporaires, et à toutes ses parties prenantes externes depuis janvier 2019. Un prestataire externe transmet le signalement anonyme à ENGIE pour son traitement (voir Section 3.8.4). En 2022, 254 alertes ont été reçues via le dispositif, dont 78 concernant des catégories de risques relevant du devoir de vigilance. Elles concernent en synthèse :

Allégations de harcèlement* | Allégations liées à la santé-sécurité | Allégations liées à des pratiques de travail | Allégations de discrimination | Questions liées à l’environnement et au droit des communautés
39 | 10 | 21 | 7 | 1

Comme pour toutes nos alertes, les alertes liées aux allégations de discrimination et de harcèlement sont systématiquement et immédiatement traitées. Lorsque les faits sont avérés, des sanctions disciplinaires sont systématiquement prises et des plans d’actions déployés.

3.9.5Pilotage, gouvernance et suivi du déploiement du plan

3.9.5.1Un pilotage et suivi au plus haut niveau de l’entreprise

Le Groupe a mis en place un suivi et une coordination globale au plus haut niveau de l’entreprise pour répondre de manière effective aux objectifs de la loi. Le plan a été validé par le Comex qui a confié à la Direction Éthique, Compliance & Privacy (DECP) son pilotage, sous la responsabilité de la Direction Juridique, Éthique et Compliance, elle-même rattachée à la Secrétaire Générale. Un compte rendu de sa mise en œuvre effective du plan est présenté annuellement au CEEDD.

Un comité spécifique se charge de la mise en œuvre opérationnelle du plan. Il a pour mission de s’assurer de la diffusion du plan et de la facilité de la remontée d’informations. Les membres sont :

Départements
DECP | RSE | Direction des Achats | Direction Santé-Sécurité | Direction Sûreté | Direction des RH | Contrôle interne | Risque
Régions / membres opérationnels
SOUTHAM | NORTHAM | FRANCE | EUROPE | AMEA | GEMS | TRACTEBEL |

De plus, chaque entité doit s’assurer pour son périmètre du déploiement effectif du plan de vigilance. Le suivi de ces actions par les entités est intégré dans le rapport de conformité éthique annuel (voir Section 3.8.6).

3.9.5.2L’association avec les parties prenantes

Le plan et les avancées de sa mise en œuvre sont présentés et discutés régulièrement avec les institutions représentatives du personnel. Cela a été mis en œuvre via les comités existants au niveau du Groupe, comme le Comité d’Entreprise Européen. De même, le plan est présenté au CEEDD pour le Conseil d’Administration. Au niveau des entités, il leur est aussi demandé de présenter le plan de vigilance à leurs organisations représentatives du personnel. Cette démarche a été mise en œuvre dès l’adoption du premier plan de vigilance.

Depuis 2020, un point de contrôle interne, visant à s’assurer notamment que les obligations de la loi et que le plan de vigilance sont connus de tous, a été mis en place.

Le nouvel accord mondial est un outil d’aide au déploiement de la démarche de vigilance. Il a été négocié et signé en 2022 avec tous les partenaires sociaux du Groupe au niveau mondial. Dans le cadre de cet accord, le devoir de vigilance d’ENGIE fait l’objet d’un dialogue social renforcé : ont été organisées en 2022, avec les fédérations syndicales internationales, des sessions de discussion en groupe de travail. Ces échanges ont abouti à retenir le dispositif décrit sur le site internet. Une instance de suivi de cet accord se réunit une fois par an. Ces échanges permettent également d’assurer un suivi de la démarche de vigilance en concertation avec les partenaires sociaux. Pour plus d’informations : https://www.engie.com/ethique-et-compliance/plan-vigilance/parties-prenantes.

Pour prévenir et gérer au mieux les impacts droits humains, environnementaux ou sociétaux de ses activités, ENGIE a adopté une politique spécifique “d’engagement avec les parties prenantes”, composante de la politique RSE du Groupe. Cette politique est accessible sur le site internet d’ENGIE : https://www.engie.com/groupe/responsabilite-societale/politiques#societal.

Enfin, le Groupe s’attache à construire un dialogue nourri avec chacune de ses parties prenantes. En 2021, ENGIE a mis en place un Comité de Dialogue avec ses parties prenantes ainsi qu’un espace de recours pour accompagner les projets sensibles. Ce Comité s’est réuni le 21 octobre 2022 sur le thème de la transition juste (voir Section 3.6.3).

3.9.6Table de concordance devoir de vigilance

Catégories de risques visés par le plan de vigilance | Emplacement dans le DEU | Page
Les risques liés aux droits humains | Section 3.8.1 “Gouvernance éthique et compliance” | 131
Les risques liés à la santé-sécurité des personnes | Section 3.4.7 “Politique de santé-sécurité” | 115
Les risques liés à la sûreté des personnes | Section 3.9.1.3. “Prévenir et gérer les risques liés à la sûreté des personnes ” | 137
Les risques liés à l’environnement et au sociétal | Section 3.1.1 “Politique et gouvernance RSE” | 66
Les risques liés aux achats hors énergie | Section 3.7 “Achats, sous-traitance et fournisseurs” | 130
Les quatre risques ci-dessus | Section 2.2 “Facteurs de risque” | 45

Le détail des catégories de risques mentionnées ci-dessus est disponible sur le site internet du Groupe : https://www.engie.com/groupe/ethique-et-compliance/politiques-et-procedures.

3.10Rapport de l’un des Commissaires aux comptes, désigné organisme tiers indépendant, sur la déclaration consolidée de performance extra-financière

Exercice clos le 31 décembre 2022

À l’Assemblée Générale des actionnaires,

En notre qualité de Commissaire aux comptes d’ENGIE SA
(ci-après “entité”), désigné organisme tiers indépendant (“tierce partie”), accrédité par le COFRAC sous le numéro n° 3-1886 rév. 0 (Accréditation Cofrac Inspection, portée disponible sur www.cofrac.fr), nous avons mené des travaux visant à formuler un avis motivé exprimant une conclusion d’assurance modérée sur les informations historiques (constatées ou extrapolées) de la déclaration consolidée de performance extrafinancière, préparées selon les procédures de l’entité
(ci-après le “Référentiel”), pour l’exercice clos le 31 décembre 2022 (ci-après respectivement les “Informations” et la “Déclaration”), présentées dans le rapport de gestion Groupe en application des dispositions légales et réglementaires des articles L. 225-102-1, R. 225-105 et R. 225-105-1 du code de commerce.

Conclusion

Sur la base des procédures que nous avons mises en œuvre, telles que décrites dans la partie “Nature et étendue des travaux”, et des éléments que nous avons collectés, nous n’avons pas relevé d’anomalie significative de nature à remettre en cause le fait que la Déclaration est conforme aux dispositions réglementaires applicables et que les Informations, prises dans leur ensemble, sont présentées, de manière sincère, conformément au Référentiel.

Commentaire

Sans remettre en cause la conclusion exprimée ci-dessus et conformément aux dispositions de l’article A. 225-3 du code de commerce, nous formulons le commentaire suivant : comme indiqué dans la partie Éléments méthodologiques située à la partie 3.5.3 de ce rapport, deux changements méthodologiques concernant le calcul du scope 2 des émissions de gaz à effet de serre ont été réalisés afin d’aligner les pratiques du Groupe ENGIE sur les dispositions nationales et européennes. L’effet de ces deux évolutions méthodologiques (exclusion des achats de chaleur récupérée des UVE – unités de valorisation énergétique et requalification des stations de pompage-turbinage d’unités de production d’énergie en batteries) sur les émissions des exercices 2020 et 2021, qui ont été retraitées, est présenté dans cette même partie.

Préparation de la Déclaration

L’absence de cadre de référence généralement accepté et communément utilisé ou de pratiques établies sur lesquels s’appuyer pour évaluer et mesurer les Informations permet d’utiliser des techniques de mesure alternatives, mais acceptables, pouvant toutefois affecter la comparabilité entre les entités et dans le temps.

Par conséquent, les Informations doivent être lues et comprises en se référant au Référentiel dont les éléments significatifs sont présentés dans la Déclaration et disponibles sur le site internet ou sur demande au siège de l’entité.

Limites inhérentes à la préparation de l’information liée
à la Déclaration

Les Informations peuvent être sujettes à une incertitude inhérente à l’état des connaissances scientifiques ou économiques et à la qualité des données externes utilisées. Certaines informations sont sensibles aux choix méthodologiques, hypothèses ou estimations retenues pour leur établissement et présentées dans la Déclaration.

Responsabilité de l’entité

Il appartient au Conseil d’administration :

•de sélectionner ou d’établir des critères appropriés pour la préparation des Informations ;

•d’établir une Déclaration conforme aux dispositions légales et réglementaires, incluant une présentation du modèle d’affaires, une description des principaux risques extrafinanciers, une présentation des politiques appliquées au regard de ces risques ainsi que les résultats de ces politiques, incluant des indicateurs clés de performance et par ailleurs les informations prévues par l’article 8 du règlement (UE) 2020/852 (taxinomie verte) ;

•ainsi que de mettre en place le contrôle interne qu’il estime nécessaire à l’établissement d’Informations ne comportant pas d’anomalies significatives, que celles-ci proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs.

La Déclaration a été établie en appliquant le Référentiel de l’entité tel que mentionné ci-avant.

Responsabilité du commissaire aux comptes désigné organisme tiers indépendant

Il nous appartient, sur la base de nos travaux, de formuler un avis motivé exprimant une conclusion d’assurance modérée sur :

•la conformité de la Déclaration aux dispositions prévues à l’article R. 225-105 du code de commerce ;

•la sincérité des informations fournies en application du 3° du I et du II de l’article R. 225-105 du code de commerce, à savoir les résultats des politiques, incluant des indicateurs clés de performance, et les actions, relatifs aux principaux risques, ci-après les “Informations”.

Comme il nous appartient de formuler une conclusion indépendante sur les informations telles que préparées par la Direction, nous ne sommes pas autorisés à être impliqués dans la préparation desdites Informations, car cela pourrait compromettre notre indépendance.

Il ne nous appartient pas de nous prononcer sur :

•le respect par l’entité des autres dispositions légales et réglementaires applicables, notamment en matière d’informations prévues par l’article 8 du règlement (UE) 2020/852 (taxinomie verte), de plan de vigilance et de lutte contre la corruption et l’évasion fiscale ;

•la conformité des produits et services aux réglementations applicables.

Dispositions réglementaires et doctrine professionnelle applicable

Nos travaux décrits ci-après ont été effectués conformément à notre programme de vérification en application des dispositions des articles A. 225-1 et suivants du code de commerce, de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative, et de la norme internationale ISAE 3000 (révisée – Assurance engagements other than audits or reviews of historical financial information).

Indépendance et contrôle qualité

Notre indépendance est définie par les dispositions prévues à l’article L. 822-11-3 du code de commerce et le code de déontologie de la profession. Par ailleurs, nous avons mis en place un système de contrôle qualité qui comprend des politiques et des procédures documentées visant à assurer le respect des textes légaux et réglementaires applicables, des règles déontologiques et de la doctrine professionnelle de la Compagnie Nationale des Commissaires aux comptes relative à cette intervention.

Moyens et ressources

Nos travaux ont mobilisé les compétences de 11 personnes et se sont déroulés entre octobre 2022 et février 2023 sur une durée totale d’intervention de 21 semaines.

Nous avons fait appel, pour nous assister dans la réalisation de nos travaux, à nos spécialistes en matière de développement durable et de responsabilité sociétale. Nous avons mené une dizaine d’entretiens avec les personnes responsables de la préparation de la Déclaration.

Nos travaux ont fait appel à l’utilisation de technologies de l’information et de la communication permettant la réalisation des travaux et entretiens à distance sans que cela n’entrave leurs exécutions.

Nature et étendue des travaux

Nous avons planifié et effectué nos travaux en prenant en compte le risque d’anomalies significatives sur les Informations.

Nous estimons que les procédures que nous avons menées en exerçant notre jugement professionnel nous permettent de formuler une conclusion d’assurance modérée :

•nous avons pris connaissance de l’activité de l’ensemble des entreprises incluses dans le périmètre de consolidation, de l’exposé des principaux risques ;

•nous avons apprécié le caractère approprié du Référentiel au regard de sa pertinence, son exhaustivité, sa fiabilité, sa neutralité et son caractère compréhensible, en prenant en considération, le cas échéant, les bonnes pratiques du secteur ;

•nous avons vérifié que la Déclaration couvre chaque catégorie d’information prévue au III de l’article L. 225-102-1 en matière sociale et environnementale ainsi que de respect des droits de l’homme et de lutte contre la corruption et l’évasion fiscale ;

•nous avons vérifié que la Déclaration présente les informations prévues au II de l’article R. 225-105 lorsqu’elles sont pertinentes au regard des principaux risques et comprend, le cas échéant, une explication des raisons justifiant l’absence des informations requises par le 2eme alinéa du III de l’article L. 225-102-1 ;

•nous avons vérifié que la Déclaration présente le modèle d’affaires et une description des principaux risques liés à l’activité de l’ensemble des entités incluses dans le périmètre de consolidation, y compris, lorsque cela s’avère pertinent et proportionné, les risques créés par ses relations d’affaires, ses produits ou ses services ainsi que les politiques, les actions et les résultats, incluant des indicateurs clés de performance afférents aux principaux risques ;

•nous avons consulté les sources documentaires et mené des entretiens pour :

•apprécier le processus de sélection et de validation des principaux risques ainsi que la cohérence des résultats, incluant les indicateurs clés de performance retenus, au regard des principaux risques et politiques présentés, et

•corroborer les informations qualitatives (actions et résultats) que nous avons considérées les plus importantes 14. Pour certains risques (sociétaux, environnementaux), nos travaux ont été réalisés au niveau de l’entité consolidante, pour les autres, des travaux ont été menés au niveau de l’entité consolidante et dans une sélection d’entités ;

•nous avons vérifié que la Déclaration couvre le périmètre consolidé, à savoir l’ensemble des entreprises incluses dans
le périmètre de consolidation conformément à l’article
L. 233-16 avec les limites précisées dans la Déclaration ;

•nous avons pris connaissance des procédures de contrôle interne et de gestion des risques mises en place par l’entité et avons apprécié le processus de collecte visant à l’exhaustivité et à la sincérité des Informations. Pour les indicateurs clés de performance et les autres résultats quantitatifs que nous avons considérés les plus importants 15, nous avons mis en œuvre :

•des procédures analytiques consistant à vérifier la correcte consolidation des données collectées ainsi que la cohérence de leurs évolutions,

•des tests de détail sur la base de sondages ou d’autres moyens de sélection, consistant à vérifier la correcte application des définitions et procédures et à rapprocher les données des pièces justificatives. Ces travaux ont été menés auprès d’une sélection d’entités contributrices16 et couvrent entre 8 % et 78 % des données consolidées sélectionnées pour ces tests ;

•nous avons apprécié la cohérence d’ensemble de la Déclaration par rapport à notre connaissance de l’ensemble des entités incluses dans le périmètre de consolidation.

Les procédures mises en œuvre dans le cadre d’une assurance modérée sont moins étendues que celles requises pour une assurance raisonnable effectuée selon la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des Commissaires aux comptes ; une assurance de niveau supérieur aurait nécessité des travaux de vérification plus étendus.

Paris-La Défense, le 7 mars 2023

L’un des Commissaires aux comptes,

Deloitte & Associés

Patrick E. SUISSA Associé, Audit | Erwan HARSCOET Associé, Développement Durable

3.11Rapport d’assurance raisonnable des commissaires aux comptes sur une sélection d’informations sociales et environnementales

Exercice clos le 31 décembre 2022

Au Directeur Général,

À la suite de la demande qui nous a été faite et en notre qualité de commissaires aux comptes de votre société (ci-après l’“Entité”), nous vous présentons notre rapport sur une sélection d’informations sociales et environnementales relatives à l’exercice clos le 31 décembre 2022, identifiées par le signe □□ aux paragraphes 3.4 et 3.5 du document d’enregistrement universel (ci-après les “Informations17»), préparées selon les procédures de l’Entité dont un résumé figure dans les parties “Éléments méthodologiques” et “Note méthodologique de calcul des indicateurs sociaux”, disponibles sur demande au siège de l’Entité auprès de la Direction de la Responsabilité Environnementale et Sociétale Groupe, de la Direction Santé et Sécurité Groupe et de la Direction des Ressources Humaines Groupe du document d’enregistrement universel (ci-après les “Référentiels”).

Conclusion

À notre avis, sur la base des procédures que nous avons mises en œuvre, telles que décrites dans la partie “Nature et étendue des travaux” du document d’enregistrement universel, et des éléments que nous avons collectés, les Informations ont été établies, dans tous leurs aspects significatifs, conformément aux Référentiels utilisés par l’Entité.

Observation

Sans remettre en cause la conclusion exprimée ci-dessus, nous formulons l’observation suivante, portant sur deux changements méthodologiques qu’il convient de souligner :

Comme indiqué dans la partie “Eléments méthodologiques” du paragraphe 3.5.3 du document d’enregistrement universel, deux changements méthodologiques concernant le calcul du scope 2 des émissions de gaz à effet de serre ont été réalisés afin d’aligner les pratiques du Groupe ENGIE sur les dispositions nationales et européennes. L’effet de ces deux évolutions méthodologiques (exclusion des achats de chaleur récupérée des UVE – unités de valorisation énergétique et requalification des stations de pompage-turbinage d’unités de production d’énergie en batteries) sur les émissions des exercices 2020 et 2021, qui ont été retraitées, est présenté dans cette même partie.

Préparation des Informations

L’absence de cadre de référence généralement accepté et communément utilisé ou de pratiques établies sur lesquels s’appuyer pour évaluer et mesurer les Informations permet d’utiliser des techniques de mesure différentes, mais acceptables, pouvant affecter la comparabilité entre les entités et dans le temps.

Par conséquent, les Informations doivent être lues et comprises en se référant aux Référentiels dont un résumé figure dans le document d’enregistrement universel dans les parties “Éléments méthodologiques” et “Note méthodologique de calcul des indicateurs sociaux”, disponibles sur demande au siège de l’Entité auprès de la Direction de la Responsabilité Environnementale et Sociétale Groupe, de la Direction Santé et Sécurité Groupe et de la Direction des Ressources Humaines Groupe.

Limites inhérentes à la préparation des Informations

Comme indiqué dans le rapport de gestion, les Informations peuvent être sujettes à une incertitude inhérente à l’état des connaissances scientifiques ou économiques et à la qualité des données externes utilisées. Certaines informations sont sensibles aux choix méthodologiques, hypothèses et/ou estimations retenues pour leur établissement et présentées au sein du chapitre 3 du rapport de gestion du Groupe.

Responsabilité de l’Entité

Il appartient à la direction générale de l’Entité de :

•sélectionner ou établir des critères appropriés pour préparer les informations sociales et environnementales, en tenant compte des lois et règlementations applicables relatives à la communication des informations sociales et environnementales ;

•préparer des informations sur le sujet conformément aux Référentiels, y compris la conception, la mise en œuvre et le maintien de systèmes, de processus et de contrôles internes sur les informations pertinentes pour l’évaluation ou la mesure des informations sociales et environnementales, qui sont exempts d’inexactitudes importantes, qu’elles soient dues à une fraude ou à une erreur, par rapport aux critères de présentation des rapports.

Responsabilité des commissaires aux comptes

Il nous appartient, sur la base de nos travaux, d’exprimer une conclusion d’assurance raisonnable sur le fait que les Informations ont été établies, dans tous leurs aspects significatifs conformément aux Référentiels. Les conclusions formulées ci-après portent sur ces seules Informations et non sur l’ensemble des paragraphes 3.4 et 3.5 du document d’enregistrement universel.

Comme il nous appartient de formuler une conclusion indépendante sur les Informations telles que préparées par la direction, nous ne sommes pas autorisés à être impliqués dans la préparation desdites Informations, car cela pourrait compromettre notre indépendance.

Normes professionnelles appliquées

Nos travaux décrits ci-après ont été effectués conformément à la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes et à la norme internationale ISAE 3000 (révisée) “Missions d’assurance autre que les audits ou examens limités d’informations financières historiques” publiée par l’IAASB (International Auditing and Assurance Standard Board).

Indépendance et contrôle qualité

Notre indépendance est définie par les textes réglementaires, le Code de déontologie de la profession ainsi que les dispositions prévues à l’article L. 822-11-3 du Code de commerce. Par ailleurs, nous avons mis en place un système de contrôle qualité qui comprend des politiques et des procédures documentées visant à assurer le respect des règles déontologiques, des normes d’exercice professionnel et des textes légaux et réglementaires applicables.

Moyens et ressources

Nos travaux ont mobilisé les compétences respectivement de 11 personnes dans les équipes de DELOITTE & ASSOCIES et de quinze personnes dans les équipes d’ERNST & YOUNG et Autres, et se sont déroulés entre septembre 2022 et mars 2023.

Nature et étendue des travaux

Une mission d’assurance raisonnable implique la mise en œuvre de procédures en vue d’obtenir des éléments concernant les Informations. La nature, le calendrier et l’étendue des procédures choisies relèvent de notre jugement professionnel, et notamment de notre évaluation des risques que les Informations comportent des anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs. Dans l’évaluation de ces risques, nous avons pris en considération le contrôle interne pertinent pour la préparation par l’Entité des Informations. Nous avons également :

•apprécié le caractère approprié des Référentiels au regard de leur pertinence, leur exhaustivité, leur fiabilité, leur neutralité et leur caractère compréhensible, en prenant en considération, le cas échéant, les bonnes pratiques du secteur ;

•vérifié la mise en place d’un processus de collecte, de compilation, de traitement et de contrôle visant à l’exhaustivité et à la cohérence des Informations ;

•consulté les sources documentaires utilisées et mené des entretiens auprès des personnes concernées de la Direction de la Responsabilité Environnementale et Sociétale Groupe, de la Direction Santé et Sécurité Groupe et de la Direction des Ressources Humaines Groupe afin d’analyser le déploiement et l’application des Référentiels ;

•mis en œuvre des procédures analytiques sur les Informations et vérifié, sur la base de sondages, les calculs ainsi que la consolidation des Informations ;

•testé les Informations au niveau d’un échantillon d’entités représentatives que nous avons sélectionnées18 en fonction de leur activité, de leur contribution aux Informations consolidées, de leur implantation et d’une analyse de risque ;

•mené des entretiens pour vérifier la correcte application des procédures, et mis en œuvre des tests de détail approfondis sur la base d’échantillonnages, consistant à vérifier les calculs effectués et à rapprocher les données des pièces justificatives. L’échantillon ainsi sélectionné représente entre 16 % et 65 % des indicateurs clés de performance et résultats sélectionnés pour ces tests.

Nous estimons que les méthodes d’échantillonnage et tailles d’échantillons que nous avons retenues en exerçant notre jugement professionnel nous permettent de formuler une conclusion d’assurance raisonnable. Du fait du recours à l’utilisation de techniques d’échantillonnages ainsi que des autres limites inhérentes au fonctionnement de tout système d’information et de contrôle interne, le risque de non-détection d’une anomalie significative sur les Informations ne peut être totalement éliminé.

Nous estimons que ces travaux nous permettent d’exprimer une assurance raisonnable sur le fait que les Informations ont été établies, dans tous leurs aspects significatifs, conformément aux Référentiels.

Paris-La Défense le 7 mars 2023

Les Commissaires aux comptes

DELOITTE & ASSOCIÉS | ERNST & YOUNG et Autres
Nadia Laadouli Associée | Patrick E. Suissa Associé | Charles-Emmanuel Chosson Associé | Guillaume Rouger Associé

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Gouvernance

Les informations présentées dans ce chapitre forment le rapport du Conseil d’Administration sur le gouvernement d’entreprise établi conformément aux dispositions de l’article L. 225-37 dernier alinéa et des articles L. 22-10-8 et suivants du Code de commerce. Ce rapport a été présenté aux comités du Conseil pour les parties relevant de leurs domaines d’activité et approuvé par le Conseil dans sa séance du 20 février 2023.

Il rend compte notamment de la composition du Conseil d’Administration, des conditions de préparation et d’organisation de ses travaux et des limitations apportées par le Conseil d’Administration aux pouvoirs de la Direction Générale. Il comprend également la politique de diversité au sein du Conseil. Ce rapport rappelle, à la Section 4.4 “Rémunération et avantages des membres des organes d’administration et de direction”, les dispositions applicables, les principes et les règles arrêtés pour déterminer les rémunérations et avantages de toute nature accordés aux mandataires sociaux. Les évolutions de la composition du Conseil d’Administration proposées à l’Assemblée Générale du 26 avril 2023 sont précisées à la Section 4.2.2.

4.1Organes de gouvernance

DISSOCIATION DE LA PRÉSIDENCE ET DE LA DIRECTION GÉNÉRALE

En 2016, le Conseil d’Administration a, conformément aux recommandations du Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance, fait le choix d’une gouvernance dissociée. En 2018, le Conseil d’Administration a réaffirmé son choix de dissociation des fonctions de Président du Conseil d’Administration et de Directeur Général pour permettre au Groupe de faire face au mieux aux défis auxquels il était confronté. La Directrice Générale avait pour mission de poursuivre le plan de transformation dans un secteur en pleine mutation, enjeu qui n’était pas jugé compatible avec un mandat de Président du Conseil d’Administration, qui nécessite une disponibilité importante pour assurer un fonctionnement efficace, collégial et indépendant du Conseil d’Administration. En 2022, ce choix a été confirmé. Les Administrateurs ont constaté une répartition harmonieuse des rôles du Président du Conseil et de la Directrice Générale. Le Président se charge d’organiser et d’animer les travaux du Conseil d’Administration et gère les relations et le dialogue avec les actionnaires. La Directrice Générale se consacre à la conduite opérationnelle du Groupe, à la poursuite de la feuille de route stratégique et de transformation définie en mai 2021 et veille notamment au respect des engagements pris par le Groupe en termes de transition énergétique.

4.1.1Composition du Conseil d’Administration

Conformément aux dispositions des articles L. 225-17,
L. 22-10-5 et L. 22-10-6 du Code de commerce, le Conseil d’Administration d’ENGIE doit être composé au minimum de trois Administrateurs. L’article 13 des statuts de la Société fixe le nombre maximum d’Administrateurs et prévoit que trois Administrateurs représentant les salariés et un Administrateur représentant les salariés actionnaires, soient désignés.

La durée du mandat des Administrateurs est de quatre ans. Les mandats des Administrateurs viennent à échéance à l’issue de l’Assemblée Générale réunie dans l’année au cours de laquelle expire le mandat, pour statuer sur les comptes de l’exercice écoulé.

L’Assemblée Générale du 21 avril 2022 a élu en qualité d’Administratrice Marie-Claire Daveu et a réélu, en qualité d’Administrateurs, Jean-Pierre Clamadieu et Ross McInnes.

À la date du présent rapport, la Société est administrée par un Conseil d’Administration composé de 15 membres dont :

•huit Administrateurs élus par l’Assemblée Générale des actionnaires conformément aux dispositions du Code de commerce sur les sociétés anonymes ;

•deux Administrateurs élus par l’Assemblée Générale des actionnaires sur proposition de l’État français, en vertu de l’article 6 de l’ordonnance 2014-948 du 20 août 2014, compte tenu de la participation de l’État français au capital ;

•une Administratrice représentant l’État, nommée par arrêté, en vertu de l’article 4 de l’ordonnance 2014-948 du 20 août 2014 ;

•trois Administrateurs élus représentant les salariés conformément aux dispositions des articles L. 22-10-6 et suivants du Code de commerce ;

•une Administratrice représentant les salariés actionnaires conformément aux dispositions de l’article L. 22-10-5 du Code de commerce, élue par l’Assemblée Générale des actionnaires.

Le Conseil d’Administration comprend sept Administrateurs indépendants, dont le Président du Conseil d’administration (voir Sections 4.1.1.1 “Profils, expérience et expertise des Administrateurs en exercice”, et 4.1.1.5 “Indépendance des Administrateurs en exercice”). Il en résulte un pourcentage d’Administrateurs indépendants de 64%, étant précisé que, conformément au Code Afep-Medef, les Administrateurs représentant les salariés ou les salariés actionnaires ne sont pas comptabilisés pour établir le pourcentage
d’Administrateurs indépendants.

