Rapport financier semestriel 2025

RAPPORT

FINANCIER

SEMESTRIEL

2025

SOMMAIRE

01 RAPPORT D’ACTIVITÉ

1                  RÉSULTATS ENGIE AU 30 JUIN 2025 ...............................................................................................................6

2                  ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET .................................................................................. 14

3                  AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ............................................................... 15

4                  TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES .............................................................................................. 16

02       ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................................................................................... 18

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................... 19

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ............................................................................................................................. 20

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES .................................................................................................... 22

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE ...................................................................................................................................... 24

03       NOTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

01 RAPPORT D’ACTIVITÉ

1                  RÉSULTATS ENGIE AU 30 JUIN 2025 ...............................................................................................................6

2                  ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET .................................................................................. 14

3                  AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ............................................................... 15

4                  TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES .............................................................................................. 16

1           RÉSULTATS ENGIE AU 30 JUIN 2025

Résultats d’ENGIE au 30 juin 2025

Résultats financiers solides et bonne exécution opérationnelle  Guidance 2025 confirmée

Faits marquants                                                                                Performance financière 

•     Activité Renouvelables & Batteries soutenue avec • EBIT hors nucléaire à 5,1 millards d’euros en baisse 52,7 GW de capacités installées au 1^er semestre et organique de 6,4% comparé à un premier semestre près de 8 GW en cours de construction  2024 élevé, dans un contexte de baisse des prix

•     Augmentation du portefeuille de projets • Forte génération de cash avec un CFFO⁽¹⁾  de renouvelables et de batteries à 118 GW à fin juin 8,4 millards d’euros au 1^er semestre  

            2025                                                                                                •       Maintien d’un bilan solide avec un ratio dette nette

•     Négociation finale d’un PPA pour un projet solaire économique / EBITDA stable à 3,1x remporté de 1,5 GW et remise d’une offre pour un • Dette nette économique en recul de projet OCGT de 1,4 GW aux Émirats Arabes Unis 1,1 millards d’euros à 46,8 millards d’euros

•     Closing de la transaction sur le nucléaire en • Guidance 2025 confirmée avec un RNRpg⁽²⁾  Belgique et succès des premiers travaux du attendu entre 4,4 et 5,0 millards d’euros

             réacteur Tihange 3                                                                               

1.1          Chiffres clés au 30 juin 2025

Variation  Variation  brute  organique

En milliards d'euros                                                                                                                      30 juin 2025         30 juin 2024                             en %                         en %

(1) Net des produits de cession DBSO (Develop, Build, Share & Operate) et DBOO (Develop, Build,, Own & Operate) du schéma de tax incentives et incluant la dette nette acquise.

1.2          Guidance 2025 confirmée

Dans un contexte économique incertain et d’évolution défavorable du change, et sur la base de bons résultats et d’une forte génération de cash au premier semestre, le Groupe confirme sa guidance 2025. Le résultat net récurrent part du Groupe devrait ainsi se situer entre 4,4 et 5,0 milliards d'euros. L'EBIT hors nucléaire est quant à lui attendu dans une fourchette indicative de 8,0 à 9,0 milliards d’euros. 

(1) Cash Flow From Operation = Free Cash Flow avant Capex de        (2) Résultat net récurrent, part du Groupe.

maintenance et dépenses de sortie du nucléaire.

1.2.1.         Hypothèses sous-jacentes

Les hypothèses prises en compte sont les suivantes :

•       guidance et indications sur la base des activités poursuivies ;

•       absence de changement de méthode comptable ;

•       absence de changement substantiel de réglementation ou de l’environnement macro-économique ;

•       taxes basées sur les textes légaux en vigueur ;

•       prise en compte de la revue régulatoire dans les infrastructures en France pour la période 2024 – 2028 ;

•       répercussion complète des coûts d'approvisionnement de la fourniture d’énergie BtoC en France ;

•       température moyenne en France ;

•       production hydraulique, éolienne et solaire moyennes ;

•       taux de change moyen : 

                       −     € / USD : 1,14,

                       −      € / BRL : 6,34 ;

•       sortie du Nucléaire : Doel 1 (février 2025), Doel 2 (décembre 2025), Tihange 1 (octobre 2025) ; 

•       travaux de conformité LTO : Doel 4 (de juillet à octobre 2025), Tihange 3 (redémarrage en juillet 2025) ; prix des commodités au 30 juin 2025 ;

•       résultat financier net récurrent de (2,0) – (2,2) milliards d’euros par an ;

•       taux récurrent effectif d’imposition (y compris surtaxe en France) : 23 – 25%.

1.3          Une bonne exécution opérationnelle

Renouvelables & Flex Power

La capacité totale renouvelables et de stockage d’ENGIE s’élève à 52,7 GW à fin juin 2025, en hausse de 1,9 GW par rapport à fin 2024. Au 30 juin 2025, les 95 projets en cours de construction par ENGIE représentent une capacité totale de près de 8 GW. Le Groupe a par ailleurs signé 1,2 GW de contrats d’achat d’électricité (PPA, Power Purchase Agreement), la très grande majorité ayant une durée de plus de cinq ans. Le Groupe dispose désormais d’un pipeline de projets en croissance qui atteint 118 GW à fin juin 2025, soit 3 GW de plus qu’à fin décembre 2024. ENGIE est en bonne voie pour ajouter 7 GW de capacités renouvelables et de stockage en moyenne par an à partir de 2025.

Au premier semestre, ENGIE a réalisé, avec quatre mois d’avance sur le calendrier initial, la mise en service complète du parc éolien Red Sea Wind Energy (650 MW) situé à Ras Ghareb en Égypte, devenant ainsi le plus grand parc éolien opérationnel du Moyen-Orient et d’Afrique. Aux Émirats Arabes Unis, le Groupe est en négociation finale pour un PPA d’un projet solaire remporté de 1,5 GW et a remis une offre pour un nouveau projet OCGT flexible de 1,4 GW. ENGIE, via sa joint-venture Ocean Winds, a également annoncé la première production d’électricité du parc éolien en mer des îles d’Yeu et de Noirmoutier, marquant une étape clé vers sa mise en service complète prévue d’ici fin 2025. 

Enfin, ENGIE a lancé la construction de son nouveau parc de batteries de 100 MW et d’une capacité de stockage totale de 400 MWh sur son site de Kallo, dans le port d’Anvers. 

Networks

Au premier semestre, le taux d’utilisation des terminaux méthaniers français d’ENGIE a atteint 87%, contre 62% l’an passé. Ce niveau élevé témoigne du rôle croissant de ces infrastructures pour l'approvisionnement en gaz de la France.

ENGIE a par ailleurs poursuivi sa progression dans le domaine du biométhane, avec une capacité de production annuelle atteignant 13,8 TWh raccordées aux réseaux d'ENGIE en France, soit une augmentation de 2,2 TWh par rapport au premier semestre 2024.

