Informations financières ENGIE au 30 septembre 2019, Croissance soutenue au Q3 et sur 9 mois, Confirmation des objectifs annuels 2019

A l’occasion de la présentation des résultats au 30 septembre 2019, Isabelle Kocher, Directrice Générale d’ENGIE, a déclaré : "Nos résultats des neuf derniers mois confirment la capacité d'ENGIE à croître après la période de profonde transformation de ces trois dernières années. Ce trimestre, l'augmentation de nos capacités installées éoliennes et solaires ainsi que le contrat long-terme de vente d’électricité signé avec Microsoft illustrent nos progrès pour accélérer le développement de notre portefeuille d'énergies Renouvelables. L'acquisition de Conti aux États-Unis et le lancement d'ENGIE Impact sont deux autres étapes importantes pour le Groupe dans les Solutions Clients, visant à rendre possible la transition zéro carbone de nos clients. La performance organique² sous-jacente d’ENGIE dans le secteur thermique est également solide, dans plusieurs régions et à la fois pour les activités merchant et contractées, alors que nous continuons d’optimiser nos activités de réseaux et d’intégrer l’acquisition prometteuse de TAG au Brésil. Enfin, nous confirmons nos objectifs financiers pour 2019."
 

• Le Nucléaire a été porté par l'amélioration de la disponibilité des unités de production belges et par l’augmentation des prix captés ;
• Les Infrastructures ont été impactées par plusieurs facteurs négatifs en ligne avec nos attentes et, pour une grande part, temporaires, notamment dans le transport de gaz en France avec la linéarisation tarifaire ainsi que dans les activités de stockage de gaz avec des pénalités pour clients en France du fait d'une dégradation temporaire des performances opérationnelles. Les Infrastructures ont aussi bénéficié de la première contribution de TAG au Brésil, acquis plus tôt cette année ;
• Au sein des activités Autres, les activités de gestion d’énergie ont fortement contribué, portées par les renégociations de contrats gaz et les activités internationales ;
• Les activités Supply ont continué à être affectées par un contexte de marché difficile, principalement de la contraction des marges pour les particuliers en France ;
• Les résultats des Solutions Clients ont bénéficié d’un niveau d’activité croissant notamment tiré par la performance des activités décentralisées. En outre, ces résultats ont bénéficié de one-offs de SUEZ ;
• Le Thermique a bénéficié d’indemnités compensatoires et des effets positifs des contrats long-terme de vente d'électricité en Amérique latine ainsi que de la contribution positive des centrales à gaz en Australie. Néanmoins, ces activités ont été affectées principalement par la cession de Glow ;
• Les Renouvelables ont bénéficié de la forte accélération des mises en service et du développement de capacités éoliennes et solaires avec 1,8 GW installées au cours des neuf premiers mois de l’année et 8,8 GW désormais sécurisées sur l’objectif de 9 GW à installer d’ici 2021. En ce qui concerne la production hydroélectrique, la baisse des volumes en France a un impact négatif significatif d’une année sur l’autre.
   

Analyse des données financières au 30 septembre 2019
 

Chiffre d’affaires de 46,8 milliards d’euros
 

Le chiffre d'affaires sur les 9 mois s'élève à 46,8 milliards d'euros, en hausse de 8,8 % en brut et de 7,9 % en organique² .
La croissance brute du chiffre d'affaires intègre un effet de change légèrement positif, principalement dû à l'appréciation du dollar américain, partiellement compensée par les dépréciations du peso argentin et du real brésilien par rapport à l'euro, et des effets de périmètre globalement positifs. Ces variations de périmètre comprennent diverses acquisitions dans les Solutions Clients (principalement aux Etats-Unis, en Amérique Latine et en France) et dans la vente d’énergie aux professionnels aux Etats-Unis, partiellement compensées par les cessions de la participation de Glow en Thaïlande en mars 2019 et des activités de vente d’énergie aux professionnels en Allemagne fin 2018.
La croissance organique² du chiffre d'affaires est principalement liée à la performance des services de gestion de l'énergie et aux conditions favorables de marché des activités de Global Energy Management (GEM), aux activités Thermiques en Europe avec des volumes vendus en hausse, à la croissance des Solutions Clients en France et en Belgique, à une dynamique porteuse en Amérique latine (hausse des tarifs dans les activités de distribution de gaz au Mexique et en Argentine, croissance du portefeuille de contrats long-terme d’achat d’électricité au Chili et politique d’allocation d’électricité dynamique ainsi que mise en service de nouveaux parcs éoliens au Brésil) et aux activités de vente d’énergie (qui bénéficient d'un contexte de marché favorable pour les professionnels en France, d'une augmentation des ventes d'électricité aux professionnels et aux particuliers en France et d'effets prix positifs en Belgique, en Roumanie et aux États-Unis). Cette croissance a été partiellement compensée par la baisse des revenus des activités de stockage de gaz avec moins d'opérations d'achat/vente en France et au Royaume-Uni.
 