Lorsqu’un ou plusieurs sièges d’Administrateurs viennent à être vacants, et après s’être interrogé sur la taille du Conseil d’Administration, le Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance (ci-après, le CNRG) définit, avec l’appui du Président du Conseil d’Administration, le profil recherché eu égard notamment à l’adéquation de la composition du Conseil par rapport aux activités du Groupe, à ses enjeux et ses orientations stratégiques tels que reflétés dans la politique de diversité des membres du Conseil d’Administration (voir Section 4.1.1.7).

PROCESSUS DE RECRUTEMENT D’UN ADMINISTRATEUR

La Présidente du CNRG, avec l’appui du Président du Conseil, supervise le processus de recherche et de sélection des nouveaux Administrateurs indépendants, le cas échéant avec l’assistance d’un ou plusieurs cabinets de recrutement. Une
première liste longue puis une short list de candidats sont établies.

Des auditions de candidats interviennent en fin de processus en vue d’une recommandation au Conseil. Lors de ces entretiens, le CNRG s’assure notamment de l’indépendance, de la disponibilité et de la motivation du candidat pressenti et de son adhésion aux valeurs du Groupe.

Le remplacement des Administrateurs nommés par l’Assemblée Générale dont le poste deviendrait vacant en cours de mandat pour cause de décès ou de démission est soumis aux dispositions légales et réglementaires en vigueur, étant précisé que ces dispositions ne sont toutefois pas applicables en cas de vacance, pour quelque cause que ce soit, d’un siège d’Administrateur élu par les salariés et du siège de l’Administrateur représentant les salariés actionnaires.

Photo prise lors de la séance du Conseil d’Administration du 8 décembre 2022

De la gauche vers la droite : Christophe Agogué, Magali Viot, Yoan Kosnar, Jacinthe Delage, Patrice Durand, Françoise Malrieu, Lord Peter Ricketts of Shortlands, Marie-José Nadeau, Jean-Pierre Clamadieu (Président), Catherine MacGregor (Directrice Générale), Ross McInnes, Marie-Claire Daveu, Fabrice Brégier, Stéphanie Besnier, Mari-Noëlle Jégo-Laveissière, Hamid Aït-Ghezala, et Alice Vieillefosse (Commissaire du gouvernement suppléante).

Gildas Gouvazé Représentant du CSE élu le 13 janvier 2023 | Laurent Michel Commissaire du Gouvernement

À la date du présent rapport, les principales caractéristiques de la composition du Conseil d’Administration sont les suivantes :

(1)Pour l’appréciation de la proportion de femmes et d’hommes et de la proportion d’indépendants au sein des Conseils d’Administration, conformément aux règles applicables du Code de commerce et du Code Afep-Medef, la loi prévoit que le nombre d’Administrateurs représentant les salariés ou les salariés actionnaires n’est pas comptabilisé.

Changements intervenus dans la composition du Conseil d’Administration et des comités au cours de l’exercice 2022

| Départ | Nomination | Renouvellement
Conseil d’Administration | Alain Beullier (21/04/2022) Philippe Lepage (21/04/2022) | Marie-Claire Daveu (21/04/2022) Yoan Kosnar (21/04/2022) Magali Viot (21/04/2022) | Jean-Pierre Clamadieu (21/04/2022) Ross McInnes (21/04/2022) Christophe Agogué (21/04/2022)
Comité d’Audit | - | - | Ross McInnes (21/04/2022) Christophe Agogué (21/04/2022)
CSIT (1) | Philippe Lepage (21/04/2022) | Yoan Kosnar (21/04/2022) | Jean-Pierre Clamadieu (21/04/2022) Ross McInnes (21/04/2022)
CNRG (2) | Alain Beullier (21/04/2022) | Marie-José Nadeau (21/04/2022) Jacinthe Delage (21/04/2022) | -
CEEDD (3) | Jacinthe Delage (21/04/2022) | Marie-Claire Daveu (21/04/2022) Magali Viot (21/04/2022) | Ross McInnes (21/04/2022)

Stéphanie Besnier sera amenée à être remplacée en tant qu’Administratrice représentante de l’état. A la date du présent rapport, l’identité de la personne qui lui succédera n’est pas connue.

Mari-Noëlle Jégo Laveissière n’a pas sollicité le renouvellement de son mandat et sera remplacée par un nouveau membre proposé par l’état sous réserve du vote de l’Assemblée Générale.

4.1.1.1Profils, expérience et expertise des Administrateurs en exercice

Conformément aux dispositions de l’article L. 225-17 du Code de commerce qui instaure un principe de représentation équilibrée des femmes et des hommes au sein des Conseils d’Administration, à la date du présent rapport, le Conseil d’Administration d’ENGIE comprend huit femmes Administratrices sur 15.

Pour l’appréciation de la proportion de femmes et d’hommes au sein des Conseils d’Administration, la loi prévoit que les Administrateurs représentant les salariés ou les salariés actionnaires ne sont pas pris en compte.

Ainsi, le Conseil d’Administration d’ENGIE comprenant trois Administrateurs représentant les salariés et une Administratrice représentant les salariés actionnaires, l’appréciation est faite sur une base de 11 Administrateurs dont six sont des femmes, soit 55% de femmes.

ENGIE veille également à la diversité et à l’expérience internationale de son Conseil d’Administration. Sur les 15 Administrateurs, quatre nationalités sont représentées (australienne, britannique, canadienne et française). Pour de plus amples informations, il est renvoyé à la Section 4.1.1.7 sur la politique de diversité au sein du Conseil d’Administration.

PROGRAMME D’INTéGRATION ET DE FORMATION DES NOUVEAUX MEMBRES DU CONSEIL D’ADMINISTRATION

Chaque Administrateur peut bénéficier de toute formation nécessaire au bon exercice de sa fonction d’Administrateur – et le cas échéant, de membre de Comité – dispensée par l’entreprise ou approuvée par elle en application de l’article 1.10 du Règlement Intérieur du Conseil d’Administration d’ENGIE et de l’article 14 du Code Afep-Medef de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées.

Le CNRG a adopté lors de sa séance du 30 novembre 2022, un programme d’intégration et de formation dont seront amenés à bénéficier les nouveaux membres du Conseil en principe dans les six mois de leur prise de fonction, afin de leur permettre d’acquérir rapidement une bonne connaissance de l’organisation de l’entreprise et de ses activités. Ce programme prend la forme de rendez-vous avec les membres du Comité exécutif, et de sessions d’information avec des représentants du management sur les métiers du Groupe et sur des sujets transverses – dont la RSE, et comprend des visites de sites choisis par l’entreprise, représentatifs de l’activité du Groupe.

FORMATION DES ADMINISTRATEURS REPRéSENTANT LES SALARIéS

Le Conseil d’Administration a adopté, lors de sa séance du 28 juillet 2022, un programme d’intégration des Administrateurs représentant les salariés nouvellement élus. Ce programme a été établi en application des dispositions législatives, de l'article 14 du Code Afep-Medef et de l'article 1.10 du Règlement Intérieur du Conseil d’Administration d’ENGIE. Ce programme vise à acquérir ou perfectionner les connaissances et techniques nécessaires à l’exercice du mandat, il porte principalement sur le rôle et le fonctionnement du Conseil d’Administration, les droits et obligations des Administrateurs et leurs responsabilités ainsi que sur l’organisation et les activités de la Société. Le représentant des salariés actionnaires peut aussi bénéficier de ce programme.

Tableau de présentation synthétique du Conseil d’Administration

Prénom, nom, sexe (1) et âge | Nationalité | Nombre d’actions ENGIE détenues (2) | Nb de mandats dans d’autres sociétés cotées (hors ENGIE) | Adminis-trateur indé-pendant | Date initiale de nomination | Échéance du mandat | Ancienneté au Conseil (3)
Jean-Pierre Clamadieu H, 64 ans |  |  | 50 000 | 2 | ● | 18/05/2018 | 2026 | 4
Catherine MacGregor F, 50 ans |  |  | 55 000 | 0 | x | 20/05/2021 | 2025 | 1
Fabrice Brégier H, 61 ans |  |  | 500 | 1 | ● | 03/05/2016 | 2024 | 6
Marie-Claire Daveu F, 50 ans |  |  | 500 | 1 | ● | 21/04/2022 | 2026 | 0
Françoise Malrieu F, 77 ans |  |  | 3 000 | 0 | ● | 02/05/2011 | 2023 | 11
Ross McInnes H, 68 ans |  |  | 2 700 | 2 | ● | 18/05/2018 | 2026 | 4
Marie-José Nadeau F, 69 ans |  |  | 3 300 | 0 | ● | 28/04/2015 | 2023 | 7
Lord Peter Ricketts of Shortlands H, 70 ans |  |  | 750 | 1 | ● | 03/05/2016 (5) | 2024 | 6
Stéphanie Besnier(6) F, 45 ans |  |  | 0 | 2 | x | 19/05/2021 | 2023 | 1
Patrice Durand H, 69 ans |  |  | 2 500 | 0 | x | 14/12/2016 | 2023 | 6
Mari-Noëlle Jégo-Laveissière (7) F, 54 ans |  |  | 500 | 1 | x | 28/04/2015 | 2023 | 7
Christophe Agogué H, 61 ans |  |  | 125 | 0 | NA | 18/05/2018 | 2022 | 4
Yoan Kosnar H, 47 ans |  |  | 70 | 0 | NA | 21/04/2022 | 2026 | 0
Magali Viot F, 50 ans |  |  | 0 | 0 | NA | 21/04/2022 | 2026 | 0
Jacinthe Delage F, 46 ans |  |  | 1 025 | 0 | NA | 20/05/2021 | 2025 | 1

Administrateurs élus par l’Assemblée Générale (8)

JEAN-PIERRE CLAMADIEU
| Président du Conseil d’Administration ● Président du Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies ● Assiste sans être membre au Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance | Âge : 64 ans Nationalité : française Première nomination : 18 mai 2018 Échéance du mandat : 2026 Actions détenues : 50 000 actions Adresse professionnelle : ENGIE – 1, place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie
Jean-Pierre Clamadieu est diplômé de l’École nationale supérieure des mines de Paris et ingénieur du Corps des mines. Il débute sa carrière au sein de l’administration française, travaillant en particulier pour le ministère de l’Industrie, ainsi que comme conseiller technique du ministre du Travail. En 1993, il rejoint le Groupe Rhône-Poulenc et occupe plusieurs postes de direction. En 2003, il est nommé Directeur Général, puis en 2008 Président-Directeur Général du Groupe Rhodia. En septembre 2011, suite à l’opération de rapprochement entre les groupes Rhodia et Solvay, Jean-Pierre Clamadieu est nommé Vice-Président du Comité Exécutif de Solvay. De mai 2012 à fin février 2019, Jean-Pierre Clamadieu était Président du Comité Exécutif et CEO de Solvay. Le 18 mai 2018, il a été nommé Administrateur et Président du Conseil d’Administration d’ENGIE : son mandat a été renouvelé le 21 avril 2022. Le 8 octobre 2020, il a par ailleurs été nommé Président du Conseil d’Administration de la Fondation ENGIE.
Principales activités exercées hors de la Société Administrateur de sociétés
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Administrateur indépendant référent d’AXA (1) - Président du Comité de Rémunération, de Gouvernance et du Développement Durable •Administrateur d’Airbus (1) - membre du Comité des Nominations, des Rémunération et de la Gouvernance, et Président du Comité Éthique, Compliance & Développement Durable •Président du Conseil d’Administration de l’Opéra national de Paris •Administrateur de France Industrie •Membre de l’European Round Table for Industry •Membre du Comité Directeur de l’Institut Montaigne •Président de la Chambre de Commerce du Brésil en France •Président de la Fondation C Génial •Membre du Conseil d’affaires franco-émirati | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Administrateur et CEO de Solvay (Belgique) (1) •Administrateur de Faurecia (1) •Administrateur du Conseil international des associations de la chimie (ICCA) •Président du Conseil des chefs d’entreprise France-Brésil du Medef International •Vice Chairman du Comité Exécutif du World Business Council for Sustainable Development (Suisse) Compétences clefs •Mandat de Président ou d’Administrateur de grandes entreprises •Direction Générale •Secteur de l’industrie

CATHERINE MACGREGOR
| Administratrice Directrice Générale ● Assiste sans être membre au Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance, ● Assiste sans être membre au Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies ● Assiste sans être membre au Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable. | Âge : 50 ans Nationalité : française Première nomination : 20 mai 2021 Échéance du mandat : 2025 Actions détenues : 55 000 actions Adresse professionnelle : ENGIE – 1, place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie
Catherine MacGregor a rejoint le Groupe ENGIE le 1er janvier 2021 en qualité de Directrice Générale, après avoir effectué toute sa carrière dans le secteur de l’énergie. Catherine MacGregor est diplômée de l’école Centrale de Paris (CentraleSupélec). Avant de rejoindre le Groupe ENGIE en janvier 2021, elle a occupé différents postes de direction dans le secteur de l’énergie. De 2019 à 2020, elle est membre du Comité exécutif de TechnipFMC et dirige l’entité hébergeant les activités d’ingénierie : Technip Energies. Elle a notamment préparé son introduction en bourse. Auparavant, Catherine MacGregor a travaillé 23 ans chez Schlumberger, où elle a occupé des fonctions très diverses (Présidente du groupe de forage, Présidente en charge de l’Europe et de l’Afrique, Vice-Présidente des Ressources Humaines, etc.) dans différentes zones géographiques (République du Congo, États-Unis, Royaume-Uni, Malaisie, etc.). Le 8 octobre 2020, elle a par ailleurs été nommée Administratrice de la Fondation d’ENGIE.
Principales activités exercées hors de la Société Néant
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Membre à titre consultatif du Conseil d’Administration de Toulouse School of Economics •Administratrice de l’AFEP •Membre du Comité Executif du World Business Council for Sustainable Development (Suisse) •Administratrice et membre de l’Association Française des Entreprises pour l’Environnement (EpE) | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Administratrice de l’École Centrale Supelec Compétences clefs •Direction Générale •Secteur de l’industrie •Secteur de l’énergie

FABRICE BRÉGIER
| Administrateur ● Membre du Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance | Âge : 61 ans Nationalité : française Première nomination : 3 mai 2016 Échéance du mandat : 2024 Actions détenues : 500 actions Adresse professionnelle : ENGIE – 1, place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie
Ancien élève de l’École polytechnique, ingénieur en chef du Corps des mines, Fabrice Brégier a débuté sa carrière à la Direction régionale de l’industrie et de la recherche (DRIRE) de la région Alsace au ministère du Redéploiement industriel et du Commerce extérieur avant d’être nommé Sous-Directeur des affaires économiques, internationales et financières à la Direction Générale de l’Alimentation du ministère de l’Agriculture en 1989. Après plusieurs nominations de Conseiller auprès de différents ministres, Fabrice Brégier rejoint Matra Défense en 1993 où il sera successivement Président de joint-ventures franco-allemandes puis Directeur des Activités de Tir à Distance de Sécurité au sein de Matra BAe Dynamics. En 1998, il devient CEO de Matra BAe Dynamics, avant d’être nommé en 2001 CEO de MBDA, société européenne leader des systèmes de missiles. Il rejoint Eurocopter début 2003 dont il devient le Président et CEO en avril. Il est nommé en 2005 Directeur de la division Eurocopter et membre du Comité Exécutif d’EADS puis en 2006 Chief Operating Officer d’Airbus et membre du Comité Exécutif d’EADS. De 2012 à 2018, Fabrice Brégier est Président et CEO d’Airbus. En septembre 2018, il devient Président de Palantir Technologies France, société leader du Big Data.
Principales activités exercées hors de la Société Président de Palantir Technologies France
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Président de Palantir Technologies France •Administrateur de KK Wind Solutions (Danemark) •Administrateur et Président du comité des Nominations de SCOR (1) | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Chief Operating Officer d’Airbus (1) et Président d’Airbus Commercial Aircraft Compétences clefs •Direction Générale •Digital, innovation, nouvelles technologies •Secteur de l’industrie

MARIE-CLAIRE DAVEU
| Administratrice ● Membre du Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable | Âge : 50 ans Nationalité : française Première nomination : 21 avril 2022 Échéance du mandat : 2026 Actions détenues : 500 actions Adresse professionnelle : ENGIE – 1, place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie
Diplômée de l’École nationale du génie rural, des eaux et des forêts (ENGREF, corps des IPEF). Elle est également titulaire d’un Diplôme d’études supérieures spécialisées (DESS) en gestion publique de l’Université Paris Dauphine. Marie-Claire Daveu a démarré sa carrière en 1997 à la Direction Départementale Agriculture et Forêt du département de la Manche. En 2001, elle a rejoint le Ministère du Plan et de l’Environnement. En 2002, elle est nommée Conseillère technique sur l’écologie et le développement durable au cabinet du Premier Ministre Jean-Pierre Raffarin, puis Directrice de Cabinet du Ministre de l’Ecologie et du Développement Durable, Serge Lepeltier en 2004. En 2005, elle rejoint le Groupe Sanofi-Aventis, en tant que Directrice Développement Durable. En 2007, elle devient Directrice de Cabinet de Mme Nathalie Kosciusko-Morizet, d’abord au Secrétariat d’Etat à l’Ecologie, puis au Secrétariat d’Etat en charge du Plan, des Politiques Publiques et du Développement de l’Economie digitale, et au Ministère de l’Ecologie, du Développement Durable du Transport et de l’Habitat. En 2012, elle rejoint le Groupe Kering. Elle y est Directrice Développement Durable et Affaires Institutionnelles et membre du Comité Exécutif du Groupe.
Principales activités exercées hors de la Société Directrice du Développement durable et des affaires institutionnelles
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Administratrice du Crédit Agricole (1) - Membre du Comité des risques et du Comité de la stratégie et de la responsabilité sociétale de l’entreprise •Membre du Conseil de Surveillance de la Compagnie du Ponant | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Administratrice de SPAC Transition (1) •Administratrice indépendante non exécutive de SAFT (1) •Administratrice et Présidente du Comité RSE d’Albioma (1) Compétences clefs •Mandat de Président ou d’Administrateur de grandes entreprises •RSE : Climat et Santé-Sécurité •Secteur de l’énergie

FRANCOISE MALRIEU
| Administratrice ● Présidente du Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance ● Membre du Comité d’Audit ● Membre du Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable | Âge : 77 ans Nationalité : française Première nomination : 2 mai 2011 Échéance du mandat : 2023 Actions détenues : 3 000 actions Adresse professionnelle : 19, avenue Léopold II – Paris 16e
Françoise Malrieu est une experte de la finance et de la gouvernance. Diplômée des Hautes Études Commerciales, elle commence en 1969 sa carrière au département d’analyse financière de la BNP dont elle prend ultérieurement la direction. Elle rejoint Lazard Frères en 1987 dont elle anime le département de fusions-acquisitions. En tant que Gérant puis Associé-Gérant, elle participe à de nombreuses opérations, en particulier aux programmes de privatisations. En 2001, elle rejoint Deutsche Bank, en tant que Managing Director responsable de l’activité de finance d’entreprises. Elle cesse son activité bancaire en 2010. Ayant mis depuis plusieurs années son expertise et sa connaissance des entreprises au service de la gouvernance, elle participe dès lors activement à la réflexion et à l’élaboration des meilleures pratiques de place. Membre d’instances dirigeantes de plusieurs associations, elle contribue à la mise en œuvre de projets à impact social entre les entreprises et le monde associatif.
Principales activités exercées hors de la Société Administratrice de sociétés
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Administratrice du Groupe La Poste - Présidente du Comité de la Stratégie et des Investissements •Administratrice de Lazard Frères Banque •Administratrice - Vice-présidente de la Croix-Rouge française •Membre de l’Association Aurore | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Néant Compétences clefs •Finance •Mandat de Président ou d’Administrateur de grandes entreprises •RSE : Climat et Santé-sécurité

ROSS MCINNES
| Administrateur ● Président du Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable ● Membre du Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies ● Membre du Comité d’Audit | Âge : 68 ans Nationalité : française et australienne Première nomination : 18 mai 2018 Échéance du mandat : 2026 Actions détenues : 2 700 actions Adresse professionnelle : SAFRAN – 2, boulevard du Général Martial-Valin – Paris 15e
Diplômé de l’Université d’Oxford, Ross McInnes débute sa carrière en 1977 au sein de Kleinwort Benson, à Londres puis à Rio de Janeiro. En 1980, il rejoint la Continental Bank (devenue Bank of America) au sein de laquelle il occupe successivement plusieurs postes dans les activités de corporate finance, à Chicago puis à Paris. En 1989, Ross McInnes rejoint Eridania Beghin-Say, dont il est nommé Directeur Financier en 1991, puis membre du Conseil d’Administration en 1999. L’année suivante, Ross McInnes rejoint Thomson-CSF (devenu Thales) en tant que Directeur Général Adjoint et Directeur Financier et accompagne la transformation du Groupe jusqu’en 2005. Il intègre alors le Groupe PPR (devenu Kering) comme Directeur Général, Finances et Stratégie, puis rejoint en 2006 le Conseil de Surveillance de Générale de Santé. Il assure la présidence du Directoire de Générale de Santé de manière intérimaire de mars à juin 2007. Il occupe aussi les fonctions de Vice-Chairman de Macquarie Capital Europe, spécialisé notamment dans les investissements en infrastructures. En mars 2009, Ross McInnes intègre Safran et devient Directeur Général Adjoint, Affaires économiques et financières au mois de juin suivant. Il a été membre du Directoire de Safran de juillet 2009 à avril 2011, puis Directeur Général Délégué jusqu’en avril 2015. Le 23 avril 2015, il devient Président du Conseil d’Administration de Safran. Par ailleurs, Ross McInnes est depuis février 2015 Représentant Spécial pour les relations économiques avec l’Australie, nommé par le ministre de l’Europe et des Affaires étrangères dans le cadre de la diplomatie économique française. De novembre 2016 à novembre 2019, il est membre du Haut Comité de gouvernement d’entreprise. En février 2017, il rejoint SICOM, l’associé commandité de VIVESCIA Industries, en qualité de “personne qualifiée”. En octobre 2017, Ross McInnes est nommé, par le Premier ministre, co-Président du Comité “Action Publique 2022”, chargé de proposer des pistes de réformes sur les politiques publiques ; mission achevée depuis lors. Depuis janvier 2018, Ross McInnes est Trustee et Director de la Fondation IFRS. Il est par ailleurs Administrateur de Lectra depuis avril 2022.
Principales activités exercées hors de la Société Président du Conseil d’Administration de Safran (1)
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Président du Conseil d’Administration de Safran (1) •Administrateur de Lectra (1) depuis avril 2022 - membre du Comité d’audit, du Comité stratégique et du Comité des nominations •Trustee et Director de la Fondation IFRS | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Administrateur de Lectra jusqu’en avril 2020 (1) •Administrateur d’Eutelsat Communications (1) Compétences clefs •Mandat de Président ou d’Administrateur de grandes entreprises •Finance •Secteur de l’industrie

MARIE-JOSÉ NADEAU
| Administratrice ● Présidente du Comité d’Audit ● Membre du Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies ● Membre du Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance | Âge : 69 ans Nationalité : canadienne Première nomination : 28 avril 2015 Échéance du mandat : 2023 Actions détenues : 3 300 actions Adresse professionnelle : 300, avenue des Sommets, App. 1102 Verdun (Québec) – H3E 2B7 (Canada)
Marie-José Nadeau est experte du secteur de l’énergie. Elle est Présidente honoraire du Conseil mondial de l’énergie, une organisation internationale dont elle a présidé le Conseil de 2013 à 2016, après y avoir siégé comme administratrice pendant 15 ans. Par ailleurs, Marie José Nadeau a une expérience de plus de 20 ans en qualité de haut dirigeant et a siégé en qualité de membre de comités d’audit pendant 10 ans. Avocate de formation et titulaire d’une maîtrise en droit public de l’Université d’Ottawa, elle a exercé des fonctions stratégiques au sein des gouvernements du Canada et du Québec, avant de rejoindre la direction d’Hydro-Québec (Canada) en qualité de Secrétaire Générale et de Vice-Présidente Exécutive – Affaires corporatives. Elle siège aux conseils d’administration de Trans Mountain Corporation, une société canadienne qui exploite et développe un important réseau de pipelines dans l’Ouest du Canada et des États-Unis, et du Electric Power Research Institute (États-Unis), une organisation internationale de R&D dans des technologies innovantes liées aux secteurs de l’électricité et de l’environnement. En 2009, le Barreau du Québec lui a remis la distinction Advocatus Emeritus pour sa contribution à la profession juridique. En 2016, elle a été reçue membre de l’Ordre du Canada en reconnaissance de son engagement dans les domaines de l’éducation et de l’environnement. Le 15 décembre 2022, Marie-José Nadeau a été nommée Vice - Présidente du Conseil d’Administration de Via HFR - Via TGF, une société d’État du Gouvernement du Canada chargée du développement d’un train à grande fréquence sur une distance de 1000 km entre les villes de Toronto et Québec.
Principales activités exercées hors de la Société Administratrice de sociétés
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Administratrice de Trans Mountain Corporation (Canada) •Administratrice du Electric Power Research Institute (États-Unis) •Administratrice - Vice-Présidente de Via HFR - Via TGF (Canada) | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Présidente du Conseil mondial de l’énergie (Royaume-Uni) •Secrétaire Générale et Vice-Présidente Exécutive – Affaires corporatives de Hydro-Québec (Canada) •Administratrice de l’Orchestre symphonique de Montréal, et de Churchill Falls and Labrador Corporation Limited (Canada) •Présidente du Advisory Council du Electric Power Research Institute (États-Unis) •Administratrice de Metro Inc. (1) (Canada) - Présidente de la Gouvernance et des Nominations et membre du Comité des rémunérations Compétences clefs •Secteur de l’énergie •Mandat de Président ou d’Administrateur de grandes entreprises •Direction Générale

LORD PETER RICKETTS OF SHORTLANDS
| Administrateur ● Membre du Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance | Âge : 70 ans Nationalité : anglaise Première nomination : 3 mai 2016 Échéance du mandat : 2024 Actions détenues : 750 actions Adresse professionnelle : ENGIE – 1, place Samuel-de-Champlain – 92400 Courbevoie
Diplômé de l’Université d’Oxford et Master of Arts de littérature anglaise du Pembroke College, Honorary DLC de l’Université du Kent et Honorary LLD de l’Université de Bath, Lord Peter Ricketts of Shortlands a débuté sa carrière en 1974 au Foreign and Commonwealth Office (FCO). Il a été affecté en 1975 comme Attaché politique à Singapour ; il a ensuite été en poste auprès de la délégation du Royaume-Uni à l’OTAN à Bruxelles avant de rejoindre le FCO, où il exerce les fonctions de Directeur Adjoint du cabinet de Sir Geoffrey Howe, ministre des Affaires étrangères en 1983, de premier secrétaire d’Ambassade à Washington (États-Unis) en 1985, de Chef de division à Hong Kong en 1990, de Conseiller aux affaires européennes et économiques à l’Ambassade en France en 1995 et de Directeur Politique Adjoint en 1997. Il est nommé en 2000 Président du Joint Intelligence Committee puis en 2001 Directeur Politique du FCO. De 2003 à 2006, il est représentant permanent du Royaume-Uni à l’OTAN. Il devient en 2006 Secrétaire Général du FCO, puis en 2010 Conseiller pour la sécurité nationale au Royaume-Uni. Enfin, de 2012 à janvier 2016, il a été Ambassadeur du Royaume-Uni en France et à Monaco. En octobre 2016, il est nommé à la House of Lords.
Principales activités exercées hors de la Société Président du Franco-British Council Membre de la House of Lords, Londres (Royaume-Uni) Vice-Président, Royal United Services Institute, Londres (Royaume-Uni) Membre de la Royal Academy (Royaume-Uni)
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe Administrateur Getlink (1) depuis avril 2022 - membre du Comité des rémunérations | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Conseiller stratégique de Lockheed Martin (Royaume-Uni) Compétences clefs •Enjeux géostratégiques •Secteur public •Dialogue social / ressources humaines

Administrateur représentant de l’État, nommé par arrêté (1)

Administrateur du secteur public

STEPHANIE BESNIER
| Administratrice représentante de l’État, nommée par arrêté ● Membre du Comité d’Audit ● Membre du Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies ● Membre du Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance | Âge : 45 ans Nationalité : française Première nomination : 19 mai 2021 Échéance du mandat : 2023 Actions détenues : 0 action Adresse professionnelle : Agence des Participations de l’État 139, rue de Bercy 75572 – Paris Cedex 12
Titulaire d’un diplôme d’études approfondies (DEA) d’Analyse et Politique Economique, ancienne élève de l’Ecole Polytechnique (1997), diplômée de l’Ecole nationale des ponts et chaussées, Stéphanie Besnier débute son parcours professionnel en 2001 en tant qu’analyste chez BNP Paribas Londres, puis en 2003 à la direction du Trésor (ministère de l’économie et des finances). En 2004, elle est chargée d’affaires entreprises du secteur ferroviaire à l’Agence des Participations de l’État. Elle rejoint, en 2007, la holding d’investissement Wendel comme chargée d’affaires, puis directrice d’investissement (2010), directrice (2014) et directrice senior (2016). En 2018, elle est nommée directrice associée, co-responsable de l’activité d’investissement en Europe et en charge des investissements venture et late stage. Depuis le 1er mai 2021, elle est Directrice Générale Adjointe de l’Agence des participations de l’État.
Principales activités exercées hors de la Société Directrice Générale Adjointe de l’APE
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Administratrice d’Orange (1) en qualité de représentante de l’État •Administratrice d’AF/KLM (1) en qualité de représentante de l’Etat | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Administratrice de Bureau Veritas (1) •Administratrice de Safran (1) en qualité de représentante de l’État •Administratrice de IHS Towers Compétences clefs •Mandat de Président ou d’Administrateur de grandes entreprises •Secteur public •Finance

Stéphanie Besnier sera amenée à être remplacée en tant qu’Administratrice représentante de l’état. À la date du présent rapport, l’identité de la personne qui lui succédera n’est pas connue.