Le projet hydrogène H2Med a franchi une étape majeure avec la création de la société BarMar, officialisée par la signature de l’accord d’actionnaires entre Enagas, NaTran et Terega. Cette coentreprise est dédiée au développement du Projet d'intérêt commun BarMar, le transport en canalisation sous-marine d'hydrogène bas-carbone qui reliera Barcelone (Espagne) à Marseille (France), un élément clé du projet européen H2Med.

Local Energy Infrastructures

Au premier semestre, porté par une dynamique commerciale conforme aux attentes, ENGIE a été sélectionné par Airbus pour contribuer à sa feuille de route dédiée à la décarbonation. À travers ce contrat-cadre, le Groupe déploiera sur chacun des 22 sites du constructeur aéronautique européen des solutions sur mesure.

Par ailleurs, Tabreed, détenu à 40% par ENGIE, a annoncé l'acquisition de la société locale PAL Cooling à Abu Dhabi dans le cadre d’une coentreprise avec CVC DIF, pour un montant d’environ un milliard de dollars américains. Cette opération permet de renforcer sa présence sur le marché des réseaux de froid dans la région.

Enfin, ENGIE renforce son engagement dans la géothermie avec le lancement d’un nouveau forage en Île-de-France, portant à 27 le nombre de centrales en exploitation ou en construction sur le territoire national.

Allocation de capital 

Les investissements bruts au cours du premier semestre 2025 se sont élevés à 3,3 milliards d'euros. Les investissements de croissance nets se sont établis à 2,2 milliards d'euros, en baisse par rapport à l’an passé, en raison principalement du timing des acquisitions et de sell-downs plus élevés aux États-Unis. 75% ont été consacrés aux activités Renouvelables & Flex Power et Networks.

Au premier semestre, le Groupe a signé ou closé plusieurs opérations de cession, notamment au sein des activités Renouvelables& Flex Power au Pakistan, au Bahreïn, au Koweït et au Maroc, mais aussi dans le cadre de la revue stratégique des activités de LEI aux États-Unis. ENGIE a également cédé sa participation résiduelle de 5% dans GTT.

Plan de performance

ENGIE a maintenu sa dynamique d’excellence opérationnelle au cours du premier semestre 2025 avec une contribution de 246 millions d’euros des résultats du plan de performance.

1.4          Nucléaire en Belgique

Le 14 mars 2025, ENGIE et le gouvernement belge ont réalisé le closing de la transaction concernant la prolongation pour 10 ans des réacteurs nucléaires Tihange 3 et Doel 4, ainsi que le transfert de responsabilité lié aux déchets nucléaires. 

Le groupe a par ailleurs réalisé avec succès les premiers travaux pour 2025 du réacteur Tihange 3 qui a redémarré le 10 juillet 2025.

1.5          Succès de l’opération d’actionnariat salariés «LINK 2025»

ENGIE finalise avec succès son opération d’actionnariat salarié avec un nombre record de collaborateurs ayant souscrit à LINK 2025 avec une souscription totale s’élevant à 70 millions d’euros pour un volume de près de 5 millions d’actions. 42% des salariés éligibles à travers le Groupe ont souscrit à l’opération, soit plus de 33 000 souscripteurs dans une vingtaine de pays. A l’issue de cette opération, la part du capital d'ENGIE détenue par ses salariés s’élève à plus de 4%, ce qui fait d’eux le 4^ème actionnaire de l’entreprise.

1.6          Revue des données financières du 1^er semestre 2025

1.6.2.         Chiffre d’affaires

Le chiffre d’affaires s’élève à 38,1 milliards d’euros, en hausse de 1,4% en brut et de 2,9% en organique.

1.6.3.         EBITDA

L’EBITDA s’est établi à 8,3 milliards d’euros, en baisse de 7,4% en brut et de 5,5% en organique.

L’EBITDA (hors Nucléaire) s’est établi à 7,4 milliards d’euros, en baisse de 5,2% en brut et 2,9% en organique.

1.6.4.         EBIT

L’EBIT (hors Nucléaire) s’est établi à 5,1 milliards d’euros, en baisse de 9,4% en brut et de 6,4% en organique.

•       Taux de change : effet global négatif de 98 millions d’euros, principalement lié à la dépréciation du real brésilien.

•       Variation du périmètre : effet périmètre net de -80 millions d’euros, lié notamment à la vente de 15,66 % de Safi (Maroc), ainsi que la cession de Senoko (Singapour) et Uch (Pakistan).

•       Température en France : l’effet température normatif a généré une variation positive de 55 millions d’euros en cumul annuel par rapport au premier semestre 2024 pour les Networks, One BtoC et One BtoB en France. Contribution des activités à l’EBIT 

                                                                                                                                                                            Variation                Variation 

                                                                                                                                                                                                                                                                           brute               organique

En millions d'euros                                                                                                                                        30 juin 2025          30 juin 2024                    en %                      en %

Matrice par activité/géographie

Moyen-

                                                                                                                               Reste de         Amérique     États-Unis &      Orient, Asie

En millions d'euros                                                               France           l'Europe               latine            Canada         & Afrique              Autres       30 juin 2025

Nucléaire                                                         220                  550                      ‐                      ‐                      ‐                      ‐                   770

Renouvelables & Flex Power 

                                                                                                                                                                            Variation                Variation 

                                                                                                                                                                                                                                                                           brute               organique

En millions d'euros                                                                                                                                        30 juin 2025          30 juin 2024                    en %                      en %

Indicateurs de performance opérationnelle                                                                                                                                                       

Renouvelables & Batteries                                                                                                                                                                               

Generation                                                                                                                                                                                                      

(1)      Avant la taxe spécifique sur production hydroélectrique de la CNR.

L’EBIT des activités Renouvelables & Batteries a enregistré une baisse organique de 7,4% en raison principalement d’une baisse des volumes liée à une moindre hydrologie en France par rapport au premier semestre 2024, durant lequel les conditions hydrologiques avaient été exceptionnellement favorables. Ces éléments ont été partiellement compensés par les mises en service en Amérique du Nord et en Amérique Latine, une meilleure performance opérationnelle en Amérique du Nord et par la baisse de la taxe CNR en France.  

L'EBIT des activités Gas generation a baissé de 12,0% en organique en raison essentiellement de la poursuite de la baisse des spreads captés en Europe au premier semestre et d’une base de comparaison élevée alors qu’au premier semestre 2024 le Groupe avait bénéficié de one-offs positifs. Cela a été partiellement compensé par l’arrêt de la taxe inframarginale en France en 2025. À l’international, l’EBIT a par ailleurs bénéficié du maintien d’un one-off positif au Chili et d’un effet prix favorable en Australie.  

Infrastructures 

                                                                                                                                                                            Variation                Variation 

                                                                                                                                                                                                                                                                           brute               organique

En millions d'euros                                                                                                                                        30 juin 2025          30 juin 2024                    en %                      en %

Indicateurs de performance opérationnelle                                                                                                                                                        

L'EBIT des activités Networks est en hausse de 58,1% en organique en raison principalement de l’augmentation des tarifs de transport à partir d’avril 2024 et de distribution à partir de juillet 2024, ainsi que d’un climat plus froid que l’an dernier. En Amérique latine, la performance reste bien orientée, soutenue par la construction de lignes électriques au Brésil et par l’indexation des tarifs au Brésil et au Mexique. 

