Rapport financier semestriel 2026

RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2026

SOMMAIRE

01 RAPPORT D’ACTIVITÉ

02 ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

• COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................................................................................... 19
• ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................... 20
• ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE............................................................................................................................. 21
• ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES.................................................................................................... 23
• ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE...................................................................................................................................... 25

03 NOTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

• Note 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES........................................................................................... 28
• Note 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE ET AUTRES FAITS MARQUANTS DE LA PÉRIODE. 32
• Note 3 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE............................ 36
• Note 4 INFORMATION SECTORIELLE ........................................................................................................................ 41
• Note 5 VENTES................................................................................................................................................................. 47
• Note 6 RÉSULTAT FINANCIER ..................................................................................................................................... 49
• Note 7 INSTRUMENTS FINANCIERS........................................................................................................................... 50
• Note 8 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS..................................................................................... 55
• Note 9 PROVISIONS........................................................................................................................................................ 58
• Note 10 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES............................................................................................... 60
• Note 11 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES........................................................................................................................ 61
• Note 12 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE........................................................................................... 64

01 RAPPORT D’ACTIVITÉ

RAPPORT D’ACTIVITÉ

Résultats d’ENGIE au 30 juin 2026

Une performance financière soutenue, portée par une solide exécution opérationnelle
Première contribution de UK Power Networks
Guidance 2026 revue à la hausse

Faits marquants

• Activité Renewables & BESS solide avec 59,5 GW de capacités installées à fin juin 2026 et près de 6,4 GW en cours de construction
• Activité commerciale soutenue avec la signature de 2,4 GW de PPA, soit le double du 1er semestre de l’an passé
• Expansion dans les réseaux électriques avec le gain d’un appel d’offres au Pérou pour plus de 400 km de lignes de transport d’électricité
• Contribution de UK Power Networks depuis mai 2026

Performance financière

• EBIT hors nucléaire à 5,3 Mds€, en hausse organique de 1,2 % porté par les investissements et malgré une base de comparaison élevée
• Forte contribution de 304 M€ du plan de performance
• Bon niveau de cash avec un CFFO¹ de 6,9 Mds€
• Dette nette économique en hausse de 15,1 Mds€ et ratio dette nette économique / EBITDA de 4,2x prenant en compte seulement 2 mois de consolidation de UK Power Networks
• Relèvement de la Guidance 2026 avec un RNRpg² désormais attendu entre 4,9 et 5,5 Mds€

Chiffres clés au 30 juin 2026

Catherine MacGregor, Directrice générale, a déclaré : « ENGIE a réalisé un premier semestre très solide, démontrant une nouvelle fois sa capacité à créer de la valeur dans différentes conditions de marché. Nous avons poursuivi la mise en œuvre de notre stratégie de croissance, portée par nos activités renouvelables et de flexibilité ainsi que les infrastructures électriques. L’attention croissante portée à la souveraineté énergétique, à la compétitivité et à la décarbonation renforce le rôle central de l’électrification dans la transformation des systèmes énergétiques. Alors que les pouvoirs publics,

---

N.B. Les notes de bas de pages se trouvent à la page 14

les entreprises et les consommateurs accélèrent cette transition, les besoins en électricité bas carbone résiliente, en réseaux et en solutions de flexibilité continuent de croître. ENGIE joue un rôle essentiel pour accompagner cette transition à un coût abordable et bénéficie d’un positionnement unique pour saisir les opportunités qu’elle génère, grâce à son portefeuille équilibré d’activités de production, d’infrastructures et de supply. Forts de ces résultats et confiants dans nos perspectives pour le second semestre, nous relevons notre guidance 2026 de résultat net récurrent part du Groupe.»

Guidance 2026 revue à la hausse

Compte tenu des solides performances financières enregistrées au premier semestre 2026, le Groupe revoit à la hausse son objectif de résultat net récurrent part du Groupe pour 2026 à un niveau désormais compris entre 4,9 et 5,5 milliards d’euros (contre une fourchette de 4,6 à 5,2 milliards d’euros annoncée précédemment). L'EBIT hors nucléaire est quant à lui attendu dans une fourchette indicative de 9,2 à 10,2 milliards d’euros (contre 8,7 à 9,7 milliards d’euros auparavant).

Les hypothèses et indications principales sont détaillées en annexe 3.

Poursuite du déploiement du plan stratégique

Renewables & BESS

La capacité totale renouvelables et de stockage d’ENGIE s’élève à 59,5 GW à fin juin 2026, en hausse de 2,4 GW par rapport à fin 2025. Au 30 juin 2026, les projets en cours de construction par ENGIE représentent une capacité totale de 6,4 GW. Le Groupe a par ailleurs signé 2,4 GW de contrats d’achat d’électricité (PPA, Power Purchase Agreement), soit le double du premier semestre 2025. Le Groupe dispose désormais d’un pipeline de projets qui atteint 122 GW à fin juin 2026.

Dans l’éolien en mer, Ocean Winds, coentreprise détenue à 50 % par ENGIE, a franchi une nouvelle étape en France avec l’installation de la première turbine du parc de Dieppe Le Tréport, d’une capacité de 500 MW. Ce jalon s’ajoute à la mise en opération complète du parc des Îles d’Yeu et de Noirmoutier, d’une capacité de 500 MW, et la première production d’électricité du parc pilote des Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion, d’une capacité de 30 MW. Par ailleurs, le Groupe a remporté 325 MW de projets éoliens terrestres lors du dernier appel d’offres organisé par le gouvernement français, dont 209 MW portant sur des opérations de renouvellement de parcs existants (repowering).

En Belgique, ENGIE a également lancé la construction d’un système de stockage par batteries de 80 MW / 320 MWh sur son site de Drogenbos, près de Bruxelles.

En Amérique latine, ENGIE a poursuivi la transformation de son portefeuille au Chili avec la reconversion de l’ancien complexe thermique de Tocopilla en hub énergétique flexible. Ce site, historiquement associé à la production charbon, intègre désormais des solutions de stockage par batteries, dont le BESS Tocopilla d’une capacité de 116 MW / 660 MWh.