Administrateurs nommés par l’Assemblée Générale sur proposition de l’État (2)

PATRICE DURAND
| Administrateur nommé par l’Assemblée Générale sur proposition de l’État ● Membre du Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies | Âge : 69 ans Nationalité : française Première nomination : 14 décembre 2016 Échéance du mandat : 2023 Actions détenues : 2 500 actions Adresse professionnelle : 22, avenue Théophile Gautier – Paris 16e
Diplômé de l’École polytechnique et de l’École nationale d’administration, Patrice Durand débute sa carrière en 1978 en tant que sous-préfet, Directeur de cabinet du préfet de l’Eure-et-Loir, puis de la région Haute-Normandie en 1979. De 1981 à 1994, il occupe successivement les fonctions de chargé de mission à la Direction Générale de l’Administration au ministère de l’Intérieur, Secrétaire Général Adjoint puis Secrétaire Général du Club de Paris ; chef du bureau Énergie, transports, mines et Secrétaire du Fonds de développement économique et social, chef du bureau Biens d’équipement et autres participations et Sous-Directeur des Participations à la Direction du Trésor. Il devient en 1994 Directeur Général Adjoint puis en 1995 Directeur Général Délégué chargé des affaires économiques et financières d’Air France. À partir de 1999, il est membre du Comité Exécutif en charge notamment des finances de la Direction Centrale des Risques, de l’Inspection générale, des Affaires juridiques, de la Gestion d’actifs, de l’Informatique et des Traitements avant de devenir en 2002 Directeur Général Délégué du Groupe du Crédit Lyonnais. En 2003, il est également nommé Directeur du Fonctionnement et de la Logistique et membre du Comité Exécutif de Crédit Agricole SA. En 2005, il rejoint le Groupe Thales en tant que Directeur Général Adjoint Finances et Administration. De 2012 à 2015, il est Directeur Général Adjoint Finances et Opérations du Groupe Ingenico. Depuis 2016, il est Administrateur de sociétés françaises et étrangères.
Principales activités exercées hors de la Société Administrateur de sociétés
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe Néant | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Membre du Conseil de surveillance de Global Collect Services BV et de GCS Holding BV (Pays-Bas) •Administrateur de Ingenico Holding Asie (Hong Kong) et Fujian Landi Commercial Equipment Co. Ltd (Chine) Compétences clefs •Finance •Secteur de l’industrie •Secteur des services

MARI-NOËLLE JÉGO-LAVEISSIÈRE
| Administratrice nommée par l’Assemblée Générale sur proposition de l’État ● Membre du Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable | Âge : 54 ans Nationalité : française Première nomination : 28 avril 2015 Échéance du mandat : 2023 Actions détenues : 500 actions Adresse professionnelle : ORANGE - 111, quai du Président Roosevelt - 92130 Issy les Moulineaux
Diplômée de l’École Normale Supérieure, Mari-Noëlle Jégo-Laveissière est également ingénieure du Corps des mines. Elle a débuté sa carrière en 1996, à la Direction Régionale Paris, Département Réseau de Distribution de France Télécom. Elle occupe ensuite diverses fonctions de direction au sein du groupe dénommé Orange depuis le 1er juillet 2013, notamment dans les activités Marketing, Recherche et Développement, et Réseaux internationaux et Entreprise. Directrice Exécutive Innovation, Marketing et Technologies et membre du Comité Exécutif du groupe Orange depuis mars 2014, Mari-Noëlle Jégo-Laveissière, a été nommée, le 2 mai 2018, Directrice Générale Adjointe du groupe Orange, en charge de l’entité Technology and Global Innovation. Depuis le 1er septembre 2020, elle est Directrice Générale Adjointe d’Orange en charge de la région Europe (hors France).
Principales activités exercées hors de la Société Directrice Générale Adjointe d’Orange en charge de la région Europe (hors France)
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe •Directrice Générale Adjointe du groupe Orange (1) en charge de la région Europe (hors France) •Administratrice de Valéo (1) - membre du Comité d’Audit et des Risques •Administratrice d’Orange Roumanie (Roumanie), Orange Pologne (Pologne), Orange Belgium (Belgique), Orange Spain (Espagne), Orange Bank •Administratrice de la Fondation Orange depuis le 26 septembre 2022 | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années •Administratrice de NoWCP •Administratrice de Soft@Home, •Administratrice de Viaccess Compétences clefs •Digital, innovation, nouvelles technologies •Secteur des services •RSE : Climat

Mari-Noëlle Jégo Laveissière n’a pas sollicité le renouvellement de son mandat et sera remplacée par un nouveau membre proposé par l’état sous réserve du vote de l’Assemblée Générale.

Administrateurs élus représentant les salariés (3)

CHRISTOPHE AGOGUÉ
| Administrateur élu par les salariés, parrainé par la Fédération CFE-CGC ● Membre du Comité d’Audit | Âge : 61 ans Nationalité : française Première nomination : 18 mai 2018 Échéance du mandat : 2026 Actions détenues : 125 actions Adresse professionnelle : GRDF – 6, rue Condorcet – Paris 9e
Christophe Agogué est diplômé d’HEC avec une spécialisation financière. Il rentre en 1986 à EDF où il est chargé des négociations avec la COGEMA dans le domaine du retraitement du combustible usé. Après un passage en cabinet de direction, il est plus spécialement chargé de la gestion puis membre du Directoire de la filiale Nersa en charge du réacteur Superphénix.En 2001, il rejoint Gaz de France où il anime le département en charge des immobilisations, et participe aux opérations de rachat du réseau de transport à l’État et aux premières réflexions sur la régulation des activités d’infrastructure. Ayant rejoint GRDF depuis sa création, il travaille à la construction de plusieurs tarifs d’acheminement. Il occupe des fonctions syndicales pour le compte de la CFE-Énergies à partir de 2009. Il a été notamment représentant syndical au Comité Central d’Entreprise de GRDF et au Comité Groupe France d’ENGIE, et Secrétaire de son Comité d’Établissement. Depuis 2018, il travaille en tant qu’appui financier à la Direction Économie et Régulation de GRDF.
Principales activités exercées hors de la Société Depuis 2022, membre du Comité Stratégique de Filière Nouveaux Systèmes Énergétiques pour le compte de la CFE-CGC Auteur d’essais, romans et pièces de théâtre
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés du Groupe •Administrateur d’ENGIE Rassembleurs d’Énergies Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe Néant | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Néant Compétences clefs •Finance •Dialogue social / ressources humaines •Secteur de l’énergie

YOAN KOSNAR
| Administrateur élu par les salariés, parrainé par la Fédération chimie énergie – CFDT ● Membre du Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies | Âge : 47 ans Nationalité : française Première nomination : 21 avril 2022 Échéance du mandat : 2026 Actions détenues : 70 actions Adresse professionnelle : ENGIE ENERGIE SERVICES 1, place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie
Diplômé d’un BTS Gestion et maitrise de l’eau, option assainissement, Yoan KOSNAR a commencé sa carrière dans la maintenance et qualité dans un établissement de santé mutualiste. Il a ensuite rejoint le Groupe en 2007 en tant que Responsable de site chez ENGIE Energies Services SA (Cofely) et depuis 2017 tout en gardant son activité opérationnelle, il assiste le coordinateur national CFDT au dialogue social du Groupe ENGIE. Yoan KOSNAR est devenu délégué du personnel en 2011, puis délégué syndical.
Principales activités exercées hors de la Société Néant
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés du Groupe Au sein du périmètre d’Engie Energies Services SA •Titulaire CSE sur le territoire Ouest et trésorier du CSE •Représentant Proximité •Titulaire CSE Central •Délégué Syndical établissement •Référent harcèlement sexisme depuis 2019 Au niveau du Groupe •Titulaire Comité d’entreprise européen Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe Néant | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Néant Compétences clefs •Dialogue social / ressources humaines •Secteur de l’énergie •Digital, innovation, nouvelles technologies

MAGALI VIOT
| Administratrice élue par les salariés, parrainée par la Fédération nationale des Mines et de l’Énergie – CGT ● Membre du Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable | Âge : 50 ans Nationalité : française Première nomination : 21 avril 2022 Échéance du mandat : 2026 Actions détenues : 0 action Adresse professionnelle : ELENGY – Zone portuaire, BP 35 - Montoir-de-Bretagne (44550)
Magali VIOT est salariée d’Elengy, détachée pour des mandats de représentation du personnel depuis début 2014. Diplômée d’un BAC, elle rejoint le Groupe en 1996 en tant que conseillère clientèle à la Direction Electricité Gaz Service (DEGS). En 2009, Magali Viot mène à bien une reconversion professionnelle en alternance et obtient un Certificat de Qualité Professionnelle (CQP) de maintenance industrielle qui lui permet de devenir technicienne de maintenance courant fort. En 2012, elle intègre le service de planification et gestion de la maintenance du terminal de Montoir-de-Bretagne avant de se dédier entièrement à ses mandats de représentation du personnel en 2014.
Principales activités exercées hors de la Société Néant
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés du Groupe •Administratrice représentant les salariés d’Elengy Mandats et fonctions dans les sociétés extérieures au Groupe Néant | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Néant Compétences clefs •RSE : Santé-Sécurité •Secteur de l’énergie •Dialogue social / ressources humaines

Administratrice représentant les salariés actionnaires, nommée par l’Assemblée Générale (1)

JACINTHE DELAGE
| Administratrice représentant les salariés actionnaires, nommée par l’Assemblée Générale, sur proposition du FCPE Link France et parrainée par l’Association des Actionnaires Salariés et Anciens Salariés du Groupe (AG2S) ● Membre du Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance | Âge : 46 ans Nationalité : française Première nomination : 20 mai 2021 Échéance du mandat : 2025 Actions détenues : 1 025 actions Adresse professionnelle : ENGIE – 1, place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie
Jacinthe Delage est diplômée de plusieurs troisièmes cycles juridiques, en droit économique et droit de l’environnement, et est titulaire d’un certificat d’Administratrice délivré par l’ESSEC. Après avoir travaillé dans des entreprises telles que Novergie et Neuf Cegetel comme juriste, Jacinthe Delage intègre ENGIE Cofely en avril 2007 au sein de la région Sud-Ouest puis évolue dans la fonction juridique du Groupe de février 2009 à janvier 2016 au sein de la Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (CPCU), du service Concurrence et Régulation du Corporate et du Secrétariat Général de la BU France BtoB. En novembre 2018, elle devient Responsable du service juridique de l’établissement ENGIE Réseaux dédié aux réseaux de chaleur et de froid en France et depuis janvier 2021, Responsable du Pôle Energie des Réseaux au sein de la Direction Juridique et Ethique d’ENGIE Solutions. En 2021, elle devient représentante des porteurs de parts sur la liste AG2S au Conseil de Surveillance du FCPE Link France.
Principales activités exercées hors de la Société Néant
Mandats en cours Mandats et fonctions dans les sociétés du Groupe •Membre du Comité de Direction de la SAS GéoMarne •Membre du Comité de Direction du Territoire Ile de France et du Territoire Nord de l’entité Grandes Infrastructures et Mobilités d’ENGIE Solutions Autres mandats et fonctions extérieurs au Groupe •Administratrice de l’association AG2S | Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Néant Compétences clefs •Secteur de l’énergie •Secteur public •Environnement réglementaire

4.1.1.2Commissaire du gouvernement

Conformément à l’article L. 111-70 du Code de l’énergie, le ministre chargé de l’Énergie désigne auprès de la Société un Commissaire du gouvernement qui assiste, avec voix consultative, aux séances du Conseil d’Administration et des comités et peut présenter des observations à toute Assemblée Générale.

Laurent Michel, nommé par arrêté du 13 novembre 2014 assure cette fonction. Par arrêté du 15 juillet 2021 de la ministre de la transition écologique, Alice Vieillefosse a été nommée Commissaire du gouvernement suppléante.

4.1.1.3Représentant du Comité social et économique

Conformément aux articles L. 2312-72 et suivants du Code du travail, un membre titulaire du Comité social et économique, désigné par ce dernier, assiste avec voix consultative à toutes les séances du Conseil d’Administration. Hamid Aït Ghezala a assuré cette fonction jusqu’au 13 janvier 2023. Gildas Gouvazé assure cette fonction depuis cette date.

4.1.1.4Absence de conflit d’intérêts ou de condamnation, contrat de services et lien familial

Le Président porte à l’attention du Conseil les éventuelles situations de conflits d’intérêts qu’il aurait identifiées ou qui auraient été portées à sa connaissance concernant, le cas échéant, la Directrice Générale ou les membres du Conseil. Il examine les situations de conflits d’intérêts potentiels et les conventions communiquées en application de l’article 1.12 du Règlement Intérieur.

Outre les dispositions du Code de commerce applicables en matière de conventions réglementées, la Charte de l’Administrateur (voir Section 4.1.2.1 “Organisation et Présidence”) prévoit notamment que chacun des Administrateurs doit s’efforcer d’éviter tout conflit pouvant exister entre ses intérêts moraux et matériels et ceux de la Société, informer le Conseil de tout conflit d’intérêts dans lequel il pourrait être, directement ou indirectement, impliqué et, dans les cas où il ne peut éviter de se trouver en conflit d’intérêts, s’abstenir de participer aux débats ainsi qu’à toute décision sur les matières concernées.

À la connaissance d’ENGIE, il n’existe pas de conflit d’intérêts potentiel entre les devoirs des Administrateurs à l’égard d’ENGIE, et leurs intérêts privés et/ou d’autres devoirs.

Il n’existe aucun lien familial entre les Administrateurs.

À la connaissance d’ENGIE, aucun des Administrateurs ni des dirigeants d’ENGIE n’a, au cours des cinq dernières années, fait l’objet d’une condamnation pour fraude prononcée, participé en qualité de dirigeant à une faillite, mise sous séquestre, liquidation ou placement d’entreprises sous administration judiciaire, fait l’objet d’une mise en cause et/ou sanction publique officielle prononcée par une autorité statutaire ou réglementaire, été empêché par un tribunal d’agir en qualité de membre d’un organe d’administration, de direction ou de surveillance d’un émetteur, ni d’intervenir dans la gestion ou la conduite des affaires d’un émetteur.

Par ailleurs, aucun prêt, aucune garantie n’a été accordé ou constitué en faveur des membres des organes d’administration ou de direction.

4.1.1.5Indépendance des Administrateurs en exercice

L’article 1.1.2 du Règlement Intérieur dispose que le Conseil doit procéder, chaque année avant l’Assemblée Générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice écoulé, à une évaluation de l’indépendance de chacun de ses membres au regard des critères qu’il aura retenu. Le processus d’évaluation de l’indépendance de chaque Administrateur a été mené par le CNRG lors de sa séance du 23 janvier 2023, puis par le Conseil d’Administration du 20 février 2023.

Ces instances ont examiné au cas par cas la qualification de chacun des Administrateurs au regard des critères du Code Afep-Medef auquel la Société se réfère.

Il est précisé que les Administrateurs suivants, dont la désignation résulte d’obligations légales ou statutaires, ne peuvent être considérés comme indépendants :

•Stéphanie Besnier, Administratrice représentante de l’État, désignée en vertu de l’article 4 de l’ordonnance 2014-948 du 20 août 2014 ainsi que Patrice Durand et Mari-Noëlle Jégo-Laveissière, Administrateurs nommés par l’Assemblée Générale sur proposition de l’État, conformément à l’article 6 de l’ordonnance 2014-948 du 20 août 2014 ;

•Magali Viot, Yoan Kosnar et Christophe Agogué, Administrateurs représentant les salariés, conformément aux dispositions des articles L. 22-10-6 et suivants du Code de commerce ; Jacinthe Delage, Administratrice représentant les salariés actionnaires, conformément aux dispositions de l’article L. 22-10-5 du même Code.

Sept Administrateurs sont considérés comme indépendants (voir également la Section 4.1.1.1 “Profils, expérience et expertise des Administrateurs en exercice”). Il en résulte un pourcentage d’Administrateurs indépendants de 64%, étant précisé que, conformément au Code Afep-Medef, les Administrateurs représentant les salariés ou les salariés actionnaires ne sont pas comptabilisés pour établir le pourcentage d’Administrateurs indépendants.

Indépendance des Administrateurs au regard des critères d’indépendance énoncés au § 10 du Code Afep-Medef

| Indépendant (I) Non indépendant (NI) | Salarié mandataire social au cours des 5 années précédentes | Mandats croisés | Relations d’affaires significatives | Lien familial | Commissaire aux comptes | Durée du mandat supérieure à 12 ans | Statut du dirigeant mandataire social non-exécutif | Statut de l’actionnaire important
Jean-Pierre Clamadieu | I |  |  |  |  |  |  |  |
Catherine MacGregor | NI | ✗ |  |  |  |  |  |  |
Fabrice Brégier | I |  |  |  |  |  |  |  |
Marie-Claire Daveu | I |  |  |  |  |  |  |  |
Françoise Malrieu | I |  |  |  |  |  |  |  |
Ross McInnes | I |  |  |  |  |  |  |  |
Marie-José Nadeau | I |  |  |  |  |  |  |  |
Lord Peter Ricketts of Shortlands | I |  |  |  |  |  |  |  |
Stéphanie Besnier | NI |  |  |  |  |  |  |  | ✗
Patrice Durand | NI |  |  |  |  |  |  |  | ✗
Mari-Noëlle Jégo-Laveissière | NI |  |  |  |  |  |  |  | ✗
Christophe Agogué | NI / NA (1) | ✗ |  |  |  |  |  |  |
Yoan Kosnar | NI / NA (1) | ✗ |  |  |  |  |  |  |
Magali Viot | NI / NA (1) | ✗ |  |  |  |  |  |  |
Jacinthe Delage | NI / NA (1) | ✗ |  |  |  |  |  |  |

Critère 1 : Salarié mandataire social au cours des cinq années précédentes

Ne pas être ou ne pas avoir été au cours des cinq années précédentes :

•salarié ou dirigeant mandataire social exécutif de la Société ;

•salarié, dirigeant mandataire social exécutif ou Administrateur d’une société que la Société consolide ;

•salarié, dirigeant mandataire social exécutif ou Administrateur de la société mère de la Société ou d’une société consolidée par cette société mère.

Critère 2 : Mandats croisés

Ne pas être dirigeant mandataire social exécutif d’une société dans laquelle la Société détient directement ou indirectement un mandat d’Administrateur ou dans laquelle un salarié désigné en tant que tel ou un dirigeant mandataire exécutif social de la Société (actuel ou l’ayant été depuis moins de cinq ans) détient un mandat d’Administrateur.

Critère 3 : Relations d’affaires significatives

Ne pas être client, fournisseur, banquier d’affaires, banquier de financement, conseil :

•significatif de la Société ou de son Groupe ;

•ou pour lequel la Société ou son Groupe représente une part significative de l’activité.

L’appréciation du caractère significatif ou non de la relation entretenue avec la Société ou son Groupe est débattue par le Conseil et les critères quantitatifs et qualitatifs ayant conduit à cette appréciation (continuité, dépendance économique, exclusivité, etc.) explicités dans le rapport annuel.

Critère 4 : Lien familial

Ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social.

Critère 5 : Commissaire aux comptes

Ne pas avoir été Commissaire aux comptes de la Société au cours des cinq années précédentes.

Critère 6 : Durée du mandat supérieure à douze ans

Ne pas être Administrateur de la Société depuis plus de douze ans. La perte de la qualité d’Administrateur indépendant intervient à la date anniversaire des douze ans.

Critère 7 : Statut du dirigeant mandataire social non-exécutif

Un dirigeant mandataire social non exécutif ne peut être considéré comme indépendant s’il perçoit une rémunération variable en numéraire ou des titres ou toute rémunération liée à la performance de la Société ou du Groupe.

Critère 8 : Statut de l’actionnaire important

Des Administrateurs représentant des actionnaires importants de la Société ou sa société mère peuvent être considérés comme indépendants dès lors que ces actionnaires ne participent pas au contrôle de la Société. Toutefois, au-delà d’un seuil de 10% en capital ou en droits de vote, le conseil, sur rapport du Comité des Nominations, s’interroge systématiquement sur la qualification d’indépendant en tenant compte de la composition du capital de la Société et de l’existence d’un conflit d’intérêts potentiel.

4.1.1.6Situation de cumul des mandats des Administrateurs

Le nombre de mandats exercés par les Administrateurs dans des sociétés cotées extérieures au Groupe, y compris étrangères, a été apprécié par le Conseil d’Administration dans sa séance du 20 février 2023, conformément aux recommandations de l’article 20 du Code Afep-Medef, selon lequel : “Un dirigeant mandataire social exécutif ne doit pas exercer plus de deux autres mandats d’Administrateur dans des sociétés cotées extérieures à son groupe, y compris étrangères. Un Administrateur ne doit pas exercer plus de quatre autres mandats dans des sociétés cotées extérieures au Groupe, y compris étrangères.”

| Nombre de mandats dans des sociétés cotées extérieures (1) | Conformité aux critères du Code Afep-Medef
Jean-Pierre Clamadieu | 2 | ●
Catherine MacGregor | 0 | ●
Fabrice Brégier | 1 | ●
Marie-Claire Daveu | 1 | ●
Françoise Malrieu | 0 | ●
Ross McInnes | 2 | ●
Marie-José Nadeau | 0 | ●
Lord Peter Ricketts of Shortlands | 1 | ●
Stéphanie Besnier | 2 | ●
Patrice Durand | 0 | ●
Mari-Noëlle Jégo-Laveissière | 1 | ●
Christophe Agogué | 0 | ●
Yoan Kosnar | 0 | ●
Magali Viot | 0 | ●
Jacinthe Delage | 0 | ●

4.1.1.7Politique de diversité des membres du Conseil d’Administration

Le Conseil d’Administration s’attache à promouvoir la diversité en son sein au regard des qualifications et expériences professionnelles, du genre, de la nationalité et de l’âge de ses membres.

S’agissant des qualifications et de l’expérience professionnelle des Administrateurs, l’objectif du Conseil est que sa composition soit en adéquation avec les activités d’ENGIE, ses enjeux et ses orientations stratégiques, contribuant ainsi à la qualité des décisions prises.

Faisant suite aux échanges avec les investisseurs menés au cours de l’exercice 2019, le Conseil d’Administration a décidé, sur recommandation du CNRG, de faire évoluer la restitution au marché des compétences des Administrateurs vers une approche plus individualisée et centrée exclusivement sur les compétences clefs de chaque Administrateur.

Sont renseignées, pour chaque Administrateur, ses trois compétences clefs, fondées sur ses qualifications et expériences professionnelles. Elles sont recensées sous les biographies de chacun d’entre eux et dans le tableau ci-dessous.

S’agissant de la proportion de femmes et d’hommes, l’exigence légale d’avoir au moins 40% de femmes et 40% d’hommes au sein du Conseil est satisfaite. Ainsi, au 20 février 2023, la proportion de femmes est de 55% 19.

Sur les 15 Administrateurs, quatre nationalités sont représentées (australienne, britannique, canadienne et française).

Enfin, s’agissant de l’âge, le Conseil comprend un seul Administrateur de plus de 70 ans. L’exigence légale applicable, en l’absence de disposition statutaire spécifique, est donc satisfaite, à savoir que le nombre d’Administrateurs ayant dépassé l’âge de 70 ans ne doit pas être supérieur au tiers des Administrateurs en fonction.

Compétences individuelles clefs des Administrateurs

Liste des compétences | Direction Générale | Mandat de Président ou d’Adminis-trateur de grandes entreprises | RSE | Finance | Digital, Innovation, Nouvelles technologies | Dialogue social Ressources humaines | Secteur de l’énergie | Secteur des services | Secteur industrie | Secteur public | Enjeux géostraté- giques | Environnement réglementaire
Jean-Pierre Clamadieu | ● | ● |  |  |  |  |  |  | ● |  |  |
Catherine MacGregor | ● |  |  |  |  |  | ● |  | ● |  |  |
Fabrice Brégier | ● |  |  |  | ● |  |  |  | ● |  |  |
Marie-Claire Daveu |  | ● | ● |  |  |  | ● |  |  |  |  |
Françoise Malrieu |  | ● | ● | ● |  |  |  |  |  |  |  |
Ross McInnes |  | ● |  | ● |  |  |  |  | ● |  |  |
Marie-José Nadeau | ● | ● |  |  |  |  | ● |  |  |  |  |
Lord Peter Ricketts of Shortlands |  |  |  |  |  | ● |  |  |  | ● | ● |
Stéphanie Besnier |  | ● |  | ● |  |  |  |  |  | ● |  |
Patrice Durand |  |  |  | ● |  |  |  | ● | ● |  |  |
Mari-Noëlle Jégo-Laveissiere |  |  | ● |  | ● |  |  | ● |  |  |  |
Christophe Agogué |  |  |  | ● |  | ● | ● |  |  |  |  |
Yoan Kosnar |  |  |  |  | ● | ● | ● |  |  |  |  |
Magali Viot |  |  | ● |  |  | ● | ● |  |  |  |  | ●
Jacinthe Delage |  |  |  |  |  |  | ● |  |  | ● |  | ●

4.1.2Fonctionnement du Conseil d’Administration et de ses Comités

4.1.2.1Organisation et Présidence

Le fonctionnement du Conseil est défini à l’article 14 des statuts et ses modalités d’organisation figurent à l’article 1 du Règlement Intérieur, qui précise les voies et les moyens d’un fonctionnement efficace du Conseil au service de la Société et de ses actionnaires ainsi que les obligations des Administrateurs.

Le Conseil d’Administration se réunit aussi souvent que l’intérêt de la Société l’exige et, conformément à son Règlement Intérieur, au moins six fois par an dont au moins une fois par trimestre. Les réunions du Conseil peuvent être tenues par tout moyen de visioconférence ou de télécommunication permettant l’identification des Administrateurs et garantissant leur participation effective.

Assistent également aux réunions du Conseil d’Administration, le Commissaire du gouvernement et le représentant du Comité social et économique, qui disposent d’une voix consultative, la Secrétaire Générale et le Secrétaire du Conseil d’Administration, ainsi que les Commissaires aux Comptes pour les réunions du Conseil d’administration qui arrêtent les comptes.