L’EBIT de Local Energy Infrastructures a enregistré une baisse organique de 14,5% en amélioration par rapport au premier trimestre, et qui s’explique par le même facteur de normalisation attendue des prix de marché, qui a continué d’impacter les spreads captés par les installations de cogénération. Cela a été partiellement compensé par un effet climat positif avec des températures plus froides en 2025 ayant favorisé les ventes de chaleur de nos réseaux urbains, et le maintien d’une bonne performance opérationnelle permise notamment par l’amélioration continue des marges des activités d’efficacité énergétique portée par une plus grande sélectivité.

Supply & Energy Management

                                                                                                                                                                            Variation                Variation 

                                                                                                                                                                                                                                                                           brute               organique

En millions d'euros                                                                                                                                        30 juin 2025          30 juin 2024                    en %                      en %

Indicateurs de performance opérationnelle                                                                                                                                                       

Contrats One BtoC (en milliers)                                                                                                                                                                                                

L’EBIT de l’activité One BtoC a baissé de 18,3% en organique par rapport au premier semestre 2024 en raison principalement d’un effet timing négatif au deuxième trimestre alors que celui-ci avait été particulièrement élevé au premier semestre 2024. Ces éléments ont été partiellement compensés par de bonnes marges en Europe dans un environnement de marché qui permet la pleine valorisation du coût du risque. 

L’EBIT de l’activité One BtoB est ressorti en baisse de 19,8% en organique en raison principalement de la forte baisse des effets timing qui avait impacté positivement l’EBIT au premier semestre 2024. L’activité a également profité d’une bonne dynamique commerciale au premier semestre 2025, avec des niveaux de marges conformes aux attentes.

L'EBIT d’Energy Management a diminué de 53,9% en organique. Cette diminution reflète principalement la poursuite de la normalisation des conditions de marché, de moindres relâchements de réserves de marché par rapport au premier semestre 2024, un one-off négatif lié aux coûts de transport du gaz en Autriche et aux Pays-Bas ainsi qu’une activité plus faible au deuxième trimestre 2025 en raison des incertitudes géopolitiques et économiques.

L'EBIT de l’activité Nucléaire est ressorti en baisse organique de 34,6% en raison de la diminution des prix captés au premier semestre 2025 ainsi que d’un effet volume négatif lié à l’arrêt définitif de Doel 1 en février 2025 et de l’arrêt de conformité de Tihange 3 au deuxième trimestre. L’EBIT a également été pénalisé par un niveau plus élevé d’amortissement lié aux investissements réalisés en 2024 et 2025 qui sont amortis sur une période plus courte, compte tenu de la fin de vie légale des actifs.

1.6.5.         Analyse de la croissance organique en base comparable

Variation 

                                                                                                                                                                                                                                                                                        brute/organique en

En millions d'euros                                                                                                                                                                   30 juin 2025               30 juin 2024                               %

Variation 

                                                                                                                                                                                                                                                                                        brute/organique en

En millions d'euros                                                                                                                                                                   30 juin 2025               30 juin 2024                               %

Variation 

                                                                                                                                                                                                                                                                                        brute/organique en

En millions d'euros                                                                                                                                                                   30 juin 2025               30 juin 2024                               %

Le calcul de la croissance organique vise à présenter des données comparables tant en termes de taux de change utilisés pour la conversion des états financiers de sociétés étrangères qu’en termes d’entités contributives (méthode de consolidation et contribution en termes de nombre de mois comparable). La croissance organique en pourcentage représente le rapport entre les données de l’année en cours (N) et de l’année précédente (N-1) retraitées comme suit :

•       Les données N-1 sont corrigées en supprimant les contributions des entités cédées au cours de la période N-1 ou prorata temporis pour le nombre de mois postérieurs à la cession en N ;

•       Les données N-1 sont converties au taux de change de la période N ;

•       Les données N sont corrigées des données des acquisitions N ou prorata temporis pour le nombre de mois antérieurs à l’acquisition en N-1.

1   RÉSULTATS ENGIE AU 30 JUIN 2025

1.6.6.         Autres éléments du compte de résultat

La réconciliation de l’EBIT au Résultat net se détaille comme suit :

 Variation brute

En millions d'euros                                                                                                                                                                                     30 juin 2025         30 juin 2024                     en %

La réconciliation du Résultat net récurrent part du Groupe au Résultat net part du Groupe se détaille comme suit :

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                       30 juin 2025              30 juin 2024

Résultat net récurrent part du Groupe                                                                                                                       3 057                        3 766

Le résultat des activités opérationnelles (RAO) s’établit à 5 436 millions d’euros (voir Note 2 «Principales variations de périmètre et autres faits marquants de la période»).

Retraité des éléments non récurrents, le résultat financier s’élève à -974 millions d’euros au 30 juin 2025, sans variation majeure par rapport au 30 juin 2024 (-982 millions d’euros).

La charge d’impôt au 30 juin 2025 s’établit à 1 010 millions d’euros (contre une charge d’impôt de 802 millions d’euros au 30 juin 2024). Retraité des éléments non récurrents, le taux effectif d’impôt récurrent s’établit à 25,8% à fin juin 2025 contre 24,2% à fin juin 2024, principalement en raison de la contribution exceptionnelle sur les bénéfices des grandes entreprises en France.

Le résultat net récurrent part du Groupe s’est élevé à 3,1 milliards d’euros contre 3,8 milliards d’euros au premier semestre 2024, principalement porté par l'évolution de l'EBIT.

Le résultat net part du Groupe s’est élevé à 2,9 milliards d’euros, en augmentation de 1,0 milliard d’euros par rapport au premier semestre 2024, en grande partie aligné avec l’évolution du résultat des activités ordinaires.

2   ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET

2           ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET

L’endettement financier net s’est établi à 35,7 milliards d’euros, en hausse de 2,4 milliards d’euros par rapport au 31 décembre 2024. Cette augmentation est principalement liée :

•       à des dépenses d’investissements sur la période de 3,3 milliards d’euros, 

•       à des versements de dividendes aux actionnaires d’ENGIE SA et aux participations ne donnant pas le contrôle (4,0 milliards d’euros),

•       au financement et dépenses encourues lié au nucléaire en Belgique pour 3,8 milliards d’euros.

Ces éléments ont été compensés essentiellement par des Cash Flow From Operations de 8,4 milliards d’euros.

Le ratio endettement financier net/EBITDA s’élève à 2,4x, en hausse de 0,3x par rapport au 31 décembre 2024. Le coût moyen de la dette brute s’est établi à 4,15%.

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                            30 juin 2025          31 déc. 2024

La dette nette économique s’est élevée à 46,8 milliards d’euros, en baisse de 1,1 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2024. 