Le chiffre d’affaires des Solutions Clients a connu une croissance de 10 % en brut et de 3 % en organique² .
 

Ebitda de 7,1 milliards d’euros
 

L'Ebitda de la période s'élève à 7,1 milliards d'euros, en hausse de 4,9 % en brut et de 7,1 % en organique² . Ces variations brute et organique² sont globalement en ligne avec la croissance du résultat opérationnel courant1, à l’exclusion des one-offs positifs de SUEZ (principalement liés au règlement du litige en Argentine en 2019) qui ne sont pas intégrés dans l’Ebitda.
 

Résultat opérationnel courant1 de 3,8 milliards d’euros
 

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (ROC), s’élève à 3,8 milliards d’euros, en hausse de 9,0 % en brut et de 13,6 % en organique² .
 

L'augmentation brute du ROC¹ comprend un effet de change positif, principalement dû à l'appréciation du dollar américain, partiellement compensé par la dépréciation du peso argentin et du réal brésilien par rapport à l'euro, et des effets de périmètre globalement négatifs. Ces effets de périmètre proviennent principalement de la vente de Glow, partiellement compensée par diverses acquisitions notamment dans les Infrastructures (TAG), les Solutions Clients et les Renouvelables.
 

Sur la base des segments reportables, l'augmentation organique² du ROC¹ s'explique par les bons résultats de l'Amérique latine (notamment liés à l’impact favorable des indemnités compensatoires reçues pour les activités Thermiques en 2019, à une meilleure production hydroélectrique et aux mises en service de nouveaux parcs éoliens et solaires au Brésil ainsi qu’à la croissance du portefeuille de contrats long-terme d’achat d’électricité au Chili), par les activités du Reste de l’Europe (principalement portées par la très bonne performance des activités Nucléaires bénéficiant d’une hausse du taux de disponibilité et des prix captés ; partiellement compensées par des ventes d’énergie en baisse au Benelux et en Roumanie), par le segment Autres (majoritairement grâce à la bonne performance des activités de marché de GEM, de one-offs positif chez SUEZ, de marges plus élevées pour les ventes d’énergie aux professionnels en France ; en dépit de quelques difficultés rencontrées par Tractebel) et par le segment Moyen-Orient, Afrique & Asie (bénéficiant de marges et de volumes de production plus élevés dans les activités Thermiques en Australie ; malgré l’effet température négatif pour les activités de vente d’énergie en Australie).
 

Ces effets positifs ont été partiellement compensés par une décroissance organique² du ROC¹ en France (pour les activités France hors Infrastructures, effets de la baisse de la production hydroélectrique et des marges des activités de ventes d’énergie en partie compensés par des contributions éoliennes et solaires en hausse ainsi que par une meilleure performance des activités de production d’énergie décentralisée ; pour les activités France Infrastructures, effets négatifs dans les activités de transport de gaz et, dans une moindre mesure, de stockage de gaz) et les activités aux Etats-Unis et Canada (principalement du fait des Solutions Clients, en particulier à cause de one-offs négatifs en 2019, de la moindre contribution des activités Thermiques du fait de coûts d’approvisionnement en GNL à Porto Rico plus élevés et de la pression temporaire sur les marges des activités de vente d’énergie ; ces effets étant partiellement compensés par la contribution de cessions partielles DBSO dans les activités Renouvelables).