Une fois par an, le Conseil procède à sa propre évaluation sous la direction du CNRG ; au moins tous les deux ans, cette évaluation est réalisée de manière externe.

Une fois par an également, hors la présence de la Directrice Générale et des Administrateurs titulaires d’un contrat de travail avec une société du Groupe, le Président tient une réunion d’Administrateurs pour procéder à l’évaluation de la performance de la Directrice Générale. Le Président informe les membres du Conseil de la tenue de cette réunion. Le Président peut inviter les Administrateurs salariés à participer à tout ou partie de cette réunion.

Le Secrétaire du Conseil assure le secrétariat du Conseil et l’établissement des procès-verbaux des séances.

Conformément aux stipulations de l’article 13.6 des statuts, tout Administrateur doit être propriétaire d’au moins 50 actions de la Société, sauf dispense résultant de dispositions législatives ou réglementaires applicables. Sur proposition du CNRG, cette obligation statutaire a été renforcée dans le Règlement Intérieur par une obligation de détention minimale de 500 actions par Administrateur, qui doit être satisfaite au plus tard dans un délai de 12 mois suivant l’entrée au Conseil d’Administration. Cette obligation ne s’applique toutefois pas aux Administrateurs cooptés ou élus par l’Assemblée Générale sur proposition de l’État, à l’Administrateur représentant de l’État, ni aux Administrateurs représentant les salariés ou les salariés actionnaires (le nombre d’actions détenues personnellement par les Administrateurs figure à la Section 4.1.1.1).

Le Règlement Intérieur comprend sous la forme d’annexes la Charte de l’Administrateur et le Code de bonne conduite qui fixent les droits et les devoirs de chaque Administrateur.

La Charte de l’Administrateur comprend les règles relatives à l’exercice du mandat de l’Administrateur, relativement au respect de l’intérêt social, des lois et des statuts, de l’indépendance de l’Administrateur et son devoir d’expression, aux conflits d’intérêts, au professionnalisme de l’Administrateur, à son implication et son efficacité.

L’Administrateur s’engage à consacrer à ses fonctions le temps et l’attention nécessaires. Il s’informe sur les métiers et les spécificités d’ENGIE, ses enjeux et ses valeurs, y compris en interrogeant ses principaux dirigeants. Il participe aux réunions du Conseil avec assiduité et diligence.

Le taux de participation individuel des Administrateurs aux réunions du Conseil et de ses comités est présenté en Section 4.1.2.6 “Assiduité des Administrateurs aux réunions du Conseil d’Administration et de ses comités en 2022” ci-après.

Le Code de bonne conduite, qui édicte les règles relatives aux opérations sur titres de la Société et aux délits et manquements d’initié applicables aux mandataires sociaux et à tous les salariés, traduit la volonté de la Société d’assurer une gestion prudente de ses titres, à respecter et faire respecter la réglementation en vigueur en matière d’opérations sur titres réalisées par les mandataires sociaux et les salariés.

En complément de ces documents, le statut des Administrateurs salariés, entériné par le Conseil d’Administration lors de sa séance du 9 décembre 2009, précise, pour les Administrateurs représentant les salariés, les conditions d’exercice de leur mandat.

Le Président du Conseil d’Administration :

•organise et dirige les travaux du Conseil, dont il rend compte à l’Assemblée Générale ;

•préside les réunions du Conseil, dirige les délibérations, fait observer le Règlement Intérieur et peut à tout moment suspendre la séance ;

•veille à la qualité des échanges et à la collégialité des décisions du Conseil ;

•s’assure que le Conseil consacre un temps suffisant aux débats et accorde à chacun des points de l’ordre du jour un temps proportionné à l’enjeu qu’il représente pour la Société. Les Administrateurs veillent collectivement à un bon équilibre du temps de parole ;

•s’attache notamment à ce que les questions posées dans le respect de l’ordre du jour reçoivent une réponse appropriée ;

•veille au bon fonctionnement du Conseil et de ses comités auxquels il peut assister et soumettre des questions pour avis ;

•veille à l’application des principes de bonne gouvernance (notamment à ce que les Administrateurs disposent en temps utile et sous une forme claire et appropriée des informations nécessaires à l’exercice de leurs missions) ;

•veille à la bonne organisation des Assemblées Générales qu’il préside ;

•répond aux questions des actionnaires et plus généralement veille aux bonnes relations avec ceux-ci. Il apporte, si nécessaire, son assistance pour répondre aux demandes d’actionnaires non représentés au Conseil et se rend disponible pour les rencontrer et prendre connaissance des commentaires et suggestions de ceux-ci (voir également Section 4.2 “Dialogue actionnarial”).

En concertation avec la Directrice Générale, le Président du Conseil est en outre chargé :

•d’organiser les travaux stratégiques du Conseil et de suivre la préparation et la mise en œuvre de plans de succession pour les membres du Comité Exécutif du Groupe ;

•d’exercer une fonction de représentation du Groupe à haut niveau auprès des instances et institutions nationales et internationales dans l’intérêt du Groupe.

Par ailleurs, le Président :

•consacre ses meilleurs efforts à promouvoir en toutes circonstances les valeurs et l’image du Groupe ;

•informe en tant que de besoin les membres du Conseil entre deux séances ;

•est seul habilité à s’exprimer et agir au nom du Conseil ;

•porte à l’attention du Conseil les éventuelles situations de conflit d’intérêts qu’il aurait identifiées ou qui auraient été portées à sa connaissance concernant, le cas échéant, la Directrice Générale ou les membres du Conseil. Il examine les situations de conflits d’intérêts potentiels et les conventions communiquées en application de l’article 1.12 du Règlement Intérieur ;

•participe à l’organisation de l’autoévaluation périodique du Conseil conduite dans le cadre du CNRG, ainsi qu’aux réflexions sur les questions de gouvernance liées au fonctionnement du Conseil.

Le Conseil peut confier au Président des missions d’information ou de consultation sur des sujets déterminés relevant de la compétence du Conseil.

Le Président se coordonne avec la Directrice Générale, qui assure la direction et la gestion opérationnelle du Groupe.

Outre l’exercice des pouvoirs qui lui sont conférés par la loi, le Président peut être consulté par la Directrice Générale sur tout sujet relevant de la conduite de l’entreprise.

Le Président est tenu régulièrement informé par la Directrice Générale des événements significatifs de la vie du Groupe, notamment en ce qui concerne la stratégie, l’organisation, les investissements et désinvestissements. Sur invitation de la Directrice Générale, le Président peut participer aux réunions internes avec les dirigeants et équipes de la Société, afin d’apporter son éclairage sur les enjeux stratégiques.

En cas d’empêchement, le Président est remplacé, conformément à l’article 1.3.1 du Règlement Intérieur, par un Vice-Président ou, à défaut, par le Directeur Général, s’il est lui-même Administrateur ou, à défaut, par un autre Administrateur choisi par le Conseil en début de séance.

Depuis 2016, une plateforme digitale est mise à la disposition des administrateurs afin qu’ils exercent leurs missions. Elle est accessible via une application sur tablette remise par la Société à tous les membres du Conseil d’Administration. Elle permet notamment la mise à disposition sécurisée des documents relatifs aux réunions du Conseil d’Administration et de ses comités.

4.1.2.2Missions du Conseil d’Administration

Le Conseil d’Administration détermine collégialement les orientations stratégiques de la Société et veille à leur mise en œuvre.

Sous réserve des lois et règlements applicables et des statuts de la Société, il détermine le cadre de supervision de la Direction Générale. Il exerce également les pouvoirs suivants :

Gouvernance | •choisit le mode d’exercice de la Direction Générale.
Nominations et Rémunérations | •nomme les dirigeants mandataires sociaux et fixe leur rémunération ; •examine, au moins une fois par an, la politique d’égalité professionnelle et salariale.
Stratégie | •veille à ce que les actionnaires et les investisseurs reçoivent une information pertinente, équilibrée et pédagogique sur la stratégie, le modèle de développement, la prise en compte des enjeux extra-financiers significatifs pour la Société ainsi que sur ses perspectives à long terme ; •examine, au moins une fois par an, la stratégie industrielle et la stratégie financière du Groupe.
Finance | •se saisit de toute question intéressant la bonne marche de la Société et règle par ses délibérations les affaires qui la concernent ; •procède aux contrôles et vérifications qu’il juge opportuns ; •examine, au moins une fois par an, le budget.
RSE | •s’attache à promouvoir la création de valeur par l’entreprise à long terme en prenant en considération les enjeux sociaux et environnementaux de ses activités ainsi que de sa raison d’être ; •examine, au moins une fois par an, l’évolution des marchés, de l’environnement concurrentiel et des principaux enjeux, y compris dans le domaine de la responsabilité sociale et environnementale du Groupe.

La Directrice Générale est investie des pouvoirs les plus étendus pour agir en toutes circonstances au nom de la Société et représente la Société dans ses rapports avec les tiers. Toutefois, certaines opérations importantes sont soumises à l’autorisation préalable du Conseil d’Administration, telles que les opérations suivantes :

•prise ou cession de toutes participations directes ou indirectes de la Société, dans toutes sociétés créées ou à créer, participation à la création de toutes sociétés, joint-ventures, groupements et organismes, souscription à toutes émissions d’actions, de parts sociales ou d’obligations, lorsque l’exposition financière de la Société ou du Groupe excède 250 millions d’euros pour l’opération considérée ;

•opérations d’apports, d’échanges, avec ou sans soulte, portant sur des biens, titres ou valeurs, pour un montant excédant 250 millions d’euros ;

•contrats de fourniture, travaux ou services (à l’exception des contrats afférents aux opérations d’achat à long terme d’énergie), y compris le cas échéant leurs avenants successifs, portant sur un montant excédant 400 millions d’euros ;

•en cas de litige, traités et transactions, compromis, pour un montant excédant 200 millions d’euros ;

•projets d’achats à long terme d’énergie du Groupe portant par opération sur des quantités supérieures à :

•pour le gaz, 30 milliards de kWh par an, y compris les conditions de leur acheminement,

•pour l’électricité, 20 milliards de kWh par an, y compris les conditions de leur acheminement ;

•opérations significatives se situant hors de la stratégie annoncée de la Société ;

•opérations d’acquisition ou de cession d’immeubles dont le montant excède 200 millions d’euros ;

•opérations suivantes dont le montant excède 1,5 milliard d’euros :

•consentir ou contracter tous prêts, emprunts, crédits et avances par la Société, ou autoriser à cet effet les filiales ou tout véhicule de financement du Groupe,

•acquérir ou céder, par tout mode, toutes créances,

•conclure les contrats significatifs avec l’État relativement aux objectifs et aux modalités de mise en œuvre des missions de service public assignées à la Société ou ses filiales, dans les limites fixées par la loi.

Le Conseil autorise chaque année la Directrice Générale à délivrer des cautions, avals et garanties et à émettre des emprunts obligataires pour des montants dont le Conseil détermine la somme totale.

4.1.2.3Travaux du Conseil d’Administration

11 | 15 | 100%
réunions | Administrateurs | de participation

Au cours de l’exercice 2022, le Conseil d’Administration d’ENGIE s’est réuni à 11 reprises avec un taux de participation de 100%. Le taux d’assiduité individuel moyen aux réunions du Conseil d’Administration et des comités pour l’année 2022 est mentionné, pour chaque Administrateur, à la Section 4.1.2.6 “Assiduité des Administrateurs aux réunions du Conseil d’Administration et de ses comités en 2022”.

L’ordre du jour des séances du Conseil d’Administration est établi par le Président en concertation avec la Directrice Générale. Il a pour objectif de traiter prioritairement les sujets qui, au regard des principes de gouvernance du Groupe et en application des textes en vigueur comme du Règlement Intérieur, impliquent une décision.

Chaque séance débute par un point dédié à la santé-sécurité au cours duquel sont examinés l’évolution des résultats depuis la séance précédente, l’analyse détaillée des causes des accidents mortels s’il en est survenu et l’état d’avancement du plan de renforcement de la santé-sécurité. Au cours de chaque séance, une revue de la situation du Groupe est effectuée.

Séminaire stratégique

Le Conseil a tenu son séminaire stratégique annuel au cours du mois de juillet 2022. Durant ce séminaire, les membres du Conseil ont fait le point sur l’exécution de la stratégie décrite dans la feuille de route de mai 2021, échangé sur les conséquences du contexte énergétique actuel et sur différents sujets de réflexion stratégique pour le Groupe.

Principales activités en 2022

Orientations stratégiques du Groupe et suivi de ses activités | •mise en œuvre opérationnelle des nouvelles orientations stratégiques ; •poursuite du recentrage géographique ; •poursuite du repositionnement d’ENGIE pour une croissance de long terme et durable en se concentrant sur les Renouvelables et les Services à l’énergie soutenant la décarbonation de ses clients ; •préparation et suites à donner au séminaire de réflexion stratégique annuel du Conseil (voir encadré) ; •stratégie d’approvisionnement en gaz ; •poursuite des échanges sur le nucléaire en Belgique.
Investissements et ventes d’actifs | •revue d’une série de projets d’investissement et de désinvestissement nécessitant la décision du Conseil.
Finance, audit et risques | •arrêté des comptes sociaux et consolidés, proposition d’affectation du résultat et leurs projets de communiqué de presse ; •politique de dividende et guidance ; •arrêté des documents de gestion prévisionnelle ; •arrêté du budget et du plan d’affaires à moyen terme ; •renouvellement des autorisations annuelles consenties à la Directrice Générale d’émettre des emprunts obligataires et de délivrer des cautions, avals et garanties ; •refinancement de la ligne de crédit syndiqué qui arrive à échéance en 2023 ; •revue des risques 2022, notamment le risque prioritaire cybersécurité ; •focus sur l’activité d’achat / vente d’énergie.
Gouvernance, nominations et rémunérations | •enseignements à tirer du dialogue entre le Président et les actionnaires, les investisseurs et les proxy advisors, notamment dans le cadre des roadshows gouvernance ; •préparation de l’Assemblée Générale Mixte et réponses aux questions écrites des actionnaires ; •politique de diversité, compétence et indépendance des Administrateurs en exercice ; •élections des Administrateurs représentant les salariés ; •nominations au Conseil d’Administration et dans les comités du Conseil ; •évaluation du fonctionnement du Conseil ; •politique d’actionnariat salarié ; •rémunération des mandataires sociaux ; •plans d’Actions de Performance ; •politique de rémunération et plan de succession des cadres dirigeants.
Responsabilité Sociale d’Entreprise | •suivi régulier des objectifs RSE à horizon 2030 : zéro émission nette et stratégie climatique, sortie du charbon et décarbonation des clients ; •examen de l’adéquation des projets d’investissements vus en CSIT avec chacun des critères RSE du Groupe, prenant ainsi en considération les enjeux sociaux, éthiques et climatiques ; •politique d’égalité professionnelle et salariale ; •actualisation de toutes les politiques RSE : politique sociétale, politique de transition juste, politique environnementale et politique d’engagement avec les parties prenantes ; •déclaration relative à l’esclavage moderne prévue par la réglementation britannique ; •suivi de la résolution Say on Climate ; •risque prioritaire “changement climatique” ; •bilan annuel santé et sécurité.

Sessions exécutives Des réunions d’Administrateurs n’exerçant pas de fonctions exécutives, se tiennent régulièrement à l’issue du Conseil. Ces sessions exécutives traitent de sujets variés qui vont au-delà de la seule évaluation de la performance du dirigeant mandataire social exécutif. Le Comité d’Audit et le CNRG sont systématiquement précédés ou suivis d’une réunion des membres, hors la présence du management. Les membres du CEEDD se réunissent une fois par an, hors la présence du management.
RÉUNIONs D’INFORMATION En 2022, les Administrateurs ont pu bénéficier de trois séances d’informations thématiques. La première a porté sur les scénarios de transition énergétique. La deuxième a traité de la RSE et du reporting extra-financier. La dernière s’est intéressée de près aux sujets liés à la supply chain et a permis au conseil scientifique d’ENGIE de restituer ses travaux. En complément du programme de formation sur mesure dont peut bénéficier tout nouvel Administrateur, la Société organise régulièrement des sessions de formation individuelle à la demande d’Administrateurs. En 2023, il est prévu que les Administrateurs bénéficient d’autres réunions d’information. Au premier trimestre 2023, une réunion d’information devrait porter sur le paysage énergétique mondial et l’évolution possible des marchés européens de l’énergie et au deuxième trimestre sur le nucléaire.

4.1.2.4 Les comités

Quatre comités permanents assistent le Conseil d’Administration :

•le Comité d’Audit ;

•le Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies (CSIT) ;

•le Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance (CNRG) ; et

•le Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable (CEEDD).

La présidence de chaque Comité est assurée par un Administrateur indépendant.

Les comités ont pour mission d’étudier toutes questions relatives au Groupe que le Conseil ou le Président soumet pour avis à leur examen, de préparer les travaux et décisions du Conseil relativement à ces sujets et projets, et de rapporter leurs conclusions au Conseil sous forme de comptes rendus, propositions, avis, informations ou recommandations.

Les comités accomplissent leur mission sous la responsabilité du Conseil d’Administration. Un comité ne peut traiter de sa propre initiative des questions qui déborderaient du cadre propre de sa mission. Les comités n’ont pas de pouvoir de décision.

Le Conseil, sur proposition de son Président et après avis du CNRG, désigne les membres composant les comités ainsi que leur Président, en tenant compte des compétences, de l’expérience, de la diversité des profils et de la disponibilité des Administrateurs (voir Section 4.1.1.1 “Profils, expérience et expertise des Administrateurs en exercice” et le tableau “Changements intervenus dans la composition du Conseil d’Administration et des comités” sous la Section 4.1.1).

Pour l’accomplissement de leurs travaux, après en avoir informé le Président du Conseil et à charge d’en rendre compte au Conseil, les comités peuvent entendre les membres des Directions de la Société et du Groupe et/ou solliciter des études techniques sur des sujets relevant de leur compétence, aux frais de la Société. En cas de recours par les comités aux services de conseils externes, les comités doivent veiller à l’objectivité du conseil concerné.

Selon les comités, la pratique de sessions exécutives, c’est-à-dire qu’une partie de la réunion du Comité se tient hors la présence du management, est systématique ou occasionnelle (voir encadré ci-dessus).

Le secrétariat des comités du Conseil est assuré par le Secrétariat Général.

Au 31 décembre 2022 :

4.1.2.4.1Le Comité d’Audit

5 | 3 | 5 | 96%
réunions | réunions communes avec le CSIT | Administrateurs | de participation

Le Comité d’Audit est composé de cinq membres : Marie-José Nadeau 20 (Présidente), Christophe Agogué, Stéphanie Besnier, Françoise Malrieu (1) et Ross McInnes (1).

Le Comité d’Audit s’est réuni à huit reprises au cours de l’année 2022 (dont trois réunions communes avec le CSIT), avec un taux moyen de participation de 96%. Une Administratrice a manqué une séance.

Le Directeur Général Adjoint en charge des Finances, de la Responsabilité Sociétale d’Entreprise et des Achats et la Vice-Présidente de l’Audit Groupe ont participé à chaque séance du Comité d’Audit. Les Commissaires aux comptes ont assisté à toutes les séances, excepté les séances communes avec le CSIT.

Chaque réunion du Comité est suivie d’une session exécutive.

Les principales missions et activités en 2022

Le Comité rend compte régulièrement au Conseil de l’exercice de ses missions. Il rend également compte des résultats de la mission de certification des comptes, de la manière dont cette mission a contribué à l’intégrité de l’information financière et du rôle qu’il a joué dans ce processus. Il informe sans délai le Conseil de toute difficulté rencontrée.

Le délai entre l’examen des comptes par le Comité d’Audit et l’arrêté des comptes par le Conseil d’Administration est de 48h minimum.

Objets | Missions | Activités
Les comptes | •le suivi du processus d’élaboration de l’information financière et, le cas échéant, la formulation de recommandations pour en garantir l’intégrité ; •l’examen préalable et l’avis sur les projets de comptes annuels et semestriels ; •l’audition, lorsqu’il l’estime nécessaire, des Commissaires aux comptes, de la Direction Générale, de la Direction Financière, de l’Audit interne ou de tout autre membre du management ; •l’examen, avant leur publication, des communiqués financiers importants. | •l’examen des comptes consolidés et sociaux au 31 décembre 2021 et au 30 juin 2022, les informations financières des 1er et 3ème trimestres 2022 et les communiqués de presse correspondants suite à l’audition du Vice-Président du Contrôle Financier Groupe et du Directeur des Comptabilités Groupe ; •les hypothèses et prévisions de clôture semestrielle et annuelle ainsi que les documents de gestion prévisionnelle ; •la trajectoire financière et la guidance 2022 ; •les frais de fonctionnement de la Présidence et du Conseil d’Administration ; •le projet de Document d’enregistrement universel 2021 (hors les parties du ressort d’autres comités) et les projets de résolutions financières présentées à l’Assemblée Générale ; •la détermination du montant de l’enveloppe des garanties ; •les projets de réformes fiscales ; •les conventions réglementées et courantes ; •les relations avec les investisseurs dont les retours des roadshows gouvernance ; •le suivi du plan d’actionnariat salarié Link 2022.
Gestion des risques | •suivi de l’efficacité des systèmes et procédures de gestion de risques du Groupe, en ce qui concerne les procédures relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable et financière ; •la prise de connaissance, régulière, de la situation financière, de la situation de trésorerie, des engagements et risques significatifs du Groupe. | •la revue annuelle des risques (en présence de la Directrice Groupe Financements, Risques et Assurance) ; •la revue des risques de marché et le risque prioritaire cybersécurité ; •focus sur l’activité d’achat / vente d’énergie ; •l’analyse des risques dans le contexte de la crise ukrainienne.
Contrôle interne | •le suivi de l’efficacité des systèmes et procédures de contrôle interne ; •l’examen, avec les responsables de l’audit interne, des plans d’interventions et d’actions dans le domaine de l’audit interne, les conclusions de ces interventions et actions et les recommandations et suites qui leur sont données. | •la revue du contrôle interne Groupe 2021 et les objectifs 2022 ; •les rapports d’activité trimestriels de l’audit interne ainsi que le suivi des recommandations d’audit et les plans annuels d’audit interne 2022 et 2023 (en présence de la Vice-Présidente de l’Audit Groupe).
Contrôle externe et Commissaires aux comptes | •la sélection, la désignation ou le renouvellement des Commissaires aux comptes ; •le suivi de la réalisation par les Commissaires aux comptes de leurs missions ; •le suivi du respect des conditions d’indépendance des Commissaires aux comptes ; •le suivi de la fourniture par les Commissaires aux comptes de services autres que la certification des comptes et l’application des règles de plafonnement des honoraires liés ; •l’examen annuel des honoraires d’audit des Commissaires aux comptes et de leurs plans d’intervention. | •l’approbation préalable des travaux confiés aux Commissaires aux comptes en dehors de leur mission d’audit et le suivi de ces missions, le bilan des honoraires 2021 des Commissaires aux comptes et leur programme de travail 2022 suite à l’audition des Commissaires aux comptes.

4.1.2.4.2Le Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies

6 | 3 | 6 | 100%
réunions | réunions communes avec le Comite d’audit | Administrateurs | de participation

Le Comité de la Stratégie, des Investissements et des Technologies est composé de six membres : Jean-Pierre Clamadieu 21 (Président), Stéphanie Besnier, Patrice Durand, Yoan Kosnar (depuis le 21 avril 2022), Ross McInnes (1) et Marie-José Nadeau (1).

La Directrice Générale assiste aux réunions du CSIT.

Le CSIT s’est réuni à neuf reprises au cours de l’année 2022 (dont trois réunions communes avec le Comité d’Audit), avec un taux de participation de 100%.

Les principales missions et activités en 2022

Objets | Missions | Activités
Examen de la stratégie | •l’expression d’avis sur les grandes orientations stratégiques de la Société, en particulier sur le plan stratégique ; •l’examen de tous les projets de croissance externe et interne, de cessions, d’accords stratégiques, d’alliances ou de partenariats soumis au Conseil ; •l’examen des choix stratégiques en matière d’évolutions technologiques ainsi que sur les questions de création et de modernisation d’équipements industriels et de contrats de fourniture, travaux ou services sur base annuelle ou pluriannuelle, de politique d’achat et de projets immobiliers significatifs. | •une série de projets d’investissements et de cessions ; •les points d’étape sur les projets en cours ; •le plan d’affaires à moyen terme sur la partie stratégie ; •la préparation et les suites à donner au séminaire stratégique annuel du Conseil ; •le suivi des tendances et faits marquants sectoriels ; •la stratégie d’approvisionnement en gaz ; •le point sur le nucléaire en Belgique.
Réunions communes du Comité d’Audit et du CSIT |  | •l’analyse des risques dans le contexte de la crise ukrainienne ; •le projet GET (Global Enterprise Transformation) visant à harmoniser et standardiser les processus des fonctions support et des systèmes informatiques correspondants ; •le budget et le plan d’affaires à moyen terme.

4.1.2.4.3Le Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance

7 | 6 | 100%
réunions | Administrateurs | de participation

Le Comité des Nominations, des Rémunérations et de la Gouvernance est composé de six membres : Françoise Malrieu 22 (Présidente), Fabrice Brégier (1), Stéphanie Besnier, Jacinthe Delage (depuis le 21 avril 2022), Marie-José Nadeau (1) (depuis le 21 avril 2022) et Lord Peter Ricketts of Shortlands (1).

Le Président et la Directrice Générale assistent aux réunions du CNRG, sauf pour les questions qui les concernent.

Chaque réunion du Comité donne lieu à une session exécutive.

Le CNRG s’est réuni à sept reprises au cours de l’année 2022, avec un taux de participation de 100%.

Les principales missions et activités en 2022

Objets | Missions | Activités
Nominations et Gouvernance | •toute candidature à un poste d’Administrateur devant être soumise à l’approbation de l’Assemblée Générale, ainsi qu’à un poste de membre des comités et à la présidence de ces comités ; •la direction des travaux réalisés en vue de l’évaluation annuelle du Conseil ; •l’appréciation, en liaison avec le Président, du bon fonctionnement des organes de gouvernance ; •la succession du Président et du Directeur Général ou Directrice Générale de la Société ; •l’examen à titre consultatif du plan de succession des dirigeants de la Société et l’information sur les projets de la Direction Générale relatifs à la nomination des membres du Comité Exécutif et sur la politique de rémunération de ces derniers ; •l’examen de toute candidature du Président et du Directeur Général à un mandat social dans une société cotée extérieure au Groupe. | •le suivi de la politique de diversité au sein du Conseil, la composition du Conseil et de ses comités, l’indépendance et les compétences des Administrateurs ; •l’évaluation du fonctionnement du Conseil et de ses comités ; •les plans de succession ; •la gestion des talents ; •le suivi de la diffusion de la culture ONE ENGIE; •les recommandations émises par les investisseurs et proxy advisors lors des roadshows gouvernance menés par le Président du Conseil ; •le plan d’actionnariat salarié Link 2022 ; •le suivi de la féminisation des instances dirigeantes ; •la formation des Administrateurs salariés ; •le programme d’intégration des Administrateurs ; •les projets de résolutions de son ressort soumis à l’Assemblée Générale 2022 ; •le Chapitre Gouvernance du projet de Document d’enregistrement universel 2021.
Rémunérations | •la rémunération, le régime de retraite et de prévoyance, les avantages en nature et les droits pécuniaires divers attribués au Président et Directeur Général ainsi qu’aux éventuels membres du Conseil titulaires de contrats de travail signés avec la Société. | •la rémunération des mandataires sociaux ; •le taux de réussite des plans d’Actions de Performance ; •l’attribution d’Actions de Performance à la Directrice Générale au titre de 2022 ; •le plan d’Actions de Performance au titre de 2022 ; •l’information sur la rémunération des membres du Comex et la politique de rémunération des cadres dirigeants ; •l’information sur le nouveau système de retraite (article 82 du Code Général des Impôts) des cadres dirigeants ; •l’information sur les négociations salariales en France ; •les ratios d’équité ; •les projets de résolutions de son ressort soumis à l’Assemblée Générale 2022 ; •la Section Rémunération du projet de Document d’enregistrement universel 2021.