Le ratio dette nette économique/EBITDA s’élève à 3.1x, stable par rapport au 31 décembre 2024 et en ligne avec l’objectif d’être inférieur ou égal à 4,0x.

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                            30 juin 2025          31 déc. 2024

Rating

•       S&P : BBB+/A-2 avec perspective Stable 

•       Moody’s : Baa1/P-2 avec perspective Stable 

•       Fitch : BBB+/F1 avec perspective Stable

2.1          Cash-flow des opérations (CFFO)

Le Cash Flow From Operations s'est établi à 8,4 milliards d'euros, en baisse de 0,5 milliard d'euros par rapport au premier semestre 2024 qui était particulièrement élevé.

Le Besoin en Fonds de Roulement était positif de 1,4 milliard d'euros, avec une variation annuelle négative de 0,3 milliard d'euros en raison de l’impact des appels de marge (-0,6 milliard d’euros) et malgré une base de comparaison élevée.

2.2          Liquidités  

Le niveau de liquidité s'est établi à 23,2 milliards d'euros au 30 juin 2025, dont 15,8 milliards d'euros de disponibilités⁽¹⁾.

(1)  Disponibilités y compris instruments de dette liquides détenus à des fins d'investissement, net des découverts bancaires.

3   AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

3      AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

En millions d'euros                                                                                                                                                                              30 juin 2025          31 déc. 2024         Variation nette

Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) s’élèvent à 70,9 milliards d’euros, en baisse de

1,4 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2024. Cette variation résulte pour l’essentiel des amortissements  (-2,6 milliards d’euros), des variations de change (-2,2 milliards d’euros, principalement sur le dollar américain), partiellement compensés par les investissements de la période (+3,6 milliards d’euros).

Les goodwill s’élèvent à 13,2 milliards d’euros, stable par rapport au 31 décembre 2024.

Les participations dans les entreprises mises en équivalence s’élèvent à 7,9 milliards d’euros, en baisse par rapport au 31 décembre 2024.

Les capitaux propres totaux s’élèvent à 38,3 milliards d’euros, en baisse de 3,1 milliards d’euros par rapport au 31 décembre 2024. Cette baisse provient essentiellement des autres éléments du résultat global (-2,4 milliards d’euros relatifs essentiellement aux écarts de conversion de la période portant principalement sur le dollar américain), par les dividendes distribués (-4,1 milliards d’euros), partiellement compensés par le résultat net de la période  (+3,4 milliards d’euros).

Les provisions s’élèvent à 18,3 milliards d’euros, en baisse par rapport au 31 décembre 2024 (voir Note 9 «Provisions»).

4           TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

Les transactions avec des parties liées décrites dans la Note 20 des états financiers consolidés au 31 décembre 2024 n’ont pas connu d’évolution significative à fin juin 2025.

RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2025

02 ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................................................................................... 18

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................... 19

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ............................................................................................................................. 20

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES .................................................................................................... 22

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE ...................................................................................................................................... 24

RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2025

COMPTE DE RÉSULTAT

COMPTE DE RÉSULTAT

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                    Notes         30 juin 2025         30 juin 2024

(1)     Dont une charge nette au 30 juin 2025 de 209 millions d’euros au titre du MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (contre une charge nette de 2 239 millions d’euros au 30 juin 2024), notamment sur certaines positions de couverture économique électricité et gaz non documentées en couverture de flux de trésorerie.

(2)     Conformément aux dispositions d’IAS 33 − Résultat par action, le calcul du résultat net par action et du résultat net dilué par action prend également en compte, en déduction du résultat net part du Groupe, la rémunération due aux détenteurs de titres supersubordonnés.

NB :  Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux. 

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

En millions d'euros                                                                                                                                                                                       Notes             30 juin 2025             30 juin 2024

(1)      Les écarts de conversion de la période portent principalement sur le dollar américain.

NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux.

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE  

ACTIF

En millions d'euros                                                                                                                                                                                         Notes             30 juin 2025            31 déc. 2024

NB :  Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux.

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

CAPITAUX PROPRES ET PASSIFS

En millions d'euros                                                                                                                                                                                         Notes             30 juin 2025            31 déc. 2024

NB :  Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux.

(1)     L’Assemblée Générale du 30 avril 2024 a décidé la distribution d’un dividende unitaire de 1,43 euro par action au titre de l’exercice 2023. Conformément à l’article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,143 euro par action, a été attribuée aux actions inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2023, et qui sont restées inscrites sans interruption sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu’à la date de mise en paiement du dividende. Cette majoration ne peut porter, pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus de 0,5% du capital. Le Groupe a réglé en numéraire le 6 mai 2024, pour un montant de 3 469 millions d’euros, le dividende de 1,43 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire, ainsi qu’un montant de 34 millions d’euros au titre de prime de fidélité.

(2)     ENGIE SA a procédé en juin 2024 au remboursement de titres super-subordonnés à durée indéterminée (TSSDI) pour un montant total de 1 190 millions d’euros (un rachat de l’encours de 338 millions d’euros de TSSDI émis en 2014 et un rachat anticipé partiel de deux autres tranches pour un montant de 852 millions d’euros). Dans le même temps ENGIE SA a procédé, en juin 2024, à deux nouvelles émissions de TSSDI verts pour un montant total de 1 835 millions d’euros. 

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

Au 30 juin 2024, le Groupe a versé 33 millions d'euros aux détenteurs de ces titres. L’encours total en valeur nominale, s'élève à 4 038 millions d'euros, contre 3 393 millions d’euros au 31 décembre 2023.

(3)     Concerne principalement l’acquisition, finalisée le 20 février 2024, d’une participation additionnelle de 12% dans ENGIE Romania.

NB :  Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux.

CAPITAUX PROPRES

AU 31 DÉCEMBRE 2024                                  2 435     21 025         8 937          4 038       (200)     (1 557)       (122)      34 556         6 902

(1)     Les écarts de conversion de la période portent principalement sur le dollar américain.

(2)     L’Assemblée Générale du 24 avril 2025 a décidé la distribution d’un dividende unitaire de 1,48 euro par action au titre de l’exercice 2024. Conformément à l’article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,148 euro par action, a été attribuée aux actions inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2024, et qui sont restées inscrites sans interruption sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu’à la date de mise en paiement du dividende. Cette majoration ne peut porter, pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus de 0,5% du capital. Le Groupe a réglé en numéraire le 29 avril 2025, pour un montant de 3 597 millions d’euros, le dividende de 1,48 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire, ainsi qu’un montant de 38 millions d’euros au titre de prime de fidélité. 

(3)     ENGIE SA a procédé le 28 février 2025 au remboursement à la date de première option du solde de la dette hybride (PERP NC 02/2025, coupon 3,25%, code ISIN : FR0013398229) pour un montant de 454,5 millions d'euros. 