La performance organique² du ROC¹ a également varié en fonction des activités avec une croissance pour l’ensemble des activités à l’exception des Infrastructures et du Supply :

• Le ROC¹ des Solutions Clients est en croissance organique² de 6 %, bénéficiant d’une bonne performance commerciale, d’une contribution accrue des activités de production d’énergie décentralisée et du one-off positif de SUEZ lié au règlement du litige en Argentine. Par ailleurs des actions de restructuration sont en cours dans certaines entités, notamment au Canada.
• Le ROC¹ des Infrastructures est en décroissance organique² de 9 %. Cette baisse est principalement due aux activités de transport en France avec les effets de la fusion des zones (fin des souscriptions sur le transit Nord-Sud, principalement en raison du mécanisme de linéarisation des tarifs et des coûts de congestion plus élevés que prévu. Dans une moindre mesure, l'activité de stockage a souffert des pénalités pour clients en France du fait d'une dégradation temporaire des performances opérationnelles et des effets prix négatifs en Allemagne. Enfin, un one-off positif a été enregistré en 2018 en Amérique Latine. Les hausses tarifaires des activités de distribution de gaz au Mexique et en Argentine n’ont que partiellement compensé ces effets négatifs.
• Le ROC¹ des Renouvelables est en croissance organique² de 3 %. Cette hausse est principalement due à la mise en service de nouveaux parcs éoliens et solaires depuis début 2019, principalement au Brésil (0,5 GW) et aux Etats-Unis (0,5 GW), et à une meilleure production hydroélectrique au Brésil. Ces effets positifs ont été en partie compensés par la baisse de la production hydroélectrique en France.
• Le ROC¹ du Thermique est en croissance organique² significative de 25 %. Cette augmentation est principalement attribuable à l'impact favorable d’indemnités compensatoires reçues en Amérique Latine en 2019, à la croissance du portefeuille de contrats long-terme d’achat d’électricité au Chili et aux marges et volumes plus élevés réalisée dans la production Thermique en Australie. Ces effets positifs ont été partiellement compensés par la suspension des revenus du marché de capacités au Royaume-Uni, et par la contribution plus faible aux États-Unis en raison des coûts plus élevés de l'approvisionnement en GNL plus élevés à Porto Rico, ainsi que des spreads réduits dans le nord-est des États-Unis au premier semestre 2019.
• Le ROC¹ du Nucléaire est en croissance organique² significative de 56 %, bénéficiant de taux de disponibilité plus élevés en Belgique (+ 2 220 points de base et + 25 % de volumes produits) et de meilleurs prix captés (+ 2 €/MWh).
• Le ROC¹ du Supply affiche une baisse organique² significative de 27 %, en raison principalement des pressions sur les marges de commercialisation aux particuliers en France (sur les offres de marché électricité et gaz), d’un effet température négatif en Australie, ainsi que des résultats plus faibles des activités de vente d’énergie aux professionnels au Benelux et aux États-Unis. Ces effets sont partiellement compensés par des marges plus élevées dans les activités de vente d’énergie aux professionnels en France.
• Le ROC¹ des activités Autres a enregistré une croissance organique² significative de 65 %, reflétant principalement la bonne performance de GEM sur les activités de marché, notamment avec des effets positifs importants sur les renégociations de contrats de gaz et d’effets temporaires positifs significatifs, et la baisse des coûts du Corporate.
   

Dette financière nette de 26,7 milliards d’euros
 

A fin septembre 2019, la dette financière nette s’établit à 26,7 milliards d’euros, en hausse de 3,4 milliards d’euros par rapport à fin décembre 2018⁵ . Cette hausse est principalement due (i) aux investissements de la période (7,0 milliards d’euros, incluant notamment 1,5 milliard d’euros au titre de l’acquisition de TAG au Brésil), (ii) aux versements de dividendes aux actionnaires d’ENGIE SA (1,8 milliard d’euros) et aux participations ne donnant pas le contrôle (0,7 milliard d’euros) et (iii) à d’autres éléments (0,5 milliard d’euros), principalement liés aux effets de change, aux nouveaux droits d’utilisation de biens pris en location et aux variations de valeur de marché des instruments financiers dérivés. Ces éléments sont partiellement compensés (i) par la génération de cash-flow des opérations7 (4,0 milliards d’euros) et (ii) par les effets du programme de rotation de portefeuille (2,6 milliards d’euros, principalement liés à la finalisation de la cession de la participation dans Glow). En particulier, ENGIE a également versé un dividende plus élevé que d’habitude au cours des trois premiers trimestres 2019 (0,75 euro par action, sans acompte versé en octobre).
 