4.1.2.4.4Le Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable

4 | 5 | 100%
réunions | Administrateurs | de participation

Le Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable est composé de cinq membres : Ross McInnes (1) (Président), Marie-Claire Daveu (1) (depuis le 21 avril 2022), Mari-Noëlle Jégo-Laveissière, Françoise Malrieu 23 et Magali Viot (depuis le 21 avril 2022).

La Directrice Générale assiste aux réunions du CEEDD.

Une fois par an, les membres du Comité se réunissent hors la présence du management pour évoquer le fonctionnement du Comité et les sujets sur lesquels ils souhaitent voir le Comité se pencher.

Le Comité s’est réuni à quatre reprises au cours de l’année 2022, avec un taux de participation de 100%.

Les principales missions et activités en 2022

Objets | Missions | Activités
Éthique et compliance | •le suivi du bon niveau d’engagement du Groupe en matière d’éthique, de conformité extra-financière et de responsabilité environnementale, sociale et sociétale ; •l’examen des politiques, référentiels et chartes du Groupe dans ces domaines ; •l’assurance, le cas échéant, de la mise en place d’un dispositif de prévention et de détection de la corruption et du trafic d’influence. | •le rapport annuel d’activités Éthique et compliance ; •la déclaration relative à l’esclavage moderne (règlementation britannique).
Responsabilité environnementale et sociétale | •l’examen des risques et opportunités liés au changement climatique et plus généralement la veille relative à la prise en compte par le Groupe des enjeux extra-financiers et des perspectives à long terme, notamment au travers de la fixation d’objectifs extra-financiers. | •la performance RSE du Groupe et le rapport de l’un des Commissaires aux comptes sur celle-ci ; •les nouveaux objectifs RSE à horizon 2030 et leur déploiement, et l’évolution de certains indicateurs ; •la certification Science-Based Targets (SBTi) ; •le Plan d’affaires à moyen terme CO2 ; •le projet de résolution dite Say on Climate ; •le risque prioritaire “changement climatique” et la mise en œuvre des recommandations de la Task force on Climate-related Financial Disclosure (TCFD) ; •l'actualisation de toutes les politiques RSE ; •le projet de rapport intégré ; •la déclaration de performance extra-financière (Chapitre 3 du projet de Document d’enregistrement universel 2021).
Responsabilité sociale d’employeur | •l’examen des politiques en matière de ressources humaines et la prise de connaissance du suivi des risques correspondants. | •le bilan annuel santé et sécurité et les perspectives ; •la revue de chaque accident mortel et les plans d’actions en matière de santé-sécurité 2022-2024 ; •le risque prioritaire “Risques RH liés aux enjeux de transformation” ; •les résultats de l’enquête annuelle d’engagement des collaborateurs ENGIE&ME ; •le bilan sur l’égalité professionnelle et salariale.

4.1.2.5Évaluation du fonctionnement du Conseil d’Administration

L’évaluation du fonctionnement du Conseil et de ses comités en 2022 a été menée sous la direction du CNRG avec l’assistance d’un consultant externe.

Le questionnaire utilisé, validé par le CNRG, comprenait à la fois des questions fermées, permettant un suivi statistique des réponses reçues, et des questions ouvertes, permettant aux Administrateurs de préciser leurs réponses et d’émettre des observations et des propositions d’évolution.

Les questions ont porté principalement sur le fonctionnement opérationnel du Conseil et de ses comités, l’élaboration et la mise en œuvre de la stratégie, la prise en compte des enjeux climatiques par le Conseil et les priorités pour 2023.

La restitution des travaux, réalisée sous l’égide de la Présidente du CNRG, a été faite à ce Comité le 23 janvier 2023 et au Conseil d’Administration le 20 février 2023.

Il ressort de l’évaluation du Conseil une perception positive de son fonctionnement. L’efficacité et la réactivité dans la prise de décisions et la transparence du management sont particulièrement soulignés.

Les séances d’information thématiques sont appréciées. Le séminaire stratégique est jugé très utile et bien organisé. La confidentialité des travaux a été bien respectée.

Le Conseil souhaite continuer à faire progresser l’efficacité de la gouvernance d’ENGIE. Une plus grande importance doit être accordée aux enjeux climatiques et à la biodiversité, l’onboarding des nouveaux membres systématisé, les séances d’information thématiques renouvelées et une réflexion doit être menée afin que les réunions des comités et du Conseil soient concentrées sur une période plus courte.

Le Conseil d’Administration et les comités ont pris acte des recommandations issues de ce travail d’évaluation et leur donneront les suites nécessaires.

Le taux de participation individuel des Administrateurs aux réunions du Conseil et de ses comités en 2022 est publié à la Section 4.1.2.6 ci-après.

4.1.2.6Assiduité des Administrateurs aux réunions du Conseil d’Administration
et de ses comités en 2022

| Conseil d’Administration | Comité d’Audit | CSIT | CNRG | CEEDD
Jean-Pierre Clamadieu | 100% |  | 100% |  |
Catherine MacGregor | 100% |  |  |  |
Stéphanie Besnier | 100% | 80% | 100% | 100% |
Fabrice Brégier | 100% |  |  | 100% |
Marie-Claire Daveu (1) | 100% |  |  |  | 100%
Françoise Malrieu | 100% | 100% |  | 100% | 100%
Ross McInnes | 100% | 100% | 100% |  | 100%
Marie-José Nadeau | 100% | 100% | 100% | 100% (1) |
Lord Peter Ricketts of Shortlands | 100% |  |  | 100% |
Patrice Durand | 100% |  | 100% |  |
Mari-Noëlle Jégo-Laveissière | 100% |  |  |  | 100%
Christophe Agogué | 100% | 100% |  |  | 100%
Alain Beullier (2) | 100% |  |  | 100% |
Philippe Lepage (2) | 100% |  | 100% |  |
Yoan Kosnar (1) | 100% |  | 100% |  |
Magali Viot (1) | 100% |  |  |  | 100%
Jacinthe Delage | 100% |  |  | 100% (1) | 100% (2)
Taux d’assiduité globale | 100% | 96% | 100% | 100% | 100%

4.2Dialogue actionnarial

4.2.1 Dialogue du Président

Le Président d’ENGIE échange régulièrement avec les actionnaires individuels au travers différents évènements et rencontres physiques ou virtuels :

•en amont de l’Assemblée Générale du 21 avril 2022, le Président a invité à une session d’échanges : le Comité Consultatif des Actionnaires d’ENGIE, les représentants des actionnaires salariés et les principales associations & fédérations d’actionnaires individuels ;

•au cours de l’Assemblée Générale du 21 avril 2022, le Président a ouvert une séance de questions/réponses avec les actionnaires présents en salle et les internautes qui suivaient l’évènement à distance.

Par ailleurs, le Président est attentif à pouvoir établir une relation de proximité avec les actionnaires individuels : il est par exemple intervenu à une table ronde sur la gestion de la crise énergétique au salon Investir Day en novembre 2022 à Paris et a participé à un webinaire dédié aux actionnaires belges. Le Président soutient la participation d’ENGIE aux différentes réunions/salons de proximité dédiés aux actionnaires individuels : à Bordeaux, Lyon, Paris et Bruxelles en 2022. Les interventions du Président sont consultables sur le site internet du Club des actionnaires d’ENGIE : https://clubactionnaires.engie.com/fr.

Au cours de l’année 2022, le Président a en outre dialogué avec les principaux investisseurs institutionnels et agences de conseils en vote, notamment dans le cadre de rencontres (roadshows gouvernance) menées en février et en mars 2022.

Ce dialogue sera poursuivi en 2023.

4.2.2Assemblée Générale du 26 avril 2023 – Composition du Conseil d’Administration

Le Conseil d’Administration a décidé, lors de sa séance du 20 février 2023, de convoquer l’Assemblée Générale Mixte des actionnaires qui se réunira le 26 avril 2023, à la Cité des Sciences et de l’Industrie - 30 avenue Corentin Cariou - Paris 19e.

L’attention des actionnaires est attirée sur le fait qu’il est possible de voter à l’Assemblée Générale et d’adresser des questions écrites au Conseil soit par voie postale soit par voie électronique, dans les conditions prévues par la réglementation.

Les documents d’information préparatoires à cette Assemblée Générale seront disponibles sur le site internet du Groupe (www.engie.com/assemblee-generale-avril-2023).

Les actionnaires sont invités à consulter régulièrement cette page du site qui précisera les modalités de participation.

Les mandats de Françoise Malrieu, Marie-José Nadeau, Mari-Noëlle Jégo-Laveissière et Patrice Durand arriveront à expiration à l’issue de cette Assemblée Générale.

Le Conseil d’Administration du 20 février 2023 a proposé de renouveler, pour une durée de 4 ans, le mandat de Marie-José Nadeau.

Pour les mandats des administrateurs proposés par l’Etat, conformément à l’article 6 de l’ordonnance 2014-948 du 20 août 2014 relative à la gouvernance et aux opérations sur le capital des sociétés à participation publique, l’Etat a proposé le renouvellement du mandat de Patrice Durand, qui a été approuvé par le Conseil d’Administration du 20 février 2023. Mari-Noëlle Jego-Laveissière n’a pas sollicité le renouvellement de son mandat d’Administratrice et sera remplacée par un nouveau membre proposé par l’état.

Stéphanie Besnier sera amenée à être remplacée en tant qu’Administratrice représentante de l’état. A la date du présent rapport, l’identité de la personne qui lui succédera n’est pas connue. Il est rappelé que cette désignation, en application de l’article 4 de l’ordonnance 2014-948 du 20 août 2014, prend la forme d’un arrêté ministériel. Elle n’est pas soumise au vote de l’Assemblée Générale.

A l’issue de l’Assemblée Générale du 26 avril 2023 et sous réserve du vote favorable de ces résolutions, le Conseil d’Administration serait composé de 14 membres.

4.3Direction Générale

La Direction Générale de la Société est assumée depuis le 1er janvier 2021 par Catherine MacGregor. Son mandat de Directrice Générale viendra à échéance en même temps que son mandat d’Administrateur, soit à l’issue de l’Assemblée Générale qui statuera en 2025 sur les comptes clos au 31 décembre 2024.

La Directrice Générale, investie des pouvoirs les plus étendus pour agir, en toutes circonstances, au nom de la Société, exerce ses fonctions dans la limite de l’objet social et sous réserve des pouvoirs que la loi attribue expressément aux Assemblées Générales d’actionnaires et au Conseil d’Administration. Les limitations apportées par le Conseil d’Administration aux pouvoirs de la Directrice Générale sont précisées dans le Règlement Intérieur (voir Section 4.1.2.1 “Organisation et Présidence”).

La mise en œuvre de la stratégie d’ENGIE et le suivi opérationnel sont assurés par deux instances exécutives, le Comité Exécutif et le Comité de Direction Opérationnel.

En charge du pilotage du Groupe, le Comité Exécutif (Comex) réunit les Directeurs Généraux Adjoints sous la direction de la Directrice Générale. Il établit les décisions stratégiques selon les orientations définies par le Conseil d’Administration ; il élabore les perspectives d’ENGIE à long terme et s’assure de la réalisation des objectifs à court terme. Il prend les décisions importantes notamment d’investissement, revoit la performance et suit le rythme de la transformation du Groupe.

À la date du présent Document d'enregistrement unversel le Comex est composé des 10 membres suivants :

•Catherine MacGregor, Directrice Générale ;

•Paulo Almirante, Directeur Général Adjoint en charge des activités Renouvelables, également responsable des activités de gestion globale de l’énergie et de production nucléaire ;

•Sébastien Arbola, Directeur Général Adjoint en charge des activités FlexGen & Retail, également responsable des activités Hydrogène ;

•Jean-Sébastien Blanc, Directeur Général Adjoint en charge des Ressources Humaines et du Corporate ;

•Frank Demaille, Directeur Général Adjoint en charge de la Transformation et des Géographies ;

•Biljana Kaitovic, Directrice Générale Adjointe en charge du Digital et des Systèmes d’Information ;

•Frank Lacroix, Directeur Général Adjoint en charge des activités Energy Solutions ;

•Cécile Prévieu, Directrice Générale Adjointe en charge des activités Infrastructures ;

•Pierre-François Riolacci, Directeur Général Adjoint en charge des Finances, de la Responsabilité Sociétale d’Entreprise et des Achats ;

•Claire Waysand, Directrice Générale Adjointe en charge du Secrétariat Général, de la Stratégie, de la Recherche & Innovation et de la Communication.

Le Comité de Direction Opérationnel, dénommé OPCOM, chargé des activités opérationnelles, réunit les Directeurs Généraux Adjoints, les Directeurs Généraux des entités, les Directeurs des Global Business Units, des régions et des principaux pays et les responsables des principales directions fonctionnelles.

Il est présidé par la Directrice Générale. L’OPCOM met en œuvre les décisions stratégiques d’ENGIE ; il est également en charge de porter la transformation du Groupe au plus près des géographies.

Conformément à l’article L. 22-10-10-2° du Code de commerce, le rapport sur le gouvernement d’entreprise comprend des “informations sur la manière dont la Société recherche une représentation équilibrée des femmes et des hommes au sein du comité mis en place, le cas échéant, par la Direction Générale en vue de l’assister régulièrement dans l’exercice de ses missions générales et sur les résultats en matière de mixité dans les 10% de postes à plus forte responsabilité. Si la Société n’applique pas une telle politique, le rapport comprend une explication des raisons le justifiant”.

Le “comité mis en place, le cas échéant, par la Direction Générale en vue de l’assister régulièrement dans l’exercice de ses missions générales” correspond au Comex.

S’agissant des 10% de postes à plus forte responsabilité, si le périmètre évoqué par le Code de commerce est celui de la Société, soit ENGIE SA, au regard de l’organisation du Groupe, de sa structure intégrée et de son positionnement dans une trentaine de pays pour un total d’environ 100 000 collaborateurs, il semble plus pertinent de considérer le Groupe dans son ensemble au regard de l’esprit de la loi. ENGIE considère que le périmètre pertinent à retenir pour les 10% de postes à plus forte responsabilité est celui de l’OPCOM.

Le Comex compte 10 membres, dont quatre femmes (40%) et quatre nationalités. Sur proposition de la Direction Générale, le Conseil d’Administration a fixé un objectif que le Comex comprenne au moins 40% de femmes et au moins 40% d’hommes à horizon 2025.

Au 1er janvier 2023, l’OPCOM est composé de 54 membres, dont 19 femmes (35,2%). Il réunit 14 nationalités. Du fait de la nouvelle organisation du Groupe, 22 membres de l’OPCOM ont été nommés en 2022, dont 11 femmes.

Depuis plusieurs années, la politique du Groupe en matière de nomination consiste à renforcer la mixité. Le Groupe veille à développer des viviers de talents mixtes, composés de cadres dirigeants et de hauts potentiels, participant ainsi à la féminisation des deux instances susmentionnées à savoir le Comex et l’OPCOM. Ainsi pour les postes clés du Groupe, la décision finale de nomination est prise à partir d’une liste de candidats comprenant des hommes et des femmes. La plupart des nominations proviennent de ce vivier composé d’environ 530 personnes, dont 37% de femmes.

Ces actions ont pour objectif de permettre de faire évoluer les parcours de carrière et des talents aux profils divers pour disposer à terme d’organes de gouvernance incarnant pleinement la politique de diversité du Groupe.

4.4Rémunération et avantages des membres des organes d’administration et de direction

4.4.1Rémunération des dirigeants mandataires sociaux

La rémunération des dirigeants mandataires sociaux est décidée par le Conseil d’Administration sur proposition du CNRG. Elle fait l’objet d’une présentation et de votes contraignants lors de l’Assemblée Générale annuelle des actionnaires conformément aux articles L. 22-10-8, L. 22-10–9 et L. 22-10-34 du Code de commerce.

La politique de rémunération est revue annuellement par le CNRG et s’appuie notamment sur des études spécifiques.

Dans ses recommandations au Conseil d’Administration, le CNRG veille à proposer une politique de rémunération en conformité avec l’intérêt social et les pratiques des grands groupes internationaux comparables pour des positions similaires, sur la base d’un benchmark réalisé par un cabinet externe comprenant des sociétés du CAC 40 et de l’Eurostoxx 50.

Conformément à l’article 10.6 du Code Afep-Medef, le Président du Conseil d’Administration, ayant la qualité d’Administrateur indépendant, ne perçoit pas de rémunération variable liée à la performance de la Société.

La rémunération des autres dirigeants mandataires sociaux comprend en règle générale :

•une part fixe ; ce montant fixe demeure inchangé pendant la durée du mandat sauf si le Conseil d’Administration, sur proposition du CNRG, en décide autrement ;

•une part variable équilibrée par rapport au total des rémunérations et dont l’objet est de refléter la contribution personnelle du dirigeant au développement du Groupe et à la progression de ses résultats ; et

•une part incitative à long terme soumise à des conditions de performance.

Des critères de performance exigeants sont fixés tant pour la rémunération variable que pour l’intéressement à long terme et maintiennent un lien entre la performance du Groupe et la rémunération de ses dirigeants dans une perspective de court, moyen et long terme, contribuant ainsi à la stratégie et à la pérennité de la Société.

Les politiques de rémunération applicables pour le Président du Conseil et pour la Directrice Générale à compter de 2023 sont mentionnées à la Section 4.4.3.

4.4.1.1Rémunération fixe

Rémunération fixe au titre de 2022

Jean-Pierre Clamadieu, Président du Conseil d’Administration, a perçu une rémunération de 450 000 euros, à laquelle s’ajoute un avantage en nature depuis juillet 2022 de 1 826 euros.

La rémunération annuelle fixe de Catherine MacGregor, Directrice Générale, s’est élevée à 1 000 000 euros, à laquelle s’ajoute un avantage en nature annuel de 6 192 euros.

Rémunération fixe au titre de 2023

Il est renvoyé à la Section 4.4.3.

4.4.1.2Rémunération variable

Rémunération variable au titre de 2021

Jean-Pierre Clamadieu, Président du Conseil d’Administration, n’a perçu aucune rémunération variable au titre de ses fonctions.

S’agissant de Catherine MacGregor, Directrice Générale, la structure de sa rémunération variable annuelle cible versée en 2022 au titre de 2021 est demeurée inchangée et s’élève à un montant de 1 000 000 euros correspondant à 100% de sa rémunération fixe et est plafonnée à 1 400 000 soit 140% de la rémunération fixe. La rémunération variable est décomposée en deux parties : une partie financière (65%) et une partie extra-financière (35%).

Pour la partie financière, les critères retenus sont le RNRpg (25%), le ROC (25%), le free cash-flow (hors GEMS) (25%) et la dette nette économique (25%). Les objectifs cibles financiers pour 2021 ont été fixés par rapport au budget prévisionnel du Groupe tel qu’il a été arrêté par le Conseil d’Administration du 25 février 2021.

Pour la partie extra-financière, figurent :

•la simplification et le renforcement de l’organisation : mise en place de l’organisation, Comex, engagement (30%) ;

•l’efficacité dans la mise en œuvre de la stratégie : EQUANS, stratégie de croissance des GBU, gestion de la performance (40%) ;

•le taux de fréquence des accidents du travail (10%) ;

•les émissions de CO2 liées à la production d’énergie (10%) ;

•la surperformance par rapport à la moyenne du secteur communiquée par chacune des cinq agences de notation suivantes : SAM, Sustainalytics, Vigeo-Eiris, MSCI et CDP Climat (10%).

Lors de sa séance du 14 février 2022, le Conseil d’Administration a, sur proposition du CNRG :

•constaté que le taux de réussite des critères financiers s’élève à 129% (décomposé comme suit : RNRpg par action : 140% ; ROC : 140% ; free cash-flow : 123% ; Dette nette économique : 112%) ;

•établit le taux de réussite des critères extra-financiers à 121% (décomposé comme suit : organisation : 110%, stratégie : 130% ; taux de fréquence des accidents du travail : 140% - voir toutefois la réduction du bonus précisée ci-après ; émissions de CO2 liées à la production d’énergie : 117% ; surperformance en matière de notations RSE : 100%).

Compte tenu des pondérations respectives des critères financiers et extra-financiers, cela a conduit à déterminer le taux global de réussite à 126%, soit un montant de 1 259 000 euros.

Toutefois, compte tenu de la gravité des accidents survenus en 2021 et sur proposition de la Directrice Générale, le Conseil a décidé qu’une réduction de 15% du bonus cible, soit 150 000 euros, sera appliquée sur le bonus à verser en 2022 au titre de 2021 qui sera ainsi ramené de 1 259 000 euros à 1 109 000 euros.

Le montant de la part variable au titre de 2021 s’est ainsi élevé à 1 109 000 euros.

Rémunération variable au titre de 2022

Jean-Pierre Clamadieu, Président du Conseil d’Administration, n’a perçu aucune rémunération variable au titre de ses fonctions.

S’agissant de Catherine MacGregor, Directrice Générale, la structure de sa rémunération variable annuelle cible versée en 2023 au titre de 2022 est demeurée inchangée, elle s’élève à un montant de 1 000 000 euros correspondant à 100% de sa rémunération fixe et est plafonnée à 1 400 000 soit 140% de la rémunération fixe. La rémunération variable est décomposée en deux parties : une partie financière (65%) et une partie extra-financière (35%).

Pour la partie financière, les critères retenus sont le RNRpg (25%), l’EBIT (25%), le free cash-flow - y compris GEMS - (25%) et la dette nette économique (25%). Les objectifs cibles financiers pour 2022 ont été fixés par rapport au budget prévisionnel du Groupe tel qu’il a été arrêté par le Conseil d’Administration du 14 février 2022.

Pour la partie extra-financière, figurent :

•l’organisation et l’engagement : finalisation de la mise en place de l’organisation, engagement des collaborateurs et définition d’un modèle de leadership (35%) ;

•l’efficacité dans la mise en œuvre de la stratégie : plan de croissance des GBU, plan de performance (35%) ;

•la performance sécurité (7,5%) ;

•les émissions de CO2 liées à la production d’énergie (7,5%) ;

•le taux de féminisation des managers recrutés (7,5%) ;

•l’amélioration du rating ESG du Groupe (7,5%).

Lors de sa séance du 20 février 2023, le Conseil d’Administration a, sur proposition du CNRG :

•constaté que le taux de réussite des critères financiers s’élève à 112% (décomposé comme suit : RNRpg : 140% ; EBIT : 140% ; free cash-flow : 113,3% ; Dette nette économique : 54,5%) ;

•établit le taux de réussite des critères extra-financiers à 116,5% (décomposé comme suit : organisation et engagement : 130%, stratégie : 130% ; performance sécurité : 100% ; émissions de CO2 liées à la production d’énergie : 140% ; taux de féminisation des managers recrutés : 0% ; amélioration du rating ESG du Groupe : 100%).

L’appréciation par le Conseil d’administration de la surperformance (130%) des critères extra-financiers relatifs à l’organisation et l’engagement ; et à la stratégie, résulte des constats suivants :

•le contexte de crise énergétique a mis en évidence les enjeux de sécurité d’approvisionnement et d’accessibilité de l’énergie. Tout en se mobilisant pour répondre à ces défis, le management a su poursuivre le déploiement de la feuille de route stratégique arrêtée par le Conseil d’Administration ;

•la définition d’un plan de croissance par Global Business Unit, le recentrage sur les pays clés, l’accélération des investissements dans les énergies renouvelables, les progrès dans la sortie du charbon et les avancées concernant l’avenir des activités nucléaires en Belgique sont parmi les réalisations notables relevées par le Conseil ;

•la mise en œuvre d'une organisation plus industrielle et intégrée du Groupe et la pratique d'une animation managériale plus structurée ont renforcé l'engagement des collaborateurs et la performance, au service d'un pilotage opérationnel plus performant.

Compte tenu des pondérations respectives des critères financiers et extra-financiers, cela a conduit à déterminer le taux global de réussite à 113,6%, soit un montant de part variable de 1 136 000 euros.

Rémunération variable au titre de 2023

Il est renvoyé à la Section 4.4.3.

4.4.1.3Rémunération incitative à long terme (Unités de Performance et Actions de Performance)

Le CNRG, suivant les recommandations du Code Afep-Medef qui visent à inscrire l’action des dirigeants dans la durée, a recommandé au Conseil d’Administration que les dirigeants mandataires sociaux exécutifs bénéficient de rémunérations ayant un caractère incitatif à long terme, à condition qu’elles soient raisonnables et subordonnées à des conditions de performance strictes et comparables à celles des autres bénéficiaires.

Jusqu’en 2021, les plans d’incitation à long terme avaient la forme d’Unités de Performance (UP). Depuis 2022 les UP ont été remplacées par des Actions de Performance (AP).

Le Conseil d’Administration du 14 février 2021 a décidé que cette part ne pourra, à l’attribution initiale, représenter plus de 50% de la rémunération globale (rémunération fixe, variable et Actions de Performance) de la Directrice Générale.

L’attribution à la Directrice Générale à compter de 2022 d’AP, en lieu et place des UP dont elle bénéficiait précédemment, permet ainsi de mener à son terme l’alignement de la part incitative à long terme de la Directrice Générale avec celle des membres du Comex, cadres dirigeants et autres collaborateurs bénéficiaires d’Actions de Performance. Le volume de l’attribution est inchangé (120 000 AP en lieu et place des 120 000 UP).

Unités de Performance au titre de l’exercice 2021

Jean-Pierre Clamadieu, Président du Conseil d’Administration, ne s’est vu attribuer aucune UP au titre de 2021 conformément à la politique de rémunération qui prévoit que la rémunération du Président du Conseil ne comprend pas de rémunération variable annuelle ou pluriannuelle ni aucun dispositif d’intéressement à long terme.

Sur recommandation du CNRG, le Conseil d’Administration a, lors de sa séance du 25 février 2021, attribué 120 000 UP au titre de 2021 à Catherine MacGregor, Directrice Générale. Les UP attribuées au titre de 2021 ont été valorisées à 7,34 euros l’unité.

Actions de Performance au titre de l’exercice 2022

Jean-Pierre Clamadieu, Président du Conseil d’Administration, ne s’est vu attribuer aucune AP au titre de 2022 conformément à la politique de rémunération qui prévoit que la rémunération du Président du Conseil ne comprend pas de rémunération variable annuelle ou pluriannuelle ni aucun dispositif d’intéressement à long terme.

Sur recommandation du CNRG, le Conseil d’Administration du 21 avril 2022 a attribué à la Directrice Générale, conformément à la délégation donnée par l’Assemblée Générale Mixte du 21 avril 2022 aux termes de sa vingt-septième résolution, 120 000 AP en remplacement des UP dont elle bénéficiait précédemment. Les AP attribuées au titre de 2022 ont été valorisées à 8,79 euros l’action à la date d’attribution, soit un montant total de 1 054 800 euros.

Comme l’ensemble des éléments de sa rémunération, l’attribution au titre de l’exercice 2022 sera conditionnée à l’approbation de l’Assemblée Générale des actionnaires qui se tiendra en 2023.

Actions de Performance au titre de l’exercice 2023

Sur recommandation du CNRG, le Conseil d’Administration a, lors de sa séance du 20 février 2023, maintenu inchangée la politique d’attribution d’AP à Catherine MacGregor, Directrice Générale. Au titre de cette politique exposée à la Section 4.4.3.2, le nombre d’Actions de Performance qui seraient attribuées à Catherine MacGregor, Directrice Générale, est de 120 000.

Comme l’ensemble des éléments de sa rémunération, l’attribution au titre de l’exercice 2023 sera conditionnée à l’approbation de l’Assemblée Générale des actionnaires qui se tiendra en 2024.

4.4.1.4Régime de retraite

Jean-Pierre Clamadieu ne bénéficie d’aucun régime de retraite supplémentaire au titre de ses fonctions de Président du Conseil d’Administration.