Le 6 juin 2025, ENGIE SA a notifié l’exercice de l’option annuelle de remboursement du solde de la dette hybride (PERP NC 07/2025, coupon 1,625%, code ISIN : FR0013431244) pour un montant de 193 millions d’euros (soit un montant total de 196 millions d’euros y compris coupon couru). La notification déclenche le reclassement de l’instrument de capitaux propres en dette. Celle-ci a été remboursée le 8 juillet 2025.

Conformément aux dispositions d’IAS 32 – Instruments financiers – Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques, les dettes hybrides sont comptabilisées en capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe.

Au 30 juin 2025, le Groupe a versé 108 millions d'euros aux détenteurs de ces titres, net de 7 millions d’euros reçus au titre d’indemnités de remboursement anticipé. L’encours total en valeur nominale, s'élève à 3 390 millions d'euros, contre 4 038 millions d’euros au 31 décembre 2024.

(4)     ENGIE North America a finalisé, en mars 2025, la cession avec le fonds Ares Management Infrastructure Opportunities (Ares) d’un pourcentage minoritaire de 49% dans un portefeuille d'actifs de stockage et d'énergies renouvelables de 0,9 GW aux États-Unis (Aspen). Cette transaction s’est traduite par une diminution de l’endettement financier net du Groupe à hauteur de 0,4 milliard d’euros.

ENGIE North America a finalisé, en mai 2025, avec le fonds CBRE Investment Management (CBRE IM), la cession d’un pourcentage minoritaire de 49,5% dans un portefeuille d'actifs de stockage en batterie d'une capacité de 2,4 GW au Texas et en Californie (Vulcan & Cascade). Cette transaction s’est traduite par une diminution de l’endettement financier net du Groupe à hauteur de 0,3 milliard d’euros (une seconde tranche, pour des actifs encore à céder, doit être versée par ARES lors du deuxième semestre 2025).

Ces deux transactions, qui impliquent une cession sans perte de contrôle, sont comptabilisées comme des transactions entre actionnaires, sans impact sur le compte de résultat. 

NB :  Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux.

(1)     Les mouvements sur ces deux postes comprennent les effets de monétisation d’une partie des actifs de couverture des provisions nucléaires («Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres») afin de régler le paiement de la première tranche du passif nucléaire («Variation du besoin en fonds de roulement») (voir Note 9).

(2)     Outre le paiement du dividende décidé en avril par l’Assemblée Générale d’ENGIE SA (voir «État des variations des capitaux propres»), la ligne «Dividendes payés» comprend également les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée pour un montant de 106 millions d’euros au 30 juin 2025 (33 millions d’euros au 30 juin 2024).

(3)     ENGIE North America a finalisé, en mars 2025, avec le fonds Ares Management Infrastructure Opportunities (Ares), la cession d’un pourcentage minoritaire de 49% dans un portefeuille d'actifs de stockage et d'énergies renouvelables de 0,9 GW aux États-Unis (Aspen). Cette transaction s’est traduite par une diminution de l’endettement financier net du Groupe à hauteur de 0,4 milliard d’euros. En mai 2025, ENGIE North America a finalisé, avec le fonds CBRE Investment Management (CBRE IM), la cession d’un pourcentage minoritaire de 49,5% dans un portefeuille d'actifs de stockage en batterie d’une capacité de 2,4 GW au Texas et en Californie (Vulcan & Cascade). Cette transaction s’est traduite par une diminution de l’endettement financier net du Groupe à hauteur de 0,3 milliard d’euros.

NB :  Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux.

 RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 20

03 NOTES AUX ÉTATS

FINANCIERS CONSOLIDÉS

CONDENSÉS

SEMESTRIELS

Note 1  RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES.................................................................. 27

Note 2  PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE ET AUTRES FAITS MARQUANTS DE LA PÉRIODE             30

Note 3  INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE............ 34

Note 4  INFORMATION SECTORIELLE.......................................................................................... 37

Note 5  VENTES........................................................................................................................... 42

Note 6  RÉSULTAT FINANCIER..................................................................................................... 44

Note 7  INSTRUMENTS FINANCIERS............................................................................................ 45

Note 8  RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS............................................................ 48

Note 9  PROVISIONS.................................................................................................................... 51

Note 10  TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES.................................................................. 53

Note 11  CONTENTIEUX ET ENQUÊTES....................................................................................... 54

Note 12  ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE.............................................................. 57

 RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 20

INFORMATIONS RELATIVES AU GROUPE ENGIE

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

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

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

En date du 31 juillet 2025, les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe au 30 juin 2025 ont été présentés au Conseil d’Administration qui a autorisé leur publication.

NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES  

1.1          Référentiel comptable

En application du règlement européen du 19 juillet 2002 sur les normes comptables internationales (IFRS), les états financiers consolidés annuels du Groupe sont établis conformément aux IFRS publiées par l’IASB et adoptées par l’Union européenne ⁽¹⁾. Les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe, établis pour la période de six mois close au 30 juin 2025, ont été préparés selon les dispositions de la norme IAS 34 – Information financière intermédiaire qui permet de présenter une sélection de notes annexes. Les états financiers consolidés condensés intermédiaires n’incluent dès lors pas toutes les notes et informations requises par les IFRS pour les états financiers consolidés annuels et doivent donc être lus conjointement avec les états financiers consolidés de l’exercice 2024, sous réserve des particularités propres à l’établissement des états financiers consolidés condensés intermédiaires décrites ci-après (voir Note 1.3). 

Les principes comptables retenus pour l’élaboration des états financiers consolidés condensés intermédiaires sont identiques à ceux retenus pour l’exercice clos au 31 décembre 2024 à l’exception des évolutions normatives reprises  ci-après.

1.1.1          Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables en 2025

       •      Amendements IAS 21 – Effet des variations des cours des monnaies étrangères : absence de convertibilité.

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

1.1.2 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables après 2025 et non anticipés par le Groupe

•       Amendements IFRS 9 – Instruments financiers et IFRS 7 – Instruments financiers : Informations à fournir – Modifications touchant le classement et l’évaluation des instruments financiers. 

•       Amendements IFRS 9 – Instruments financiers et IFRS 7 – Instruments financiers : Informations à fournir – Contrats faisant référence à l’électricité produite à partir de sources naturelles. 

•       Améliorations annuelles des normes IFRS de comptabilité – Volume 11. 

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

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:32002R1606&from=EN  

•       IFRS 18 – Présentation et informations des états financiers  ⁽¹⁾.

•       IFRS 19 – Filiales sans responsabilité publique : informations à fournir⁽¹⁾.

Les analyses des incidences de l’application de ces amendements, améliorations et normes sont en cours.

1.2          Utilisation d’estimations et du jugement

1.2.1          Estimations

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

L’évolution de l’environnement économique et financier, compte tenu en particulier de la volatilité des marchés des matières premières et de l’instabilité politique, a conduit le Groupe à renforcer les procédures de suivi des risques, notamment dans l’évaluation des instruments financiers, l’appréciation du risque de contrepartie et de liquidité. Cet environnement et la volatilité des marchés ont aussi été pris en considération par le Groupe dans les estimations utilisées entre autres pour les tests de perte de valeur et les calculs des provisions.