Le cash flow from operations⁷ s’établit à 4,0 milliards d’euros, en recul de 1,0 milliard d’euros. Cette évolution s’explique principalement par la variation temporaire du besoin en fonds de roulement (- 1,6 milliard d’euros) liée aux appels de marge sur produits dérivés et à la variation de la valeur de marché des instruments financiers dérivés. Ces éléments sont partiellement compensés par l’augmentation des flux de trésorerie opérationnels (0,4 milliard d’euros) et par de moindres décaissements d’impôts (0,1 milliard d’euros).
 

A fin septembre 2019, le ratio dette financière nette / Ebitda s’élève à 2,7x. Hors effets de l’acquisition de TAG, dont la contribution au niveau de l’Ebitda n’est pas encore matérielle, ce ratio s’élève à 2,5x, en légère augmentation par rapport à fin décembre 20185 et en ligne avec l’objectif d’un ratio inférieur ou égal à 2,5x. Le coût moyen de la dette brute est de 2,73 %, en légère hausse par rapport au 31 décembre 2018, notamment en raison de nouveaux emprunts au Brésil.
A fin septembre 2019, le ratio dette économique nette9 / Ebitda s’élève à 4,0x. Hors effets de l’acquisition de TAG, ce ratio s’élève à 3,8x, en légère augmentation par rapport à fin décembre 2018⁵ .
 

La structure financière solide du Groupe a été confirmée par S&P, qui a réitéré sa notation A- en avril, et par Fitch, qui a réitéré sa notation A en juin, les deux agences maintenant leur perspective à stable. En juin, comme annoncé, Moody’s a revu sa notation à la baisse de A2 à A3 à la suite de la promulgation de la loi PACTE en France qui a entraîné la suppression du rehaussement d’un cran pour soutien de l’Etat français.
 

Objectifs financiers 2019³
 

ENGIE confirme ses objectifs financiers pour 2019³ :

• un résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg) compris entre 2,5 et 2,7 milliards d’euros. Cet objectif repose sur une fourchette indicative d’Ebitda de 9,9 à 10,3 milliards d’euros,
• un ratio de dette financière nette / Ebitda inférieur ou égal à 2,5x (hors acquisition de TAG),
• une notation de catégorie “A”.
   