Catherine MacGregor, Directrice Générale, bénéficie d’un système de retraite supplémentaire dans lequel l’entreprise ne garantit pas de niveau de retraite mais verse un abondement annuel composé pour moitié de cotisations versées à un organisme tiers dans le cadre d’un régime facultatif de retraite à cotisations définies (article 82 du Code général des impôts) et pour moitié d’une somme en numéraire, compte tenu de la fiscalisation immédiate à l’entrée de ce dispositif. L’abondement correspond à un coefficient de 25% de la somme de la rémunération fixe et de la rémunération variable réelle due au titre de l’année considérée. Il dépendra ainsi des performances de l’entreprise puisque l’assiette de calcul intègre la part variable liée aux résultats du Groupe. La Directrice Générale bénéficie également du régime de retraite obligatoire (article 83 du Code général des impôts) applicable à l’ensemble des cadres dirigeants du Groupe.

4.4.1.5Contrat de travail, retraites spécifiques, indemnités de départ et clause
de non-concurrence

Tableau 11 - Position-recommandation AMF - DOC-2021-02 (Annexe 2)

| Contrat de travail | Régime de retraite supplémentaire | Indemnités ou avantages dus ou susceptibles d’être dus à raison de la cessation ou du changement de fonctions | Indemnités relatives à une clause de non-concurrence
Jean-Pierre Clamadieu Président | Non | Non | Non | Non
Catherine MacGregor Directrice Générale | Non | voir 4.4.1.4 | voir ci-dessous | voir ci-dessous

En cas de départ du Groupe, la Directrice Générale sera tenue par un engagement de non-concurrence d’un an à compter de la fin du mandat et rémunéré à hauteur d’une année de rémunération payable en douze mensualités. Le Conseil d’Administration pourra, au moment du départ du dirigeant, renoncer à l’application de cette clause.

En cas de départ contraint ne faisant pas suite à une faute grave du dirigeant mandataire social et quelle que soit la forme que revêt ce départ, la Directrice Générale bénéficiera d’une indemnité de deux années de rémunération qui ne sera due que si les conditions de performance assortissant la part variable annuelle des deux années qui précèdent l’année du départ ont été atteintes à au moins 90% en moyenne.

Pour le surplus, l’ensemble des prescriptions du Code Afep–Medef sont applicables à l’engagement de non–concurrence et aux indemnités de départ, notamment s’agissant du cumul de ces deux indemnités qui ne pourra dépasser deux années de rémunération. Par “année de rémunération” au sens de la clause de non-concurrence et des indemnités de départ visées ci-avant, il faut entendre la dernière rémunération annuelle fixe augmentée de la rémunération variable annuelle payée calculée sur la moyenne des rémunérations variables annuelles payées au titre des deux années qui précèdent l’année du départ.

4.4.1.6Récapitulatif des rémunérations de chaque dirigeant mandataire social

En euros | 2022 | 2021
Montants attribués au titre de 2022 | Montants versés en 2022 | Montants attribués au titre de 2021 | Montants versés en 2021
Jean-Pierre Clamadieu Président |  |  |  |
Rémunération fixe | 450 000 | 450 000 | 450 000 | 450 000
Rémunération variable | 0 | 0 | 0 | 0
Abondement dédié à la retraite | 0 | 0 | 0 | 0
Rémunération exceptionnelle | 0 | 0 | 0 | 0
Rémunération d’Administrateur | 0 | 0 | 0 | 0
Avantages en nature | 1 826 (1) | 1 826 24 | 0 | 0
TOTAL | 451 826 | 451 826 | 450 000 | 450 000

En euros | 2022 | 2021
Montants attribués au titre de 2022 | Montants versés en 2022 | Montants attribués au titre de 2021 | Montants versés en 2021
Catherine MacGregor Directrice Générale |  |  |  |
Rémunération fixe | 1 000 000 | 1 000 000 | 1 000 000 | 1 000 000
Rémunération variable | 1 136 000 | 1 109 000 | 1 109 000 | 0
Abondement dédié à la retraite | 534 000 | 527 250 | 527 250 | 0
Rémunération exceptionnelle | 0 | 0 | 0 | 0
Rémunération d’Administrateur | 0 | 0 | 0 | 0
Avantages en nature | 6 192 | 6 192 | 4 060 | 4 060
TOTAL | 2 676 192 | 2 642 442 | 2 640 310 | 1 004 060

4.4.1.7Synthèse des éléments de rémunération de chaque dirigeant mandataire social

En euros | 2022 | 2021
Jean-Pierre Clamadieu Président |  |
Rémunérations attribuées au titre de l’exercice (détaillées au tableau précédent) | 451 826 | 450 000
Valorisation des Options attribuées au titre de l’exercice | 0 | 0
Valorisation des Actions de Performance attribuées au titre de l’exercice | 0 | 0
Valorisation des Unités de Performance attribuées au titre de l’exercice | 0 | 0
TOTAL | 451 826 | 450 000

En euros | 2022 | 2021
Catherine MacGregor Directrice Générale |  |
Rémunérations attribuées au titre de l’exercice (détaillées au tableau précédent) | 2 676 192 | 2 640 310
Valorisation des Options attribuées au titre de l’exercice | 0 | 0
Valorisation des Actions de Performance attribuées au titre de l’exercice | 1 054 800 | 0
Valorisation des Unités de Performance attribuées au titre de l’exercice | 0 | 880 800
TOTAL | 3 730 992 | 3 521 110

La valorisation des Unités de Performance (UP), réalisée sur base d’un modèle fourni par un cabinet externe spécialisé, est fondée sur une approche commune à toutes ses entreprises clientes afin d’obtenir des valorisations comparables. Elle utilise les paramètres et hypothèses conformes aux préconisations des normes IFRS, mais prend en compte toutes les éventuelles conditions de performance (externes et internes), et non pas uniquement les conditions de performance dites “de marché” comme dans les normes IFRS 2. Cette valorisation tient compte également du cours de l’action, du taux de dividende annuel attendu, de la volatilité historique de l’action, du taux sans risque, d’une maturité à trois ans et d’une durée d’acquisition de trois ans et de la durée d’exercice qui est de trois ans. Ainsi la valorisation unitaire retenue est de 11,15 euros pour l’attribution au titre de 2014, de 9,69 euros pour l’attribution au titre de 2015, de 7,73 euros au titre de 2016, de 6,09 euros au titre de 2017, de 6,58 euros au titre de 2018, de 7,84 euros au titre de 2019 et de 7,34 euros au titre de 2021.

Cette valorisation est théorique, dans la mesure où l’acquisition effective des UP (plusieurs années après leur attribution) dépend de la réalisation de conditions de performance strictes et exigeantes.

Les Actions de Performance attribuées au titre de 2022 ont été valorisées à 8,79 euros l’action selon la norme IFRS2, soit un montant total de 1 054 800 euros.

4.4.1.8Éléments de la rémunération versés au cours de l’exercice 2022 ou attribués
au titre du même exercice à chaque dirigeant mandataire social de la Société,
soumis au vote des actionnaires

Conformément à l’article L. 22-10-34 II du Code de commerce, l’Assemblée Générale des actionnaires du 26 avril 2023 statuera sur les éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés au cours ou attribués au titre de l’exercice 2022 à Jean-Pierre Clamadieu, Président du Conseil d’Administration et à Catherine MacGregor, Directrice Générale.

Les éléments de rémunération variables ou exceptionnels attribués au titre de l’exercice 2022 ne peuvent être versés qu’après approbation par l’Assemblée Générale.

4.4.1.8.1Éléments de la rémunération versés au cours de l’exercice 2022 ou attribués au titre de l’exercice 2022 à Jean-Pierre Clamadieu, Président du Conseil

Éléments de rémunération | Montants versés au cours de l’exercice 2022 | Montants attribués au titre de l’exercice 2022 | Commentaires
Rémunération fixe | 450 000 € | 450 000 € | La rémunération annuelle fixe de Jean-Pierre Clamadieu s’élève à 450 000 €.
Rémunération variable annuelle | Néant | Néant | Jean-Pierre Clamadieu ne bénéficie d’aucune rémunération variable annuelle.
Abondement dédié à la retraite | Néant | Néant | Jean-Pierre Clamadieu ne bénéficie d’aucun abondement dédié à la retraite.
Rémunération variable pluriannuelle | Néant | Néant | Jean-Pierre Clamadieu ne bénéficie d’aucune rémunération variable pluriannuelle.
Rémunération d’Administrateur | Néant | Néant | Jean-Pierre Clamadieu ne perçoit pas de rémunération à raison de son mandat d’Administrateur.
Rémunération exceptionnelle | Néant | Néant | Jean-Pierre Clamadieu ne bénéficie d’aucune rémunération exceptionnelle.
Attribution de stock-options, d’Actions de Performance ou d’autre élément de rémunération de long terme | Néant | Néant | Jean-Pierre Clamadieu ne bénéficie d’aucune attribution de stock-option, d’Action de Performance ou d’autre élément de rémunération de long terme.
Indemnité de prise ou de cessation de fonctions | Néant | Néant | Jean-Pierre Clamadieu ne bénéficie d’aucune indemnité de prise ou de cessation de fonction.
Régime de retraite supplémentaire | Néant | Néant | Jean-Pierre Clamadieu ne bénéficie d’aucun régime de retraite supplémentaire.
Avantages de toute nature | 1 826 € | 1 826 € | Jean-Pierre Clamadieu a bénéficié d’un véhicule de fonction depuis juillet 2022.

4.4.1.8.2Éléments de la rémunération versés au cours de l’exercice 2022 ou attribués au titre de l’exercice 2022 à Catherine MacGregor, Directrice Générale

Éléments de rémunération | Montants versés au cours de l’exercice 2022 | Montants attribués au titre de l’exercice 2022 | Commentaires
Rémunération fixe | 1 000 000€ | 1 000 000€ | La rémunération fixe de Catherine MacGregor a été fixée à 1 000 000 €.
Rémunération variable annuelle | 1 109 000 € | 1 136 000 € | La rémunération variable annuelle cible à verser en 2023 au titre de 2022 s’élève à 100% de la rémunération fixe (1 000 000 euros) pour un taux d’atteinte des objectifs de 100% avec un maximum de 140% de la rémunération fixe (1 400 000 euros) en cas de dépassement des objectifs fixés. Elle est décomposée en deux parties : une partie financière (65%) et une partie extra-financière (35%). Pour la partie financière, les critères retenus sont le RNRpg (25%), l’EBIT (25%), le free cash-flow - y compris GEMS - (25%) et la dette nette économique (25%). Les objectifs cibles financiers pour 2022 ont été fixés par rapport au budget prévisionnel du Groupe tel qu’il a été arrêté par le Conseil d’Administration du 14 février 2022. Pour la partie extra-financière, figurent : •l’organisation et l’engagement : finalisation de la mise en place de l’organisation, engagement des collaborateurs et définition d’un modèle de leadership (35%) ; •l’efficacité dans la mise en œuvre de la stratégie : plan de croissance des GBU, plan de performance (35%) ; •la performance sécurité (7,5%) ; •les émissions de CO2 liées à la production d’énergie (7,5%) ; •le taux de féminisation des managers recrutés (7,5%) ; • l’amélioration du rating ESG du Groupe (7,5%). Lors de sa séance du 20 février 2023, le Conseil d’Administration a, sur proposition du CNRG : •constaté que le taux de réussite des critères financiers s’élève à 112% (décomposé comme suit : RNRpg : 140 % ; EBIT : 140% ; free cash-flow : 113,3% ; dette nette économique : 54,5%) ; •établi le taux de réussite des critères extra-financiers à 116,5% (décomposé comme suit : organisation et engagement : 130% , stratégie : 130% ; performance sécurité : 100% ; émissions de CO2 liées à la production d’énergie : 140% ; taux de féminisation des managers recrutés : 0% ; amélioration du rating ESG du Groupe : 100%). L’appréciation par le Conseil d’administration de la surperformance (130%) des critères extra-financiers relatifs à l’organisation et l’engagement ; et à la stratégie, résulte des constats suivants : •le contexte de crise énergétique a mis en évidence les enjeux de sécurité d’approvisionnement et d’accessibilité de l’énergie,. Tout en se mobilisant pour répondre à ces défis, le management a su poursuivre le déploiement de la feuille de route stratégique arrêtée par le Conseil d’Administration ; •la définition d’un plan de croissance par Global Business Unit, le recentrage sur les pays clés, l’accélération des investissements dans les énergies renouvelables, les progrès dans la sortie du charbon et les avancées concernant l’avenir des activités nucléaires en Belgique sont parmi les réalisations notables relevées par le Conseil ; •la mise en œuvre d'une organisation plus industrielle et intégrée du Groupe et la pratique d'une animation managériale plus structurée ont renforcé l'engagement des collaborateurs et la performance, au service d'un pilotage opérationnel plus performant. Compte tenu des pondérations respectives des critères financiers et extra-financiers, cela a conduit à déterminer le taux global de réussite à 113,6%, soit un montant de 1 136 000 euros. Ce montant de part variable au titre de 2022 ne sera versé à Catherine MacGregor que sous condition du vote favorable des actionnaires lors de l’Assemblée Générale du 26 avril 2023.
Rémunération variable pluriannuelle | Néant | Néant | Catherine MacGregor n’a bénéficié d’aucune rémunération variable pluriannuelle.
Rémunération d’Administrateur | Néant | Néant | Catherine MacGregor n’a pas perçu de rémunération à raison de son mandat d’Administrateur.
Rémunération exceptionnelle | Néant | Néant | Catherine MacGregor n’a bénéficié d’aucune rémunération exceptionnelle.
Attribution de stock-options, d’Actions de Performance ou d’autre élément de rémunération de long terme | Valorisation : 880 800 € | Valorisation : 1 054 800 € | Catherine MacGregor a bénéficié de l’attribution de 120 000 Actions de Performance au titre de 2022 (voir note sur cette valorisation théorique à la Section 4.4.1.7 du Document d’enregistrement universel 2022).
Indemnité de prise ou de cessation de fonctions | Néant | Néant | En cas de départ du Groupe, l’ancienne Directrice Générale sera tenue par un engagement de non-concurrence d’un an à compter de la fin du mandat et rémunéré à hauteur d’une année de rémunération payable en douze mensualités. Le Conseil d’Administration pourra, au moment du départ du dirigeant, renoncer à l’application de cette clause. En cas de départ contraint ne faisant pas suite à une faute grave du dirigeant mandataire social et quelle que soit la forme que revêt ce départ, la Directrice Générale bénéficiera d’une indemnité de deux années de rémunération qui ne sera due que si les conditions de performance assortissant la part variable annuelle des deux années qui précèdent l’année du départ ont été atteintes à au moins 90% en moyenne. Pour le surplus, l’ensemble des prescriptions du Code Afep-Medef est applicable à l’engagement de non-concurrence et aux indemnités de départ, notamment s’agissant du cumul de ces deux indemnités qui ne pourra dépasser deux années de rémunération. Par “année de rémunération” au sens de la clause de non-concurrence et des indemnités de départ visées ci-avant, il faut entendre la dernière rémunération annuelle fixe augmentée de la rémunération variable annuelle payée calculée sur la moyenne des rémunérations variables annuelles payées au titre des deux années qui précèdent l’année du départ.
Régimes de retraite supplémentaire | 527 250 € | 534 000 € | La Directrice Générale bénéficie d’un système de retraite supplémentaire dans lequel l’entreprise ne garantit pas de niveau de retraite mais verse un abondement annuel composé pour moitié de cotisations versées à un organisme tiers dans le cadre d’un régime facultatif de retraite à cotisations définies (article 82) et pour moitié d’une somme en numéraire, compte tenu de la fiscalisation immédiate à l’entrée de ce dispositif. L’abondement correspond à un coefficient de 25% de la somme de la rémunération fixe et de la rémunération variable réelle due au titre de l’année considérée. Il dépendra ainsi des performances de l’entreprise puisque l’assiette de calcul intègre la part variable liée aux résultats du Groupe. Au titre de 2022, cet abondement s’élève à 534 000 euros et sera versé en 2023 sous réserve du vote favorable des actionnaires lors de l’Assemblée Générale du 26 avril 2023. La Directrice Générale bénéficie également du régime de retraite obligatoire (article 83) applicable à l’ensemble des cadres dirigeants du Groupe. Le montant de la cotisation (article 83) au titre de 2022 s’élève à 26 327 euros.
Avantages de toute nature | 6 192 € | 6 192 € | Catherine MacGregor a bénéficié d’un véhicule de fonction.

4.4.1.9Tableaux de comparaison du niveau de rémunération des dirigeants mandataires sociaux au regard de la rémunération des salariés – Évolutions annuelles des performances et des rémunérations

Les calculs de ratios d’équité ont été réalisés en prenant en compte les nouvelles lignes directives publiées par l’AFEP en février 2021. Ils sont effectués par fonctions existantes en 2022 : Président et Directeur Général.

Calcul du numérateur : la rémunération considérée pour chaque mandataire social comprend la rémunération fixe versée en N, le variable versé en N au titre de N-1, les primes et avantages en nature divers à l’exclusion des primes d’indemnité de rupture, les Actions de Performance et Unités de Performance attribuées en N en valorisation IFRS, à l’exclusion des éléments relatifs aux retraites d’entreprise.

Calcul du dénominateur : la société mère ENGIE SA n’est pas représentative tant des effectifs que de l’activité du Groupe. Le dénominateur est donc la rémunération moyenne au périmètre France des salariés CDI+CDD dénombrés en Equivalent Temps Plein hors alternants. Avant 2021, avaient été exclues deux entités ayant fait l’objet de cessions : GNL et E&P. En 2022, une modification de périmètre importante est à noter, EQUANS n’étant pas inclus dans les données présentées pour 2022.

La rémunération moyenne a été calculée à partir des données agrégées du Reporting Social Groupe ; s’agissant d’un Groupe constitué de plusieurs sociétés ayant des systèmes de paye différents, la rémunération médiane n’est pas calculable en l’absence de données individuelles de rémunération.

Pour le Groupe, le ratio d’équité pertinent est celui comparant la rémunération totale du Président et celle du Directeur Général à la rémunération moyenne de celle de l’ensemble des salariés en France.

Multiples de rémunération pour la fonction de Président

Tableau des ratios au titre du I. 6° et 7° de l’article L. 22-10-9 du Code de commerce (1)

En euros | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 (2)
Rémunération de la Fonction Président : Jean-Pierre Clamadieu à compter du 18/05/2018 - Auparavant Gérard Mestrallet était Président | 350 000 | 433 064 | 450 000 | 450 000 | 451 826
évolution par rapport à l’exercice précédent |  | 24% | 4% | 0% | 0,4%
Informations sur le périmètre de la société cotée - non représentative au sens de l’activité et du nombre de salariés |
Rémunération moyenne des salariés | 73 875 | 73 845 | 76 791 | 77 142 | 80 849
évolution par rapport à l’exercice précédent | 2% | 0% | 4% | 0% | 5%
Rémunération médiane des salariés | 66 175 | 66 487 | 72 571 | 66 967 | 67 673
Ratio par rapport à la rémunération moyenne des salariés | - | - | - | - | -
évolution par rapport à l’exercice précédent | - | - | - | - | -
Ratio par rapport à la rémunération médiane des salariés | - | - | - | - | -
évolution par rapport à l’exercice précédent | - | - | - | - | -
Informations complémentaires sur le périmètre élargi France (2) |
Rémunération moyenne des salariés | 46 307 | 46 476 | 46 870 | 48 278 | 57 997
évolution par rapport à l’exercice précédent | 2% | 0% | 1% | 3% | 18%
Rémunération médiane des salariés | Non disponible
Ratio par rapport à la rémunération moyenne des salariés | 7,6 | 9,3 | 9,6 | 9,3 | 7,9
évolution par rapport à l’exercice précédent |  | 23% | 3% | -3% | -15%
Ratio par rapport à la rémunération médiane des salariés | Non calculable
évolution par rapport à l’exercice précédent | - | - | - | - | -
Performance de la société |
COI croissance organique | 5% | 14% | -16% | 47% | 43%
évolution par rapport à l’exercice précédent | 0% | 180% | -214% | 194% | -9%
ROCE | 6,50% | 6,10% | 5,45% | 8,90% | 12,60%
évolution par rapport à l’exercice précédent | 3% | -6% | -11% | 63% | 42%
RN récurrent part du Groupe hors EQUANS (Mds€) | 2,38 | 2,46 | 1,70 | 3,20 | 5,22
évolution par rapport à l’exercice précédent | -6% | 3% | -31% | 85% | 65%

Multiples de rémunération pour la fonction de Directeur Général

Tableau des ratios au titre du I. 6° et 7° de l’article L.22-10-9 du Code de commerce (1)

Exercice N-1 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 (2)
Rémunération de la Fonction DG : Isabelle Kocher du 3 mai 2016 au 24 février 2020 puis Claire Waysand par intérim à partir du 24 février 2020 au 31 décembre 2020 puis Catherine MacGregor depuis le 1er janvier 2021 | 2 550 142 | 2 588 572 | 1 287 669 | 2 608 350 | 3 169 992
évolution par rapport à l’exercice précédent | 10% | 2% | -50% | 103% | 22%
Informations sur le périmètre de la société cotée - non représentative au sens de l’activité et du nombre de salariés |
Rémunération moyenne des salariés | 73 875 | 73 845 | 76 791 | 77 142 | 80 849
évolution par rapport à l’exercice précédent | 2% | 0% | 4% | 0% | 5%
Rémunération médiane des salariés | 66 175 | 66 487 | 72 571 | 66 967 | 67 673
Ratio par rapport à la rémunération moyenne des salariés | - | - | - | - | -
évolution par rapport à l’exercice précédent | - | - | - | - | -
Ratio par rapport à la rémunération médiane des salariés | - | - | - | - | -
évolution par rapport à l’exercice précédent | - | - | - | - | -
Informations complémentaires sur le périmètre élargi France |
Rémunération moyenne des salariés | 46 307 | 46 476 | 46 870 | 48 278 | 56 997
évolution par rapport à l’exercice précédent | 2% | 0% | 1% | 3% | 18%
Rémunération médiane des salariés | Non disponible
Ratio par rapport à la rémunération moyenne des salariés | 55,1 | 55,7 | 27,5 | 54,0 | 55,6
évolution par rapport à l’exercice précédent | 8% | 1% | -51% | 97% | 3%
Ratio par rapport à la rémunération médiane des salariés | Non calculable
évolution par rapport à l’exercice précédent | - | - | - | - | -
Performance de la société |
COI croissance organique | 5% | 14% | -16% | 47% | 43%
évolution par rapport à l’exercice précédent | 0% | 180% | -214% | 194% | -9%
ROCE | 6,50% | 6,10% | 5,45% | 8,90% | 12,60%
évolution par rapport à l’exercice précédent | 3% | -6% | -11% | 63% | 42%
RN récurrent part du Groupe hors E&P et GNL (Mds€) | 2,38 | 2,46 | 1,70 | 3,20 | 5,22
évolution par rapport à l’exercice précédent | -6% | 3% | -31% | 85% | 65%

4.4.2Rémunération des mandataires sociaux

Les rémunérations des mandataires sociaux ci-dessous seront soumises à l’approbation de l’Assemblée Générale Ordinaire Annuelle des Actionnaires qui se tiendra le 26 avril 2023, conformément à l’article L. 22-10-9 du Code de commerce.

Pour rappel, sur proposition du Conseil d’Administration, l’Assemblée Générale fixe le montant global de l’enveloppe annuelle de la rémunération des Administrateurs, à répartir par le Conseil entre ses membres.

Le Conseil d’Administration du 11 décembre 2013, sur recommandation du Comité des Nominations et des Rémunérations, a fait évoluer les règles de répartition de l’enveloppe annuelle fixée par l’Assemblée Générale du 16 juillet 2008 d’un montant, inchangé depuis 2008, de 1,4 million d’euros, selon un système de distribution individuelle, alliant une part fixe à une part variable prépondérante en fonction de la présence des Administrateurs aux séances du Conseil et à celles des comités du Conseil, conformément à l’article 22.1 du Code Afep-Medef.

Les règles de répartition appliquées sont présentées ci-après. Elles sont inchangées en 2022 par rapport à 2021. Elles ont été modifiées pour la dernière fois le 29 juillet 2019. Il est rappelé que les dirigeants mandataires sociaux ne perçoivent pas de rémunération au titre de leur participation au Conseil d’Administration.

Administrateur | Part fixe | 15 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 55 000 euros (1), si 100% de présence
Comité d’Audit | Président | Part fixe | 15 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 44 000 euros (1), si 100% de présence
Membre du Comité | Part fixe | 5 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 22 000 euros (1), si 100% de présence
CSIT | Président (2) | Part fixe | 10 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 27 500 euros (1), si 100% de présence
Membre du Comité | Part fixe | 5 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 16 500 euros (1), si 100% de présence
CEEDD | Président | Part fixe | 10 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 22 000 euros (1), si 100% de présence
Membre du Comité | Part fixe | 5 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 16 500 euros (1), si 100% de présence
CNRG | Président | Part fixe | 10 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 22 000 euros (1), si 100% de présence
Membre du Comité | Part fixe | 5 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 16 500 euros (1), si 100% de présence

4.4.2.1 Rémunération des Administrateurs désignés par l’Assemblée Générale des actionnaires

Il a été versé, au titre de l’exercice 2022, aux mandataires sociaux non dirigeants les rémunérations figurant au tableau ci-après, étant précisé que, sauf autre indication, aucune autre rémunération ne leur a été versée de la part de la Société ou de la part des sociétés contrôlées au titre dudit exercice.

En euros | Exercice 2022 (1) | Exercice 2021 (1)
Fabrice Brégier | 91 500 (2) | 91 500 (2)
Marie-Claire Daveu (3) | 65 125 (2) | -
Patrice Durand (4) | 77 775 (2) (5) | 77 775 (2) (5)
Mari-Noëlle Jégo-Laveissière (4) | 77 775 (2) (5) | 75 812 (2) (5)
Françoise Malrieu | 150 500 (2) | 150 500 (2)
Ross McInnes | 150 500 (2) | 150 500 (2)
Marie-José Nadeau | 205 216 (6) | 177 087 (6)
Lord Peter Ricketts of Shortlands | 102 893 (6) | 96 048 (6)
Total | 921 284 | 819 222

4.4.2.2Rémunération de l’Administrateur représentant de l’État et les Administrateurs élus
par l’Assemblée Générale sur proposition de l’État

L’Administratrice représentante de l’État, en sa qualité d’agent public, Stéphanie Besnier n’a perçu, personnellement, aucune rémunération de la part de la Société ou de la part des sociétés contrôlées par la Société au titre de son mandat en 2022, conformément à l’article 5 de l’ordonnance n° 2014-948 du 20 août 2014 relative à la gouvernance et aux opérations sur le capital des sociétés à participation publique.

Les Administrateurs du secteur privé, nommés par l’Assemblée Générale sur proposition de l’État, à savoir Mari–Noëlle Jégo-Laveissière et Patrice Durand, ont perçu 85% du montant de leurs rémunérations dues à raison de leurs mandats d’Administrateurs, en vertu de l’arrêté du 28 décembre 2014, tel que modifié par l’arrêté du 5 janvier 2018, pris en application de l’article 6 de l’ordonnance n° 2014-948 du 20 août 2014 relative à la gouvernance et aux opérations sur le capital des sociétés à participation publique (voir tableau ci-dessus).

Il est précisé, compte tenu de ce qui précède, que le solde de la rémunération des Administrateurs correspondant à ces mandats, soit la somme de 163 050 euros, est versée directement au Trésor Public en application de la réglementation.

4.4.2.3Rémunération des Administrateurs représentant les salariés et les salariés actionnaires

Les Administrateurs représentant les salariés et les salariés actionnaires au sein du Conseil d’Administration d’ENGIE n’ont perçu aucune rémunération (rémunération à raison du mandat d’Administrateur ou autre) de la part de la Société ou de la part des sociétés contrôlées par la Société en contrepartie de l’exercice de leurs mandats d’Administrateur.

Il s’agit de Christophe Agogué, Alain Beullier25, Jacinthe Delage, Yoan Kosnar26, Philippe Lepage(1) et Magali Viot (2).

4.4.3Politique de rémunération des dirigeants mandataires sociaux

La politique de rémunération des dirigeants mandataires sociaux est décidée par le Conseil d’Administration sur proposition du CNRG. Elle fera l’objet d’une présentation et d'un vote lors de l’Assemblée Générale annuelle des actionnaires du 26 avril 2023 conformément à l’article L. 22-10-8 du Code de commerce.