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

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

Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour l’établissement des états financiers au 30 juin 2025 portent principalement sur :

•       l’évaluation de la valeur recouvrable des goodwill, des immobilisations corporelles et incorporelles

(voir Note 2 «Principales variations de périmètre et autres faits marquants de la période») ;

•       l’évaluation à la juste valeur des actifs et passifs (voir Notes 7 «Instruments financiers» et 8 «Risques liés aux instruments financiers») ; 

•       l’évaluation des provisions et en particulier des provisions pour démantèlement , des provisions pour litiges ainsi que les engagements de retraite et assimilés (voir Note 9 «Provisions») ;

•       le chiffre d’affaires réalisé et non relevé, dit «en compteur» dans un contexte de variation des prix des matières premières (voir Note 5 «Ventes») ;

•       l’évaluation des déficits fiscaux reportables activés en tenant compte, le cas échéant, des révisions et des projections de résultat taxable.

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

1.2.2          Jugement

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

En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour :

•       l’évaluation de la nature du contrôle ;

•       l’identification des obligations de performance des contrats de ventes ;

•       la comptabilisation, dans le chiffre d’affaires, des coûts d’acheminement facturés aux clients ;

•       la détermination des «activités normales», au regard d’IFRS 9, des contrats d’achat et de vente d’éléments non financiers (électricité, gaz, etc.) ;

•       l’identification d’accords au sein desquels il existe des contrats de location ;

•       l’identification des accords de compensation répondant aux critères énoncés par la norme IAS 32 – Instruments financiers : présentation (voir Note 7 «Instruments financiers») ;

1.3          Particularités propres à l’établissement des états financiers intermédiaires

1.3.1          Saisonnalité des activités

Les activités du Groupe sont, par nature, des activités saisonnières mais les variations climatiques ont des effets plus importants que la saisonnalité sur les différents indicateurs d’activité et de résultat opérationnel. En conséquence, les résultats intermédiaires au 30 juin 2025 ne sont pas nécessairement indicatifs de ceux pouvant être attendus pour l’ensemble de l’exercice 2025.

1.3.2          Impôt sur les bénéfices

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

1.3.3          Retraites

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

NOTE 2 PRINCIPALES   VARIATIONS   DE   PÉRIMÈTRE   ET AUTRES FAITS MARQUANTS DE LA PÉRIODE

2.1          Principales variations de périmètre

2.1.1          Cessions réalisées au cours du premier semestre

Les incidences des principales cessions et accords de cessions de l’exercice sur l’endettement financier net du Groupe, hors cessions partielles dans le cadre des activités DBSO ou DBOO ⁽¹⁾, sont présentées dans le tableau ci-après :

Réduction de

                                                                                                                                                       Prix de cession net                l'endettement

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                           de frais                 financier net

Le Groupe a finalisé au cours du premier semestre 2025, la cession d’actifs précédemment classés en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» au 31 décembre 2024 :

•       Safi (centrale thermique au charbon, Maroc) – cession, le 21 janvier 2025, d’une partie (15,66%) de la participation mise en équivalence du Groupe dans SAFIEC SA («Safi»), exploitant la centrale électrique au charbon de Safi au Maroc. La transaction s’est traduite par une réduction de l’endettement financier net du Groupe de 30 millions d’euros, sans impact significatif sur le compte de résultat. Compte tenu des changements de gouvernance intervenus en 2025, la participation résiduelle du groupe dans Safi (17,67%) est comptabilisée comme un instrument de capitaux propres conformément à la norme IFRS 9. 

•       Uch (centrales thermiques au gaz, Pakistan) – cession complète, le 15 avril 2025, de deux filiales, Uch Power Limited et Uch-II Power Limited qui possèdent et exploitent des centrales électriques au gaz au Pakistan. Le prix de cession est de 0,1 milliard d’euros, sans impact significatif sur l’endettement financier net du Groupe ou son compte de résultat.

•       Gaztransport & Technigaz (GTT) – finalisation de la cession, le 30 mai 2025, de la participation résiduelle d’ENGIE dans GTT. Cette transaction s’est traduite par une réduction de l’endettement financier net du Groupe de 0,3 milliard d’euros et la comptabilisation d’un produit de cession de 0,15 milliard d’euros.

•       ENGIE Services US (ESUS) – cession, le 12 juin 2025, de la participation du Groupe dans ESUS (société fournissant des solutions énergétiques aux États-Unis). Cette transaction, dont le prix de cession s’est élevé à 0,1 milliard d’euros, s’est traduite par la comptabilisation d’un produit de cession d’environ 40 millions d’euros.

Le Groupe a également procédé à deux cessions aux États-Unis, sans perte de contrôle. Ces deux transactions ont mené à une amélioration de l’endettement financier net de 0,7 milliard d’euros (voir «État des variations des capitaux propres»).

(1)  Develop, Build, Share and Operate (DBSO, cession avec perte de contrôle) et Develop, Build, Own and Operate (DBOO, cession sans perte de contrôle), modèles utilisés dans la GBU Renouvelables & Flex Power, reposant sur la rotation continue des capitaux employés.

2.1.2          Actifs classés comme détenus en vue de la vente

Au 30 juin 2025, le total des «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» s’élève à 264 millions d’euros et concerne la participation mise en équivalence du Groupe (46%) dans E&E Algeria Touat BV (société détentrice d’une part de 65% dans le groupement TouatGaz, en partenariat avec Sonatrach, exploitant le gisement gazier de Touat en Algérie).

2.1.3          Acquisitions réalisées au cours du premier semestre

L’ensemble des acquisitions réalisées au cours du premier semestre 2025 (y compris investissements financiers dans les sociétés mises en équivalence) a eu une incidence de 0,6 milliard d’euros sur l’endettement financier net. Parmi celles-ci, la plus significative consiste en l’acquisition, le 19 mars 2025, d’un portefeuille de 157 MW d'énergies renouvelables au Royaume-Uni, comprenant 3 parcs éoliens terrestres et 4 parcs solaires photovoltaïques. La transaction s’est traduite par une augmentation de l’endettement financier net de 0,2 milliard d’euros.

2.2          Autres faits marquants de la période

2.2.1          Goodwill et réorganisation d’ENGIE

Le 16 janvier 2025, le Groupe a annoncé l’ajustement du périmètre de ses Global Business Units (GBU). À compter du 1^er février 2025, le Groupe est organisé autour de 4 Global Business Units : Renouvelable & Flex Power, Networks, Local Energy Infrastructures et Supply & Energy Management.

Dans le contexte de cette réorganisation, le Groupe a modifié son information sectorielle au sens d’IFRS 8 – Secteurs opérationnels et a procédé en conséquence à une réallocation des goodwill des anciens vers les nouveaux secteurs opérationnels conformément à IAS 36 – Dépréciations d’actifs.