Le 14 juillet, Engie Brasil Energia (EBE), filiale d’Engie, a réalisé avec succès une augmentation de capital de 1,4 milliard d’euros, intégrant l’apport de la participation du Groupe dans la centrale hydroélectrique de Jirau. À l’issue de cette opération, la participation d’ENGIE dans Jirau Energia s’établit à 27,5 %.

Gas generation

Au premier semestre 2026, ENGIE a poursuivi l’optimisation de son portefeuille d’actifs thermiques et a conclu un accord en vue de la cession de ses participations au Qatar. Au cours de la même période, et malgré des conditions difficiles dans la région du Moyen-Orient, nos actifs ont affiché une très bonne performance opérationnelle.

Un renouvellement de PPA concernant deux CCGTs à Oman (extension de 15 années) a par ailleurs été sécurisé au premier semestre.

En Europe, les CCGTs ont enregistré une solide performance opérationnelle, particulièrement bénéfique lors de la vague de chaleur de juin dans un contexte de forte hausse des prix de l’électricité. Elles ont joué un rôle clé dans le soutien à la sécurité d’approvisionnement en apportant de la flexibilité et en prenant le relais face au recul de la production éolienne.

Networks

L’acquisition de UK Power Networks a été finalisée le 7 mai 2026, près de deux mois en avance par rapport au calendrier initialement annoncé.

Au Pérou, ENGIE a remporté 4 grands projets de transport d’électricité dans le cadre d’une concession de 30 ans. Ces projets comprennent la construction de plus de 400 kilomètres de nouvelles lignes de transmission, de 6 nouvelles sous-stations électriques et l’extension de 11 postes existants. Avec ces nouveaux projets, ENGIE atteindra près de 650 kilomètres de lignes de transmission en exploitation ou en développement au Pérou.

ENGIE avait préalablement remporté, au premier trimestre, deux nouvelles concessions de 30 ans au Brésil lors de l’enchère de l’ANEEL, portant sur 143 km de lignes de transmission et 5 compensateurs synchrones.

Ces succès illustrent la montée en puissance des activités de transport d’électricité d’ENGIE, avec un objectif d’atteindre 10 000 km de réseaux de transport d’ici 2030.

ENGIE a par ailleurs poursuivi sa progression dans le domaine du biométhane, avec une capacité de production annuelle atteignant 15,1 TWh raccordés aux réseaux d'ENGIE en France, soit une augmentation de 0,6 TWh par rapport à fin 2025.

Local Energy Infrastructure

Local Energy Infrastructures a enregistré un développement particulièrement soutenu au premier semestre 2026 dans les réseaux de chaleur et de froid urbains.

En France, ENGIE a notamment remporté les concessions du réseau de Dunkerque (155 GWh de chaleur/an) et de Saran - Orléans Métropole (102 GWh de chaleur/an et 63 GWh de froid/an). Le Groupe a également remporté les nouvelles concessions du réseau d’Epinal et du réseau de Vélizy (95 GWh de chaleur/an), sur lequel ENGIE valorise une production géothermique dédiée et la chaleur récupérée sur un réseau de froid qu’elle opère. En Pologne, le Groupe a renforcé sa présence à travers les acquisitions des réseaux de chaleur de Milicz et Karlino.

Local Energy Infrastructure exploite désormais 602 réseaux de chaleur et de froid urbains et centrales énergétiques sur sites industriels (+33 depuis le 31/12/25) et poursuit sa dynamique de transformation, extension et verdissement, avec plus de 100 projets en cours de construction.

Local Energy Infrastructure accompagne également l’intensification de l’électrification des usages. En matière de mobilité, ENGIE Vianeo exploite plus de 11 000 points de charge en France et en Belgique, et a remporté l’un des principaux lots du programme allemand DeutschlandNetz for Trucks, portant sur le développement de 26 stations autoroutières de recharge ultra-rapide destinées aux poids lourds électriques.

Supply and Energy Management

Au premier semestre 2026, ENGIE a renforcé ses activités de fourniture et de gestion de l’énergie avec la finalisation, le 29 mai, de l’acquisition en Espagne de 100 % d’IGNIS Luz, la division dédiée à la fourniture d’énergie aux PME du groupe énergétique intégré IGNIS.

En début d’année, ENGIE et Google ont par ailleurs élargi leur partenariat d’énergie décarbonée 24/7 (carbon­free energy, CFE) jusqu’en 2030. Cet accord inclut désormais des solutions de stockage par batteries et de nouveaux contrats d’achat d’électricité renouvelable (PPA) afin d’accroître la flexibilité et la stabilité du réseau. Il permettra aux activités allemandes de Google de fonctionner avec une électricité décarbonée à hauteur de près de 85 % en 2026.

Data centers

ENGIE a poursuivi son développement dans les data centers avec un pipeline de projets s’élevant à 7 GW de puissance de data centers au 30 juin 2026, en hausse de 1 GW par rapport à fin 2025. Ce pipeline compte désormais 4 GW de projets avancés (contre 0,8 GW à fin 2025) et 3 GW de projets early stage. Le Groupe a aussi contracté près d’1 GW de PPA au premier semestre 2026, disposant désormais d’un total de 7 GW de PPAs avec des entreprises techs et data centers. Le Groupe a par ailleurs déjà sécurisé 47 % de son objectif de 50 TWh d’électricité livrée au segment de la tech et des data centers d’ici 2030.

Allocation de capital

Les capex totaux (hors acquisition UK Power Networks) se sont élevés à 3,9 milliards d'euros au cours du premier semestre 2026, dont 2,6 milliards d'euros d'investissements de croissance. 90 % ont été consacrés aux activités Renewable & Flex Power et Infrastructures.

Le montant des capex de croissance lié à l’acquisition de UK Power Networks s’élève à 19,0 milliards d’euros.

Plan de performance

ENGIE a maintenu sa dynamique d’excellence opérationnelle au cours du premier semestre 2026 avec une contribution de 304 millions d’euros des résultats du plan de performance.