La politique de rémunération est revue annuellement par le CNRG et s’appuie notamment sur des études spécifiques.

Conformément à l’article 3.3.1 du Règlement intérieur du Conseil, les dirigeants mandataires sociaux n’assistent pas aux réunions du CNRG pour les questions qui les concernent.

Dans ses recommandations au Conseil d’Administration, le CNRG veille à proposer une politique de rémunération en conformité avec l’intérêt social et les pratiques des grands groupes internationaux comparables pour des positions similaires, sur la base d’un benchmark réalisé par un cabinet externe comprenant des sociétés du CAC40 et de l'Eurostoxx 50.

Conformément à l’article 10.6 du Code Afep-Medef, le Président du Conseil d’Administration, ayant la qualité d’Administrateur indépendant, ne perçoit pas de rémunération variable liée à la performance de la Société.

La rémunération des autres dirigeants mandataires sociaux comprend en règle générale :

•une part fixe ; ce montant fixe demeure inchangé pendant la durée du mandat sauf si le Conseil d’Administration, sur proposition du CNRG, en décide autrement ;

•une part variable équilibrée par rapport au total des rémunérations et dont l’objet est de refléter la contribution personnelle du dirigeant au développement du Groupe et à la progression de ses résultats ; et

•une part incitative à long terme soumise à conditions de performance.

Des critères de performance exigeants sont fixés tant pour la rémunération variable que pour l’intéressement à long terme et maintiennent un lien entre la performance du Groupe et la rémunération de ses dirigeants dans une perspective de court, moyen et long termes, contribuant ainsi à la stratégie et à la pérennité de la Société.

Si le taux d’approbation de la politique de rémunération lors de la dernière Assemblée Générale des actionnaires est inférieur à 80%, le CNRG examine le sens du vote des actionnaires s’étant opposé à l’approbation de cette politique et les suites éventuelles à donner à leur vote.

4.4.3.1Politique de rémunération du Président du Conseil au titre de 2023

La rémunération du Président du Conseil d’Administration au titre de 2023 reste inchangée par rapport à 2022. Elle comprend une rémunération fixe annuelle. Elle ne comprend aucune rémunération variable annuelle ou pluriannuelle ni aucun dispositif d’intéressement à long terme.

La rémunération annuelle fixe s’élève à 450 000 euros.

Conformément à la politique actuelle, les dirigeants mandataires sociaux ne perçoivent pas de rémunération en raison de leur participation aux travaux du Conseil et de ses Comités.

Le Président du Conseil bénéficie d’une couverture prévoyance et d’une couverture frais de santé.

Il bénéficie d’un véhicule de fonction.

4.4.3.2Politique de rémunération du Directeur Général au titre de 2023

La rémunération du Directeur Général comprend une part fixe, une part variable annuelle et une part incitative à long terme.

La part fixe s’élève à 1 000 000 euros. Elle a été définie en fonction du rôle, de l’expérience et du marché de référence du Directeur Général, eu égard notamment aux rémunérations fixes attribuées aux dirigeants mandataires sociaux exécutifs de groupes dont la taille et l’envergure sont similaires à ceux d’ENGIE et plus généralement sur la base du benchmark précité. Elle demeure inchangée pendant la durée du mandat, qui est de quatre ans, sauf si le Conseil d’Administration, sur proposition du CNRG, en décide autrement eu égard notamment au contexte de marché, aux évolutions éventuelles du profil d’ENGIE et à l’évolution de la rémunération des salariés du Groupe.

La part variable annuelle a pour objet de refléter la contribution personnelle du dirigeant au développement du Groupe et à la progression de ses résultats. Elle est équilibrée par rapport à la partie fixe et déterminée sous la forme d’un pourcentage de la rémunération fixe.

La part variable annuelle cible s’élève à 100% de la rémunération fixe (1 000 000 euros) pour un taux d’atteinte des objectifs de 100% avec un maximum de 140% de la rémunération fixe (1 400 000 euros) en cas de dépassement des objectifs fixés.

Elle est assortie de critères permettant l’évaluation faite annuellement de la performance du Directeur Général reposant à hauteur de 65% sur des critères financiers visant à rémunérer la performance économique et à hauteur de 35% sur des critères extra-financiers dont au moins un critère quantifiable reflétant les objectifs RSE du Groupe, en cohérence avec la raison d’être statutaire d’ENGIE.

Pour la partie financière, les critères retenus sont le RNRpg (25%), l’EBIT (25%), le free cash-flow - y compris GEMS - (25%) et la dette nette économique (25%). Les objectifs cibles financiers pour 2023 ont été fixés par rapport au budget prévisionnel du Groupe tel qu’il a été arrêté par le Conseil d’Administration du 20 février 2023.

La partie extra-financière a trait à l'avancée du travail sur les objectifs stratégiques du Groupe (à hauteur de 35%), aux priorités du Groupe en 2023 (35%) et à des critères RSE quantifiables (30%).

Le travail sur les objectifs stratégiques du Groupe doit notamment porter sur l’avenir des activités nucléaires en Belgique, l’approfondissement de la feuille de route moyen terme vers la neutralité carbone en 2045 et sur une communication permettant une meilleure appréhension des activités du Groupe,

Les priorités opérationnelles en 2023 couvrent le déploiement de One Safety (plan sur la santé-sécurité), l’accélération de la croissance dans la transition énergétique, le développement des talents et le positionnement des chaînes d’approvisionnement comme levier stratégique.

Dans les critères RSE figurent la poursuite de l’amélioration de la performance sécurité par rapport à 2022, la réduction des émissions de CO2 liées à la production d’énergie (en ligne avec la trajectoire établie aux fins d’atteindre l’objectif 2030) et un taux de féminisation de 35% des managers recrutés. Ces trois critères comptent pour 30% de la partie extra-financière et reçoivent chacun une pondération identique.

La part incitative à long terme du Directeur Général prend la forme d’Actions de Performance soumises aux mêmes conditions de performance que celles assortissant les plans d’Actions de Performance en faveur de certains salariés. Ces conditions de performance sont toutes précises et quantifiées. Elles incluent au moins une condition de performance extra-financière reflétant les objectifs RSE du Groupe, en cohérence avec la raison d’être statutaire de la Société. Cette part incitative à long terme vise à inciter le dirigeant à inscrire son action dans le long terme ainsi qu’à le fidéliser et à favoriser l’alignement de ses intérêts avec l’intérêt social de l’entreprise et l’intérêt des actionnaires. Cette part ne peut, à l’attribution initiale, représenter plus de 50% de la rémunération globale du dirigeant.

Conformément à l’article 26.3.3 du Code Afep-Medef, le Directeur Général s’engage formellement à ne pas recourir à des mécanismes de couverture de ces Actions de Performance. Il est rappelé que le Directeur Général a pour objectif de constituer un portefeuille d’actions ENGIE correspondant à deux années de rémunération fixe, soit 2 000 000 euros. Jusqu’à l’atteinte de cet objectif de détention, deux tiers des Actions de Performance acquises par le Directeur Général demeurent incessibles. Au 31 décembre 2022, la Directrice Générale détenait 55 000 actions ENGIE acquises à titre personnel.

Les conditions de performance financières sont relatives à la croissance du résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg) sur deux ans par rapport à un panel de référence, ci-après le “Panel” (comptant pour 25% du total des conditions de performance), à l’évolution du Total Shareholder Return (TSR) (performance boursière, dividende réinvesti) sur trois ans par rapport à ce même Panel (comptant pour 25%), ainsi qu’au retour sur capitaux employés (ROCE) figurant au Plan d’Affaires à Moyen Terme (PAMT) arrêté par le Conseil d’Administration au pro forma (comptant pour 30%).

Le Panel retenu pour l’appréciation relative de la croissance du RNRpg et du TSR est composé des sociétés EDP, ENEL, Iberdrola, Naturgy, Snam et RWE, chacune de ces sociétés recevant une pondération identique.

Pour l’appréciation de la condition de performance relative à la croissance du RNRpg, la croissance sera calculée comme le ratio du RNRpg des douze mois précédant le 30 juin de l’année d’échéance du plan par le RNRpg des 12 mois précédant le 30 juin de la première année de mesure de la performance. Pour l’appréciation de la condition de performance relative au TSR sur trois ans (performance boursière, dividende réinvesti), afin de lisser des effets éventuels de volatilité (aubaine ou perte), le TSR sera calculé en prenant les moyennes des TSR trois ans pour ENGIE et pour les sociétés du Panel sur une durée de deux mois, se terminant au moins un mois avant la date de livraison prévue des Actions de Performance.

Les Actions de Performance sont soumises à des conditions de performance extra-financière exclusivement quantifiables (comptant ensemble pour 20% du total des conditions de performance) choisies en cohérence avec la raison d’être statutaire de la Société, à savoir les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre de la production d’énergie (10%), d’augmentation de la part des capacités renouvelables (5%) et d’augmentation de la proportion de femmes dans le management (5%). Les objectifs cibles seront ceux prévus dans la trajectoire établie aux fins d’atteindre les objectifs cibles à horizon 2030.

Le taux de réussite relatif au TSR (performance boursière, dividende réinvesti) sera égal à zéro pour un résultat inférieur à 100% de l’objectif. Pour un résultat égal à 100% de l’objectif, le taux de réussite sera égal à 50%. Pour un résultat égal ou supérieur à 120% de l’objectif, le taux de réussite sera égal à 120%. Pour un résultat supérieur à 100% et inférieur ou égal à 120% de l’objectif, le taux de réussite sera progressif et linéaire entre 50% et 120%. Il est précisé qu’un résultat de 100% de l’objectif correspond à la moyenne des sociétés du Panel.

Le taux de réussite relatif à la croissance du RNRpg sera égal à zéro pour un résultat inférieur à 75% de l’objectif. Pour un résultat égal à 100% de l’objectif, le taux de réussite sera égal à 80%. Pour un résultat égal ou supérieur à 120% de l’objectif, le taux de réussite sera égal à 120%. La progression entre ces bornes est linéaire. Il est précisé qu’un résultat de 100% de l’objectif correspond à la moyenne des sociétés du Panel.

Le taux de réussite relatif au ROCE sera égal à zéro pour un résultat inférieur à 75% de l’objectif. Pour un résultat égal à 100% de l’objectif, le taux de réussite sera égal à 100%. Pour un résultat égal ou supérieur à 120% de l’objectif, le taux de réussite sera égal à 120%. La progression entre ces bornes est linéaire.

S’agissant des conditions de performance extra-financière, pour un résultat égal à l’objectif, le taux de réussite sera de 100%. Le Conseil définira avec exigence les bornes correspondant à un taux de réussite de 0% et à un taux maximum de 120% en fonction des cibles à moyen terme et de la spécificité de chacun de ces indicateurs.

La détermination des critères de performance ci-dessus procède de l’attachement du Conseil d’Administration au caractère variable de la part incitative à long terme qui rétribue la performance financière et extra-financière à moyen et long termes. Ils n’ont donc pas vocation à être revus. Toutefois, en cas de circonstances exceptionnelles (telles notamment un changement de normes comptables, un changement de périmètre significatif, la réalisation d’une opération transformante, une modification substantielle des conditions de marché ou une évolution imprévue du contexte concurrentiel), le Conseil d’Administration pourra, de manière exceptionnelle, ajuster, à la hausse ou à la baisse, les résultats sur un ou plusieurs des critères de performance assortissant la part incitative à long terme de façon à s’assurer que les résultats de l’application de ces critères reflètent bien la performance du Groupe. Cet ajustement serait effectué par le Conseil d’Administration sur proposition du CNRG et après que le Conseil d’Administration se soit assuré, d’une part, que cet ajustement vise à rétablir raisonnablement l’équilibre ou l’objectif initialement recherché, ajusté de tout ou partie de l’impact de l’événement sur la période considérée et, d’autre part, de l’alignement de l’intérêt de la Société et de ses actionnaires avec celui des bénéficiaires. Le Conseil justifierait alors en détail les ajustements qui seraient effectués, qui feront l’objet d’une communication.

Le taux de réussite global pour les Actions de Performance sera plafonné à 100%.

Le versement des éléments de rémunération variables et exceptionnels et l’attribution d’Actions de Performance au titre de 2023 seront conditionnés à l’approbation de l’Assemblée Générale Ordinaire Annuelle des actionnaires qui se tiendra en 2024.

Enfin, le Directeur Général bénéficiera d’un système de retraite supplémentaire dans lequel l’entreprise ne garantit pas de niveau de retraite mais verse un abondement annuel composé pour moitié de cotisations versées à un organisme tiers dans le cadre d’un régime facultatif de retraite à cotisations définies (article 82) et pour moitié d’une somme en numéraire, compte tenu de la fiscalisation immédiate à l’entrée de ce dispositif. L’abondement correspondra à un coefficient de 25% de la somme de la rémunération fixe et de la rémunération variable réelle due au titre de l’année considérée. Il dépendra ainsi des performances de l’entreprise puisque l’assiette de calcul intègre la part variable liée aux résultats du Groupe. Le Directeur Général bénéficiera également du régime de retraite obligatoire (article 83 du Code général des impôts) applicable à l’ensemble des cadres dirigeants du Groupe.

Par ailleurs, le Directeur Général bénéficiera de régimes de protection en matière de prévoyance et de frais de santé équivalents à ceux des régimes collectifs des cadres dirigeants du Groupe ENGIE en France.

Le Directeur Général, s’il est Administrateur, ne perçoit pas de rémunération au titre de sa participation au Conseil d’Administration.

En cas de départ du Groupe, l’ancien Directeur Général sera tenu par un engagement de non-concurrence d’un an à compter de la fin du mandat et rémunéré à hauteur d’une année de rémunération payable en douze mensualités. Le Conseil d’Administration pourra, au moment du départ du dirigeant, renoncer à l’application de cette clause.

En cas de départ contraint ne faisant pas suite à une faute grave du dirigeant mandataire social et quelle que soit la forme que revêt ce départ, le Directeur Général bénéficiera d’une indemnité de deux années de rémunération qui ne sera due que si les conditions de performance assortissant la part variable annuelle des deux années qui précèdent l’année du départ ont été atteintes à au moins 90% en moyenne.

Pour le surplus, l’ensemble des prescriptions du Code Afep–Medef sont applicables à l’engagement de non–concurrence et aux indemnités de départ, notamment s’agissant du cumul de ces deux indemnités qui ne pourra dépasser deux années de rémunération. Par “année de rémunération” au sens de la clause de non-concurrence et des indemnités de départ visées ci-avant, il faut entendre la dernière rémunération annuelle fixe augmentée de la rémunération variable annuelle payée calculée sur la moyenne des rémunérations variables annuelles payées au titre des deux années qui précèdent l’année du départ.

Enfin, le Directeur Général bénéficie d’un véhicule de fonction.

4.4.4Politique de rémunération des mandataires sociaux pour 2023

Sur proposition du CNRG, le Conseil d’Administration du 20 février 2023 a décidé de faire évoluer le système de rémunération individuelle des Administrateurs, tant sur la part fixe que sur la part variable, en se basant sur un benchmark effectué sur le panel Eurostoxx50. Ce benchmark démontre un décalage des rémunérations des Administrateurs d’ENGIE.

Cette modification tient également compte de la réflexion menée par le Conseil d’Administration sur sa politique de diversité avec une volonté d’intégrer plus de profils internationaux. Elle traduit également la prise en compte du plus grand investissement personnel que représente l’exercice d’un mandat d’Administrateur, des compétences requises et du nombre de réunions.

En conséquence, il est proposé d’accroître la rémunération des administrateurs de 10% sur la part fixe et variable. Les nouvelles parts proposées figurent ci-après. Il est précisé d’une part que l’enveloppe globale de 1,4 million d’euros fixée en 2008, reste inchangée. Cet élément de la politique de rémunération sera soumis, en application de l’article L.22-10-8, II du Code de commerce, à l’Assemblée Générale du 26 avril 2023.

Il est rappelé que les dirigeants mandataires sociaux ne perçoivent pas de rémunération au titre de leur participation au Conseil d’Administration.

Administrateur | Part fixe | 16 500 euros par an
Part variable liée à la présence | 60 500 euros (1), si 100% de présence
Comité d’Audit | Président | Part fixe | 16 500 euros par an
Part variable liée à la présence | 48 400 euros (1), si 100% de présence
Membre du Comité | Part fixe | 5 500 euros par an
Part variable liée à la présence | 24 200 euros (1), si 100% de présence
CSIT | Président (2) | Part fixe | 11 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 30 250 euros (1), si 100% de présence
Membre du Comité | Part fixe | 5 500 euros par an
Part variable liée à la présence | 18 150 euros (1), si 100% de présence
CEEDD | Président | Part fixe | 11 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 24 200 euros (1), si 100% de présence
Membre du Comité | Part fixe | 5 500 euros par an
Part variable liée à la présence | 18 150 euros (1), si 100% de présence
CNRG | Président | Part fixe | 11 000 euros par an
Part variable liée à la présence | 24 200 euros (1), si 100% de présence
Membre du Comité | Part fixe | 5 500 euros par an
Part variable liée à la présence | 18 150 euros (1), si 100% de présence

4.4.5Rémunération des dirigeants non-mandataires sociaux (membres du Comité Exécutif)

La rémunération des dirigeants non-mandataires sociaux (membres du Comité Exécutif) est composée d’une part fixe et d’une part variable.

L’évolution de la partie fixe de la rémunération est liée à la modification des situations spécifiques, élargissement ou changement significatif des responsabilités, repositionnements rendus nécessaires au regard de l’équité interne ou d’un décalage manifeste par rapport au marché externe.

La part variable a pour objet principal de rétribuer la contribution des dirigeants aux résultats du Groupe.

Les montants ci-dessous reprennent les parts variables payées en 2022 au titre de 2021 et payées en 2021 au titre de 2020.

La part variable versée en 2022 au titre de l’exercice 2021 est déterminée pour 65% sur des critères économiques (RNRpg, EBIT, free cash-flow, dette nette économique) et pour 35% sur des critères qualitatifs.

Tableau de synthèse des rémunérations brutes, avantages en nature inclus, des dirigeants non-mandataires sociaux (membres du Comité Exécutif) (1)

En euros | 2022 | 2021
Fixe | 4 795 548 | 5 171 898
Variable | 5 362 002 | 4 476 708
Total | 10 157 550 | 9 648 606
Nombre de membres | 11 | 16

Provisions de Retraites

En application de la directive européenne du 16 avril 2014, l’ordonnance n° 2019-697 relative aux régimes professionnels de retraite supplémentaire, publiée le 4 juillet 2019, a mis fin aux régimes L137-11 en place (dénommés “article 39”) et a interdit l’acquisition de nouveaux droits et l’entrée de tout nouvel adhérent à compter de cette date.

Suite à la fermeture du régime et à la cristallisation des droits aléatoires en 2019, le Groupe a transformé en 2020 les droits aléatoires des bénéficiaires, y compris pour les membres du Comité Exécutif, en régime à cotisations définies dénommé “article 82”.

4.4.6Information sur les attributions gratuites d’actions ou d’Actions de Performance 27

4.4.6.1Disponibilité des Actions de Performance

Les actuels articles L. 225-197-1 et L. 22-10-59 du Code de commerce imposent des restrictions à la libre disponibilité des Actions de Performance consenties aux dirigeants mandataires sociaux à l’occasion des plans d’attribution.

Conformément à ces dispositions légales, un dispositif a été mis en place prévoyant l’obligation de conserver sous forme d’actions au nominatif un certain pourcentage déterminé par le Conseil d’Administration des Actions de Performance acquises. L’objectif est qu’au bout d’un certain temps, les dirigeants mandataires sociaux, et plus largement les membres du Comité Exécutif, détiennent un portefeuille d’actions ENGIE correspondant à une fraction de leur rémunération.

Le Conseil d’Administration du 1er mars 2017, sur recommandation du CNRG, a actualisé comme suit le dispositif préexistant :

•objectif fixé : constituer un portefeuille d’actions équivalent à deux années de rémunération fixe pour la Directrice Générale et à 1,5 année pour les autres membres du Comité Exécutif. Cet objectif est fixé en nombre d’actions pour chaque intéressé, ce nombre étant calculé sur la base de la rémunération fixe annuelle en vigueur au 1er janvier de l’exercice considéré et sur la moyenne des cours de bourse de l’exercice qui précède ;

•jusqu’à l’atteinte de l’objectif : conservation de 2/3 des Actions de Performance acquises et, pour la Directrice Générale, s’agissant des plans d’Unités de Performance, réinvestissement en actions ENGIE de 2/3 du produit de l’exercice des UP net d’impôt et de prélèvements sociaux.

4.4.6.2Plans d’attributions gratuites d’actions ou d’Actions de Performance au titre de l'exercice 2022

Autorisation de l’Assemblée Générale du 21 avril 2022

L’Assemblée Générale Mixte des actionnaires d’ENGIE du 21 avril 2022 a décidé, dans sa 27e résolution, d’autoriser le Conseil d’Administration à l’effet de procéder à des attributions gratuites d’actions en faveur de certains salariés et/ou mandataires sociaux des sociétés du Groupe (Y compris les mandataires sociaux exécutifs de la Société) dans la limite de 0,75% du capital de la Société au jour de la décision d’attribution, avec un sous-plafond annuel de 0,25% de ce même capital social. Par ailleurs, il est précisé qu’il n’était pas demandé à l’Assemblée Générale une autorisation de consentir des stock-options.

Plans d’attribution d’Actions de Performance au titre de 2022 (Conseils du 21 avril 2022, du 8 décembre 2022 et du 20 février 2023)

Dans le cadre de l’autorisation de l’Assemblée Générale du 21 avril 2022, le Conseil d’Administration a décidé de mettre en œuvre des plans d’attribution d’actions gratuites, dites Actions de Performance, en faveur :

•de Catherine MacGregor, le 21 avril 2022 (voir Section 4.4.7.3) ;

•de certains membres du personnel d’ENGIE et de ses filiales, le 8 décembre 2022 (les conditions du plan sont détaillées ci-dessous) ;

•de certains collaborateurs de l’activité Trading, en conformité avec l’arrêté du 3 novembre 2009, avec les Directives européennes CRDIII et CRDIV, relatif à la rémunération des professionnels des marchés financiers, et avec l’arrêté du 13 décembre 2010, le 20 février 2023 (les conditions du plan sont détaillées ci-dessous).

Le Conseil d’Administration a décidé de maintenir un nombre significatif de bénéficiaires. Ces plans visent à reconnaître les collaborateurs fortement contributeurs à l’exécution de la feuille de route stratégique, à fidéliser et à renforcer l’engagement des Talents et à offrir des rémunérations compétitives pour les dirigeants. Il s’agit d’un plan d’actions existantes sans effet dilutif pour les actionnaires.

Les principales caractéristiques du plan du 8 décembre 2022, portant sur 4 739 350 titres en faveur de 5 349 personnes (EQUANS étant hors périmètre), sont les suivantes :

Période d’acquisition | Du 08/12/2022 au 14/03/2026 (2027 pour les principaux dirigeants hors France)
Condition de présence (contrat en vigueur avec une société du Groupe à ces dates, sauf retraite, décès, invalidité ou décision exceptionnelle) | Au 14/03/2026 (2027 pour les principaux dirigeants hors France)
Date d’acquisition définitive | 15/03/2026 (2027 pour les principaux dirigeants hors France)
Période de conservation (obligatoire, sauf décès et invalidité) | Pas de période de conservation (sauf pour les principaux dirigeants en France, pour qui la période de conservation court du 15/03/2026 au 14/03/2027), pas de conservation si acquisition en 2027
Date de cessibilité | À partir du 15/03/2026, et pour les principaux dirigeants à partir du 15/03/2027
Conditions de performance | À l’exception des bénéficiaires dans le cadre des programmes d’innovation et similaire, une quadruple condition pour tous : a) Pour 25% sur le RNRpg (Résultat Net Récurrent part du Groupe) calculé comme le rapport entre la croissance du Groupe et la croissance moyenne du Panel (1), et b) Pour 30% sur le ROCE (Retour sur Capitaux Engagés) de l’exercice 2025 par rapport au budget de ROCE cible, c) Pour 25% sur le TSR (performance boursière, dividende réinvesti) du titre ENGIE sur trois ans par rapport à celui d’un panel (1) sur une durée de deux mois se terminant au moins un mois avant le 15 mars 2026, d) Pour 20% sur les conditions de performance extra-financières : •d’émissions de gaz à effet de serre de la production d’énergie (10%) ; •d’augmentation de la part des capacités renouvelables (5%) ; •d’augmentation de la proportion de femmes dans le management (5%). Pour l’appréciation des conditions de performance les pentes sont les suivantes : •pour un résultat inférieur à 100%, le taux de réussite sera égal à 0% pour le TSR ; •pour un résultat inférieur à 75%, le taux de réussite sera égal à 0% pour le RNRpg, le ROCE et les conditions extra-financières ; •pour un résultat égal à 100%, le taux de réussite sera égal à : •50% pour la condition relative au TSR, •80% pour la condition relative au RNRpg, •100% pour les conditions relatives au ROCE et conditions extra-financières ; •pour un résultat égal ou supérieur à 120%, le taux de réussite sera égal à 120%. La progression entre ces bornes est linéaire. La moyenne arithmétique des trois taux de réussite en a), b), c) et d) ci-dessus représente la proportion des actions qui sera définitivement acquise. Le taux de réussite global sera plafonné à 100%. Cette condition s’applique à l’intégralité des Actions de Performance attribuées aux dirigeants du Groupe et au-delà de la première tranche de 500 actions de tous autres bénéficiaires.

Les principales caractéristiques du plan Traders du 20 février 2023, portant sur 593 305 titres en faveur de 83 personnes, sont les suivantes :

Période d’acquisition | Du 20/02/2023 au 14/03/2025 pour environ la moitié des titres Du 20/02/2023 au 14/03/2026 pour les titres restants
Condition de présence (Contrat en vigueur avec une société du Groupe à ces dates, sauf retraite, décès, invalidité ou décision exceptionnelle) | Au 14/03/2025 pour environ la moitié des titres Au 14/03/2026 pour les titres restants
Date d’acquisition définitive | Le 15/03/2025 pour environ la moitié des titres Le 15/03/2026 pour les titres restants
Période de conservation | Pas de période de conservation
Date de cessibilité | À partir du 15/03/2025 pour environ la moitié des titres À partir du 15/03/2026 pour les titres restants
Conditions de performance | Sur le Bénéfice Avant Impôts (BAI) de l’activité Trading pour l’exercice 2024 pour environ la moitié des titres Sur le Bénéfice Avant Impôts (BAI) de l’activité Trading pour l’exercice 2025 pour les titres restants

En 2023, le Conseil d'Administration engagera avec le CNRG une réflexion sur les conditions de performance des plans d’intéressement à long terme (Actions de Performance) dans la perspective de la soumission à l'Assemblée Générale 2024 d'une nouvelle résolution. Cette réflexion visera notamment à fixer l'évaluation de tous les critères de performance sur la durée du plan, soit 3 ans, conformément aux pratiques de place.