Parmi les 6 secteurs opérationnels et l’ensemble Autres comprenant GEMS dans la précédente organisation :

•       les goodwill de Renouvelables et Retail qui s’élevaient à respectivement 2 289 millions d’euros et

1 843 millions d’euros au 1^er janvier 2025 ont été alloués directement aux nouveaux secteurs opérationnels ;

•       Nucléaire conserve son goodwill dans l’ensemble Autres (797 millions d’euros au 1^er janvier 2025);

•       les goodwill de FlexGen, Infrastructures, Energy Solutions et de l’entité opérationnelle GEMS qui s’élevaient respectivement à 1 483 millions d’euros, 5 277 millions d’euros, 1 091 millions d’euros et 334 millions d’euros ont fait l’objet d’une répartition sur les nouveaux secteurs opérationnels. 

La réallocation des goodwill au niveau des secteurs au 1^er janvier 2025 se présente comme suit :

Goodwill au

                                                                                                                                      Flex         Energy                                         _er

1 janvier

En millions d'euros                                    Infrastructures Renouvelables         Retail          Gen     Solutions     Nucléaire     Autres

2025

Goodwill au

^er                                                                 

1 janvier 2025                                                        5 277                  2 289        1 843        1 483           1 091              797          512            13 291

Enfin, le Groupe a procédé aux regroupements des secteurs opérationnels suivants au sein d’un même secteur reportable, conformément à IFRS 8 – Secteur Opérationnels:

•       regroupement de Gas Generation Europe et Gas Generation International ;

•       regroupement de Gas infrastructure et Power infrastructure.

2.2.2          Incidence de la réforme fiscale américaine «One Big Beautiful Bill Act»

Une réforme fiscale américaine (One Big Beautiful Bill Act), prévoyant la fin programmée des subventions aux énergies renouvelables (mécanismes IRA Investment Tax Credits et Production Tax Credits), a été promulguée par le président Trump le 4 juillet 2025. Cette réforme a subi des changements importants par rapport au projet de loi proposé précédemment par la Chambre et le Sénat.

La loi définit les conditions pour que les actifs éoliens/solaires et de stockage puissent bénéficier de crédits d'impôts en fonction de plusieurs critères :

•       les dates de «début de la construction» et de «mise en service», et

•       le projet ne reçoit pas d'«aide matérielle» de la part d'«entités étrangères préoccupantes» («Foreign Entities of Concerns» ou FEOC, y compris l'approvisionnement en provenance de Chine).

Ces conditions conduisent à une application plus restrictive des incitations fiscales que celles applicables avant la loi, en particulier pour les projets solaires et éoliens, et peuvent donc avoir un impact sur les investissements du Groupe aux États-Unis. Le 7 juillet 2025, un décret du président Trump a demandé au Trésor américain de publier de nouvelles directives révisées dans les 45 jours pour clarifier l'application des règles de «safe harbor» (notamment le critère de qualification «début de la construction»).

ENGIE a environ 2,0 milliards d'euros de coûts capitalisés liés à des projets américains en cours de construction qui, à date, sur la base des critères ci-dessus, ne sont pas affectés étant donné que la construction a déjà commencé et que les équipements nécessaires ont été sécurisés. Par ailleurs, le Groupe a également des actifs incorporels (coûts de développement capitalisés, et pipeline de projets en cours de développement reconnus dans le cadre de regroupements d'entreprises) pour un montant d’environ 0,6 milliard d’euros répartis entre différentes technologies (projets éoliens terrestres, solaires et de stockage) et ce, à différents stades de développement et de mise en service planifiée.

Pour réaliser une analyse de safe harbor et économique complète de ces actifs incorporels, de nombreuses incertitudes subsistent à ce jour : les dispositions d'application de la loi sont toujours en suspens, l'impact des règles du FEOC doit encore être analysé, les récentes annonces concernant le commerce international et les droits de douane ajoutent à l'incertitude, et l’évolution des fondamentaux de marché des énergies renouvelables aux États-Unis reste à suivre, notamment quant aux prix à long terme du marché de l'électricité étant donné la demande d'énergie verte à servir. Le Groupe réévaluera la valeur recouvrable des actifs à la lumière des clarifications obtenues sur ces incertitudes.

Pour rappel, au 31 décembre 2024, ENGIE a comptabilisé une perte de valeur de 133 millions d'euros (part du Groupe) sur ses projets offshore américains (via son investissement dans la joint-venture Ocean Winds). Ces projets ont été valorisés par le Groupe en tenant compte d'un décalage de quatre ans dans leur développement. Compte tenu de l'hypothèse prise à la fin de l'année 2024, le Groupe considère que le «One Big Beautiful Bill Act»  n'affecte pas davantage leur valeur recouvrable.

2.2.3          Autres éléments du résultat des activités opérationnelles 

Les autres éléments du résultat des activités opérationnelles s’élèvent à 54 millions d’euros au 30 juin 2025.

Les effets de périmètre s’élèvent à 190 millions d’euros au 30 juin 2025, portés essentiellement par le gain sur la cession de la participation résiduelle d’ENGIE dans GTT (0,15 milliard d’euros) (voir Note 2.1).

Par ailleurs, au-delà des tests de perte de valeur annuels systématiques relatifs aux goodwill et aux immobilisations incorporelles non amortissables réalisés au second semestre, le Groupe procède à des tests ponctuels en cas d’indice de perte de valeur portant sur un goodwill, une immobilisation corporelle ou incorporelle, une participation dans une entreprise mise en équivalence ou un actif financier. Sur le premier semestre de l’exercice, le Groupe n’a pas relevé d’évènements majeurs à l’exception de celui lié à la réforme fiscale américaine évoquée en 2.2.2.

2.2.4 Closing de l’accord avec l’État belge portant sur la prolongation de 10 ans de deux réacteurs et sur le transfert à l’État belge de la responsabilité financière de gestion des déchets nucléaires

Le 14 mars 2025, ENGIE et le gouvernement belge ont finalisé le closing de la transaction concernant la prolongation pour 10 ans des réacteurs nucléaires Tihange 3 et Doel 4, ainsi que le transfert de responsabilité lié aux déchets nucléaires. Cette étape finale, faisant suite à l’approbation de l’accord par la Commission européenne le 21 février 2025, a mené au versement de la première partie du paiement, relative au transfert de responsabilité pour les déchets nucléaires et le combustible usé. La seconde partie sera versée, au cours du second semestre, lors du redémarrage des réacteurs (voir Note 9 «Provisions»).

Enfin, le Groupe continue à travailler sur la mise en place de la gouvernance opérationnelle de la joint-venture (BE-NUC) avec l’État belge (notamment la préparation de la scission partielle des actifs) ainsi que sur l’opérationnalisation des contrats, étape indispensable au bon fonctionnement de l’entité (notamment l’Energy Management Service Agreement, la préparation du budget afin de déterminer le bon niveau de strike price prévu dans le mécanisme de «Contract-forDifference»).

NOTE 3 INDICATEURS   FINANCIERS   UTILISÉS        DANS      LA COMMUNICATION FINANCIÈRE  

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

3.1          EBITDA

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

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                     30 juin 2025               30 juin 2024

3.2          EBIT

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

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                     30 juin 2025               30 juin 2024

.

