“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 Groupe est actif sur l'ensemble de la chaîne de valeur de la transition énergétique et son modèle intégré lui permet de créer plus de valeur et le rend plus résilient. Déterminé à être l'accélérateur de la transition énergétique, ENGIE s’est engagé à atteindre le net zéro (1) carbone en 2045. En fournissant de manière fiable une énergie abordable et accessible à tous ses clients, ENGIE affirme son rôle en tant qu’entreprise accomplissant une mission de service public essentielle à la société. La chaîne de valeur de l’énergie comprend la production, les solutions de flexibilité électrique (notamment les centrales thermiques (1) et les batteries), l'acheminement par des infrastructures énergétiques centralisées et décentralisées, la fourniture, et enfin les activités de gestion de l'énergie, qui forment un lien entre toutes ces étapes et qui poursuit un objectif d'optimisation.

La Société résulte de la fusion-absorption de SUEZ par Gaz de France par décisions de l'Assemblée Générale Mixte des actionnaires de Gaz de France et de SUEZ en date du 16 juillet 2008, fusion qui a pris effet le 22 juillet 2008.

Gaz de France a été créé en 1946, initialement sous la forme d’un Établissement public à caractère industriel et commercial (EPIC). 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 9 juillet 2007, SUEZ avait finalisé son offre publique de reprise de 100% du capital d’Electrabel.

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 que dans le reste du monde. Ce développement s’est poursuivi avec la société GDF SUEZ.

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 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, ainsi que 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.

Le 29 juillet 2015, l’Assemblée Générale Extraordinaire des actionnaires de GDF SUEZ a approuvé le changement de dénomination sociale de la Société en “ENGIE”.

ENGIE et Suez 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 VEOLIA.

En 2019, accélérer la transition énergétique devient l'objectif affiché du Groupe.

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.

Le 26 février 2026, ENGIE a annoncé la signature d’un accord en vue de l’acquisition de 100% de UK Power Networks (UKPN), le distributeur d’électricité de référence au Royaume-Uni. Cette opération constitue une étape majeure dans l’ambition d’ENGIE de devenir la meilleure utility de la transition énergétique en se renforçant dans les réseaux d’électricité régulés. Elle ancrera par ailleurs la présence du Groupe au Royaume-Uni, qui deviendra son deuxième pays en termes d’activité.

ENGIE est constitué, depuis 2021, de quatre Global Business Units (GBU), d'une entité opérationnelle (Nucléaire), ainsi que d’un ensemble de fonctions support animées au niveau du Groupe et mutualisées à la maille régionale. Les marchés de l'énergie continuent d'évoluer rapidement, 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’accroît. De ce fait, afin de capitaliser sur ces opportunités et de tirer toute la valeur de son modèle intégré, ENGIE a ajusté le périmètre de ses GBU en février 2025.

Fort de sa longue histoire, ENGIE occupe aujourd’hui une position qui lui permet d’être un catalyseur de la transition énergétique. S’appuyant sur cette position, l’ambition du Groupe est d’être la meilleure utility de la transition énergétique. Plus précisément, le Groupe se veut être un acteur de premier plan dans tous les pays où il opère, au meilleur niveau de qualité, avec les meilleurs talents.

La réalisation de cette ambition du Groupe repose sur trois dimensions : un portefeuille d'activités complémentaires, créateur de valeur grâce à un modèle intégré, porté par une culture industrielle et des leviers de transformation. 

ENGIE possède un portefeuille d’activités complémentaires situées tout le long de la chaîne de valeur de la transition énergétique qui comprend à la fois des activités du domaine régulé, des activités contractées à moyen et à long terme et des activités exposées aux marchés. La plupart de ces activités complémentaires fonctionnent en synergie, tout en respectant les règles d’indépendance et de séparation des activités régulées, ce qui permet de maximiser leur valeur et de diminuer les risques liés à un environnement complexe et incertain : c’est là le fondement du modèle intégré d’ENGIE. De plus, ENGIE a pour ambition de continuer à se transformer et à faire évoluer sa culture industrielle pour se concentrer sur la performance et l'amélioration continue.

L’activité de production permet de décarboner le système énergétique par l’accroissement de la part des sources d’énergies renouvelables dans le mix énergétique d’ENGIE. L'objectif du Groupe est d'atteindre 95 GW de capacités renouvelables et de stockage installées à horizon 2030, soit en moyenne 7,5 GW de capacité additionnelle par an. Concernant les gaz verts (4), le Groupe vise une production de biométhane de 10 TWh par an en Europe à l’horizon 2035, ainsi qu’une capacité d’injection de 50 TWh sur les réseaux français en 2030. Quant à la production locale de chaleur, de froid, et d'électricité à partir de sources renouvelables et de récupération, le Groupe vise pour 2030 une distribution de 20 TWh auprès de ses clients. 

Dans le cadre du modèle intégré, la production ne va pas sans solution de flexibilité. Ainsi le Groupe compte parmi les principaux acteurs en Europe en matière de production électrique via ses centrales à gaz, des solutions, qui apportent de la flexibilité au réseau électrique. Il investit également dans le développement de capacités de batteries. Plus précisément, la production thermique gaz permet de pourvoir à la pointe de la demande électrique et de répondre aux variations saisonnières. Le stockage d'électricité par batterie et par pompage turbinage satisfont, quant à eux, au besoin en flexibilité à un pas de temps horaire. Enfin, en aval de la chaîne, la gestion de la demande constitue également une ressource en flexibilité, pour laquelle le Groupe développe des outils qui fonctionnent automatiquement et à distance, qui permettent de soulager le système électrique pendant les périodes de forte charge.

La production d’énergie à la fois intermittente et stockable, associée à des solutions de flexibilité, s’appuie sur des infrastructures centralisées mais aussi locales pour être transportée et distribuée : c’est un élément important du modèle intégré. Concernant les infrastructures centralisées, la stratégie du Groupe repose, d’une part, sur l’exploitation performante des infrastructures gazières et leur adaptation à l’essor du biométhane et de l’hydrogène et, d’autre part, sur le développement d’infrastructures électriques à l’international. Partout dans le monde, la transition énergétique va nécessiter des investissements massifs dans les années à venir dans les réseaux d’électricité, indispensables à la décarbonation (1) du système énergétique. À horizon 2030, le Groupe prévoit ainsi d'atteindre 10 000 km de lignes de transport (1) d’électricité, notamment en Amérique latine. Concernant les infrastructures locales, le Groupe concentre son développement sur les réseaux de chaleur et de froid urbains, sur les infrastructures énergétiques sur sites industriels et sur les bornes de recharge pour véhicules électriques, avec l’objectif d'ici 2030 d’en gérer respectivement 550, 250 et 25 000.

L’activité de fourniture de gaz et d’électricité consiste en la vente d’énergie. Sur tous les marchés de la fourniture, ENGIE a l’ambition d’être un partenaire fiable et de confiance et d’accompagner les clients dans leur transition énergétique. À cette fin, la priorité est de commercialiser de plus en plus de contrats d’énergie verte avec des solutions digitales, incluant le pilotage des consommations. À horizon 2030, le Groupe vise 300 TWh de vente d'électricité à l'échelle mondiale.

​En matière de gestion de l’énergie, le Groupe optimise la valeur de ses actifs énergétiques, gaziers, renouvelables et de stockage, gère les risques de portefeuille sur l’ensemble de ses marchés, ce qui contribue à la compétitivité et permet à celui‑ci de déployer pleinement son modèle intégré.

Le modèle intégré d'ENGIE maximise la création de valeur et la résilience du Groupe à travers trois types de sources de valeur :

La volonté d’être le meilleur énergéticien de la transition énergétique requiert de continuer à se renforcer sur différents leviers en soutien aux activités du Groupe, au premier rang desquels le numérique et l’intelligence artificielle, le développement des personnes, ou encore l’intelligence commerciale et la recherche continue de la performance.

Assez logiquement, l’organisation du Groupe suit la chaîne de valeur de l’énergie, de la production à la fourniture, et son organisation se décompose selon les entités suivantes :

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

Les quatre GBU sont responsables de leurs résultats à l’échelle mondiale et de la mise en œuvre de la stratégie dans leur segment d’activités. À ce titre, elles ont la charge, dans leurs périmètres respectifs et dans le cadre fixé par la Direction Générale (5) :

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

La GBU Renewable & Flex Power regroupe les activités de production centralisée et celles liées à la flexibilité. Plus concrètement, cette GBU développe et exploite des actifs de production d’électricité à partir d’énergie solaire, éolienne terrestre et en mer, hydroélectrique, de même que les actifs de flexibilité que sont les actifs de stockage d’électricité (notamment les batteries) et les actifs thermiques (par exemple les Combined Cycle Gas Turbine ou CCGT), afin de fournir plus d'électrons verts et intelligents (voir Section 1.3.1).

La GBU Networks a pour vocation d’acheminer l’énergie et regroupe les activités liées aux infrastructures centralisées. En conséquence, elle développe et exploite des réseaux de transport et distribution (6) de gaz, des stockages souterrains (1) de gaz, des terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL) (1) ainsi que des réseaux de transport d’électricité. Elle a aussi la charge du déploiement de la production de molécules décarbonées telles que le biométhane, l’hydrogène vert ou les e-molécules (voir Section 1.3.2).

Pour contribuer à la décarbonation à l’échelle des villes, des sites industriels et des bâtiments, la GBU Local Energy Infrastructures développe et exploite des infrastructures décentralisées bas carbone. Plus précisément, les activités de la GBU se répartissent en trois grandes catégories : les réseaux locaux d’énergie (notamment réseaux de chaleur et froid urbains, réseaux de bornes électriques et gaz naturel de véhicule (GNV) pour la 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 énergétique) (voir Section 1.3.3).

Pour optimiser l’exploitation des actifs du Groupe et fournir à tous les clients de l’énergie de manière fiable et durable, la GBU Supply & Energy Management regroupe d’une part les activités de fourniture d’énergie aux grandes entreprises, industries et collectivités territoriales (BtoB) et aux petites et moyennes entreprises ainsi qu’aux particuliers (BtoC) et d’autre part les activités de gestion de l'énergie. Plus précisément, les activités de gestion de l’énergie consistent à gérer les risques liés aux flux de volumes d’énergie (la production et la vente) et en conséquence à optimiser les actifs sur les marchés. Elles consistent également à proposer des solutions de gestion de l’énergie pour soutenir la décarbonation des activités du Groupe et celles de ses clients (voir Section 1.3.4).

L'entité opérationnelle Nucléaire exerce des responsabilités similaires aux GBU dans leurs segments d’activités respectifs. Elle est dédiée à la gestion opérationnelle des unités de production nucléaire en Belgique ainsi que des droits détenus dans des centrales françaises (voir Section 1.3.5).

Chaque GBU et l'entité opérationnelle Nucléaire est supervisée par un Directeur Général Adjoint, membre du Comité Exécutif (Comex) (voir Section 4.1.3 Direction Générale). Ces GBU et cette entité ont ainsi en charge, sous une autorité unique, le pilotage de l’ensemble de la filière métier à l’échelle globale.

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

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

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 Comité Exécutif (Comex) (voir Section 4.1.3 Direction Générale).

À l’échelle géographique, les fonctions support sont organisées par pays et sont coordonnées à la maille régionale. Les fonctions support ont pour mission d'être en appui des GBU dans les pays, sous la coordination du country manager et des coordinateurs régionaux. 

Dans les pays, les country managers gèrent les relations avec les parties prenantes locales.

La présentation du pôle Recherche & Innovation figure à la Section 1.4.

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

Au-delà de la gestion des pays, la Direction Transformation & Géographies est aussi en charge :

La société d'ingénierie et de conseil du Groupe, Tractebel, est également rattachée à la Direction Transformation & Géographies (Section 1.3.6).

En outre, ENGIE exerce une activité économique propre. Le nombre d'entités consolidées s'élève à environ 2400 fin 2025. En complément des listes figurant en Note 2 “Principales filiales au 31 décembre 2025” de la Section 6.2.2 Notes aux comptes consolidés et Note 5.4 “Filiales et participations” de la Section 6.4.2 Notes aux comptes sociaux, la liste des entreprises contrôlées est accessible sur le site internet du Groupe (https://www.engie.com/espace-finance, rubrique information réglementée).

ENGIE poursuit sa stratégie de transition énergétique par le développement d’un portefeuille équilibré d’actifs complémentaires constitué de l’ensemble des technologies nécessaires à cette transition, permettant de produire de l’électricité en minimisant les émissions de CO2 et d’apporter aux systèmes électriques la flexibilité dont ils ont besoin.