4.4.7Actions de Performance attribuées et disponibles pour chaque dirigeant mandataire social — Historique des plans en vigueur

4.4.7.1Actions de Performance ENGIE attribuées par la Société ENGIE et par toutes les sociétés du Groupe ENGIE durant l’exercice 2022 à chaque dirigeant mandataire social d’ENGIE

Tableau 6 - Position recommandation AMF - DOC-2021-02 (Annexe 2)

Actions de performance attribuées durant l’exercice à chaque dirigeant mandataire social par l’émetteur par toute société du Groupe
| N° et date du plan | Nombre d’actions attribuées durant l’exercice | Valorisation des actions selon la méthode retenue pour les comptes consolidés (en euros) | Date d’acquisition | Date de disponibilité | Conditions de performance
Catherine MacGregor | 21/04/2022 | 120 000 | 8,79 | 14/03/2025 | 15/03/2026 | 100 % des actions sont soumises à des critères de performance (voir Section 4.4.6.2)

4.4.7.2Actions de Performance ENGIE devenues disponibles pour chaque dirigeant mandataire social d’ENGIE durant l’exercice 2022

Néant

4.4.7.3Historique des plans en vigueur d’Actions de Performance ENGIE

Au titre de l’année : | 2017 | 2018 | 2019
Plan 2017 | Plan 2018 | Plan Traders 2018 | Plan 2019
Date de l’AG d’autorisation | 12/05/2017 | 18/05/2018 | 18/05/2018 | 18/05/2018
Date du CA de décision | 13/12/2017 | 11/12/2018 | 27/02/2019 | 17/12/2019
Valeur de l’action en euros (1) | 11,64 | 9,36 | 11,41 | 11,59
Début de la période d’acquisition (2) | 13/12/2017 | 11/12/2018 | 27/02/2019 | 17/12/2019
Fin de la période d’acquisition | 14/03/2021 (3) | 14/03/2022 (7) | 14/03/2021 (11) 14/03/2022 (11) | 14/03/2023 (13)
Début de la période de conservation | néant (4) | néant (8) | néant | néant (14)
Fin de la période de conservation | néant (5) | néant (9) | néant | néant (15)
Conditions associées | (6) | (10) | (12) | (16)
Droits en acquisition au 31/12/2021 | 74 970 | 4 650 190 | 68 398 | 4 935 240
Actions acquises du 01/01/2022 au 31/12/2022 | 63 665 | 3 185 775 | 67 949 | 900
Droits annulés du 01/01/2022 au 31/12/2022 | 11 305 | 1 393 745 | 449 | 242 250
Solde des droits au 31/12/2022 | - | 70 670 | - | 4 692 090

Au titre de l’année : | 2020 | 2021 | 2022
Plan 2020 | Plan Traders 2020 | Plan 2021 | Plan Traders 2021 | Plan DG 2022 | Plan 2022 | Plan Traders 2022
Date de l’AG d’autorisation | 18/05/2018 | 18/05/2018 | 20/05/2021 | 20/05/2021 | 21/04/2022 21/04/2022 | 21/04/2022
Date du CA de décision | 17/12/2020 | 25/02/2021 | 16/12/2021 | 14/02/2022 | 21/04/2022 08/12/2022 | 20/02/2023
Valeur de l’action (en euros) (1) | 9,93 | 10,9 | 9,28 | 12,13 | 8,79 | 10,24 | 10,89
Début de la période d’acquisition (2) | 17/12/2020 | 25/02/2021 | 16/12/2021 | 14/02/2022 | 21/04/2022 | 08/12/2022 | 20/02/2023
Fin de la période d’acquisition | 14/03/2024 (3) | 14/03/2023 (7) 14/03/2024 (7) | 14/03/2025 (9) | 14/03/2024 (7) 14/03/2025 (7) | 14/03/2025 | 14/03/2026 (14) | 14/03/2025 (3) 14/03/2026 (3)
Début de la période de conservation | néant (4) | néant | néant (10) | néant | 15/03/2025 | néant (15) | néant (15)
Fin de la période de conservation | néant (5) | néant | néant (11) | néant | 15/03/2026 | néant (16) | néant
Conditions associées | (6) | (8) | (12) | (13) | (12) | (17) | (18)
Droits en acquisition au 31/12/2021 | 4 905 835 | 300 052 | 5 029 075 | néant | néant | néant | néant
Actions acquises du 01/01/2022 au 31/12/2022 | 475 | néant | 500 | néant | néant | néant | néant
Droits annulés du 01/01/2022 au 31/12/2022 | 239 585 | 187 | 187 370 | 3 300 | néant | néant | néant
Solde des droits au 31/12/2022 | 4 665 775 | 299 865 | 4 841 205 | 444 187 | 120 000 | 4 739 350 | néant

4.4.7.4Historique des Actions Gratuites et de Performance détenues par les dirigeants mandataires sociaux au 31 décembre 2022

Néant

4.4.8 Actions de Performance consenties durant l’exercice 2022 par ENGIE et par toute société comprise dans le périmètre d’attribution
des actions ENGIE, aux dix salariés non-mandataires sociaux
les plus dotés de l’émetteur et de ces sociétés

Nombre total d’actions attribuées | Valeur de l’action (1) (en euros) | Société émettrice | Plan
530 000 | 10,24 | ENGIE | 08/12/2022

4.4.9 Récapitulatif des opérations déclarées par les dirigeants
et les mandataires sociaux durant l’année 2022

| Date de la transaction | Type de la transaction | Instrument financier | Quantité | Prix unitaire (en euros) | Prix de l’opération (en euros)
Pierre-François Riolacci | 10/03/2022 | Acquisition | Actions | 15 000 | 11,1584 | 167 376
22/12/2022 | Souscriptions | Parts de FCPE (4) | 4 795,6274 | 10,5200 (5) | 50 450 (5)
Cécile Prévieu | 15/03/2022 | Acquisition | Actions | 10 001 (2) | (3) | (3)
22/12/2022 | Souscription | Parts de FCPE (4) | 1 943,9164 | 10,5200 (5) | 20 450 (5)
Paulo Almirante | 15/03/2022 | Acquisition | Actions | 35 700 (1) | (3) | (3)
15/03/2022 | Acquisition | Actions | 40 002 (2) | (3) | (3)
Yves Le Gélard | 15/03/2022 | Acquisition | Actions | 33 335 (2) | (3) | (3)
Catherine MacGregor | 02/08/2022 | Acquisition | Actions | 25 000 | 12,6049 | 315 122,50
Jean-Sébastien Blanc | 22/12/2022 | Souscription | Parts de FCPE (4) | 4 795,6274 | 10,5200 (5) | 50 450 (5)
Frank Demaille | 22/12/2022 | Souscription | Parts de FCPE (4) | 1 943,9164 | 10,5200 (5) | 20 450 (5)
Claire Waysand | 22/12/2022 | Souscription | Parts de FCPE (4) | 4 795,6274 | 10,5200 (5) | 50 450 (5)
Biljana Kaitovic | 22/12/2022 | Souscription | Parts de FCPE (4) | 4 795,6274 | 10,5200 (5) | 50 450 (5)
Sébastien Arbola | 22/12/2022 | Souscription | Parts de FCPE (4) | 1 848,8594 | 10,5200 (5) | 19 450 (5)

4.5Informations complémentaires en matière de gouvernement d’entreprise

Pour prévenir les situations de conflits d’intérêts au sein des sociétés anonymes, le Code de commerce prévoit une procédure d’autorisation et de contrôle des conventions entre la Société et ses mandataires sociaux ou ses actionnaires significatifs.

Il en est de même des conventions conclues avec une autre société avec qui elle a des mandataires sociaux communs.

Cette procédure d’autorisation et de contrôle des conventions réglementées est organisée en cinq phases :

•information du Conseil d’Administration ;

•autorisation préalable de toute conclusion, modification, renouvellement et résiliation d’une convention réglementée par le Conseil d’Administration ;

•information des Commissaires aux comptes sur les conventions réglementées autorisées au cours de l’exercice et sur celles déjà autorisées et dont l’effet perdure dans le temps ;

•rapport spécial des Commissaires aux comptes ; et

•consultation de l’Assemblée Générale Ordinaire. Après avoir pris connaissance du rapport spécial des Commissaires aux comptes, l’Assemblée approuve ou désapprouve les conventions.

Sans être formellement soumises à cette procédure, les conventions déjà autorisées et dont l’exécution se poursuit, font l’objet d’un examen annuel par le Conseil.

Leur existence et leurs conséquences sont rappelées dans le rapport présenté par les Commissaires aux comptes à l’Assemblée Générale.

4.5.1 Conventions portant sur des opérations courantes et conclues à des conditions normales

Conformément aux dispositions législatives et sur recommandation du Comité d’Audit, le Conseil d’Administration a adopté le 17 décembre 2019 une procédure permettant d’évaluer si les conventions portant sur des opérations courantes et conclues à des conditions normales par la Société remplissent bien ces conditions (www.engie.com/statuts-ENGIE).

Un comité interne au sein du Secrétariat Général d’ENGIE, informé de tout projet de convention susceptible d’être qualifié de convention réglementée ou de convention courante, a pour mission d’analyser les caractéristiques de ladite convention et ainsi de la soumettre soit à la procédure d’autorisation et de contrôle prévue pour les conventions réglementées, soit de la qualifier de convention portant sur des opérations courantes conclues à des conditions normales.

Cette procédure prévoit également un suivi sous forme d’information annuelle sur sa mise en œuvre au Comité d’Audit et au Conseil d’Administration. Dans le respect de la réglementation, il est aussi rappelé que les personnes directement ou indirectement intéressées à l’une desdites conventions ne participent ni aux débats ni aux votes relatifs à leur évaluation et leur adoption.

4.5.2Conventions réglementées et transactions avec les parties liées

Le rapport spécial des Commissaires aux comptes sur les conventions réglementées visées aux articles L. 225-38 et suivants du Code de commerce au titre de l’exercice 2022 figure à la Section 4.7 du présent chapitre.

Le détail des opérations avec les parties liées telles que visées par les normes adoptées conformément au Règlement européen (CE) 1606/2002, figure à la Note 20 Section 6.2.2 “Notes aux comptes consolidés”.

4.5.3Contrats de service liant les membres des organes d’administration ou de direction

À la connaissance d’ENGIE, il n’existe pas de contrat de service liant les membres des organes d’administration ou de direction à la Société ou à l’une quelconque de ses filiales, prévoyant l’octroi d’avantages au terme d’un tel contrat.

4.5.4Autorisations relatives au capital et aux valeurs mobilières donnant droit à attribution de titres de créances et utilisation des autorisations

Les actionnaires de la Société ont consenti au Conseil d’Administration les délégations de compétence et autorisations en matière financière ci-après :

Autorisations données par l’Assemblée Générale Mixte du 21 avril 2022

Résolution | Nature d’autorisation ou de délégation de compétence | Durée de l’autorisation et date d’expiration | Montant nominal maximal par autorisation | Utilisation de l’autorisation | Montant de l’autorisation non utilisée
5e | Autorisation d’opérer en bourse sur les actions de la Société | 18 mois jusqu’au 20 octobre 2023 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 20/05/2021 (5e résolution) | Prix maximum d’achat : 30 € Détention maximum : 10% du capital Montant cumulé des acquisitions : 7,3 milliards d’euros Non utilisable en période d’offre publique visant la société | Détention au 31/12/2022 de 0,60% du capital social | Reste 9,40% du capital
16e | Émissions d’actions et/ou de valeurs mobilières avec maintien du DPS (1) (utilisable uniquement en dehors des périodes d’offre publique) | 26 mois jusqu’au 20 juin 2024 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 14/05/2020 (19e résolution) | 225 millions d’euros pour les actions (2) (3) et 5 milliards d’euros pour les valeurs mobilières représentatives de créances | Néant | Intégralité de l’autorisation
17e | Émission d’actions et/ou de valeurs mobilières avec suppression du DPS (1) (utilisable uniquement en dehors des périodes d’offre publique) | 26 mois jusqu’au 20 juin 2024 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 14/05/2020 (20e résolution) | 225 millions d’euros pour les actions (2) (3) et 5 milliards d’euros pour les valeurs mobilières représentatives de créances | Néant | Intégralité de l’autorisation
18e | Émission d’actions et/ou de valeurs mobilières avec suppression du DPS (1) dans le cadre d’une offre visée à l’article L.411-2, 1° du Code monétaire et financier (utilisable uniquement en dehors des périodes d’offre publique) | 26 mois jusqu’au 20 juin 2024 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 14/05/2020 (21e résolution) | 225 millions d’euros pour les actions (2) (3) et 5 milliards d’euros pour les valeurs mobilières représentatives de créances | Néant | Intégralité de l’autorisation
19e | Augmentation du montant des augmentations de capital (green-shoe) réalisées en applications des 19e, 20e et 21e résolutions (utilisable uniquement en dehors des périodes d’offre publique) | 26 mois jusqu’au 20 juin 2024 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 14/05/2020 (22e résolution) | Maximum de 15% de l’émission initiale (2) (3) | Néant | Intégralité de l’autorisation
20e | Émission d’actions et/ou de valeurs mobilières en rémunération d’apports de titres consentis à la Société dans la limite de 10% du capital social (utilisable uniquement en dehors des périodes d’offre publique) | 26 mois jusqu’au 20 juin 2024 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 14/05/2020 (23ème résolution) | 225 millions d’euros pour les actions (2) (3) et 5 milliards d’euros pour les valeurs mobilières représentatives de créances | Néant | Intégralité de l’autorisation
22e | Émission d’actions par incorporation de primes, réserves, bénéfices ou autres (utilisable uniquement en dehors des périodes d’offre publique) | 26 mois jusqu’au 20 juin 2024 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 14/05/2020 (25e résolution) | Montant global des sommes pouvant être incorporées (hors plafond) | Néant | Intégralité de l’autorisation
23ème | Autorisation de réduire le capital par annulation d’actions auto-détenues | 26 mois jusqu’au 20 juin 2024 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 14/05/202 (26e résolution) | 10% du capital par période de 24 mois | Réduction par annulation de 3 081 774 actions autodétenues dans le cadre de l’opération Link 2022 du 22 décembre 2022 Soit 0,03% du capital social | 9,97% du capital
24e | Augmentation de capital social réservée aux salariés adhérents de plans d’épargne d’entreprise du groupe ENGIE | 26 mois jusqu’au 20 juin 2024 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 20/05/2021 (16e résolution) | 2% du capital le jour de la mise en œuvre de la délégation. Montant commun avec la 25e résolution de l’AGM du 21/04/2022 (2) (3) | Augmentation de capital de 2 310 951 actions dans le cadre de l’opération Link 2022 du 22 décembre 2022 Soit 0,1% du capital social | 1,87% du capital (4)
25e | Augmentation de capital réservée à toutes entités constituées dans le cadre de la mise en œuvre du plan d’actionnariat salarié international du groupe ENGIE | 18 mois jusqu’au 20 octobre 2023 Met fin à la délégation donnée par l’AGM du 20/05/2021 (17e résolution) | 0,5% du capital social le jour de la mise en œuvre de la délégation, montant s’imputant sur le plafond de 2% visé à la 24e résolution de l’AGM du 21/04/2022 (2) (3) | Augmentation de capital de 770 823 actions dans le cadre de l’opération Link 2022 du 22 décembre 2022 Soit 0,03% du capital utilisé | 1,87% du capital (4)
26e | Autorisation à donner au Conseil d’Administration à l’effet de procéder à l’attribution gratuite d’actions en faveur, d’une part, de l’ensemble des salariés et mandataires sociaux des sociétés du roupe ENGIE (à l’exception des mandataires sociaux de la société ENGIE) et, d’autre part, des salariés participant à un plan d’actionnariat salarié international du groupe ENGIE (Plans Monde) | 38 mois jusqu’au 20 juin 2025 Met fin, à hauteur de la partie non encore utilisée, à la délégation donnée par l’AGM du 20/05/2021 (18e résolution) | 0,75% du capital social, (assorti d’un sous-plafond annuel de 0,25% du capital social), plafond commun aux 26e et 27e résolutions de l’AGM du 21/04/2022 (5) | En date du 22 décembre 2022 Attribution de 247 163 actions gratuites au titre de l’abondement de la formule classique internationale de l’opération Link 2022 Soit une attribution totale de 0,01% du capital au 31 décembre 2022 | 0,52% du capital (6)
27e | Autorisation à l’effet de procéder à l’attribution gratuite d’actions en faveur de certains salariés et mandataires sociaux des sociétés du groupe ENGIE (y compris les mandataires sociaux exécutifs la société ENGIE) (Plans Discrétionnaires) | 38 mois jusqu’au 20 juin 2025 Met fin, à hauteur de la partie non encore utilisée, à la délégation donnée par l’AGM du 20/05/2021 (19e résolution) | 0,75% du capital social, (assorti d’un sous-plafond annuel de 0,25% du capital social), plafond commun aux 26e et 27e résolutions de l’AGM du 21/04/2022 (5) | Pour 2022 •En date du 21 avril 2022 Attribution de 120 000 Actions de Performance à la Directrice Générale •En date du 8 décembre 2022 Attribution de 4 739 350 Actions de Performance Soit 0,20% du capital au 31 décembre 2022 Pour 2023 •En date du 20 février 2023 Attribution de 448 027 actions de performance Soit une attribution totale de 0,22% du capital au 20 février 2023 | 0,52% du capital (6)

4.5.5Dispositions statutaires applicables à la participation des actionnaires aux Assemblées Générales

Convocation aux assemblées (articles 20,
21 et 22 des statuts)

Les Assemblées Générales Ordinaires et Extraordinaires et, le cas échéant, les Assemblées Spéciales sont convoquées, se réunissent et délibèrent dans les conditions prévues par la loi. L’ordre du jour des assemblées est arrêté par l’auteur de la convocation ; toutefois, un ou plusieurs actionnaires peuvent, dans les conditions prévues par la loi, requérir l’inscription à l’ordre du jour de projets de résolutions.

L’assemblée se réunit au siège social ou en tout autre lieu indiqué dans la convocation.

Les assemblées sont présidées par le Président du Conseil d’Administration ou, en son absence, par le Vice-Président du Conseil d’Administration, un Directeur Général Délégué s’il est lui-même Administrateur ou en l’absence de celui-ci, par un Administrateur spécialement délégué à cet effet par le Conseil. À défaut, l’assemblée élit elle-même son Président.

Les fonctions de scrutateurs sont remplies par les deux membres de l’assemblée présents et acceptant cette fonction disposant du plus grand nombre de voix. Le bureau désigne le secrétaire, lequel peut être choisi en dehors des actionnaires.

Il est tenu une feuille de présence dans les conditions prévues par la loi. Les procès-verbaux des assemblées sont établis et leurs copies sont délivrées et certifiées dans les conditions prévues par la loi.

Participation aux assemblées (article 20 des statuts)

Tout actionnaire a le droit d’assister aux assemblées à condition que ses actions soient libérées des versements exigibles.

Le droit de participer aux assemblées ou de s’y faire représenter est subordonné à l’enregistrement comptable des titres au nom de l’actionnaire au deuxième jour ouvré précédant l’assemblée à zéro heure, heure de Paris, soit dans les comptes de titres nominatifs tenus par la Société, soit dans les comptes de titres au porteur tenus par l’intermédiaire habilité.

Le Conseil d’Administration peut, s’il le juge utile, faire remettre aux actionnaires des cartes d’admission nominatives et personnelles et exiger la production de ces cartes pour l’accès à l’Assemblée Générale.

Si le Conseil d’Administration le décide au moment de la convocation de l’assemblée, les actionnaires pourront participer à l’assemblée par visioconférence ou par tous moyens de télécommunication ou télétransmission, y compris internet, permettant leur identification dans les conditions et suivant les modalités fixées par la réglementation en vigueur. Le cas échéant, cette décision est communiquée dans l’avis de réunion publié au Bulletin des annonces légales obligatoires (BALO).

Droit de vote (articles 10, 11, 12 et 20 des statuts)

Sauf dans le cas où la loi en dispose autrement, chaque actionnaire a autant de droits de vote et exprime en assemblée autant de voix qu’il possède d’actions libérées des versements exigibles. Depuis le 2 avril 2016, conformément à l’article L. 22-10-46 du Code de commerce, toutes les actions nominatives et entièrement libérées, inscrites au nom d’un même bénéficiaire depuis deux ans au moins, bénéficient d’un droit de vote double (voir Section 5.1.1.3 “Droits de vote”).

Les actions sont indivisibles à l’égard de la Société. Lorsque les actions sont l’objet d’un usufruit, les droits de vote attachés à ces actions appartiennent à l’usufruitier dans les Assemblées Générales Ordinaires et au nu-propriétaire dans les Assemblées Générales Extraordinaires.

Chaque fois qu’il est nécessaire de posséder plusieurs actions pour exercer un droit quelconque, les propriétaires d’actions isolées ou en nombre inférieur à celui requis ne peuvent exercer ce droit qu’à la condition de faire leur affaire personnelle du groupement et, éventuellement, de l’achat ou de la vente d’actions ou droits nécessaires.

Tout actionnaire peut se faire représenter dans les conditions et selon les modalités fixées par les lois et règlements dans toutes les assemblées. Les propriétaires de titres mentionnés au septième alinéa de l’article L. 228-1 du Code de commerce peuvent se faire représenter dans les conditions prévues par la loi, par un intermédiaire inscrit. Tout actionnaire peut voter par correspondance dans les conditions et selon les modalités fixées par les lois et règlements. Les actionnaires peuvent, dans les conditions fixées par les lois et règlements, adresser leur formule de procuration et de vote par correspondance, soit sous forme papier, soit, sur décision du Conseil d’Administration publiée dans l’avis de réunion et l’avis de convocation, par télétransmission.

Dividendes (article 26.2 des statuts)

Tout actionnaire qui justifie, à la clôture d’un exercice, d’une inscription nominative depuis deux ans au moins et du maintien de celle-ci à la date de mise en paiement du dividende versé au titre dudit exercice, bénéficie d’une majoration du dividende revenant aux actions ainsi inscrites, égale à 10% du dividende versé aux autres actions. Cette majoration est plafonnée pour un même actionnaire à 0,5% du capital social.

Action spécifique (article 6 des statuts)

Conformément au Code de l’énergie et au décret n° 2015-1823 du 30 décembre 2015, le capital social comprend une action spécifique résultant de la transformation d’une action ordinaire appartenant à l’État français en vue de préserver les intérêts essentiels de la France dans le secteur de l’énergie relatifs à la continuité et à la sécurité d’approvisionnement en énergie (voir Section 5.4.4 “Action spécifique”).

Modification des droits attachés aux actions

Sauf dans les cas où la loi en dispose autrement, les droits attachés aux actions de la Société ne peuvent être modifiés que par l’Assemblée Générale Extraordinaire des actionnaires, sous réserve des dispositions particulières afférentes à l’action spécifique de l’État prévues à l’article 6 des statuts (se référer également à la Section 5.4.4 “Action spécifique”).

Conformément aux dispositions légales et réglementaires applicables, qui définissent les droits attachés aux actions ENGIE, toute modification des statuts doit être approuvée à la majorité des deux tiers lors de l’Assemblée Générale Extraordinaire des actionnaires. Toute augmentation des engagements des actionnaires doit être décidée à l’unanimité des actionnaires.

4.5.6Informations relatives aux éléments susceptibles d’avoir une incidence en cas d’OPA ou d’OPE

Conformément à l’article L. 22-10-11 du Code de commerce, les éléments susceptibles d’avoir une incidence en cas d’offre publique d’achat ou d’échange sont précisés aux Sections 3.4.4 “Rémunération, protection sociale, épargne salariale et actionnariat salarié”, 4.1 “Organes de gouvernance”, 4.1.2 “Fonctionnement du Conseil d’Administration et de ses comités”, 4.4 “Rémunération et avantages des membres des organes d’administration et de direction”, 4.5.4 “Autorisations relatives au capital et aux valeurs mobilières donnant droit à l’attribution de titres de créances et utilisation des autorisations”, 4.5.5 “Dispositions statutaires applicables à la participation des actionnaires aux Assemblées Générales”, 5.4.2 “Répartition du capital”, 5.4.3 “Franchissement de seuils légaux”, 5.4.4 “Action spécifique” et 7.1 “Informations générales concernant ENGIE et ses statuts”.

4.5.7Mandats des Commissaires aux comptes

Deloitte & Associés

Société représentée par M. Patrick Suissa et Mme Nadia Laadouli.

6, place de la Pyramide, 92908 Paris-La Défense Cedex

Deloitte & Associés, Commissaire aux comptes titulaire de la Société depuis le 16 juillet 2008, a été renouvelé par l’Assemblée Générale Mixte des actionnaires du 14 mai 2020 pour une nouvelle durée de six exercices, soit jusqu’à l’issue de l’Assemblée Générale Ordinaire annuelle qui se réunira en 2026 pour statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2025.

Ernst & Young et Autres

Société représentée par MM. Charles-Emmanuel Chosson et Guillaume Rouger.

1/2, place des Saisons, 92400 Courbevoie – Paris La Défense 1

Ernst & Young et Autres, Commissaire aux comptes titulaire de la Société depuis le 19 mai 2008, a été renouvelé par l’Assemblée Générale Mixte des actionnaires du 14 mai 2020 pour une nouvelle durée de six exercices, soit jusqu’à l’issue de l’Assemblée Générale Ordinaire annuelle qui se réunira en 2026 pour statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2025.

Antérieurement, le cabinet Ernst & Young Audit était Commissaire aux comptes entre 1995 et 2007.

4.6Code de gouvernement d’entreprise

ENGIE poursuit son attachement à l’application des règles en matière de gouvernement d’entreprise, en se référant au Code Afep-Medef de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées, actualisé en décembre 2022, à l’exception des points suivants :

Recommandations du Code AFEP-MEDEF | Explications
18.1 Composition S’agissant du Comité des nominations, il ne doit comporter aucun dirigeant mandataire social exécutif et être composé majoritairement d’administrateurs indépendants. Il est recommandé que le président du comité soit indépendant et qu’un administrateur salarié en soit membre. | Chacun des comités du Conseil comprend soit un administrateur salarié, soit un administrateur représentant les salariés actionnaires. En cohérence avec la prise de fonctions de deux nouveaux administrateurs salariés, et l’adéquation des profils avec les participations au Comité, ENGIE a pris la décision de nommer en qualité de membre au CNRG, une Administratrice représentant les salariés actionnaires.

4.7Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées

Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2022

À l’assemblée générale de la société ENGIE,

En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions réglementées.

Il nous appartient de vous communiquer, sur la base des informations qui nous ont été données, les caractéristiques, les modalités essentielles ainsi que les motifs justifiant de l’intérêt pour la société, des conventions dont nous avons été avisés ou que nous aurions découvertes à l’occasion de notre mission, sans avoir à nous prononcer sur leur utilité et leur bien-fondé ni à rechercher l’existence d’autres conventions. Il vous appartient, selon les termes de l’article R. 225-31 du Code de commerce, d’apprécier l’intérêt qui s’attachait à la conclusion de ces conventions en vue de leur approbation.

Par ailleurs, il nous appartient, le cas échéant, de vous communiquer les informations prévues à l’article R. 225-31 du Code de commerce relatives à l’exécution, au cours de l’exercice écoulé, des conventions déjà approuvées par l’assemblée générale.

Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier la concordance des informations qui nous ont été données avec les documents de base dont elles sont issues.

A.Conventions soumises à l’approbation de l’assemblée générale

Conventions autorisées et conclues au cours de l’exercice écoulé

Nous vous informons qu’il ne nous a été donné avis d’aucune convention autorisée et conclue au cours de l’exercice écoulé à soumettre à l’approbation de l’assemblée générale en application des dispositions de l’article L. 225-38 du Code de commerce.

B.Conventions déjà approuvées par l’assemblée générale

Conventions approuvées au cours d’exercices antérieurs dont l’exécution s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé

En application de l’article R. 225-30 du Code de commerce, nous avons été informés que l’exécution des conventions suivantes, déjà approuvées par l’assemblée générale au cours d’exercices antérieurs, s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé.

Avec M. Clamadieu, Président du Conseil d’Administration d’ENGIE

a) Nature, objet et modalités : Couverture de prévoyance

Le Conseil d’Administration du 19 juin 2018 a décidé d’accorder au Président du Conseil d’Administration un contrat de couverture de prévoyance équivalente à celle de tous les cadres dirigeants d’ENGIE en France, matérialisée par un contrat d’assurance collective souscrit par ENGIE. Ce contrat assure une garantie décès et une garantie arrêt de travail.

b) Nature, objet et modalités : Couverture de frais de santé

Le Conseil d’Administration du 11 décembre 2018 a décidé d’accorder au Président du Conseil d’Administration un contrat de couverture de frais de santé équivalente à celle de tous les cadres dirigeants d’ENGIE en France, matérialisée par un contrat d’assurance collective souscrit par ENGIE. Ce contrat assure les postes standards de garanties en matière de remboursement de frais de santé pour l’assuré et ses bénéficiaires.

Paris-La Défense, le 7 mars 2023

Les Commissaires aux Comptes

ERNST & YOUNG et Autres | Deloitte & Associés
Charles-Emmanuel CHOSSON | Guillaume ROUGER | Patrick E. SUISSA | Nadia LAADOULI