3.3          Résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg)

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

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

En millions d'euros                                                                                                                                                                                   Notes             30 juin 2025            30 juin 2024

3.4          Cash flow des opérations (CFFO)

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

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                     30 juin 2025               30 juin 2024

3.5 Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) et investissements de croissance

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

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                     30 juin 2025               30 juin 2024

(1)     Develop, Build, Own & Operate (DBOO).

(2)     Develop, Build, Share & Operate ; y compris financements Tax Equity reçus.

3.6          Endettement financier net  

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

En millions d'euros                                                                                                                        Notes               30 juin 2025          31 déc. 2024

3.7          Dette nette économique

La dette nette économique s’établit comme suit : 

En millions d'euros                                                                                                                                 Notes        30 juin 2025       31 déc. 2024

NOTE 4 INFORMATION SECTORIELLE

4.1          Réorganisation d’ENGIE et modification de l’information sectorielle

Le 16 janvier 2025, ENGIE a annoncé une réorganisation de ses Global Business Units (GBU) afin, de répondre aux attentes d’un marché de l’énergie en constante évolution, avec un besoin croissant de solutions de flexibilité pour garantir la stabilité du système énergétique, à mesure que les énergies renouvelables deviennent une source majeure de production et que la demande des clients pour une énergie décarbonée s’accroit, et de maximiser la valeur de son modèle intégré. Cette nouvelle organisation est entrée en vigueur à compter du 1^er février 2025. 

Le Comité Exécutif du Groupe, qui constitue le principal décideur opérationnel au sens de la norme IFRS 8 – Information sectorielle, pilote la performance opérationnelle et financière et alloue les ressources au sein du Groupe par activité sousjacente aux GBUs : les «secteurs opérationnels». Ces «secteurs opérationnels» sont regroupés au sein de «secteurs reportables» au sens d’IFRS 8.

Cette évolution conduit à un changement de l’information sectorielle du Groupe. L’articulation entre les anciens et les nouveaux secteurs est la suivante :

                                                                                                                                      Ancienne organisation

                                                                  GBU et secteurs

                                       Secteurs            Secteurs                                                                                Flex        Energy

 GBU Infrastructures Renouvelables Retail Nucléaire Autres reportables opérationnels Gen Solutions

4.2          Secteurs reportables et secteurs opérationnels  

4.2.1          Définition des secteurs reportables

ENGIE est organisé autour de :

•       quatre Global Business Units (GBU) représentant les quatre métiers clés du Groupe : GBU Renouvelables & Flex Power, GBU Networks, GBU Local Energy Infrastructures, et GBU Supply & Energy Management ;

•       un ensemble Autres comprenant deux entités opérationnelles : Nucléaire et Local Energy Infrastructures RoW («Rest of World»), Tractebel ainsi que certaines holdings.

4.2.2          Description des secteurs reportables

•       Renouvelables & Flex Power comprend deux secteurs reportables Renouvelables & Batteries et Gas Generation répartis en trois secteurs opérationnels : Renouvelables & Batteries, Gas Generation Europe et Gas Generation International.

Elle regroupe les activités de production centralisée d’énergies renouvelables – notamment le financement, la construction, l’exploitation et la maintenance d’installations renouvelables – qui s’appuient sur l’exploitation de filières diverses telles que l’énergie hydroélectrique, l’éolien terrestre, le solaire photovoltaïque, la biomasse, l’éolien en mer et la géothermie ainsi que les activités permettant de compenser l’intermittence des énergies renouvelables grâce à l’apport de flexibilité amont (production thermique flexible et stockage d’électricité, par pompage ou par batterie). Elle comprend également le financement, la construction et l’exploitation d’usines de dessalement, couplées ou non aux centrales de production d’électricité («CCGT» Combined-Cycle Gas Turbines). 

•       Networks est un secteur reportable comprenant deux secteurs opérationnels : Gas Infrastructure et Power Infrastructure.

Il englobe les activités et projets d’infrastructures électriques et gazières du Groupe. Ces activités incluent la gestion et le développement (i) des réseaux de transport de gaz et d’électricité ainsi que des réseaux de distribution de gaz naturel en Europe et à l’international, (ii) des stockages souterrains de gaz naturel en Europe et (iii) des infrastructures de regazéification en France et au Chili. Au-delà des activités historiques de gestion des infrastructures, son portefeuille d’actifs participe également aux enjeux de la décarbonation de l’énergie et de verdissement des réseaux (intégration progressive de gaz verts, projets autour de l’hydrogène…).

•       Local Energy Infrastructures répond aux critères d’un secteur opérationnel et d’un secteur reportable.

Principalement en Europe (France, Allemagne, Italie…), elle englobe les activités de construction et de gestion d’infrastructures énergétiques décentralisées pour produire de l’énergie (réseaux de chaleur et de froid, centrales de production d’énergie distribuée, parcs de production d’énergie solaire distribuée, mobilité bas-carbone, ville et éclairage public bas-carbone…) et les services associés (efficacité énergétique, maintenance technique, conseil en développement durable).

•       Supply et Energy Management comprend trois secteurs opérationnels également considérés comme des secteurs reportables : Energy Management, One BtoB et One BtoC.

Elle regroupe les activités d’Energy Management 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 également 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. Enfin, elle intègre l’ensemble des activités de commercialisation de gaz et d’électricité aux clients finaux particuliers et les activités de services à destination des clients résidentiels.

•       L’ensemble Autres regroupe les activités de deux secteurs opérationnels Nucléaire, Local Energy Infrastructures Rest of World (principalement en Amérique du Nord et au Brésil), ainsi que les activités de Tractebel, du Corporate et desholdings. L’entité Nucléaire, considérée comme un secteur reportable, englobe l’ensemble des activités de production nucléaire du Groupe avec un parc de sept réacteurs en Belgique (quatre à Doel et trois à Tihange) dont quatre actuellement en activité, ainsi que les droits de tirage sur des centrales en France.

4.3          Indicateurs clés par secteur reportable

CHIFFRE D’AFFAIRES

                                                                                            30 juin 2025                                                          30 juin 2024

En millions d'euros                                                                    Hors Groupe              Groupe                  Total       Hors Groupe              Groupe                    Total

EBITDA

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                             30 juin 2025          30 juin 2024

EBIT

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                             30 juin 2025          30 juin 2024

QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN EQUIVALENCE

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                  30 juin 2025                 30 juin 2024

DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                  30 juin 2025                 30 juin 2024

INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                             30 juin 2025          30 juin 2024

CAPEX DE CROISSANCE

En millions d'euros                                                                                                                                                                                                                             30 juin 2025          30 juin 2024

Renouvelables & Flex Power                                                                                                                                            1 273                   3 124

4.4          Indicateurs clés par zone de commercialisation / d’implantation

Le chiffre d’affaires est ventilé par zone de commercialisation pour le chiffre d’affaires.

                                                                                                                                                                         Chiffre d'affaires