Nucléaire en Belgique

Le 30 avril, ENGIE et l’État Belge ont annoncé la signature d’une lettre d’intention définissant le cadre des négociations exclusives relatives à l’acquisition potentielle, par l’État belge, de l’intégralité des activités nucléaires d’ENGIE et d’Electrabel. Les travaux se poursuivent activement en vue de conclure, d’ici au 1er octobre 2026, un protocole d’accord définissant les principales modalités et conditions de la transaction, notamment le périmètre des activités transférées et les principes de valorisation. Les parties ont exprimé leur intention que la Transaction envisagée n’ait pas d’impact indu, ni négatif ni positif, sur la situation financière globale d’ENGIE et d’Electrabel.

Succès de l’opération d’actionnariat salariés « LINK 2026 »

ENGIE a finalisé avec succès son opération d’actionnariat salarié avec un taux de participation de 51 %, soit plus de 39 000 collaborateurs du Groupe dans près de 30 pays. Ce taux de participation est en hausse de près de 10 points par rapport à LINK 2025. A l’issue de cette opération et l’émission de 4,3 millions d’actions nouvelles, la part du capital d'ENGIE détenue par ses salariés s’élève à près de 4 %.

Revue des données financières du premier semestre 2026

Le chiffre d’affaires s’élève à 36,7 milliards d’euros, en baisse de 3,6 % en brut et de 2,9 % en organique.

L’EBITDA s’est établi à 7,9 milliards d’euros, en baisse de 4,9 % en brut et de 6,9 % en organique.

L’EBITDA (hors Nucléaire) ressort à 7,7 milliards d’euros, en hausse de 3,8 % en brut et de 1,6 % en organique.

L’EBIT (hors Nucléaire) s’est établi à 5,3 milliards d’euros, en hausse de 3,3 % en brut et de 1,2 % en organique.

• Taux de change : effet global négatif de 36 millions d’euros, principalement lié à la dépréciation du dollar américain au premier trimestre.
• Variation du périmètre : effet net positif de + 138 millions d’euros résultant de la contribution de 180 millions d’euros liée à l’acquisition de UK Power Networks, partiellement compensée par un effet négatif de 42 millions d’euros, principalement lié à la vente de 15,66 % de Safi (Maroc), ainsi qu’à la sortie de Uch (Pakistan), du Bahreïn et du Koweït.
• Température en France : l’effet température normatif a généré une variation négative de 65 millions d’euros par rapport au premier semestre 2025 pour les Networks, B2C et B2B en France.

Contribution des activités à l’EBIT

Renewable & Flex Power

Indicateurs de performance opérationnelle

L’EBIT des activités Renewables & BESS est ressorti en hausse organique de 2,8 %, soutenu par la contribution des nouveaux actifs mis en service, ainsi que par une amélioration de la performance opérationnelle. Ces effets ont été impactés par la baisse anticipée des prix captés en Europe dont l’impact en France a été atténué par la réduction de la taxe hydro.

L’EBIT des activités Gas generation a reculé de 22,3 % en organique principalement en raison de la baisse, comme attendu, des spreads captés en Europe, d’une base de comparaison défavorable liée à des one-off positifs enregistrés au premier semestre 2025 et par l’arrêt non planifié d’un pipeline de gaz au Pérou en mars 2026. Ces éléments ont été partiellement compensés par des effets prix positifs au Chili et la contribution de la centrale Flémalle en Belgique.

Infrastructures

Indicateurs de performance opérationnelle

L'EBIT des activités Gas Networks est en croissance organique de 2,9 %, soutenu par l’augmentation des tarifs en Europe intervenue en 2025 et la bonne performance opérationnelle. Ces éléments positifs ont été atténués, en France, par un effet climat négatif, en raison de températures plus chaudes que l’an passé.

L'EBIT des activités Power Networks est en croissance organique de 18,6 %, bénéficiant des mécanismes d’indexation tarifaire en Amérique latine, notamment au Brésil. En complément de cette croissance organique, l’acquisition de UK Power Networks a contribué à hauteur de 180 millions d’euros à l’EBIT de Power Networks.

L’EBIT de Local Energy Infrastructures a enregistré une hausse organique de 7,6 % par rapport au premier semestre 2025, avec une marge en progression à 5,7 %. Cette performance a été principalement soutenue par le développement de réseaux de chaleur et de froid en France et des infrastructures de recharge pour véhicules électriques, ainsi que par une bonne performance opérationnelle, et ce malgré un effet climat défavorable.

Supply and Energy Management

L’EBIT de l’activité B2C est en croissance organique de 74,1 % comparé à un premier semestre 2025 impacté par un effet timing négatif. La croissance est également portée par une gestion de portefeuille efficace et une bonne performance opérationnelle. Elle est toutefois partiellement compensée par un climat plus doux qu’au premier semestre 2025 et de moindres volumes de gaz, particulièrement en France.

Comme attendu, l’EBIT de l’activité B2B a diminué de 39,4 % en organique principalement en raison d’effets de saisonnalité moins marqués cette année et d’une baisse progressive des marges sur les contrats conclus historiquement dans un contexte de forte volatilité. Ce recul résulte également d’une base de comparaison défavorable, l’activité ayant bénéficié d’un one-off positif au premier semestre 2025. La dynamique commerciale demeure solide avec des niveaux de marges conformes aux attentes.

L'EBIT d’Energy Management affiche une hausse organique de 42,7 %, porté par une bonne performance de l’activité gaz soutenue par des conditions de marché favorables. Cette forte progression s’explique également par l’impact positif de la renégociation de contrats de gaz au premier semestre 2026 ainsi que par une base de comparaison favorable, le premier semestre 2025 ayant été pénalisé par un one-off négatif lié aux coûts de transport du gaz en Autriche et aux Pays-Bas. Cette performance a été partiellement compensée par des conditions plus difficiles sur les marchés de l’électricité.