Afin de répondre efficacement à ces enjeux, ENGIE a regroupé ses activités de production d’énergie renouvelable (7) et de stockage d’électricité au sein de la GBU Renewable & Flex Power. Cette entité est chargée de développer, construire, financer, exploiter, optimiser et assurer la maintenance des actifs de production d’électricité renouvelable, des systèmes de stockage et des actifs thermiques flexibles, conformément à l’engagement d’ENGIE d’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 sept technologies principales :

La GBU vise à produire des électrons plus verts et smart, avec une ambition de 95 GW de capacités renouvelables et de stockage installées d'ici 2030, contre 57 GW fin 2025. La GBU dispose d'un portefeuille de projets de 121 GW, dont plus de la moitié est en construction ou à un stade avancé de développement. En 2025, le Groupe a signé 4,8 GW de Corporate PPA dans le monde.

La GBU Renewable & Flex Power est organisée en :

Les activités d’éolien en mer d’ENGIE sont exclusivement gérées par Ocean Winds, une joint-venture avec EDP Renováveis.

La GBU poursuit une stratégie de croissance axée sur la performance industrielle et structurée en cinq piliers essentiels :

En France, ENGIE est le premier producteur d’énergie éolienne terrestre et d’énergie solaire, et occupe également la deuxième place dans le domaine de la production hydroélectrique. Son objectif est de continuer à renforcer sa position dans l’éolien terrestre et maritime, le solaire photovoltaïque et les batteries. Elle se positionne principalement sur des appels d’offres publics et contribue à l’émergence et au développement d’appels d’offres d’entreprise (Corporate PPA).

En 2025, ENGIE a mis en service près de 0,22 GW de nouvelles capacités solaires et éoliennes terrestres en France.

Le périmètre d’activités en France comprend trois filiales détenues par ENGIE, seules ou en partenariat :

En France, ENGIE gère également un portefeuille d’actifs de production thermique gaz d’une puissance installée de 2,1 GW, avec des unités à Dunkerque, Montoir-de-Bretagne et Fos-sur-Mer.

La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) est parue le 12 février 2026, après plusieurs reports. Elle intègre les dernières conclusions du Bilan Prévisionnel 2025‑2035 de RTE, qui actualise les objectifs de production renouvelable et nucléaire à l’horizon 2035. Ce bilan met en évidence une abondance électrique liée à une électrification des usages plus lente qu’anticipé en 2023, ainsi qu’un besoin accru de flexibilités pour garantir la stabilité du système. La publication de la PPE3 met ainsi fin à l’incertitude réglementaire et clarifie les trajectoires nationales 2025‑2035, offrant à ENGIE la visibilité nécessaire pour planifier ses investissements.

La réforme du cadre juridique des concessions hydroélectriques a fait l’objet d’un accord entre l’Etat français et la Commission Européenne mi 2025. Cet accord prévoit une bascule des concessions dans le régime de l’autorisation (sauf pour la CNR) et la mise sur le marché par EDF de capacités hydroélectriques, via des enchères pour de nouveaux produits de marché. Une proposition de loi (devant être examinée au 1er trimestre 2026) doit traduire cet accord dans le cadre législatif français.

Le mécanisme de rémunération de capacité français existant est en train d’être revu en France à l’initiative des autorités françaises. Le nouveau mécanisme de rémunération de capacité devra être conforme à la réglementation européenne récente, et la capacité sera allouée de manière centralisée. Une première nouvelle enchère de capacité serait déjà envisagée en 2026.

Outre sa position de leader en France, le Groupe continue d’accélérer ses activités dans le reste de l’Europe en développant un solide portefeuille de projets, avec différentes échéances et dans des zones géographiques ciblées.

En Europe, hors France, le Groupe exploite à fin 2025, plus de 5 GW d’hydroélectricité, principalement au Royaume-Uni (2 GW de stations de pompage-turbinage), au Portugal (1,7 GW) et en Belgique (1,1 GW station de pompage-turbinage), 3,6 GW d’éolien terrestre (principalement en Belgique, en Espagne et en Italie), 0,7 GW d’énergie solaire (principalement en Espagne et en Italie) et 0,3 GW de stockage par batterie. En 2025, ENGIE a ajouté près de 0,6 GW de capacités renouvelables et batteries en Europe (hors Ocean Winds), principalement en France, en Belgique, en Espagne, et en Roumanie.

Dans le domaine de la production hydroélectrique, ENGIE, en partenariat avec Crédit Agricole Assurances et Mirova, occupe une position solide au Portugal avec un portefeuille hydroélectrique de 1,7 GW dans le nord-est du pays. Le Groupe a également une forte présence dans les installations de pompage-turbinage, notamment au Royaume‑Uni avec First Hydro qui exploite deux stations totalisant plus de 2 GW, ainsi qu’en Belgique avec le site de Coo (1,1 GW). Enfin, ENGIE est également présent en Allemagne où il exploite la centrale hydroélectrique de Pfreimd (0,1 GW) et en Espagne avec un portefeuille de petites centrales hydroélectriques (totalisant 0,06 GW).

Concernant l’éolien terrestre, les capacités du Groupe se situent essentiellement en Espagne (1,5 GW), en Belgique (0,7 GW), au Portugal (0,3 GW), en Italie (0,4 GW), en Allemagne (0,4 GW), en Pologne (0,2 GW), en Roumanie (0,2 GW) et au Royaume-Uni (0,2 GW).

Hors France, le Groupe possède également en Europe 0,7 GW d’actifs solaires, principalement en Espagne (0,2 GW), en Italie (0,1 GW) et en Roumanie (0,1 GW).

Concernant sa production d'électricité thermique, ENGIE a développé et déploie actuellement un programme ambitieux d’amélioration de la performance technique de son parc, visant à équiper les turbines des meilleures technologies disponibles (lorsque cela est économiquement viable), afin d’assurer une efficacité maximale, de permettre une exploitation flexible (en fonction des exigences du marché et en complémentarité avec les activités renouvelables), et de réduire les émissions de CO₂ par MWh produit.

En Belgique, ENGIE a finalisé la construction d’une nouvelle centrale à gaz à cycle combiné (CCGT) à Flémalle. Cette centrale de dernière génération, avec une puissance de 875 MW, bénéficie du mécanisme de rémunération de capacité mis en place en Belgique pour assurer la sécurité d’approvisionnement à la suite de la diminution de la capacité nucléaire du pays. Il convient également de noter que la majorité des centrales à gaz existantes d’ENGIE en Belgique ont été contractées dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité belge pour les années à venir.

Dans le reste de l’Europe (hors France), ENGIE gère un portefeuille d’actifs de production thermique d’une puissance installée de 13,7 GW dans cinq pays (Belgique, Pays-Bas, Italie, Portugal, et Espagne). Ce parc comprend les centrales du Groupe et des actifs décentralisés chez des clients industriels.

Le marché de la production thermique en Europe accélère sa transition vers une production d’énergie moins intensive en carbone. A la suite de la promulgation du Green Deal Européen, la Commission européenne a proposé d’accélérer la réduction des émissions de CO2 d’ici 2030. Différents pays européens ont engagé la sortie de la production d’électricité à partir du charbon, et certains se sont engagés à une production d’électricité entièrement décarbonée d’ici 2035.

Les centrales au gaz naturel jouent aujourd’hui un rôle clé en garantissant la sécurité d’approvisionnement et en offrant la flexibilité de longue durée nécessaire aux systèmes d'électricité, en complémentarité aux installations éoliennes et solaires.

Ce rôle primordial souligne l’importance des mécanismes de rémunération en faveur des producteurs d’électricité et incite à accélérer l’étude et le développement de solutions de décarbonation pour ce type de flexibilité (telles que les carburants verts ou la capture du carbone), afin de leur permettre de concilier la sécurité d’approvisionnement et la décarbonation.

Enfin, dans plusieurs pays européens où ENGIE est présent – notamment l’Italie, la Belgique, l’Allemagne et la Pologne, ainsi que dans certains marchés en cours d’évolution tels que l’Espagne et les Pays‑Bas, les autorités ont mis en place ou s’apprêtent à déployer des mécanismes de rémunération de capacité. Ces dispositifs ont pour vocation de garantir l’adéquation entre l'offre et la demande et la sécurité d’approvisionnement. Ils structurent les signaux d’investissement pour les actifs flexibles que sont le stockage par batteries, les installations de pompage‑turbinage, l’hydroélectricité, les moyens thermiques flexibles et, le cas échéant, la réponse de la demande, et influent en conséquence la valorisation des portefeuilles d’ENGIE dans ces pays.

Ocean Winds (OW) est une joint-venture créée en 2019 et détenue par EDP Renováveis et ENGIE, qui combine des actifs et projets éoliens fixes et flottants, principalement en Europe. À la fin de l’année 2025, la coentreprise exploite une capacité installée de 2,8 GW (1,8 GW au Royaume-Uni, 0,5 GW en Belgique, 0,4 GW en France, et 0,03 GW au Portugal). Deux projets d’éolien en mer étaient en construction en 2025, dont 0,6 GW en France et 0,4 GW en Pologne.

Les développements en mer d’Ocean Winds ont été affectés par le durcissement de l'environnement réglementaire américain, avec la suspension fédérale de plusieurs projets en construction, soumis à réévaluation des permis.

Dans ce contexte, ENGIE a intégré l’hypothèse d’un décalage de quatre ans pour ses projets d’éolien en mer et a revu à la baisse ses ambitions de croissance pour les capacités renouvelables terrestres, afin d’adapter sa stratégie de développement à un environnement réglementaire désormais plus restrictif. Dans ces circonstances, les projets connaissent des retards significatifs et un renchérissement des coûts.

Cependant, situés à proximité des principaux centres de consommation américains, les projets bénéficieront de la croissance prévue de la demande énergétique globale aux États-Unis et plus particulièrement de l'augmentation de la demande en énergie verte. Les accords d'achat d'électricité de ces projets devraient donc les rendre rentables, avant que la décision finale d'investissement ne soit prise. Ocean Winds poursuit le dialogue avec les autorités et les parties prenantes pour sécuriser le cadre d’exploitation.

L’Amérique du Nord est un marché prioritaire pour la croissance d’ENGIE dans le domaine des énergies renouvelables, avec une grande proportion d’actifs contractés auprès de clients Commerciaux et Industriels (C&I) par le biais de Corporate PPA.

Fin 2025, ENGIE gère un portefeuille de 11,7 GW d’actifs de production renouvelable et de batteries en Amérique du Nord. Ce portefeuille se compose de 4,2 GW d’éolien terrestre (3,5 GW aux États‑Unis et 0,7 GW au Canada), de 3,7 GW de solaire aux États-Unis et de 3,8 GW de stockage par batterie aux États‑Unis. La grande majorité de ce portefeuille opérationnel est située dans cinq zones : ERCOT (Electric Reliability Council of Texas), SPP (Southwest Power Pool), PJM (Pennsylvanie, New Jersey, Maryland) et MISO (Midcontinent Independent System Operator) aux États-Unis et en Ontario (Canada). En 2025, ENGIE a mis en service plus de 2 GW (1,6 GW de batteries, 0,5 GW de solaire et 0,3 GW d’éolien terrestre).

ENGIE possède et exploite la centrale électrique à cycle combiné au gaz naturel de West Windsor de 126 MW, située en Ontario, au Canada. 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.

En 2025, le cadre politique et réglementaire des activités liées aux énergies renouvelables a connu des évolutions importantes. Ainsi, le One Big Beautiful Bill Act, loi signée le 4 juillet 2025, prévoit la suppression des principaux mécanismes de soutien aux énergies renouvelables et le retrait de plusieurs dispositions clés de l’Inflation Reduction Act, adopté sous l'administration précédente. Cela implique la réduction des financements fédéraux et l'introduction de nouvelles contraintes telles que des règles plus strictes liées aux Foreign Entities of Concern (FEOC). La fin progressive du régime des crédits fiscaux (ITC – Investment Tax Credit/PTC – Production Tax Credit) et la mise en place de mesures visant à relocaliser une partie de la chaîne de valeur des activités industrielles aux Etats-Unis rendent également l'environnement moins favorable.

Deux des cinq marchés clés d’ENGIE se situent en Amérique du Sud, où le Groupe détient des positions fortes avec 12,7 GW d’hydroélectricité (principalement au Brésil), 3,7 GW d’éolien terrestre, 3 GW d’énergie solaire et 0,4 GW de stockage par batterie.

En Amérique du Sud, ENGIE exploite et développe ses activités de production d’électricité dans un cadre reposant majoritairement sur des PPAs (power purchase agreement) long terme, contractés avec les distributeurs d’électricité, et sur des contrats bilatéraux conclus directement avec des clients commerciaux et industriels. Ce modèle offre une visibilité économique robuste et soutient le développement compétitif du portefeuille de la GBU Renewable and Flex Power dans la région.

Au Brésil, ENGIE exploite 12,4 GW d’hydroélectricité, 2,5 GW d’éolien terrestre et 1,6 GW de photovoltaïque. En 2025, ENGIE a mis en service au Brésil le parc solaire Assú Sol et le parc éolien Serra do Assuruá, les plus importants de son portefeuille global. Ils sont d’une capacité de 0,8 GW chacun. Ces projets illustrent la capacité du Groupe à développer des infrastructures de grande échelle tout en soutenant l’emploi local et des initiatives sociales au bénéfice des communautés environnantes.