Progrès opérationnels : vers une transition zéro carbone
 

ENGIE a poursuivi sa stratégie axée sur le leadership de la transition zéro carbone depuis début 2019. Dans les Solutions Clients, ENGIE et ses partenaires ont remporté un contrat d'efficacité énergétique de 35 ans à Ottawa (Canada) pour le déploiement de systèmes de chaud et de froid et la rénovation énergétique des bâtiments du gouvernement fédéral. En outre, ENGIE a acquis Conti en Amérique du Nord, une société fournissant des services dans le domaine du bâtiment, en conception, ingénierie et réalisation. Enfin, GE Renewable Energy a choisi ENGIE Impact, notre entité de conseil récemment lancée, pour l'aider à atteindre son ambitieux objectif zéro carbone d'ici 2020.
Dans les Infrastructures, ENGIE a annoncé le 13 juin 2019 que le consortium dans lequel le Groupe détient une participation majoritaire a finalisé l'acquisition d'une participation de 90 % dans TAG, le plus grand propriétaire de réseau de transport de gaz au Brésil. TAG dispose d'un portefeuille de contrats à long terme assurant une contribution aux résultats attractive et permettant à ENGIE de rééquilibrer son exposition géographique au sein de ses activités Infrastructures.
Dans les Renouvelables, 1,8 GW de capacités éolienne et solaire a été mis en service depuis le début de l’année, confirmant une nette accélération après la mise en service de 1,1 GW pour l'année 2018, et 8,8 GW sont maintenant installés, en construction ou sécurisés pour atteindre l'objectif de 9 GW de mise en service sur 2019-21. La nouvelle joint-venture au Mexique avec Tokyo Gas et les contrats long-terme de vente d’électricité solaire et éolienne annoncés avec Microsoft et Walmart aux Etats-Unis démontrent notre capacité à déployer notre modèle DBSO7 et à attirer des partenaires solides pour accélérer le développement de notre portefeuille de capacités installées et de contrats de vente long-terme. Dans le domaine de l’éolien offshore, la signature d'un protocole d'accord stratégique avec EDP vise à créer un acteur mondial majeur.
Pour le Thermique, ENGIE a continué de mettre en œuvre sa stratégie de réduction de son empreinte carbone. ENGIE a finalisé la cession de sa participation de 69,1 % dans Glow en Thaïlande (3,2 GW de capacité de production, dont 1,0 GW à base de charbon), lui permettant de ne plus avoir d'actifs au charbon en Asie-Pacifique. ENGIE a également annoncé la cession de ses centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas d'une capacité installée de 2,3 GW, réduisant la part du charbon à environ 4 % de ses capacités de production d'électricité au niveau mondiale après finalisation de cette transaction.
 

La présentation de la conférence téléphonique investisseurs sur les informations financières au 30 septembre 2019 est disponible sur le site internet du Groupe.

Le chiffre d’affaires du segment France est en hausse de 4,3 % en brut et de 2,8 % en organique². Pour la France hors Infrastructures, le chiffre d’affaires a augmenté de 5,9 % en brut et de 5,0 % en organique². La hausse brute plus élevée que la hausse organique2 s'explique par l'acquisition de plusieurs sociétés dans les activités Solutions Clients. La hausse organique2 est principalement attribuable à une augmentation des activités Solutions clients (installations, construction et efficacité énergétique) et des ventes d’électricité aux particuliers. Cette hausse organique² est en partie compensée par la baisse de la production hydroélectrique et par la baisse des volumes de ventes de gaz (due à une réduction de la base de clients particuliers de gaz et à un effet de température négatif).
Pour les activités France Infrastructures, le chiffre d'affaires a été stable en brut et a diminué de 2,7 % en organique². Le stockage de gaz a moins contribué du fait de la réduction des opérations d'achats/ventes au premier trimestre 2019 en raison du nouveau cadre réglementaire mis en œuvre en 2018 et du fait de revenus en baisse au Royaume-Uni. Ces effets ont été partiellement compensés par les hausses des tarifs de distribution de gaz au 1er juillet 2018 (+ 2,0 %) et au 1er juillet 2019 (+ 0,5 %). En brut, cette baisse organique2 a été compensée par l’outsourcing d’activités GNL.
 

Le chiffre d’affaires du segment Reste de l’Europe est en hausse de 11,5 % en brut et de 12,6 % en organique². La croissance du chiffre d'affaires est principalement tirée par les activités Thermiques (bénéficiant d'effets prix et volumes favorables, partiellement compensés par la suspension du mécanisme de rémunération des capacités au Royaume-Uni depuis le 1er octobre 2018, entraînant la non reconnaissance des revenus correspondants), par les activités Solutions Clients en Belgique (notamment en installation et efficacité énergétique) et en Espagne (principalement en installation), par les effets volumes et prix positifs du Nucléaire et par les activités Supply au Benelux (portées par des effets prix positifs) et en Roumanie. En brut, cette croissance organique² est en partie compensée par la cession des activités BtoB Supply en Allemagne fin 2018 malgré la contribution des acquisitions tuck-in en Europe Centrale (notamment OTTO en Allemagne).
 