Nucléaire

Indicateurs de performance opérationnelle

L'EBIT de l’activité Nucléaire a enregistré une baisse organique de 75,9 %, en raison principalement de l’arrêt, en 2025, des réacteurs Doel 1, Tihange 1 et Doel 2, ainsi que du transfert de Tihange 3 et Doel 4 vers la co­entreprise détenue à parts égales par ENGIE et l’Etat belge. Après un taux de disponibilité exceptionnel au premier trimestre, ces deux réacteurs ont été arrêtés à partir d’avril pour les travaux de mise à niveau dans le cadre de l’extension de leur durée de vie. Cette diminution reflète également la baisse des prix captés en France.

Résultat net récurrent part du Groupe de 3,0 milliards d’euros
Résultat net part du Groupe de 3,3 milliards d’euros

Le résultat net récurrent part du Groupe s’est élevé à 3,0 milliards d’euros contre 3,1 milliards d’euros au premier semestre 2025.

Le résultat net part du Groupe s’est élevé à 3,3 milliards d’euros, en hausse de 0,4 milliard d’euros par rapport au premier semestre 2025, ce qui s’explique principalement par l’impact positif du mark-to-market sur les contrats de commodité.

Maintien d’un bilan solide

Le Cash Flow From Operations s'est établi à 6,9 milliards d'euros, en baisse de 1,5 milliard d'euros par rapport au premier semestre 2025, principalement en ligne avec la baisse de l’EBITDA avec la sortie du nucléaire.

Le Besoin en Fonds de Roulement a généré un impact positif de 0,9 milliard d'euros, avec une variation annuelle négative de 0,8 milliard d'euros par rapport au premier semestre 2025. Cette évolution s’explique principalement par une moindre contribution du BFR opérationnel (- 0,5 milliard d’euros) et par l’impact défavorable des stocks de gaz (- 0,5 milliard d’euros), lié notamment à de moindres soutirages de gaz.

Le niveau de liquidité s'est établi à 20,9 milliards d'euros au 30 juin 2026, dont 14,0 milliards d'euros de disponibilités⁵.

La dette financière nette s'est élevée à 54,9 milliards d'euros, en hausse de 16,0 milliards d'euros par rapport au 31 décembre 2025. Cette augmentation est principalement liée à des dépenses d’investissements sur la période de 22,9 milliards d’euros dont 19,0 milliards d’euros liés à l’acquisition de UK Power Networks, ainsi qu’aux dividendes versés aux actionnaires d’ENGIE SA et aux participations ne donnant pas le contrôle pour 3,8 milliards d’euros. Ces éléments ont été partiellement compensés par un CFFO de 6,9 milliards d’euros, l’augmentation de capital via un placement accéléré (ABB) de 3,0 milliards d’euros et l’émission de dette hybride pour 2,3 milliards d’euros.

La dette nette économique s’est élevée à 60,3 milliards d’euros, en hausse de 15,1 milliards d’euros par rapport au 31 décembre 2025.

Le ratio dette nette économique / EBITDA s’est élevé à 4,2x, en hausse de 1,1x par rapport au 31 décembre 2025 prenant en compte seulement deux mois de consolidation de UK Power Networks et avec un l’objectif d’être inférieur ou égal à 4,0x après la prise en compte de la contribution de UK Power Networks en année pleine.

S&P : BBB+ / A-2 avec perspective Stable
Moody’s : Baa1 / P-2 avec perspective Stable
Fitch : BBB+ / F1 avec perspective Stable

Transaction avec les parties liées

Les transactions avec les parties liées sont décrites dans la Note 20 des états financiers consolidés au 31 décembre 2025. Seules les évolutions significatives sont présentées dans la Note 10 des Etats financiers consolidés au 30 juin 2026.

*************************************

Notes de bas de page

ANNEXE 1 : CHIFFRES D’AFFAIRES CONTRIBUTIF PAR ACTIVITE

Le chiffre d’affaires s’élève à 36,7 milliards d’euros, en baisse de 3,6 % en brut et de 2,9 % en organique.

Chiffre d’affaires contributif par activité, après élimination des opérations intragroupes :

ANNEXE 2 : MATRICE DE L’EBIT

ANNEXE 3 : GUIDANCE 2026 - PRINCIPALES HYPOTHESES ET INDICATIONS

• Guidance et indications sur la base des activités poursuivies
• Absence de changement de méthode comptable
• Absence de changement substantiel de réglementation ou de l’environnement macro-économique
• Taxes basées sur les textes légaux en vigueur et contingences additionnelles
• Répercussion complète des coûts d'approvisionnement de la fourniture d’énergie BtoC en France
• Température moyenne en France
• Production hydraulique, éolienne et solaire moyennes
• Taux de change moyen :
  • € / USD : 1,16
  • € / BRL : 5,96
  • €/ GBP : 0,87
• Prix des commodités au 30 juin 2026
• Résultat financier net récurrent en hausse de (2,3) – (2,5) Mds€
• Taux récurrent effectif d’imposition (y compris surtaxe en France) : c.18-22 %
• Contribution de UKPN depuis la finalisation de l’acquisition en mai 2026

02 ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................................................................................... 19
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................... 20
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE............................................................................................................................. 21
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES.................................................................................................... 23
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE...................................................................................................................................... 25

COMPTE DE RÉSULTAT

(1) Dont un produit net de 598 millions d’euros au 30 juin 2026 au titre du MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (contre une charge nette de 209 millions d’euros au 30 juin 2025), notamment sur certaines positions de couverture économique gaz et électricité non documentées en couverture de flux de trésorerie, principalement chez Energy Management.

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

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

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

(1) L’augmentation du prix de marché des matières premières au cours du premier semestre 2026, en particulier du gaz, a entraîné d’importantes variations de la juste valeur des instruments financiers, notamment des couvertures liées à nos activités de fourniture de gaz en Europe, impactant les autres éléments du résultat global. Les résultats latents, pour la partie efficace de la couverture, sont recyclés dans le résultat opérationnel au même moment que les transactions couvertes auxquelles ils se rapportent.