ENGIE Brasil Participações Ltda (EBP, filiale à 100% d’ENGIE), détient 68,71% du capital d’ENGIE Brasil Energia (EBE), qui est responsable de la production centralisée d’électricité et des activités de transport. EBP détient une participation de 40% dans Energia Sustentavel do Brasil Participações S.A., qui possède la centrale hydroélectrique de Jirau (3,7 GW).

Au Chili, par l’intermédiaire de sa filiale ENGIE Energia Chile (EECL), détenue à 60%, ENGIE dispose de 1,5 GW de capacité renouvelable, dont 0,5 GW de solaire et 0,7 GW d’éolien terrestre, 0,4 GW de stockage par batteries et 0,05 GW d’hydroélectricité.

Au Mexique, le Groupe exploite 1 GW (0,8 GW d’énergie solaire, 0,2 GW d’éolien terrestre).

Au Pérou, ENGIE, par l’intermédiaire d’ENGIE Energia Peru (détenue à 61,77% par ENGIE), exploite 0,3 GW de capacité hydroélectrique, 0,3 GW d’éolien terrestre, 0,1 GW de capacité solaire ainsi que 0,03 GW de stockage par batterie. Le parc éolien de Punta Lomitas est le plus grand du pays et reprend le contrat de vente d’électricité de la centrale à charbon Ilo21 qui a cessé d’être exploitée.

ENGIE est également présent au Chili et au Pérou dans le cadre des activités thermiques. Au Chili, ENGIE dispose d’une large infrastructure thermique dans le nord du Chili pour un total de 1,3 GW. Le Groupe y exploite un portefeuille diversifié de centrales à cycle combiné ou à cycle ouvert au gaz naturel, d’unités au charbon qui sont progressivement arrêtées (finalisation en 2027) ou converties au gaz naturel, ainsi que des turbines à gaz et des moteurs diesel.

À ce titre, le Groupe se concentre sur la conversion au gaz naturel de l’unité IEM à Mejillones tandis que certaines infrastructures du site de Tocopilla seront réutilisées pour héberger un condensateur synchrone, permettant de contribuer à la sécurité d’approvisionnement du pays.

Au Pérou, ENGIE exploite des actifs qui représentent 2 GW, avec des centrales à cycle combiné alimentées au gaz naturel à Chilca, ainsi que des centrales électriques au diesel à Ilo.

Au Mexique, ENGIE exploite des centrales à gaz de cogénération (8) représentant une capacité combinée de 300 MW.

En 2025, le cadre réglementaire brésilien évolue fortement avec la réforme du marché de l’électricité (Preliminary Law n° 1.300, publiée en mai 2025) qui accélère l’ouverture du marché libre et redéfinit les mécanismes de soutien. Cette réforme prévoit la fin progressive des réductions appliquées aux tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution pour les énergies renouvelables, désormais limitées aux contrats enregistrés avant le 31 décembre 2025. Elle prévoit également une évolution des dispositifs relatifs à la gestion et à la compensation des limitations de production (curtailment). Pour ENGIE, ces évolutions modifient les conditions économiques applicables aux futurs projets et nécessitent un ajustement des stratégies de développement afin de tenir compte du nouveau cadre tarifaire et opérationnel.

ENGIE exploite une capacité renouvelable de 3,9 GW dans la région, dont 1,7 GW d’énergie solaire, 2 GW d’énergie éolienne terrestre et 0,2 GW de stockage batterie.

En Inde, ENGIE détient un portefeuille de capacité installée d’environ 1,3 GW en énergies renouvelables, dont 1 GW de solaire et 0,3 GW d’éolien terrestre. En Malaisie, ENGIE détient 0,1 GW de solaire. En Australie, ENGIE possède 0,1 GW de solaire, 0,2 GW d’éolien terrestre et 0,2 GW de stockage batterie. Le Groupe y exploite également plusieurs centrales à gaz totalisant une capacité de 723 MW. Ces installations apportent de la flexibilité au système australien et permettent de tirer parti des opportunités d’arbitrage sur les marchés.

ENGIE bénéficie d’une position forte dans les pays du Conseil de Coopération du Golfe depuis de nombreuses années. La croissance soutenue dans cette région crée des opportunités pour ENGIE de développer ses activités en cohérence avec sa stratégie de transition énergétique en tant que développeur, propriétaire et exploitant d’actifs de production d’électricité renouvelable et de flexibilité. En 2025, ENGIE a été sélectionné pour le développement, la construction et l’exploitation du parc solaire de Khazna de 1,5 GW. ENGIE est également présent dans les activités de dessalement d’eau dans le cadre de contrats publics d’achat à long terme.

À la suite du réalignement stratégique et à la vente des actifs au Bahreïn et au Koweït, ENGIE opère à fin 2025 des capacités de production électriques thermiques totales de 23,7 GW en Arabie saoudite (7,5 GW), aux Émirats arabes unis (9,7 GW), à Oman (2,7 GW), et au Qatar (3,8 GW). Les installations de dessalement en exploitation ou en construction dans ces 4 pays produisent près de 5,4 millions de m3 d’eau/jour. Le portefeuille d’activités et les relations avec les parties prenantes locales permettent au Groupe d’étendre les contrats à long terme et de renforcer leur contribution aux résultats du Groupe. Par exemple, l’exploitation des centrales de Shuweihat (1,2 GW) et Umm Al Nar (1,5 GW) aux Émirats arabes unis sera prolongée dès 2027 pendant 2 et 15 ans, respectivement.

Enfin en Afrique, ENGIE exploite des actifs en Égypte (0,9 GW d’éolien terrestre), au Maroc (0,4 GW d’éolien terrestre), et en Afrique du Sud (0,6 GW de photovoltaïque, 0,25 GW d’éolien terrestre). ENGIE détient également en Afrique du Sud une participation minoritaire dans deux centrales diesel “de pointe” à cycle ouvert, représentant une capacité totale de 1 GW. Par ailleurs, une unité de dessalement est en cours de construction au Maroc, avec une capacité prévue de 100 000 m³ d’eau par jour.

La GBU Networks est en charge du développement, de l’exploitation et de la maintenance d'infrastructures gazières (réseaux de distribution et de transport, stockage et terminaux méthaniers) et de réseaux électriques. Elle est également en charge de la production de gaz renouvelables (biométhane, hydrogène).

ENGIE est le 1er opérateur d’infrastructures gazières en Europe et dispose de 8 000 km de lignes électriques en opération, en construction ou en développement, en Amérique du Sud. ENGIE est aussi le 2e producteur de biométhane en France.

Les infrastructures électriques et gazières sont au cœur de la transition énergétique :

La stratégie poursuivie par la GBU Networks peut se résumer en quatre points :

Un régulateur national indépendant, dans la plupart des pays où le Groupe est actif, établit un système de rémunération des réseaux avec des formules dont les paramètres sont revus en général tous les quatre ans. 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 économique des infrastructures gaz et des réseaux électriques d’ENGIE est, sauf exception (réseau TAG, voir Section 1.3.2.3), principalement régulé. La régulation qui s’appliquera aux développements d’infrastructures d’hydrogène réalisés par les filiales compétentes d’ENGIE est en cours de définition.

L'activité liée au biométhane reste locale et fragmentée avec un grand nombre d’acteurs (développeurs locaux, entreprises spécialisées dans la production de biométhane, entreprises de l’industrie pétrolière et gazière, Utilities). Parmi eux, des leaders ont émergé et ont construit leur développement localement, comme Archaea Energy aux États-Unis, JMalucelli au Brésil, SGN au Royaume-Uni. Des opérations d’acquisition ont permis à des acteurs internationaux de l’industrie pétrolière et gazière et des Utilities, de se constituer un portefeuille d’actifs et de projets européens voire mondiaux.

Le Groupe prévoit un maintien du niveau actuel des investissements dans la filière des gaz verts. Cette approche est largement confortée par le développement rapide du cadre règlementaire pour accompagner l’essor de l’hydrogène et du biométhane dans l’Union Européenne. Le train de mesures sur le gaz adopté en avril 2024 fixe un objectif européen de production de biométhane (35 bcm à horizon 2030), une définition des gaz bas-carbone (9), un cadre réglementaire pour la régulation des infrastructures hydrogène et des obligations de planification des infrastructures dont la mise en œuvre est confiée aux États et aux opérateurs.

Si le rôle que joueront à plus long terme les vecteurs gaz (biométhane issu de différentes filières technologiques, hydrogène vert et hydrogène bleu, méthane fossile couplé à la capture et à la séquestration du CO2) dans la décarbonation de l’économie française est encore incertain, différencié selon les types de consommateurs et en discussion dans le cadre de la SNBC (Stratégie Nationale Bas Carbone), leur remplacement total par le vecteur électrique n’est pas envisageable pour des raisons tant techniques (impossibilité de se passer d’un vecteur gaz dans certains process industriels, impossibilité d’installer des pompes à chaleur dans toutes les typologies de bâtiments) qu’économiques (surinvestissements nécessaires dans le système électrique si la flexibilité qu’apporte le système gaz n’était pas conservée).

En France, les orientations politiques en matière de transition énergétique visent à contribuer à l'objectif de neutralité carbone (1) à l’horizon 2050. Les priorités d’action de la politique climatique et énergétique française sont en cours d’actualisation avec la future Stratégie Française sur l’Énergie et le Climat (SFEC). Les principales conclusions du rapport de la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) (1) d’avril 2023 sur l’avenir des infrastructures gazières, celles issues de la consultation publique sur la “décarbonation du bâtiment” à l’été 2023 (qui met en évidence les difficultés liées à une éventuelle interdiction d’installation de nouvelles chaudières gaz dans les logements existants), de même que celles de la consultation publique réalisée en novembre-décembre 2024 sur le projet de PPE3 (Programmation pluriannuelle de l’énergie) 2025-2035, adoptée en février 2026, donnent au gaz une place importante dans un mix énergétique équilibré, en faveur duquel le Groupe plaide.

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 ainsi qu’aux producteurs de biométhane. Son nouveau projet d’entreprise fondé sur la décarbonation, place l’entreprise sur une trajectoire compatible avec l’Accord de Paris. La décarbonation de ses activités est opérée sur les trois scopes grâce à la transformation de ses métiers, une première mondiale pour une entreprise de distribution de gaz. Le projet d’entreprise ambitionne ainsi d’ici 2030 de multiplier par cinq l’injection des gaz renouvelables et bas carbone dans les réseaux et de diviser par deux les émissions de gaz à effet de serre (10) de l’entreprise. Il prévoit également l’accompagnement de ses parties prenantes dans leur propre décarbonation.

L’activité de distribution présente des spécificités liées à son caractère de service public local. Chaque collectivité alimentée en gaz 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 Schéma Directeur Investissements/Plan Pluriannuel d'Investissement) ; la mise en place d’indicateurs de qualité de service, avec des pénalités pour GRDF en cas de non‑réalisation des engagements. En 2025, environ 150 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, en tant que 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 25 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.

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

Hormis ce cas particulier des délégations de service public attribuées récemment après mise en concurrence, un tarif fixé par la CRE (Commission de régulation de l’énergie) rémunère l’activité de GRDF. En juillet 2024 la CRE a validé le tarif ATRD 7 qui a conduit à une hausse de 27,5% par rapport au niveau de l’ATRD 6. Cette hausse (20 points) s’explique principalement par un effet de rattrapage des recettes non perçues lors de l’ATRD 6 (Covid, crise énergétique 2021-2023, inflation élevée) ainsi que par une baisse des consommations plus rapide que celle prévue au moment de l’élaboration de l’ATRD 6. Par ailleurs, au sein de chaque période tarifaire ATRD (1) (d’une durée de 4 ans), la CRE décide une fois par an des évolutions du tarif afin de l’adapter le plus justement au contexte économique et à la réalité des consommations. L’ATRD 7 a ainsi été revalorisé de +6,06% au 1er juillet 2025, sous l’effet de l’inflation (+1,15%), d’un terme structurel d’évolution annuelle (+1,91%), et d’un rattrapage de recettes réalisées en 2024 inférieures au prévisionnel.

Le tarif permet à GRDF d’assurer ses missions essentielles au service des collectivités et de ses clients individuels et industriels, au premier rang desquelles demeurent la sécurité des réseaux. Sur la période ATRD 7, GRDF dispose des moyens pour mener ses projets structurants tels que verdissement du gaz et le projet Changement de gaz de conversion de gaz B en gaz H du Nord de la France.

Au-delà de l’importante dynamique d’intégration du biométhane dans les réseaux, GRDF continue à déployer son programme de Recherche et Développement pour préparer l’intégration des nouveaux gaz renouvelables, dans le but de jouer pleinement son rôle d’accompagnement dans la décarbonation et de préservation d’un mix énergétique équilibré et diversifié.

