Le gouvernement mozambicain au pouvoir étant impliqué dans le scandale de contraction de dettes cachées qui a éclaté en 2016, quelles mesures anti-corruption ont été mis en œuvre par SOCIETE GENERALE pour ses soutiens aux projets gaziers mozambicains ? SOCIETE GENERALE a-t-elle ou compte t’elle prendre part aux financements ou autres services financiers aux projets Mozambique LNG et Rovuma LNG et seront ils garantis par BPI France pour le compte de l’État français ?

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SOCIETE GENERALE s’engage t’elle au regard de ces risques à suspendre tout service financier aux projets liés à l’exploration, l’exploitation et l’exportation des réserves gazières mozambicaines ?

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SOCIETE GENERALE va-t-elle à très court terme revoir ses engagements charbon pour s’aligner sur les meilleurs pratiques du secteur financier et sur l’Accord de Paris ? SOCIETE GENERALE s’engage t’elle à exclure de tous soutiens financiers les entreprises qui ont encore aujourd’hui des plans de développement dans le charbon, sur l’ensemble de la chaîne de valeur, et quel que soit leur exposition au secteur ?

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En tant que conseiller financier sur Mozambique LNG, comment SOCIETE GENERALE explique t’elle qu’Anadarko ait passé un contrat (repris par Total) avec le ministère de la Défense mozambicain pour payer directement les salaires des soldats déployés autour des installations gazières ? Comment expliquez-vous que les soldats de l’armée mozambicaine ne soient finalement même pas payés, ce qui contribue à la déstabilisation de la région puisqu’ils sont totalement démotivés, n’assurent pas la sécurité des populations et leur volent même la nourriture pour survivre ? Comment réagissez-vous en tant que conseiller financier de Mozambique LNG à ces graves accusations de corruption ?

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Quand la participation de 33,33 % au champ de Chinook (offshore profond) a- t-elle été effectivement vendue et à quelle date la dépréciation de cet actif a-t- elle été enregistrée dans les comptes ? Après dépréciation, la cession a-t-elle généré une moins-value ? Quels sont les impacts en résultat net part du Groupe de la dépréciation de cet actif d’une part et de l’éventuelle moins-value d’autre part ?

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Quels sont les actifs d’iGRP qui génèrent pour l’un 119 M$ de charges d’exploitation non récurrentes (éléments d’ajustement) et pour l’autre une perte (en éléments d’ajustement) de 75 M$ de quote-part de résultat de sociétés mises en équivalence ? Quelle est la nature de ces éléments d’ajustement (charges de restructuration, dépréciation d’actifs, …) et quel en est l’impact en résultat net part du Groupe dans chaque cas ?

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Quels sont les actifs de l’Exploration Production qui génèrent un gain (en éléments d’ajustement) de 128 M$ en quote-part de résultat de sociétés mises en équivalence ? Quelle est la nature de cet élément d’ajustement (plus-value de cession, …) ?

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Quels sont les principaux actifs du secteur Integrated, Renewables & Power qui ont permis de dégager en 2019 des « autres éléments » d’ajustement positif du résultat net part du Groupe de 422 M$ ? Les plus-values de cessions d’actifs de Sunpower auxquelles il est fait référence en note 6.1 de l’annexe aux comptes consolidés en constituent-ils une des causes ?

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Sachant que sur les exercices 2015 à 2018, les actifs gaz en Australie ont fait l’objet de dépréciations pour un impact cumulé de (2 901) M$ sur résultat net part du Groupe, quel est ce montant cumulé sur les exercices 2015 à 2019 ?

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