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

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

ACTIF

(1) L’augmentation significative de ces postes de bilan s’explique principalement par l’acquisition de UK Power Networks Holdings Limited et ses filiales (UKPN) à la date du 7 mai 2026 (voir Note 2 « Principales variations de périmètre et autres faits marquants de la période »).

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

PASSIF

(1) L’augmentation significative de ces postes de bilan s’explique principalement par l’acquisition de UK Power Networks Holdings Limited et ses filiales (UKPN) à la date du 7 mai 2026 (voir Note 2 « Principales variations de périmètre et autres faits marquants de la période »).

(2) Voir « Etat des variations des capitaux propres ».

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

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(1) L’Assemblée Générale du 29 avril 2026 a décidé la distribution d’un dividende unitaire de 1,35 euro par action au titre de l’exercice 2025. Conformément à l’article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,135 euro par action, a été attribuée aux actions inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2025, et qui sont restées inscrites sans interruption sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu’à la date de mise en paiement du dividende. Cette majoration ne peut porter, pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus de 0,5% du capital. Le Groupe a réglé en numéraire le 05 mai 2026, pour un montant de 3 430 millions d’euros, le dividende de 1,35 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire, ainsi qu’un montant de 36 millions d’euros au titre de prime de fidélité.

(2) ENGIE SA a procédé à une augmentation de capital sans droit préférentiel de souscription de 2 977 millions d’euros, après déduction des frais de 23 millions d’euros, pour financer partiellement l’acquisition de UK Power Networks (voir Note 2 « Principales variations de périmètre et autres faits marquants de la période »).

(3) En date du 16 avril 2026, ENGIE SA a procédé à une émission de titres super-subordonnés verts à durée indéterminée pour un montant total de 2 100 millions d’euros, se traduisant par : une émission de 1 000 millions d'euros portant coupon de 4,4% avec une option de remboursement à partir de juillet 2031 (code ISIN : FR0014016Z94) ; une émission de 600 millions d'euros portant coupon de 4,8% avec une option de remboursement à partir d’avril 2034 (code ISIN : FR0014016ZA7) ; une émission de 400 millions de Livres sterling portant coupon de 6,1% avec une option de remboursement à partir d’avril 2032 (code ISIN : FR0014016ZB5) ; en date du 24 juin 2026, un montant de 400 millions de dollars australiens portant un coupon de 6,5% avec une option de remboursement à partir de juin 2032 (code ISIN : AU3CB0336576)

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

Au 30 Juin 2026, l'encours des titres super-subordonnés à durée indéterminée, en valeur nominale, s'élève à 6 693 millions d'euros, contre 4 390 millions d’euros au 31 décembre 2025.

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

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE

(1) Les mouvements sur ces deux postes comprennent en 2025 les effets de monétisation d’une partie des actifs de couverture des provisions nucléaires («Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres») afin de régler le paiement de la première tranche du passif nucléaire («Variation du besoin en fonds de roulement») (voir Note 9).

(2) Outre le paiement du dividende décidé en avril par l’Assemblée Générale d’ENGIE SA (voir «État des variations des capitaux propres»), la ligne «Dividendes payés» comprend également les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée pour un montant de 112 millions d’euros au 30 juin 2026 (106 millions d’euros au 30 juin 2025).

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

03 NOTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

• Note 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES........................................................................................... 28
• Note 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE ET AUTRES FAITS MARQUANTS DE LA PÉRIODE. 32
• Note 3 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE............................ 36
• Note 4 INFORMATION SECTORIELLE ........................................................................................................................ 41
• Note 5 VENTES................................................................................................................................................................. 47
• Note 6 RÉSULTAT FINANCIER ..................................................................................................................................... 49
• Note 7 INSTRUMENTS FINANCIERS........................................................................................................................... 50
• Note 8 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS..................................................................................... 55
• Note 9 PROVISIONS........................................................................................................................................................ 58
• Note 10 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES............................................................................................... 60
• Note 11 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES........................................................................................................................ 61
• Note 12 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE........................................................................................... 64

NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES

INFORMATIONS RELATIVES AU GROUPE ENGIE

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

Le siège du Groupe est domicilié au 67, rue Jules Ferry – 92250 La Garenne-Colombes (France).

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

En date du 30 juillet 2026, les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe au 30 juin 2026 ont été présentés au Conseil d’Administration qui a autorisé leur publication.

NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES

1.1 Référentiel comptable

En application du règlement européen du 19 juillet 2002 sur les normes comptables internationales (IFRS), les états financiers consolidés annuels du Groupe sont établis conformément aux IFRS publiées par l’IASB et adoptées par l’Union européenne (1). Les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe, établis pour la période de six mois close au 30 juin 2026, ont été préparés selon les dispositions de la norme IAS 34 – Information financière intermédiaire qui permet de présenter une sélection de notes annexes. Les états financiers consolidés condensés intermédiaires n’incluent dès lors pas toutes les notes et informations requises par les IFRS pour les états financiers consolidés annuels et doivent donc être lus conjointement avec les états financiers consolidés de l’exercice 2025, sous réserve des particularités propres à l’établissement des états financiers consolidés condensés intermédiaires décrites ci-après (voir Note 1.3).

Les principes comptables retenus pour l’élaboration des états financiers consolidés condensés intermédiaires sont identiques à ceux retenus pour l’exercice clos au 31 décembre 2025 à l’exception des évolutions normatives reprises ci-après.

1.1.1 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables en 2026

• Amendements IFRS 9 – Instruments financiers et IFRS 7 – Instruments financiers : Informations à fournir – Modifications touchant le classement et l’évaluation des instruments financiers.
• Amendements IFRS 9 – Instruments financiers et IFRS 7 – Instruments financiers : Informations à fournir – Contrats faisant référence à l’électricité produite à partir de sources naturelles.
• Améliorations annuelles des normes IFRS de comptabilité – Volume 11.