Pour la période 2024-2027, la CRE a retenu un taux de rémunération de la base d’actifs régulés de GRDF de 4,0% – réel avant impôts – pour les actifs mis en service avant 2024, et de 5,3% - nominal avant impôt – pour les investissements réalisés à compter de 2024.

La CRE décide une fois par an des évolutions du tarif afin de l’adapter le plus justement au contexte économique et à la réalité des consommations. L’ATRD 7 a ainsi été revalorisé de +6,06% au 1er juillet 2025, sous l’effet de l’inflation (+1,15%), d’un terme structurel d’évolution annuelle (+1,91%) fixé par la délibération de la CRE du 15 février 2024, et d’un rattrapage de recettes réalisées en 2024 inférieures au prévisionnel.

NaTran est une filiale indépendante d’ENGIE, détenue par ENGIE, SIG (Société d'Infrastructures Gazières) et ses salariés à hauteur respectivement de 60,8%, 38,6% et 0,6% du capital.

NaTran 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. Ce réseau permet d’acheminer le gaz entre fournisseurs, producteurs de biométhane et consommateurs (distributeurs ou industriels directement raccordés au réseau de transport). NaTran 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.

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

La méthodologie et les tarifs d’utilisation des réseaux de transport en France dit “ATRT 8” applicables pour 2024-2027 ont été fixés par une délibération de la CRE du 30 janvier 2024. Cette délibération fixe en outre le taux de rémunération des actifs intégrés à la Base d’Actifs Régulée (BAR) (12) avant le 31 décembre 2023, à 4,1% (réel avant impôts). Les nouveaux actifs (intégrés à la BAR après cette date) seront rémunérés au taux nominal de 5,4% avant impôts et la durée d'amortissement régulatoire a été réduite de 50 ans à 30 ans pour les nouvelles canalisations. Pour mémoire, le taux de rémunération de base d’actifs régulés de NaTran pour 2020‑2023 était de 4,25% (ATRT 7).

Dans ce cadre et en application de la méthodologie et des hypothèses d’inflation retenues, la délibération de la CRE du 29 janvier 2025 a fait baisser les tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de NaTran, pour application au 1er avril 2025, de 0,67% pour le réseau principal (2) et de 0,55% pour le réseau régional (2).

La Commission Européenne a publié le 13 juin 2024 la directive (UE) 2024/1788 concernant les règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène. Cette directive est accompagnée d’un règlement (Règlement (UE) 2024/1789 du 13 juin 2024 sur les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène). Ces documents définissent notamment un cadre pour la régulation de l’accès aux infrastructures hydrogène, similaire à celui du gaz naturel. Ces dispositions devront être transposées en droit français. NaTran entend se positionner comme opérateur de transport d’hydrogène dans ce cadre.

NaTran, 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.

NaTran contribue à l’émergence du vecteur énergétique hydrogène en développant des projets d’infrastructures de transport d’hydrogène au niveau des bassins de production et de consommation d’hydrogène les plus dynamiques : Moselle-Sarre, Alsace, Fos-sur-Mer, etc. NaTran est en outre partie prenante d’un projet qui reliera la péninsule ibérique à l’Allemagne, notamment via son projet Hy‑FEN entre Fos-sur-Mer et l’Allemagne, et via un projet de canalisation offshore Barcelone – Fos-sur-Mer, ce dernier étant porté avec d’autres partenaires.

NaTran est impliqué dans l’émergence du captage, de l’utilisation et de la séquestration du carbone pour la partie logistique par canalisation. NaTran est impliqué dans deux projets de transport de CO2 en France à Dunkerque (canalisation à terre et ouvrage en mer vers la Norvège), et Saint-Nazaire et son hinterland.

En outre, la production de biométhane a continué de s’accroître, atteignant une capacité d’injection de 15,5 TWh par an à mi-janvier 2026 sur les réseaux de gaz en France, comparé à 14,5 TWh à fin décembre 2025.

Sur 2025, par rapport à 2024, la consommation de gaz est en baisse dans l’industrie (hors production d’électricité centralisée) ainsi que dans les bâtiments (après correction des effets climatiques), mais la consommation de gaz pour la production d’électricité est en hausse – en léger rebond par rapport à l’année dernière, où cette consommation avait été faible du fait du bas niveau des prix de l’électricité (reflétant l’abondance relative de la production d’électricité nucléaire et renouvelable en particulier hydraulique, et la faiblesse de la demande d’électricité au premier semestre 2024). Les recettes de NaTran étant constituées essentiellement de ventes de capacités de transport (2), elles sont peu sensibles aux variations de court terme des volumes effectivement consommés en France.

En 2025, comme en 2024 et 2023, l’activité de transport de gaz est restée marquée par l’arrêt quasi-total des importations de gaz russe en Europe par canalisations depuis 2022, ce qui a entraîné depuis lors 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 un point de sortie de gaz vers l’Est, notamment vers la Belgique et l’Allemagne.

Cette évolution a été permise par le réseau de NaTran, renforcé significativement ces dix 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, par le point d’interface d’Obergailbach. NaTran a également maintenu le système Ecogaz, lancé en 2022, pour inciter les clients qui le peuvent à réduire leur consommation de gaz pendant les périodes les plus tendues. Tous ces éléments ont permis d’assurer la sécurité d’approvisionnement en gaz en France au cours de l’hiver 2024-2025.

Avec plus de 60 ans d’expérience, Elengy est reconnu comme un acteur majeur du GNL en Europe. Filiale de NaTran depuis 2017, Elengy possède et exploite trois terminaux méthaniers en France, situés à Montoir-de-Bretagne et Fos-sur-Mer. Ces installations portuaires sont conçues pour la réception du Gaz Naturel Liquéfié (GNL), son stockage et sa regazéification pour injection dans le réseau de transport. Au 31 décembre 2025, la capacité totale annuelle de regazéification est de 21,5 milliards de m3 (Gm3).

La stratégie d’Elengy est structurée en trois axes principaux :

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. Les deux appontements permettent d’accueillir des navires transportant jusqu’à 267 000 m3 de GNL y compris les méthaniers de type Q‑max (1). Le terminal de Montoir dispose de trois baies de chargement de camion-citerne avec une capacité annuelle de 8 000 créneaux de chargement.

Le terminal de Fos-Cavaou a été mis en service commercial en 2010. Sa capacité de regazéification actuelle est de 10 Gm3 de gaz par an. Il dispose d’un appontement pouvant accueillir les navires de taille Q-max et de trois réservoirs d’une capacité totale de 330 000 m3 de GNL. Le terminal permet également le rechargement de méthaniers en GNL, et le chargement de camions pour du GNL porté. Depuis 2022, Elengy développe un service de chargement en GNL de navires souteurs qui permet d’approvisionner directement en carburant des bateaux de croisière et des porte-conteneurs (une quarantaine d’opérations a été réalisée l’année dernière). Le terminal de Fos-Cavaou dispose de quatre baies de chargement de camion-citerne avec une capacité annuelle de 22 000 créneaux de chargement.

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 de 1,5 Gm3. Le terminal de Fos-Tonkin dispose de deux baies de chargement de camion-citerne. L’activité de réception de GNL du terminal de Fos Tonkin, s’arrêtera à la fin de l’année 2028.

Outre la réception la regazéification du GNL, Elengy propose à partir de ses installations une large variété de services complémentaires :

Depuis fin 2024 Elengy dispose pour ses terminaux de Fos Cavaou et Montoir d’une certification via les mécanismes de schémas volontaires RED pour la production de preuves de durabilité bio-GNL.

Les terminaux méthaniers sont accessibles à tous les fournisseurs de GNL. L’accès à la regazéification est régulé. La délibération portant décision sur le tarif d’utilisation des terminaux méthaniers régulés (ATTM 7), pour la période débutant le 1er avril 2025, a été adoptée par la CRE le 6 février 2025. Elle intègre notamment une réduction de la durée d'amortissement régulatoire maximale à 20 ans pour les nouveaux investissements du terminal de Fos-Cavaou, cette durée étant déjà applicable sur le terminal de Montoir-de-Bretagne.

Le 19e train de sanctions à l’encontre de la Russie adoptée le 23 octobre 2025 par l'Union européenne interdit les contrats à court terme pour le GNL russe à partir du 25 avril 2026 et les contrats GNL à long terme à partir du 1er janvier 2027. Dans l’état actuel des textes, ces mesures auront un impact très limité sur Elengy.

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

Avec Storengy, le Groupe est l'acteur de référence du stockage souterrain (1) de gaz naturel en Europe, doté d’une capacité nette de stockage de 12,2 milliards de m3.

En France, Storengy 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 site en gisement déplété. Deux de ces sites sont en exploitation réduite selon des modalités réglementaires précises.

Après une exploitation réduite pendant une dizaine d'année du site en gisement déplété de Trois-Fontaine l'Abbaye, Storengy exploite les installations existantes depuis janvier 2023 pour permettre le soutirage d’une partie du gaz encore présent dans le réservoir. 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. Cette activité s’intègre dans un projet global de réhabilitation complète du site en concertation avec les acteurs locaux (administration, pouvoirs publics, collectivités, associations, riverains).

En Allemagne, Storengy Deutschland exploite six stockages (1,7 milliard de m3, trois sites salins, trois sites déplétés) et opère un septième stockage pour le 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 actuellement le plus grand stockage onshore au Royaume-Uni.

En Europe, Storengy prépare la conversion des actifs de stockage aux gaz renouvelables (biométhane, méthane de synthèse, hydrogène) afin de contribuer à la décarbonation des usages. A ce titre, Storengy a finalisé en juin 2025 le projet pilote HyPSTER à Etrez, et développe le projet GeoH2 sur le site de Manosque (stockage d’hydrogène à grande échelle par conversion de deux cavités salines existantes). Le projet HyPSTER est un démonstrateur de stockage d'hydrogène vert en cavité saline qui a pour vocation de prouver la faisabilité technique du stockage de gaz et sa capacité à fournir aux systèmes hydrogène et électrique un service de flexibilité horaire et saisonnier. D’autres projets sont à l’étude :

Dans le cadre du règlement stockage, mis en place temporairement suite à la crise énergétique de 2022, l’UE avait fixé un objectif contraignant de remplissage des stockages de gaz à au moins 90% d’ici au 1er novembre chaque année. Celui-ci était atteint au niveau européen tous les ans jusqu’au 1er novembre 2024.

Cet objectif contraignant a contribué à exacerber les difficultés de commercialisation des capacités de stockage en Europe sur l’hiver 2025-2026.

Face à cette situation, l’UE a introduit diverses flexibilités lors de la prorogation du règlement stockage jusqu’en 2027, afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement tout en limitant les impacts sur les marchés du gaz. Ces flexibilités sont d’ordre temporel et potentiellement en volume en cas de conditions de marché défavorables.

Malgré des conditions peu favorables, Storengy a vendu l’ensemble de ses capacités de stockage disponibles pour l’hiver 2025-2026 et atteint un taux de remplissage de plus de 90% avant l’échéance du 1er novembre, comme les années précédentes depuis 2022.

Dans le contexte de transition énergétique, les stockages de gaz jouent un double rôle pour sécuriser et donner de la flexibilité au système énergétique dans un environnement où les flux de gaz sont plus imprévisibles. En effet, le GNL, plus soumis aux dynamiques de marché globales, représente une part croissante des approvisionnements. D'autre part, la demande est plus variable, notamment en raison de la part croissante des renouvelables dans le mix énergétique. Ainsi, les infrastructures de stockage sont essentielles pour équilibrer ces effets. 

Sur le modèle de revenus, plus spécifiquement, la délibération de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 31 janvier 2024 fixe pour Storengy France les modalités du tarif ATS3 pour la période 2024-2027. Le taux de rémunération applicable aux actifs intégrés à la Base d’Actifs Régulée (BAR) avant le 31 décembre 2023 est de 4,6% réel avant impôts. En outre, les nouveaux actifs (intégrés à la BAR après cette date) seront rémunérés par un taux nominal de 5,9% avant impôts, sur une période réduite de 50 à 30 ans.

Renewable Gas (RG), acteur majeur dans la production de gaz vert, est l’entité d’ENGIE dédiée au développement et à la production de biométhane en Europe. Avec 350 salariés et 42 unités de production réparties dans quatre pays européens, France, Royaume-Uni, Belgique et Pays-Bas, RG dispose d’une capacité totale installée de 1,2TWh/an à fin 2025. RG a une activité de développement en Pologne et Espagne, mais rien en opération. Plus globalement, RG poursuit son déploiement en Europe tout en accélérant l'industrialisation et l'augmentation de la capacité de ses unités avec pour ambition de produire 10 TWh en 2035. Le biométhane, produit par méthanisation de matières organiques (effluents agricoles, biodéchets, etc.), est injecté dans les réseaux gaziers existants et constitue une solution immédiate pour remplacer le gaz naturel. ENGIE participe activement à cette dynamique de substitution en développant des partenariats avec le monde agricole, en valorisant les déchets et en contribuant à l’économie circulaire.