Le chiffre d’affaires du segment Amérique Latine est en hausse de 14,9 % en brut et de 11,7 % en organique². La croissance brute intègre l'impact positif de l'intégration d'une société de services (CAM) acquise fin 2018 et un effet de change globalement défavorable, la dépréciation du peso argentin (- 53 %) et du real brésilien (- 2 %) n’étant que partiellement compensée par l'appréciation du dollar américain (+ 6 %), du peso mexicain (+ 5 %) et du sol péruvien (+ 4 %). Au Brésil, la croissance organique2 est principalement due à une politique d’allocation d’électricité dynamique et à la mise en service commerciale de nouveaux parcs éoliens et solaires. Au Chili, l'activité a bénéficié de la montée en puissance des contrats long terme de vente d’électricité.
 

Le chiffre d’affaires du segment Etats-Unis & Canada est en hausse de 33,5 % en brut et de 8,5 % en organique².
Il bénéficie d'un effet de change positif lié à l'appréciation du dollar américain et d'effets de périmètre positifs liés à l'apport d’acquisitions dans les Solutions Clients (Donnelly, Unity, Systecon) et le Supply (Plymouth Rock) aux Etats-Unis. La croissance organique2 est principalement due à un effet prix positif sur les activités Supply d’électricité aux professionnels aux Etats-Unis.
 

Le chiffre d’affaires du segment Moyen-Orient, Afrique & Asie est en baisse de 22,9 % en brut et de 3,8 % en organique².
Cette baisse brute plus importante s'explique principalement par l’effet de périmètre négatif de la cession de Glow (Thaïlande) en mars 2019, compensé par des acquisitions dans les Solutions Clients au Moyen-Orient (Cofely BESIX) et en Asie ainsi que par des effets de change positifs principalement liés à l'appréciation du dollar américain. En organique², la performance des activités Supply est en baisse (principalement en Australie) et les activités de Solutions Clients ont moins contribué en Afrique et en Australie.
 

Le chiffre d’affaires du segment Autres est en hausse de 15,2 % en brut et de 11,9 % en organique². Cette augmentation est principalement due aux activités de GEM, portées par la croissance des activités internationales et la renégociation de contrats gaziers, ainsi qu’aux activités de Supply bénéficiant d’un contexte de marché favorable pour les clients professionnels en France.

Chiffre d’affaires contributif par activité :

Le calcul de la croissance organique2 vise à présenter des données comparables tant en termes de taux de change utilisé pour la conversion des états financiers de sociétés étrangères qu’en terme d’entités contributives (méthode de consolidation et contribution en termes de nombre de mois comparable). La croissance organique2 en pourcentage représente le rapport entre les données de l’année en cours (N) et de l’année précédente (N-1) retraitées comme suit :
 

• Les données N-1 sont corrigées en supprimant les contributions des entités cédées au cours de la période N-1 ou prorata temporis pour le nombre de mois postérieurs à la cession en N.
• Les données N-1 sont converties au taux de change de la période N.
• Les données N sont corrigées des données des acquisitions N ou prorata temporis pour le nombre de mois antérieurs à l’acquisition en N-1.
   

Notes de bas de page

¹ Y compris quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence.
² Variation organique = variation brute hors effets change et périmètre.
³ Ces objectifs et cette indication reposent sur des hypothèses de température moyenne en France, de répercussion complète des coûts d’approvisionnement sur les tarifs régulés du gaz en France, d’absence de changements comptables significatifs autres que liés à IFRS 16, d’absence de changement substantiel de réglementation et de l’environnement macro-économique, d’hypothèses de prix des commodités basées sur les conditions de marché à fin décembre 2018 pour la partie non couverte de la production, de cours de change moyens suivants pour 2019 : €/$: 1,16; €/BRL: 4,42, et ne tiennent pas compte d’impacts significatifs des cessions non encore annoncées au 28 février 2019.
⁴ Variations vs. 9M 2018.
⁵ Données 2018 ajustées à la suite de l’application de la nouvelle norme IFRS 16.
⁶ Cash flow from operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance.
⁷ DBSO = Develop, Build, Share & Operate.
⁸ Net des cessions partielles dans le cadre du schéma DBSO.
⁹ La dette économique nette s’établit à 39,9 milliards d’euros à fin septembre 2019 (vs. 35,7 milliards d’euros à fin décembre 2018) ; elle intègre notamment les provisions nucléaires et les avantages postérieurs à l’emploi.