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

1.1.2 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables après 2026 et non anticipés par le Groupe

• IFRS 18 – Etats financiers : présentation et informations à fournir.
• IFRS 19 – Filiales sans responsabilité publique : informations à fournir (1).
• Amendements IAS 21 – Effets des variations des cours des monnaies étrangères : conversion vers une monnaie de présentation en hyperinflation (1).
• IFRS 20 – Actifs réglementaires et passifs réglementaires (1).
• Amendements IAS 28 – Participations dans des entreprises associées et des coentreprises : option à la juste valeur(1).

Les analyses des incidences de l’application de ces amendements et normes sont en cours. A date, le Groupe n’anticipe pas d’évolutions majeures de la présentation de ses états financiers au titre de la première application d’IFRS 18. Par ailleurs, à la suite de la publication d’IFRS 20 – Actifs réglementaires et passifs réglementaires – le 27 mai 2026, le Groupe a officiellement lancé les groupes de travail dédiés à la mise en œuvre de cette nouvelle norme, dont l’application est actuellement attendue au 1er janvier 2029 sous réserve de son adoption par l’Union européenne.

1.2 Utilisation d’estimations et du jugement

1.2.1 Estimations

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

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

Les estimations comptables sont réalisées dans un contexte sensible aux évolutions des marchés de l’énergie et de leur réglementation. Sur le premier semestre 2026, la crise au Moyen-Orient a contribué à l’instabilité de l’environnement économique et financier et à la volatilité des marchés des matières premières. Dans ce contexte, le Groupe a activé son dispositif renforcé de suivi des risques, notamment dans l’évaluation des instruments financiers, l’appréciation du risque de contrepartie et de liquidité.

Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour l’établissement des états financiers au 30 juin 2026 portent principalement sur :

• l’évaluation à la juste valeur des principaux postes du bilan d’ouverture de UKPN et ses filiales, acquis le 7 mai 2026, dans le cadre de leur première consolidation et de l’exercice d’allocation du prix d’acquisition (voir Note 2 «Principales variations de périmètre et autres faits marquants de la période») ;
• l’évaluation de la valeur recouvrable des goodwill, des immobilisations corporelles et incorporelles ;
• l’évaluation à la juste valeur des actifs et passifs financiers et la prise en compte des incertitudes dans les hypothèses clés retenues, notamment la mise à jour des principaux paramètres d’évaluation des instruments dérivés sur matières premières (voir Notes 7 «Instruments financiers» et 8 «Risques liés aux instruments financiers») ;
• l’évaluation des provisions et en particulier des provisions pour démantèlement des infrastructures gazières en France (voir Note 9.3 « Démantèlements relatifs aux installations non nucléaires ») ;
• le chiffre d’affaires réalisé et non relevé, dit «en compteur» dans un contexte de variation des prix des matières premières (voir Note 5 «Ventes») ;
• l’évaluation des déficits fiscaux reportables activés en tenant compte, le cas échéant, des révisions et des projections de résultat taxable.

1.2.2 Jugement

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

En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour :

• l’évaluation de la nature du contrôle ;
• l’identification des obligations de performance des contrats de ventes ;
• la comptabilisation, dans le chiffre d’affaires, des coûts d’acheminement facturés aux clients ;
• la détermination des «activités normales», au regard d’IFRS 9, des contrats d’achat et de vente d’éléments non financiers (électricité, gaz, etc.) ;
• l’identification d’accords au sein desquels il existe des contrats de location ;
• l’identification des accords de compensation répondant aux critères énoncés par la norme IAS 32 – Instruments financiers : présentation (voir Note 7 «Instruments financiers»).

1.3 Particularités propres à l’établissement des états financiers intermédiaires

1.3.1 Saisonnalité des activités

Les activités du Groupe sont, par nature, des activités saisonnières mais les variations climatiques ont des effets plus importants que la saisonnalité sur les différents indicateurs d’activité et de résultat opérationnel. En conséquence, les résultats intermédiaires au 30 juin 2026 ne sont pas nécessairement indicatifs de ceux pouvant être attendus pour l’ensemble de l’exercice 2026.

1.3.2 Impôt sur les bénéfices

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

1.3.3 Retraites

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

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

2.1 Principales variations de périmètre

2.1.1 Acquisition de UK Power Networks

Description de la transaction

L’acquisition de UK Power Networks Holdings (« UKPN ») par ENGIE, annoncée le 25 février 2026, a été finalisée le 7 mai 2026.

UKPN exploite trois réseaux de distribution d’électricité à Londres, dans l’Est et le Sud-Est de l’Angleterre, desservant plus de 8 millions de foyers et d’entreprises, via ses entités titulaires de licences : London Power Networks, Eastern Power Networks et South Eastern Power Networks. Ces activités sont régulées par l’Office of Gas and Electricity Markets (« Ofgem »), qui fixe le cadre tarifaire déterminant les revenus autorisés et met en place des mécanismes incitatifs liés à la performance (notamment en matière de fiabilité, de qualité de service, d’objectifs environnementaux et d’efficacité). En complément des revenus autorisés, ces entités perçoivent également des revenus liés au raccordement de nouveaux clients.

Par ailleurs, UK Power Networks Services regroupe les activités non régulées du Groupe UKPN, consistant notamment en la gestion de réseaux énergétiques privés et la réalisation de projets d’infrastructures électriques pour des clients tiers. Cette activité, réalisée en dehors du cadre réglementaire d’Ofgem, sert un portefeuille diversifié de clients publics et privés, incluant notamment de grands acteurs du transport et des infrastructures.

Les principales étapes de la transaction ont été les suivantes :

• 25 février 2026 : ENGIE conclut un contrat d’acquisition d’actions avec les actionnaires de UKPN en vue d’acquérir 100 % du capital de UKPN.
• 7 mai 2026 : ENGIE finalise l’acquisition de UKPN après la levée de l’ensemble des conditions suspensives, incluant notamment l’obtention des autorisations des autorités réglementaires et de concurrence compétentes, ainsi que l’approbation de la transaction par les actionnaires de UKPN.