Dans le cadre de sa trajectoire de contribution à l'objectif de neutralité carbone, l’Union européenne (UE) souhaite développer la production d’hydrogène renouvelable et bas carbone à grande échelle dans le cadre du plan RePowerEU. Des cibles contraignantes de consommation d’hydrogène renouvelable et dérivés ont été fixées pour l’industrie et le transport dans le cadre de la directive européenne RED III. Le règlement ReFuelEU aviation prévoit également des cibles contraignantes pour les e-fuels. Ces évolutions sont positives et démontrent une volonté politique renforcée mais doivent encore être concrétisées, notamment via un processus simplifié et accéléré de mise à disposition des fonds.

ENGIE vise une part significative du biométhane dans son portefeuille gaz, en cohérence avec son ambition de neutralité carbone et son rôle dans la dorsale européenne des gaz décarbonés. Cette trajectoire s’accompagne d’investissements dans la R&D pour améliorer les rendements, réduire les coûts et développer des solutions innovantes pour la mobilité et l’industrie.

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 Local Energy Infrastructures) ainsi que de capacités de production d’énergie renouvelable et du savoir-faire commercial de la GBU Supply & Energy Management.

En France, en Allemagne et au Royaume-Uni, le Groupe se développe autour des infrastructures de transport (NaTran - voir Section 1.3.2.2.2) et de stockage (Storengy - voir Section 1.3.2.2.4) existantes qui sont au cœur de la future dorsale hydrogène européenne.

Le Groupe développe en priorité des projets dans les pays où l’hydrogène renouvelable peut être produit de façon compétitive et où il 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.

La GBU Networks 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 décarboné à grande échelle. ENGIE a une approche globale et progressive en développant des projets avec des clients industriels dans les zones géographiques les plus favorables. ENGIE vise les industries dont la décarbonation est particulièrement complexe, ainsi que les consommateurs actuels d’hydrogène. L’électrification n’est en effet pas toujours 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, etc.). ENGIE a pour ambition d’atteindre 4 GW de capacité d’électrolyse en 2035.

En juillet 2025, ENGIE a démarré le projet Hycoflex d’injection de 100% d’hydrogène dans une turbine à gaz de 12 MW de Siemens, à la suite du projet HyflexPower, ouvrant la voie à l’utilisation d’hydrogène dans ses centrales à gaz en Europe. En testant plusieurs mélanges d’hydrogène et de méthane, le projet permet de mesurer concrètement les impacts de l’hydrogène sur les performances et la maintenance des turbines.

En juin 2025, le projet d’ENGIE France KerEAUzen a reçu une subvention de l’Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Énergie (ADEME) pour financer les études d’Ingénierie de base, et a signé un accord de fourniture de CO2 biogénique avec SUEZ et d’autres partenaires. Le projet vise la production de e-SAF pour décarboner le secteur du transport aérien grâce à la combinaison de CO2 biogénique et d’hydrogène produit par électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable et bas carbone.

Fourniture décentralisée d’hydrogène : ENGIE, via la GBU Local Energy Infrastructures, 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 de transports.

Dans ce cadre, en mars 2025 ENGIE a signé un contrat de dix ans avec un industriel consommateur d’hydrogène en France pour la fourniture combinée d’hydrogène et de chaleur, et l’exploitation et maintenance d’un électrolyseur d’une capacité de 1 MW sur site. ENGIE exploite à ce jour des infrastructures d’hydrogène en France pour une capacité de production cumulée de 6 MW.

Infrastructures : l’adaptation et la conversion des infrastructures au développement de l’hydrogène est une priorité pour le Groupe.

Outre des projets pour raccorder producteurs et consommateurs d’hydrogène au sein de hubs industriels, NaTran est fortement impliqué dans le développement d’une dorsale européenne de l’hydrogène à travers le projet H2med, hydrogénoduc reliant le Portugal et l’Espagne à la France et l’Allemagne (voir Section 1.3.2.2.2) pour lequel les études de pré-faisabilité se poursuivent. Storengy développe un service de stockage souterrain d’hydrogène afin de permettre une fourniture fiable et flexible d’hydrogène (projets HyPSTER et GeoH2 en France, Salthy en Allemagne, cluster HyNet au Royaume-Uni).

Négoce d’hydrogène : la GBU S&EM a pour ambition de se développer dans la vente en gros d’hydrogène bas carbone et des molécules dérivées (méthane, ammoniac, etc.), grâce à un portefeuille d’approvisionnement diversifié, de la vente avec services adaptés aux besoins de chaque client et de la fourniture en électricité et gaz des sites de production d’hydrogène.

Innovation : en matière d’innovation, ENGIE soutient l’investissement dans le développement des technologies de l’hydrogène. ENGIE a 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’hydrogène, de la production à l’utilisation. L’hydrogène naturel pourrait constituer une nouvelle ressource d’hydrogène compétitive et bas carbone pour contribuer à la décarbonation des territoires.

Aux États-Unis, ENGIE démantèle le terminal de regazéification NEPTUNE LNG LLC situé dans la région de Boston.

Au Brésil, le consortium composé d’ENGIE (50%) et de la Caisse de dépôt et placement du Québec (CDPQ) (50%) possède les actifs de transport de TAG (Transportadora Associada de Gás), qui est l’une des principales entreprises de transport de gaz naturel sur le marché réglementé au Brésil, avec un réseau de pipelines de 4 500 km en opération, représentant environ 45% de l’ensemble des infrastructures gazières du pays et exploité dans le cadre d’un contrat TSA (Transport Services Agreement - Accord de Services de Transport) à long terme avec les clients. TAG est l'une des principales sociétés de transport de gaz naturel sur le marché réglementé au Brésil, avec un réseau de gazoducs de 4 500 km en exploitation, soit environ 45% de toutes les infrastructures gazières du pays. TAG dispose de 11 installations de compression de gaz, de quatorze points d'entrée (dont trois terminaux GNL en exploitation) et de 90 points de sortie, dont un autre en construction. TAG transporte du gaz naturel vers dix sociétés de distribution de gaz (SDL), des raffineries, des usines d'engrais et des centrales thermiques. En 2022, TAG a achevé la mise en place d'un centre de supervision et de contrôle autonome (CSC) à Rio de Janeiro, et a lancé avec succès un processus d'offre de capacité pour l'entrée et la sortie, passant d'un à plus de 20 nouveaux expéditeurs. TAG a continué d'élargir son portefeuille de produits et de diversifier son profil d'expéditeurs. Les nouveaux contrats avec les producteurs, les distributeurs locaux et les gros consommateurs représentent désormais une part importante du chiffre d'affaires de TAG. Le portefeuille des expéditeurs comprend de grandes sociétés pétrolières et gazières internationales telles que Petrobras, Shell, Equinor et Galp.

De plus, plusieurs nouveaux projets sont à l'étude, en développement ou en construction. Deux projets d'investissements significatifs viennent d'être réalisés :

Au Chili, 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 une participation de 100% dans ENGIE Stream Solutions Chile (qui a absorbé ENGIE Gas Chile début 2025). Cette entreprise assure la livraison de gaz naturel par gazoducs, ainsi que du GNL transporté par camions. En outre, EECL (ENGIE Energia Chile S.A.) détient 100% de Gasoducto NorAndino, un gazoduc d'environ 1 100 kms qui alimente les unités thermiques à gaz d'EECL dans le nord du Chili (CCGT U16 et CTM3, et IEM ST à partir de 2026) et plusieurs clients industriels et miniers. Ce gazoduc comprend également une interconnexion entre l'Argentine et le Chili.

Au Mexique, le modèle d'exploitation se fait selon un modèle régulé. ENGIE y exploite huit sociétés de distribution locales qui fournissent du gaz naturel à près de 697 000 clients via un réseau de 14 226 km situé dans d'importantes zones d'activité du pays : Bajío, Mexico, Jalisco, Puebla-Tlaxcala, Querétaro, Reynosa-Matamoros, Tampico et Merida. ENGIE exploite également trois gazoducs d'une longueur totale de 1 311 km, fournissant du gaz naturel aux zones économiquement dynamiques de Bajío (gazoducs Bajío), du centre du Mexique (gazoducs Los Ramones II Sur) et de la péninsule du Yucatan (Energía Mayakan), tous deux sous un TSA (Accord de Services de Transport) de long terme, 25 ans avec la Commission fédérale de l'électricité (CFE). L'oléoduc Bajío, long de 204 km, approvisionne l'une des régions les plus dynamiques du Mexique. En 2016, ENGIE a renforcé sa présence dans cette région avec le gazoduc Los Ramones II Sur, qui fait partie du système national de transport de gaz (SISTRANGAS) Los Ramones, considéré comme l'un des plus importants projets d'infrastructures gazières construits au Mexique ces dernières années. ENGIE a développé Los Ramones II Sur en partenariat avec Brookfield et la société publique Pemex, qui détiennent respectivement 45% et 5% de l'infrastructure. Début 2025, Macquarie Asset Management, l'un des plus grands gestionnaires d'actifs au monde, a acquis totalité les parts de Brookfield.

Dans la péninsule du Yucatan, ENGIE s'est associé en 2024 à Macquarie Asset Management à hauteur de 50% des parts, pour exploiter et étendre le gazoduc Mayakan. Long de 798 kms, le gazoduc fournit en gaz naturel l'ensemble de la péninsule, dans le cadre d'un contrat TSA avec la CFE, qui représente 96% de la capacité du gazoduc. En décembre 2021, ce contrat qui expirait en 2025 a été prolongé jusqu'en 2050, avec la même capacité. En novembre 2022, ENGIE et CFE ont signé un accord de collaboration pour une extension du gazoduc. Cette extension permettra d'alimenter deux nouvelles centrales à gaz (Mérida IV et Valladolid IV) et de répondre à la demande croissante en gaz naturel de la région, contribuant ainsi à sa sécurité d'approvisionnement.

La réglementation du gaz au Chili est restée stable en 2025, après un vaste programme de re réglementation en 2022-2023, qui n'a pas abouti. Les derniers ajustements réglementaires pertinents, introduits en 2021, comprenaient une règle plus stricte pour les centrale gaz CCGT qui rendait obligatoire leur démarrage en cas d’excès d’approvisionnement en GNL. Enfin, Gasoducto Norandino a bénéficié d'un ajustement tarifaire transitoire depuis fin 2024 pour les livraisons en Argentine, avec une révision tarifaire complète qui a été lancée.

Au Mexique, il existe une nouvelle autorité de régulation, la Commission nationale de l'énergie (Comisión Nacional de Energía - CNE), créée au début de l’année 2025. Elle absorbe la plupart des fonctions précédemment occupées par la Commission de régulation de l'énergie (CRE), aujourd'hui dissoute, y compris l'examen quinquennal des tarifs et le renouvellement des permis. 

Les principaux processus réglementaires concernent les licences de distribution et de transport de gaz :

Au Brésil :

Au Brésil, ENGIE détient 68,7% d’ENGIE Brasil Energia (EBE). EBE est active dans le secteur du transport électrique depuis décembre 2017. Deux actifs sont pleinement opérationnels depuis février 2023 : Gralha Azul, qui comprend près de 1 000 km de lignes de transport et dix sous-stations (dont cinq nouvelles et cinq agrandies) ; et Novo Estado, qui dispose de 1 800 km de lignes de transport dans les États du Pará et du Tocantins, ainsi que 54 sous-stations (dont une nouvelle et quatre modernisées). En 2022, EBE a remporté le projet Gavião Real, dans l’État du Pará, pour la construction d’une nouvelle sous-station 230/138 kV et d’une ligne de transport de 1,5 km, mise en service en juillet 2024. En juin 2023, ENGIE a remporté une enchère pour le projet Asa Branca visant à construire une ligne de transport de 500 kV longue de 1 000 km et à renforcer cinq sous-stations, afin de connecter la production d’électricité renouvelable de l’État de Bahia (nord-est) à Espírito Santo (sud-est). La première tranche, représentant environ un tiers des revenus totaux du projet, a été mise sous tension en novembre 2025. En septembre 2024, ENGIE a obtenu une concession par enchère pour le projet Graúna, qui comprend six nouvelles lignes de transport — dont une ligne sectionnelle — totalisant environ 740 km, ainsi que la construction de deux nouvelles sous-stations et l’extension de cinq existantes. Ce projet, qui s’étend sur cinq États brésiliens, inclut également l’exploitation continue de quatre lignes existantes (162 km) et de quatre sous-stations situées dans les États de Minas Gerais et Espírito Santo. En juillet 2025, ENGIE a pris en charge l’exploitation complète de ce segment, représentant 5% des revenus totaux du projet. Avec trois systèmes de transport en service et deux en cours de mise en œuvre, ENGIE prévoit de posséder et d’exploiter environ 4 600 km de lignes de transport dans tout le pays d’ici 2029.

Au Chili, ENGIE détient une participation de 59,99% dans ENGIE Energía Chile (EECL). Cette société exploite 2 128 km de lignes de transport d'électricité et 28 sous-stations, dont S/E Roncacho et S/E Liqcau, qui sont entrées en service en 2024. En outre, le Groupe possède deux sous-stations en construction (La Ligua et Totihue), 12 km de ligne de 220 kV (deuxième circuit N. Chuquicamata-Calama), et 22,4 km de ligne de 66 kV (Totihue-Rosario). EECL détient également 50% de Transmisora Eléctrica 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.

Au Pérou, ENGIE détient une participation de 62% dans ENGIE Energía Peru (EEP), par l’intermédiaire de laquelle elle exploite 476 km de lignes de transport à 138, 220 et 500 kV. L'électricité produite est injectée dans le Système Électrique Interconnecté National (SEIN). Dans le cadre de sa stratégie d’expansion sur le marché péruvien réglementé du transport, EEP s’est vu attribuer en 2024 le projet Alpamayo via un appel d’offres du Système de Transport Garanti. Ce projet comprend trois chantiers situés dans les régions de Pucallpa, Junín et Ancash, totalisant environ 170 km de nouvelles lignes de transmission à 220/138/60 kV, ainsi que trois nouvelles sous-stations : Shipibo, Nueva Campas et Huaylas. Le périmètre inclut également l’extension de cinq sous-stations existantes. L’investissement total est estimé à 121 millions d'euros (145 millions de dollars US), avec une mise en service commercial prévue en 2028. En 2025, EEP a créé la société ENGIE Transmisión Perú, une filiale détenue à 100%, pour héberger les concessions attribuées.

Le Plan Décennal d’Expansion Énergétique (PDE) du Brésil indique les perspectives d’expansion du secteur énergétique sur un horizon de dix ans et est mis à jour chaque année. Le PDE repose sur trois piliers : économique (répondre aux besoins énergétiques liés à l’expansion économique), socio-environnemental (assurer l’accès à l’énergie pour toute la population, promouvoir l’intégration régionale et prendre en compte les autres aspects socio-environnementaux) et stratégique (optimiser l’utilisation des ressources énergétiques dans une vision à moyen et long terme). Dans le scénario de référence du PDE 2025-2034, il est prévu environ 30 000 km de nouvelles lignes de transport sur le réseau d’ici décembre 2034, portant la capacité totale en haute tension du système électrique brésilien à 218 000 km. Pour les sous-stations, il est prévu une capacité installée supplémentaire de 82 000 MVA (Méga Volt Ampère), atteignant un total de 564 000 MVA d’ici 20z34.

Au Chili, à la suite d’une modification législative intervenue à la fin de l’année 2024, la responsabilité du lancement des appels d’offres pour les travaux de renforcement des installations de service public incombe désormais au propriétaire de l’actif. Dans ce nouveau contexte réglementaire, ENGIE a organisé en septembre 2025 le tout premier appel d’offres public visant à sélectionner un contractant EPC (Engineering, Procurement & Construction) pour les travaux de renforcement du poste de Roncacho, conformément aux besoins identifiés dans le rapport annuel d’extension du réseau de transport.

Au Pérou, tout au long de l’année 2025, le ministère de l’Énergie et des Mines a poursuivi l’élaboration de la réglementation relative à l’intégration verticale dans le secteur de l’électricité, avec pour objectif de clarifier les règles de dissociation entre les activités de production, de transport et de distribution d’électricité. Cette clarification offrira à ENGIE une plus grande sécurité réglementaire pour poursuivre son expansion dans le segment du transport d’électricité.

Par ailleurs, en septembre 2025, une nouvelle loi sur la promotion des investissements privés par le biais de partenariats public-privé (PPP) a été promulguée, établissant le cadre réglementaire dans lequel l’Agence de promotion de l’investissement privé, ProInversión, organise les appels d’offres et raccourcissant les délais de lancement de ces appels d'offres pour les projets rémunérés d’infrastructure de transport d’électricité. Le règlement d’application de cette loi a été publié en décembre 2025.

Enfin, en septembre 2025, la Communauté andine a accepté la demande de la République du Chili d’adhérer au cadre réglementaire pour l'interconnexion des réseaux de transport sous-régionaux, marquant ainsi la première étape officielle vers la mise en place d’une interconnexion de transport d’électricité entre le Chili et le Pérou, ouvrant ainsi de nouvelles perspectives de développement pour ENGIE.

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 62,99%. Il s'agit d'un modèle régulé. 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 24 483 km fin 2025, servant plus de 2,2 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 2024, Depomures a obtenu un financement non-remboursable de 12,77 millions d'euros, dans le cadre du programme européen Connecting Europe Facility (CEF-Energy), dans le but de construire une nouvelle station de compression. Cet investissement, qui s’inscrit dans le plan de développement du stockage de gaz naturel libellé comme projet d’intérêt commun au niveau européen, va augmenter la capacité de stockage de 33%, consolidant ainsi la sécurité d’approvisionnement dans la région.

En Allemagne, ENGIE détient une participation de 31,58% 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.

La GBU Local Energy Infrastructures (LEI) est l’un des acteurs de premier plan au niveau mondial(14) des infrastructures énergétiques décentralisées et des services associés. La GBU a pour ambition d’accompagner les clients villes, collectivités, industriels 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.

Forte de près de 28 500 collaborateurs, elle répond aux besoins des collectivités territoriales, des industriels et des acteurs du tertiaire, avec une ambition commune : accélérer la décarbonation des territoires grâce à trois métiers clés – les réseaux de chaleur et de froid urbains, la production d’énergie sur site industriel ou tertiaire, et les services de performance énergétique. 

Les réseaux locaux d’énergie conçus à l’échelle de quartiers, de villes ou de métropoles, 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, cloacothermie, thalassothermie 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, majoritairement via des modèles d’affaires avec de l’investissement, dits asset-based, sur les principaux périmètres suivants :

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 industriels et tertiaires la création, le développement, la modernisation et l’exploitation de ces infrastructures, majoritairement via des modèles d’affaires asset-based, permettant en particulier :

Enfin, les contrats de performance énergétique combinent la production de l’énergie finale avec le recours aux sources renouvelables et de récupération (solaire photovoltaïque, biométhane, etc.) et l’utilisation de cette énergie de façon efficace et sobre. 

La GBU propose ainsi à ses clients - collectivités territoriales, industriels, et acteurs du tertiaire - des contrats incluant des engagements de réduction de la consommation énergétique de leurs bâtiments et des émissions de CO2 associées.

La GBU propose par ailleurs une gamme de services opérationnels avec l’exploitation et la maintenance des installations de production et de distribution de chaleur et de froid dans les bâtiments, la gestion des énergies, etc.

La combinaison de ces solutions permet de proposer des offres globales sur un patrimoine élargi, en mettant en valeur des synergies qui permettent de créer un avantage compétitif. 

La GBU Local Energy Infrastructures est structurée en 14 entités opérationnelles situées dans cinq pays prioritaires en Europe (France, Allemagne, Italie, Espagne, Pologne), en Asie du Sud-Est (Singapour, Malaisie, Philippines) et au Moyen-Orient, à travers sa filiale Tabreed. 

Les équipes centrales assurent :

La GBU Local Energy Infrastructures a conduit début 2025 une revue stratégique de son empreinte géographique. Cette analyse s’est appuyée sur plusieurs critères, dont la taille des pays, l’importance des activités de LEI dans chaque zone et le potentiel de croissance des marchés concernés.

Pour piloter cette revue, une entité ad hoc, appelée LEI Rest of the World (RoW), a été créée (voir Section 1.3.6.2), distincte de la GBU Local Energy Infrastructures.

Trois typologies d’acteurs interviennent sur l’une ou l’autre des activités de la GBU Local Energy Infrastructures :

En 2025, la GBU Local Energy Infrastructures a poursuivi l’expansion des réseaux de chaleur et de froid urbains, avec notamment les projets suivants :

En 2025, la GBU Local Energy Infrastructures a continué de soutenir les industriels dans leur transition énergétique à travers les projets suivants :

En 2025, la GBU Local Energy Infrastructures accompagne également les collectivités dans la maîtrise de leur consommation énergétique :

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 630 000 points d’éclairage sous gestion. La GBU fournit par ailleurs, avec sa position de leader, des solutions d’efficacité énergétique et des solutions d’utilités sur site aux entreprises et clients du secteur public.

En 2025, la GBU a remporté plusieurs contrats d’efficacité énergétique, notamment avec l'université de Florence. Elle a également renforcé ses relations avec des acteurs du secteur des datacenters, tels que Data4, et consolidé sa position dans le domaine des réseaux de chaleur urbains grâce à l'acquisition de celui de Corsico.

La GBU est un acteur important dans les 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 de gestion et de performance énergétique et détient des expertises spécifiques, notamment en réfrigération. Enfin, la GBU détient depuis plusieurs décennies des participations dans plusieurs Stadtwerke – entreprises locales de production et de distribution d’énergie – faisant d’ENGIE en Allemagne un acteur bien ancré dans les territoires.

En 2025, la GBU a accompagné la décarbonation de clients privés et publics, dont la planification et la construction d'un réseau de chauffage urbain à Tettnang alimenté à 100% par des énergies renouvelables, la fourniture d'énergie pour le site de Bayer à Monheim, la construction d'une centrale Power-to-Heat de 200 MW pour le compte de Berlin Energie und Wärme et du datacenter de Xion à Rellingen.

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

En 2025, elle a obtenu le projet de réseau de chaleur de la ville de Burgos dans le cadre d'une concession de 35 ans et pour 21 MW. Elle a également remporté le projet Heineken Jaén afin de produire de la chaleur industrielle à partir d’une centrale biomasse de 8,9 MW dans le cadre d'un contrat de 10 ans.

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

En 2025, la GBU a achevé la sortie du charbon, conformément aux engagements du Groupe, notamment à travers de nouvelles installations de chaudières biomasse et de pompes à chaleur sur les réseaux de chaleur de Slupsk et Zlotów. Ces références démontrent la capacité du Groupe et ses ambitions pour contribuer à la décarbonisation des réseaux de chaleur et des sites industriels en Pologne.

ENGIE détient une participation de 40% dans la société Tabreed (National Central Cooling Company PJSC), acteur de référence dans les pays du Conseil de coopération du Golfe (CCG) des réseaux urbains de froid. L’entreprise distribue l’équivalent de plus d’un million de tonnes de froid. Tabreed a connu deux succès majeurs en 2025 : le gain de la nouvelle concession de Palm Jebel Ali (Dubaï), et l’acquisition de PAL Cooling à Abu Dhabi.

La GBU dispose de solides capacités dans la maintenance technique, l’efficacité énergétique et les systèmes de froid urbains. Elle est aussi active dans des projets solaires distribués et sur des offres clés en main à faible émission de carbone pour des industriels.

En 2025, en Malaisie, la GBU a inauguré une installation de froid urbain pour Sunway Square à Kuala Lumpur, un projet à usage mixte comprenant des bureaux, des commerces, un centre d’arts du spectacle et un bloc universitaire.

En 2025, ENGIE Vianeo a poursuivi son développement avec plus de 4 millions de sessions de recharge depuis son lancement, 10 000 points de charge en service et une accélération sur les segments stratégiques tels que :

Le rôle de la GBU Supply & Energy Management (S&EM) est de relier les actifs du Groupe aux marchés et à ses clients.

La GBU S&EM a deux principales missions :

Active dans 19 pays, la GBU Supply & Energy Management opère dans le monde entier et est organisée autour de :

La GBU S&EM déploie une stratégie de croissance basée sur les piliers suivants :

S&EM joue un rôle clé en reliant les actifs de production d’énergie aux marchés et, in fine, aux consommateurs. La stratégie de S&EM pour développer son portefeuille en énergies vertes est soutenue par des initiatives de changement culturel et des programmes de formation spécifiques, ainsi que par la prise en compte de critères sociaux, environnementaux et d’émissions de carbone dans le processus décisionnel. En réduisant de manière proactive l’intensité carbone de ses ventes, S&EM contribue au respect par le Groupe de ses ambitions climat.

En 2025, S&EM optimise près de 60 GW d’actifs énergétiques pour le Groupe et ses clients :

Concernant les actifs électriques, S&EM fournit des activités de mise sur le marché et de dispatching pour les actifs de production d’ENGIE ainsi que pour les actifs de tiers.

Concernant la gestion des actifs gaziers, S&EM :

S&EM assure la sécurité d’approvisionnement des clients du Groupe en leur fournissant du gaz naturel, du gaz vert et bas carbone (biométhane, hydrogène), ainsi que de l’électricité. Les clients sont des résidentiels, des entreprises, de grands industriels, ou d'autres entités commerciales d’ENGIE.