La transaction a pris la forme de l’acquisition par ENGIE des 610 000 000 actions ordinaires composant le capital de UKPN pour un montant total de 12,2 milliards d’euros (10,6 milliards de livres sterling), incluant un prêt d’actionnaires de 0,9 milliards d’euros (0,8 milliards de livres sterling). Le prix a été intégralement payé en numéraire à la date de réalisation, sans composante conditionnelle ni différée. La transaction a eu un effet sur la dette nette financière du Groupe de 19 milliards d’euros incluant la dette financière portée par UKPN pour 7 milliards d’euros.

La transaction a été financée en partie par l’émission de dettes hybrides pour un montant de 2,3 milliards d’euros et par une augmentation de capital d'environ 3 milliards d'euros par émission de 107 millions d'actions nouvelles (soit 4,4% du capital), au prix de 28 euros par action. L'opération s'est faite sans droit préférentiel pour les actionnaires existants et a été réservée à des investisseurs qualifiés (Voir Note 3.7 « Endettement financier » et Note 4.2 « Capex de croissance).

À l’issue de l’opération, ENGIE détient 100 % des droits de vote de UKPN et en exerce le contrôle.

Cette acquisition rééquilibre stratégiquement le portefeuille d’ENGIE vers les réseaux d’électricité, renforçant sa position dans les infrastructures régulées et soutenant sa stratégie de développement dans des réseaux énergétiques à faible risque et à forte intensité d’actifs, le Royaume-Uni devenant l’un des principaux marchés du Groupe.

Justes valeurs déterminées à titre provisoire

Le tableau suivant présente les montants comptabilisés des actifs acquis et des passifs repris à la date d’acquisition :

Les principaux éléments évalués à la juste valeur comprennent :

• Licences Ofgem de 1,3 milliard d’euros : correspondant au droit d’exploiter et d’investir dans des réseaux de distribution d’électricité sur des zones géographiques définies en situation de monopole. Ces licences sont accordées pour une durée indéterminée, ne peuvent être révoquées par le régulateur que dans des conditions limitées et avec un préavis de 25 années ; elles sont, à ce titre, considérées comme ayant une durée d’utilité indéfinie.
• Immobilisations corporelles régulées de 11,3 milliards d’euros : évaluées selon une approche combinant une méthode d’actualisation des flux de trésorerie futurs des activités régulées et une approche de marché reposant sur des multiples observables de transactions dans le secteur régulé britannique, conduisant à reconnaître les actifs à leur valeur régulée dans le bilan d’ouverture. L’ajustement de 7,1 milliards d’euros inclut i/ la décomptabilisation des actifs de connexion au réseau pour un montant de 4,5 milliards d’euros (ces actifs étant intégralement préfinancés par les usagers, il n’est plus attendu de flux de trésorerie) ainsi que ii/ l’alignement des valeurs comptables des actifs régulés sur celles retenues par l’Ofgem dans un environnement régulatoire caractérisé historiquement par des durées d’amortissement plus courtes que celles retenues dans les comptes de UKPN.
• Autres passifs non courants comprenant les montants facturés aux usagers au titre des connexions au réseau décomptabilisés dans le bilan d’ouverture : l’obligation résiduelle évaluée à la juste valeur étant considérée comme nulle, l’ajustement ainsi constaté est une diminution du passif de 4,5 milliards d’euros.
• Dettes financières de 7 milliards d’euros.
• Provisions et passifs éventuels de 0,2 milliard d’euros : principalement liés à des risques fiscaux, à des contentieux et à d’autres risques identifiés.

Les actifs nets identifiables à la juste valeur (avant goodwill) s’élèvent à 4,6 milliards d’euros, conduisant à la constatation d’un goodwill résiduel de 7,7 milliards d’euros compte tenu du prix d’acquisition de 12,2 milliards d’euros.

Le goodwill reflète principalement les performances opérationnelles futures attendues, la croissance anticipée de la base d’actifs régulés ainsi que la valeur du savoir-faire des équipes de management.

L’allocation du prix d’acquisition est provisoire et pourra être ajustée au cours de la période d’évaluation, conformément à IFRS 3 – Regroupements d’entreprises.

Les coûts liés à l’acquisition, principalement constitués de frais de conseil, juridiques, fiscaux et d’évaluation, s’élèvent à 0,1 milliard d’euros. L’essentiel de ces coûts a été comptabilisé au cours du premier semestre 2026 sur la ligne « Effets de périmètre » du compte de résultat.

Depuis la date d’acquisition, UKPN a contribué au chiffre d’affaires du Groupe à hauteur de 0,4 milliard d’euros et au résultat net à hauteur de 0,1 milliard d’euros. Si l’acquisition avait été réalisée au 1er janvier 2026, la contribution au chiffre d’affaires consolidé et au résultat net aurait été de l’ordre respectivement de 1,2 milliard d’euros et 0,25 milliard d’euros hors financement de l’acquisition.

L’acquisition de UKPN et ses filiales contribue à l’accroissement de l’exposition du Groupe à la devise monétaire de la livre sterling (Voir Note 7 « Instruments financiers »).

2.2 Autres faits marquants de la période

2.2.1 Signature d’une lettre d’intention entre l’État belge et ENGIE en vue de négociations exclusives relatives à l’acquisition potentielle des activités nucléaires d’ENGIE en Belgique

L’État belge et le Groupe ENGIE ont annoncé le 30 avril 2026 la signature d’une lettre d’intention définissant le cadre de négociations exclusives concernant l’acquisition potentielle, par l’État belge, de l’intégralité des activités nucléaires d’ENGIE (la « Transaction »).

La Transaction envisagée couvre l’ensemble des activités nucléaires actuellement détenues et exploitées par le Groupe, incluant l’intégralité du parc nucléaire composé de sept réacteurs, le personnel concerné, toutes les filiales nucléaires, ainsi que tous les actifs et passifs associés, y compris les obligations de démantèlement et de déclassement.

Cette initiative reflète la décision stratégique du gouvernement belge d’assumer la propriété directe des actifs nucléaires du pays, conformément à son ambition de prolonger l’exploitation des réacteurs nucléaires existants et de développer de nouvelles capacités nucléaires en Belgique.