ENGIE exerce l’activité de fourniture BtoC dans six pays : France, Belgique, Pays-Bas, Roumanie, Italie et Australie. Il gère environ 20 millions de contrats BtoC, portant sur l’électricité, le gaz et des services énergétiques associés. Ces activités reposent sur une forte proximité avec les marchés locaux et sur une capacité à servir des portefeuilles clients de grande taille, notamment en France et en Belgique, qui concentrent une part significative des volumes.

Face à la complexité grandissante du marché de l’énergie, l’ambition est d’incarner pour ses clients l’image d’un partenaire de confiance grâce au développement d’offres adaptées et de les accompagner pour choisir la meilleure offre tout en réduisant leur empreinte carbone. La dynamique commerciale BtoC s’appuie notamment sur l’enrichissement des offres, la digitalisation des parcours clients et le développement de services les aidant à consommer moins, mieux et au bon moment. En 2025, ENGIE a également entamé une stratégie de recentrage de ses activités BtoC sur la fourniture d’énergie.

ENGIE exerce l’activité de fourniture BtoB dans 12 pays : au service de plus de 200 000 clients entreprises, dont de grands comptes internationaux et environ 800 clients globaux, S&EM développe notamment les activités de fourniture d’électricité renouvelable (contrats d’achat d’électricité renouvelable - PPA) et propose des solutions sur mesure pour accompagner les clients BtoB dans l’atteinte de leurs objectifs environnementaux, sociaux et de gouvernance. Ces solutions couvrent notamment la fourniture d’énergie verte, les garanties d’origine, la traçabilité de l’énergie, les mécanismes de compensation carbone, l’efficacité énergétique et des offres intégrées combinant fourniture, gestion des risques et pilotage de la performance carbone. La dynamique commerciale BtoB repose sur la croissance des ventes d’électricité renouvelable, l’accompagnement des trajectoires de décarbonation des clients et le renforcement de partenariats de long terme dans un contexte de marchés énergétiques volatils. ENGIE développe aussi des offres de fourniture d’énergie décarbonée 24h/24 et 7jours/7, visant à garantir que chaque heure de consommation de nos clients est couverte par une production décarbonée, rendant l’électricité non seulement durable mais aussi fiable.

S&EM gère les risques du portefeuille énergétique physique et financier du Groupe grâce à une approche intégrée combinant expertise de marché, stratégies de couverture sur mesure et accès direct aux marchés de l’énergie. Cette gestion des risques couvre l’ensemble de la chaîne de valeur, de l’approvisionnement à la fourniture pour les clients BtoB et BtoC.

Les équipes s’appuient sur une connaissance approfondie des marchés de l’électricité et du gaz, des actifs de production et des profils de consommation clients afin de garantir la fiabilité de l’approvisionnement. Les stratégies de couverture sont adaptées aux spécificités des portefeuilles clients et aux horizons de temps, en intégrant à la fois les risques de prix, de volume et de déséquilibre.

En 2025, ENGIE a franchi de nouvelles étapes majeures en concluant des contrats stratégiques et en lançant plusieurs partenariats innovants dont :

Biométhane : Signature d’un contrat d’achat de biométhane avec CVE dans le cadre du dispositif français des Certificats de Production de Biogaz (CPB). Ce partenariat de 15 ans renforce la sécurité d’approvisionnement en gaz vert et soutient l’objectif national d’injecter 44 TWh de biométhane d’ici 2030.

Hydrogène : ENGIE a sécurisé une capacité de stockage d’hydrogène sur 10 ans en Allemagne auprès de RWE Gas Storage West, à compter de 2028, ce qui constitue une avancée majeure pour consolider la chaîne de valeur européenne de l’hydrogène.

Électricité verte (15) : Plusieurs contrats d’achat d’électricité renouvelable (PPAs) ont été signés avec Apple en Italie, et META aux Etats-Unis, des collaborations emblématiques au service de la transition énergétique.

24/7 : ENGIE a signé un accord avec Einstein Bros.® Bagels qui couvrira 90% de la consommation horaire d’électricité de 25 établissements au Texas avec de l’énergie renouvelable (éolien et solaire), illustrant son engagement en faveur de solutions 24/7 décarbonées.

Nouvelle offre BtoC : En France, ENGIE innove avec une offre inédite : chaque jour, les clients bénéficient de 2 heures d’électricité verte gratuite, à choisir parmi trois créneaux entre 13h et 17h – au moment où le soleil brille le plus et où l’énergie renouvelable est la plus abondante.

En France, des discussions importantes sont en cours pour définir les modalités du Versement Nucléaire Universel (VNU) qui est entré en vigueur en janvier 2026 et qui succède au dispositif ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique). Il prévoit notamment de faire bénéficier les clients d’une réduction de leurs factures lorsque les prix de marché de l’électricité sont élevés.

En Europe, les mécanismes de financement de la transition énergétique en cours de transposition dans les législations locales, pourraient avoir un fort impact sur les factures des ménages. C’est le cas du mécanisme de l’ETS II en cours de transposition dans les Etats membres de l’Union Européenne et du mécanisme des certificats de production de biogaz en France.

Au cours de l’année 2025, la Commission Européenne a obtenu un accord sur le projet de règlement européen sur l’interdiction d’importation de gaz en provenance de Russie. La mise en œuvre du règlement, prévue en 2026 n’a pas de conséquence pour ENGIE, car les contrats historiques d’approvisionnement en gaz russe, sont suspendus depuis l’arrêt des livraisons le 31 août 2022. À ce jour, ENGIE n’achète donc plus de gaz naturel directement auprès d’entités enregistrées en Russie. S’agissant du GNL, ENGIE ne détient actuellement aucun volume en provenance de Russie. Nous intégrons des clauses contractuelles dans nos accords d’approvisionnement afin d’éviter toute acceptation involontaire de GNL russe. Ces clauses garantissent également que les navires russes ne sont pas utilisés pour livrer nos cargaisons.

Le CBAM (Mécanisme d'Ajustement Carbone aux Frontières) est entré en vigueur le 1er janvier 2026. Désormais, ENGIE doit rapporter ses importations d'électricité provenant de pays hors de l'UE. Ces volumes d'importation sont limités, principalement en provenance du Royaume-Uni.

Enfin, le 1er octobre 2025, le marché day‑ahead de l’électricité en Europe a évolué vers un pas de temps de 15 minutes. Cette évolution réglementaire remplace le pas horaire afin de mieux refléter la réalité physique du système électrique. Elle permet un ajustement plus fin entre production et consommation, facilite l’intégration des énergies renouvelables et améliore la gestion des déséquilibres. Ce nouveau cadre favorise également le développement des marchés de la flexibilité, en renforçant la valeur du pilotage de la demande, du stockage et des actifs flexibles. Passage au 15min sur le marché EU qui facilite l’intégration des renouvelables et crée de nouvelles opportunités sur le marché de la flexibilité.

L’entité opérationnelle Nucléaire est dédiée à la gestion opérationnelle des 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 :

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

Les implantations de l’entité en Belgique sont réparties à Doel, Tihange, et Bruxelles. Electrabel exploite et opère, dans le respect des normes de sécurité et sûreté nucléaire les plus strictes, les centrales nucléaires de Doel et de Tihange. Les centrales de Doel 3 (1 006 MW) et de Tihange 2 (1 008 MW) ont été mises définitivement à l’arrêt respectivement le 23 septembre 2022 et le 31 janvier 2023. A la suite de l’arrêt définitif de Doel 1 (445 MW) le 14 février 2025, Tihange 1 (962 MW) le 30 septembre 2025 et Doel 2 (445MW) le 30 novembre 2025, les centrales encore en exploitation fin 2025 (Doel 4 et Tihange 3) représentent une capacité installée totale en Belgique de 2056 MW (dont 210 MW appartiennent au groupe EDF et 1 846 MW en partenariat 50/50 entre l’État Belge et ENGIE. De plus, le Groupe possède 1 118 MW de droits de tirage dans les centrales de Tricastin et de Chooz B en France.

Le cadre juridique initial prévoyait 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 10 ans la durée de vie de Doel 4 et Tihange 3.

ENGIE et le Gouvernement belge ont signé le 13 décembre 2023 l’accord final portant sur la prolongation des réacteurs nucléaires Tihange 3 et Doel 4 et sur l’ensemble des obligations liées aux déchets nucléaires. Il prévoit :

Le 21 février 2025, la Commission européenne a approuvé, en vertu des règles de l'UE en matière d'aides d'État, l'accord entre ENGIE et le gouvernement belge.

La transaction a été finalisée le 14 mars 2025 et le redémarrage des centrales Doel 4 et Tihange 3 a été réalisé bien avant le 1er novembre 2025. Le Groupe a payé le montant de 15 milliards euros2022 en deux tranches selon les catégories de déchets, dont 12,2 milliards euros à la clôture de mars 2025 et le solde de 3,6 milliards euros à la suite du redémarrage de la centrale Doel 4 au 14 octobre. (voir Note 17.2 de la Section 6.2.2 Notes aux comptes consolidés).

Dans le cadre des accords Phoenix, Electrabel a cédé à sa maison mère (i) International Power (activités au grand international) et (ii) Engie Invest International (véhicules financiers internes), limitant ainsi le cadre des restrictions d’opérations capitalistiques de la Commission des Provisions Nucléaires aux activités opérationnelles en Europe.

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.

Dans le cadre de l’accord final précité, la loi du 12 juillet 2022 a été modifiée afin de tenir compte de la fixation du paiement du montant forfaitaire pour les coûts futurs liés au traitement des déchets nucléaires (15 milliards d'euros2022), seules les obligations en matière de démantèlement restant exclusivement à charge d’Electrabel (et faisant toujours l’objet de provisions nucléaires). Dans le cadre de la revue triennale en 2025, le dossier de révision a été envoyé à la CPN le 2 octobre.

Tractebel est reconnu comme une société internationale d'ingénierie et de conseil de premier plan qui propose des solutions intégrées dans les domaines de l’énergie, du nucléaire, de l’eau et des infrastructures durables avec comme mission de contribuer à la transition vers un avenir neutre en carbone au côté de ses clients, publics et privés.

Tractebel, avec 5 500 collaborateurs, a recentré ses activités dans 40 pays avec un focus particulier sur le marché des énergies renouvelables, du stockage d’énergie (systèmes de stockage par batterie et stations de transfert d'énergie par pompage), des data centers, des petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) et le marché de l’environnement et de la résilience climatique.

Tractebel continue de mettre son expertise et ses compétences en matière d’énergie nucléaire au service de grands opérateurs. Celles-ci couvrent les étapes de la conception, la planification, le développement et la supervision de la construction de projets. Pour ENGIE, Tractebel intervient notamment sur des projets de nouvelles centrales électriques comme la centrale à gaz à cycle combiné de Flémalle en Belgique, sur des projets de champs éoliens comme Serra do Assuruá au Brésil ou encore le projet de stockage d'énergie par batteries sur le site de la centrale à gaz à cycle combiné Maxima aux Pays-Bas.

Tractebel continue de faire bénéficier de grands opérateurs de son expertise et de 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 en Angleterre. Elle participe aussi à des projets d’envergure dans le domaine des réacteurs de recherche comme PALLAS (Pays‑Bas), des petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) et sur les infrastructures de défense et de gestion de déchets nucléaires, ainsi que dans le domaine des applications médicales avec par exemple sa participation au projet PanTera, en Belgique, pour la conception et construction d’un centre de production de radio-isotopes pour la lutte contre le cancer.

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 en Australie et l’augmentation de capacité de Coo en Belgique. Tractebel intervient également sur des projets de réhabilitation de barrages hydroélectriques comme le projet Wasuna, qui contribue à la transition énergétique bas carbone de la Côte d'Ivoire.

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 d’outils de modélisation et de simulation, Tractebel participe à différents projets d’infrastructures de transport collectif et de mobilité en Belgique, en Allemagne et en Inde, ainsi qu'aux projets du métro Grand Paris Express (France) et du métro de Belgrade (Serbie). Tractebel est également un acteur majeur dans le domaine des bâtiments à haute performance énergétique, comme la rénovation du bâtiment Marnix à Bruxelles (Belgique). Tractebel est à la pointe de l’ingénierie des centres de données (data centers) haute performance et écoénergétiques, avec la conception de plus de 8,3 GW de centres de données en 2024.

L’entité ad hoc LEI Rest of the World (RoW) rassemble les actifs LEI pour lesquels une cession est envisagée.

À l’issue de la revue stratégique, un processus de cession a été engagé sur les actifs identifiés. Plusieurs opérations ont déjà été menées à bien en 2025, dans la continuité des initiatives lancées en 2024 : cession des activités de facility management en Arabie saoudite et d'une partie des activités de services aux États-Unis.

La revue se poursuit par ailleurs sur plusieurs géographies, notamment aux États-Unis, au Brésil et en Europe.

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 innovantes, susceptibles de faire la différence, afin de consolider la position de leader du Groupe. Grâce à ses compétences, ENGIE dispose d’une capacité à identifier, expérimenter, déployer les solutions qui vont contribuer à rendre la transition énergétique possible et abordable. Ces travaux s’exercent dans des domaines en lien avec la stratégie du Groupe, choisis en étroite collaboration avec les GBU, en agissant simultanément sur différents horizons de temps, via différents moyens d’intervention, et en combinant expertise interne, partenariats et collaborations.

En 2025, le Groupe s’est appuyé sur l’organisation de la R&I, simplifiée et rationalisée, mise en place au 1er janvier 2022, autour de programmes de recherche et de priorités d’investissement dans des start-ups, définis avec les GBU, et mis en œuvre par les laboratoires CRIGEN et Cylergie (France), Laborelec (Belgique), Lab Singapour (Singapour) et par le fonds d’investissement ENGIE New Ventures.

À fin 2025, les équipes d’ENGIE R&I comptent plus de 630 collaborateurs.

L’alignement des priorités R&I avec les objectifs stratégiques et avec les ambitions de croissance du Groupe est assuré par une gouvernance dédiée, reposant sur un dialogue continu entre R&I et les GBU. Les priorités R&I 2025 ont porté essentiellement sur les systèmes d’énergie renouvelable (solaire photovoltaïque, éolien), la production et l’utilisation de gaz verts (hydrogène, biométhane) ou encore le développement d’infrastructures énergétiques décentralisées (chauffage et froid urbains, énergie solaire décentralisée et mobilité).

Les équipes de recherche travaillent dans les Labs du CRIGEN, de Cylergie, de Laborelec et dans le 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.

ENGIE R&I mène par ailleurs un travail collaboratif avec des partenaires externes, industriels et académiques, sur un portefeuille d’une centaine de projets collaboratifs. 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. Parmi ces partenariats, ENGIE R&I collabore en particulier avec le National Laboratory of the Rockies & le Massachusetts Institute of Technology aux États-Unis, le Commissariat à l’Energie Atomique & énergies alternatives, le Centre National de Recherche Scientifique & l'Institut National de Recherche pour l'Agriculture, l'alimentation et l'Environnement en France, le Fraunhofer Institute en Allemagne et EnergyVille en Belgique.

ENGIE R&I participe à des projets de recherche européens ainsi qu’à des projets cofinancés par les pouvoirs publics français et belges. À titre d’exemple, ENGIE est partenaire de plusieurs dizaines de projets de recherche du programme HORIZON de la Commission européenne. Le Groupe est membre de plusieurs chaires académiques cofinancées par l’Agence Nationale de la Recherche, comme la chaire Prosper-H2 ou la chaire ORHYON. Depuis 2009, ENGIE est assisté par un conseil scientifique qui rassemble 10 personnalités scientifiques de rang mondial couvrant les grandes disciplines en rapport avec les activités du Groupe.

R&I est également responsable des activités d’innovation.

En particulier ENGIE New Ventures a investi, depuis sa création en 2014, dans plus de 50 start-ups, et dispose à date d’un portefeuille de 25 investissements dont la liste est disponible sur www.engieventures.com. En 2025, les investissements dans trois start-ups innovantes (dont deux nouvelles) ont porté sur les secteurs prioritaires de développement du Groupe tels que l’optimisation de la production d’électricité renouvelable, le développement du biométhane ainsi que les réseaux de chaleur et de froid.

L’objectif 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 stratégiques, pour obtenir un retour sur investissement équilibré.

Enfin, ENGIE confirme son rôle de moteur d’innovation pour accélérer la performance et soutenir la croissance du Groupe, via trois piliers : l’open innovation, l’accélération de projets innovants et la culture & visibilité. Parmi les réalisations de 2025, deux projets innovants ont été lancés, permettant de tester de manière accélérée de nouvelles offres sur le marché du transport maritime (Onset Energy) et dans l’approvisionnement des unités de production de biométhane (MetaNow), tout en réduisant les risques liés à ces segments.

Lors de la présentation de ses résultats financiers 2025, ENGIE a mis à jour ses objectifs financiers pour la période 2026 - 2028 (voir Section 6.1).

ENGIE prévoit d’atteindre un résultat net récurrent part du Groupe compris entre 4,6 et 5,2 milliards d’euros en 2026 contre une fourchette de 4,2 à 4,8 milliards d’euros annoncée précédemment, en raison de l’intégration de UK Power Networks (UKPN) à partir du 1er juillet et de l’ajustement du portefeuille d’actifs. L'EBIT hors nucléaire est quant à lui attendu dans une fourchette indicative de 8,7 à 9,7 milliards d’euros (contre 8,2 à 9,2 milliards d’euros précédemment).

À partir de 2026, conformément à la trajectoire annoncée, le Groupe entre dans une nouvelle phase de croissance durable de ses résultats portée par la contribution de ses investissements, y compris dans les réseaux de distribution d’électricité, et son plan de performance, et ce malgré des conditions de marché de l’énergie plus faibles et une évolution défavorable des hypothèses de change. Le groupe prévoit également un taux d’impôt plus bas sur la période. En 2028, le résultat net récurrent part du Groupe devrait ainsi atteindre un niveau compris entre 5,2 et 5,8 milliards d’euros. L’EBIT hors nucléaire est attendu dans une fourchette indicative de 10,3 à 11,3 milliards d’euros.

La performance en matière de durabilité constitue un élément essentiel de la performance globale du Groupe. Elle repose sur des engagements, des politiques et des plans d’actions pour atteindre des objectifs ESG datés et chiffrés (voir Section 1.5.2).

Dans le cadre de la mise en œuvre de la Corporate Sustainability Reporting Directive, elle est désormais présentée dans l’état de durabilité (voir Section 3.1), qui détaille la gouvernance, les enjeux matériels et les principaux risques ESG liés aux activités du Groupe et les résultats.

Elle fait l’objet d’une certification en assurance limitée depuis 2024 (publication en 2025). Des évaluations externes par les principales agences de notations extra-financières sont également réalisées, la plupart étant conduites annuellement (voir Section 1.6.3).

Conformément aux engagements pris par le Groupe en 2023 de proposer au vote des actionnaires sa stratégie climat à chaque changement majeur et au plus tard tous les trois ans (voir la réponse de Jean-Pierre Clamadieu à certains actionnaires en date du 22 mars 2023 : https://www.engie.com/assemblee-generale-avril-2023), la stratégie climatique mise à jour a été proposée au vote consultatif des actionnaires au cours de l’Assemblée Générale du 24 avril 2025. Elle a été adoptée à 96,93%.

Le Groupe a également réalisé son 5e 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 3.1.2.3 Taxonomie européenne.

La durabilité 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 2020, guide l’élaboration de la stratégie de l’entreprise par :

Depuis la publication de sa première politique ESG en 2014, ENGIE procède à des révisions régulières de ses différentes politiques dans les nombreux domaines couverts par l’ESG. À ce jour, un ensemble de politiques couvrant les thématiques environnementales, sociales et de gouvernance a été mis en place et est présenté dans l’état de durabilité.

L’ensemble de ces politiques est mis en œuvre par le Comité Exécutif sous la supervision du Conseil d’Administration, dont les travaux sont préparés, en matière d’ESG, par le Comité pour l'Éthique, l'Environnement et le Développement Durable (CEEDD).

Ainsi, le Groupe a notamment développé un outil appliqué à ses projets d’investissements qui évalue les principales thématiques ESG à travers des analyses de risques : l’atténuation du changement climatique, l’adaptation au changement climatique, la biodiversité et les forêts, l'utilisation de l’eau douce, la pollution industrielle (air, eau, océans, sols), les déchets et l’économie circulaire, l'engagement des parties prenantes, les achats durables, la transition juste et les controverses.

ENGIE s’est également doté d’un plan de vigilance depuis 2018, consultable en Section 3.2.

Ces politiques permettent au Groupe de s’inscrire pleinement dans le cadre des 18 Objectifs de Développement Durable de l’Agenda 2030 des Nations Unies.

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

Le Groupe s’est fixé des objectifs ambitieux à horizon 2030 pour matérialiser ses engagements en matière d'ESG.

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 ESG et à l’alignement de la performance de l’entreprise avec des objectifs nationaux ou internationaux de développement durable.

Les émissions de GES de la production d’énergie en 2025 (45 Mt CO2 éq.) sont en diminution par rapport à 2024 (48 Mt CO2 éq.). Elles se décomposent en 20,8 Mt pour les émissions des actifs contrôlés (scope 1) et 24,6 Mt pour celles des actifs mis en équivalence (scope 3.15). Cette diminution résulte principalement des cessions totales ou partielles d'actifs thermiques réalisées fin 2024 et en 2025 par le Groupe : SAFI et UCH principalement. Engie a cédé en janvier 2025 15,66% de sa participation initiale de 33% dans la centrale thermique charbon de SAFI au Maroc, en ligne avec la mise en œuvre de sa stratégie de désengagement du charbon. Cet actif est donc sorti du périmètre des actifs mis en équivalence du Groupe début 2025. Engie a également vendu en 2025 les 2 centrales à cycle combiné de Uch au Pakistan. A fin 2025, le Groupe a arrêté la production d'énergie à partir du charbon en Europe continentale, conformément à son objectif.

Les émissions de GES liées à la vente de combustibles (scope 3) s’élèvent à 74 Mt CO2 éq. en 2025, en diminution par rapport à 2024 (82 Mt) en lien avec la baisse des volumes vendus.

La part des capacités d'énergie renouvelable dans le mix de production d'électricité s’établit à 50% en amélioration par rapport à 2024 (43%) en lien avec la stratégie de développement des capacités de production d'électricité renouvelable du Groupe.

Les émissions de CO2 évitées pour les clients grâce aux offres et services du Groupe en 2025 (31 Mt CO2 éq. évitées) sont en diminution par rapport à 2024 (36 Mt CO2 éq.). Cette évolution est liée à la précision méthodologique apportée en 2025 pour ne tenir compte dans cet indicateur que des ventes vertes soutenues par des garanties d'origine.

La part des fournisseurs (hors énergie) représentant au moins 50% de l'empreinte carbone engagés dans une trajectoire de décarbonation partagée avec ENGIE atteint 51% à fin 2025. Le Groupe a fait évoluer cet indicateur en 2025 pour élargir le champ des actions de décarbonation mises en place avec ses fournisseurs sur une part de plus en plus importante de l'empreinte carbone des achats du Groupe.

Le taux de fréquence total des accidents de travail avec arrêt des salariés, intérimaires et sous-traitants atteint 1,7 en 2025, stable par rapport à 2024. A noter que cet indicateur a été étendu à partir de 2024 aux sous-traitants et intérimaires travaillant pour le Groupe avec une ambition accrue pour la cible 2030 réévaluée de 1,8 à 1,5 en 2024.

Le taux de femmes dans le management s’établit à 33% en 2025, en progression par rapport à 2024 (32%). Cette amélioration résulte de la poursuite des effets des programmes internes dédiés 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 salariale qui mesure l’écart de rémunération entre les femmes et les hommes atteint 1,57% en 2025 en progression par rapport à 2024 (1,85%). 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 permet au Groupe de suivre un indicateur international plus lisible.

L'ensemble des indicateurs Environnement, Social et Gouvernance sont repris dans l'état de durabilité présenté en Section 3.1.

ENGIE a vu sa performance ESG de nouveau reconnue en 2025.

Le Groupe a reçu des notes élevées en matière de performance ESG, le situant largement au-dessus de la moyenne des secteurs de référence des différentes agences.

Ses principales notations sont les suivantes :

Le Groupe est notamment présent dans les indices Dow Jones Best-In-Class World Index and Europe Index, CAC 40 ESG, CAC 40 gouvernance, MSCI Europe ESG Enhanced Focus CTB, MSCI World ESG Enhanced Focus CTB.

Enfin comme chaque année, ENGIE répond également aux questionnaires du CDP (ex-Carbon Disclosure Project). Le Groupe a reçu la notation A- (identique à celle de 2024) suite à sa réponse au questionnaire CDP Climat. En matière de protection de la ressource en eau, le Groupe a reçu la note A- (stable par rapport à 2024) suite à sa réponse au questionnaire CDP Eau. Enfin le Groupe a obtenu la note B (stable par rapport à celle de 2024) en matière de gestion durable de la ressource bois suite à sa réponse au questionnaire CDP Forêts.

Par ailleurs Moody's a évalué la trajectoire de neutralité carbone du Groupe et lui a attribué la notation NZ-2 (identique à celle de 2024) sur une échelle de cinq niveaux allant de NZ-1 à NZ-5 ; avec une ambition alignée avec une trajectoire 1,5 °C et un niveau “solide” sur l’implémentation des objectifs. Une synthèse de l’évaluation est disponible ci‑dessous avec le rapport complet directement sur le site de Moody’s http://www.moodys.com/researchdocumentcontentpage.aspx?docid=PBC_1456119

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 2025, le Groupe exploite des centrales électriques, des terminaux méthaniers et des stockages dans plus de 32 pays.