Conformément à la lettre d’intention, l’État belge mène actuellement un examen complet (due diligence) des activités nucléaires. Les parties négocieront de bonne foi dans le but de conclure, d’ici au 1er octobre 2026, un protocole d’accord définissant les principales modalités et conditions de la Transaction. Les parties ont exprimé leur intention que la Transaction envisagée n’ait pas d’impact indu, ni négatif ni positif, sur la situation financière globale d’ENGIE et d’Electrabel.

Dans l’attente de l’issue des négociations, les parties ont convenu des dispositions provisoires appropriées afin de préserver la valeur et l’intégrité des activités nucléaires, incluant la suspension des travaux de démantèlement et de déclassement en cours, afin d’assurer que toutes les options possibles restent ouvertes pour l’État belge.

La signature de la lettre d’intention ne constitue pas un engagement ferme de conclure la Transaction. La réalisation de la Transaction reste soumise, entre autres, à la négociation et à la signature d’accords définitifs ainsi qu’à l’obtention des autorisations requises de la part des parties tierces et régulatoires.

En conséquence, la signature de la lettre d’intention est sans effet sur l’évaluation des actifs et des passifs relatifs aux activités nucléaires du Groupe dans les états financiers consolidés au 30 juin 2026 (voir Note 9.2.1). En particulier, les provisions nucléaires demeurent fondées sur les hypothèses retenues au 31 décembre 2025 (voir Note 17.2 « Obligations relatives aux installations de production nucléaire » des états financiers consolidés au 31 décembre 2025).

2.2.2 Situation au Moyen-Orient

L’environnement géopolitique au Moyen-Orient demeure marqué par un niveau élevé d’incertitude. Le Groupe suit attentivement l’évolution de la situation et reste vigilant quant à la sécurité de ses collaborateurs, les éventuelles répercussions sur ses actifs, ses activités, ses projets et ses chaînes d’approvisionnement.

À la date d’arrêté des présents comptes, l'ensemble du personnel présent sur nos sites est sain et sauf, aucun de nos actifs n’a subi de dommages significatifs et aucun indice de perte de valeur n’a été identifié qui justifierait la comptabilisation d’une dépréciation.

Le Groupe s’appuie sur un dispositif de veille et de gestion des risques renforcé, mis en place lors de la crise de 2022, et adaptera, si nécessaire, les mesures appropriées en fonction de l’évolution du contexte géopolitique et de ses impacts potentiels sur ses opérations.

04 DÉCLARATION DU RESPONSABLE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL

Personne responsable du Rapport Financier Semestriel

Catherine MacGregor, Directrice Générale.

Attestation du responsable du Rapport Financier Semestriel

«J’atteste que, à ma connaissance, les comptes condensés du premier semestre de l’exercice 2026 sont établis conformément aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière et du résultat de la Société et de l’ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et que le rapport semestriel d’activité présente un tableau fidèle des événements importants survenus pendant les six premiers mois de l’exercice, de leur incidence sur les comptes semestriels, des principales transactions entre parties liées, et qu’il décrit les principaux risques et les principales incertitudes auxquels le Groupe est exposé pour les six mois restants de l’exercice.»

La Garenne-Colombes, le 30 juillet 2026
La Directrice Générale
Catherine MacGregor

05 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L’INFORMATION FINANCIÈRE SEMESTRIELLE

Aux actionnaires,

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre assemblée générale et en application de l'article L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier, nous avons procédé à :

• l'examen limité des comptes consolidés condensés semestriels de la société ENGIE, relatifs à la période du 1er janvier 2026 au 30 juin 2026, tels qu'ils sont joints au présent rapport ;
• la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité.

Ces comptes consolidés condensés semestriels ont été établis sous la responsabilité du conseil d’administration. Il nous appartient, sur la base de notre examen limité, d'exprimer notre conclusion sur ces comptes.

1. Conclusion sur les comptes

Nous avons effectué notre examen limité selon les normes d’exercice professionnel applicables en France. Un examen limité consiste essentiellement à s’entretenir avec les membres de la direction en charge des aspects comptables et financiers et à mettre en œuvre des procédures analytiques. Ces travaux sont moins étendus que ceux requis pour un audit effectué selon les normes d’exercice professionnel applicables en France. En conséquence, l’assurance que les comptes, pris dans leur ensemble, ne comportent pas d’anomalies significatives obtenue dans le cadre d’un examen limité est une assurance modérée, moins élevée que celle obtenue dans le cadre d’un audit.

Sur la base de notre examen limité, nous n'avons pas relevé d'anomalies significatives de nature à remettre en cause la conformité des comptes consolidés condensés semestriels avec la norme IAS 34, norme du référentiel IFRS tel qu'adopté dans l’Union européenne relative à l’information financière intermédiaire.

2. Vérification spécifique

Nous avons également procédé à la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité commentant les comptes consolidés condensés semestriels sur lesquels a porté notre examen limité.

Nous n'avons pas d'observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes consolidés condensés semestriels.

Paris-La Défense, le 30 juillet 2026
Les commissaires aux comptes
DELOITTE & ASSOCIES KPMG SA
Laurence Dubois Nadia Laadouli Baudouin Griton Agathe Labaquère

Informations légales

Société anonyme au capital de 2 542 427 868 euros
Siège social : 67, rue Jules Ferry
92250 La Garenne-Colombes – France
Tél. : +33 (0)1 44 22 00 00
SIREN : 542 107 651 RCS NANTERRE
TVA FR 13 542 107 651
engie.com

Notes

1. Cash Flow From Operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance et dépenses de sortie du nucléaire
2. Résultat net récurrent, part du Groupe
3. Capex de croissance et de maintenance, net des produits de cession, du schéma de tax incentives et incluant la dette nette acquise
4. Avant la taxe spécifique sur production hydroélectrique de la CNR
5. Disponibilités desquelles sont retranchés les découverts bancaires