Résultats financiers annuels ENGIE 2020

Dynamique soutenue dans la mise en œuvre de la nouvelle orientation stratégique en vue d’accélérer la transition énergétique –

Forte reprise par rapport au deuxième trimestre, avec une performance organique au second semestre similaire à celle de l’année précédente

Catherine MacGregor, Directrice Générale, a déclaré : « ENGIE a su adapter avec succès ses activités face à la crise sans précédent de la Covid-19. Au cours du second semestre, les niveaux d’activité se sont progressivement redressés, ce qui a permis de réaliser une performance organique similaire à celle du second semestre 2019. Le Groupe s’est montré capable à la fois d’assurer la continuité des services essentiels et de définir une nouvelle orientation stratégique visant à se simplifier et à renforcer son rôle dans la transition énergétique.

Nous avons eu un bon début d’année 2021 et nous prévoyons une amélioration significative des performances financières. Tout en continuant notre travail d’amélioration de notre performance, nous nous attacherons à achever les revues stratégiques en cours afin de créer davantage de valeur et d’allouer efficacement notre capital au profit de la croissance, en particulier dans les Renouvelables, les Infrastructures et les activités Asset-based dans les Solutions Clients. Je suis ravie d’avoir rejoint ENGIE à un moment où les enjeux pour le Groupe et pour le secteur sont à la fois passionnants et exigeants. Mon équipe de direction et moi-même sommes impatients de mettre en œuvre notre nouvelle orientation stratégique pour simplifier le Groupe, accroitre ses performances et contribuer à l’accélération de la transition mondiale vers la neutralité carbone. »

Chiffres-clés au 31 décembre 2020

Guidance3 2021

La performance financière globale en 2021 devrait s’améliorer significativement après une année 2020 impactée par la Covid-19, dans l’hypothèse d’absence de nouvelle mesure de confinement majeur et d’un assouplissement progressif des mesures de restriction au cours de 2021.

Pour 2021, ENGIE prévoit un résultat net récurrent part du Groupe compris entre 2,3 à 2,5 milliards d’euros. Cet objectif repose sur une fourchette indicative d’EBITDA de 9,9 à 10,3 milliards d’euros et de ROC de 5,2 à 5,6 milliards d’euros.

Prévisions par Business line :

Cette guidance comprend une estimation de l'impact du froid extrême qui a frappé le Texas au début du mois. ENGIE évalue la situation qui affecte principalement les Renouvelables et le Supply. Dans l’ensemble, ENGIE estime actuellement l’impact net négatif potentiel au niveau du ROC et du RNRpg entre 80 et 120 millions d’euros.

En ce qui concerne les cessions, ENGIE s’attache à les exécuter à un rythme soutenu pour simplifier le Groupe, générer de la valeur et réaffecter les produits de cession vers les priorités stratégiques. L’objectif de RNRpg défini prend en compte des cessions, en plus des transactions signées précédemment telle que la cession d’EVBox, pour environ 2 milliards d’euros ayant un effet dilutif sur le ROC pouvant atteindre 0,1 milliard d’euros.

En ce qui concerne les investissements, ENGIE prévoit d’investir entre 5,5 et 6 milliards d’euros en investissements de croissance, dont plus de 90 % dédiés aux Renouvelables, aux Infrastructures et aux activités Asset-based des Solutions Clients, ainsi que 4 milliards d’euros dans les investissements de maintenance et le financement des provisions nucléaires belges.

ENGIE continue de viser une notation crédit « strong investment grade » et un ratio dette économique nette sur EBITDA inférieur ou égal à 4,0x sur le long terme.

ENGIE informera le marché sur le plan de mise en œuvre de sa nouvelle orientation stratégique et fournira des indications à moyen terme le 18 mai 2021.

Proposition de dividende 2020 dans le haut de la fourchette du ratio de distribution

Le Conseil d’Administration a réaffirmé la politique de dividende du Groupe, avec une fourchette de 65 à 75 % de ratio de distribution sur la base du résultat net récurrent part du Groupe.

Pour 2020, le Conseil d’Administration a proposé d’établir le ratio de distribution à 75 %, dans le haut de la fourchette. Cela se traduit par un dividende de 0,53 € par action, qui sera soumis à l’approbation des actionnaires lors de l’Assemblée Générale du 20 mai.

Point sur les actifs nucléaires en Belgique

A la suite des annonces du gouvernement belge au quatrième trimestre 2020, il a été décidé d’arrêter tous les travaux de préparation qui permettraient de prolonger de 20 ans deux unités au-delà de 2025 car il semble peu probable que cette prolongation puisse avoir lieu, compte tenu des contraintes techniques et réglementaires. Ce changement d’hypothèse de durée de vie ainsi que les modifications des scénarii de prix des commodités ont amené à comptabiliser une dépréciation de 2,9 milliards d’euros des actifs nucléaires, élément non récurrent dans le compte de résultat de 2020.

ENGIE reste engagé envers la Belgique et à contribuer à la sécurité d'approvisionnement du pays. Outre les énergies renouvelables, le Groupe développe également jusqu'à 3 GW de projets de centrales à gaz. Ces projets pourraient participer aux enchères liées à la mise en place en Belgique du marché de rémunération de capacité au cours du second semestre de cette année, une fois approuvé par les autorités européennes.

Une nouvelle orientation stratégique réalisée à un rythme soutenu

A la suite de l’annonce en juillet de la nouvelle orientation stratégique visant à simplifier le Groupe et à accélérer sa croissance dans les Renouvelables et les Infrastructures, ENGIE a progressé à un rythme soutenu malgré le contexte difficile.

Progrès réalisés dans la simplification du Groupe et dans une orientation stratégique plus précise avec la cession de SUEZ, le lancement de revues stratégiques et de la rationalisation

La cession de 29,9 % de la participation dans SUEZ pour 3,4 milliards d’euros a été achevée en octobre, et ENGIE a initié les revues stratégiques d’une part significative des activités de Solutions Clients, de GTT et d’ENGIE EPS.

En outre, ENGIE a également progressé dans la rationalisation géographique et le renforcement de ses positions dans les pays clés. L’acquisition de 7 % supplémentaires dans ENGIE Energia Chile, réduisant ainsi le niveau de minoritaires dans cette société, en est une illustration.

La revue stratégique d’une partie des Solutions Clients a été lancée en vue de la création potentielle d’un nouveau leader dans les services multi-techniques, dont la taille rendra possible des effets d’échelle et qui bénéficiera de fortes perspectives de croissance. La consultation des instanteces représentatives du personnel relative à la structure de l’organisation proposée pour la nouvelle entité a été lancée en février 2021. Cette consultation devrait s’achever à la fin du deuxième trimestre 2021.Le Groupe déterminera au cours du second semestre 2021 les prochaines étapes et étudiera les futures options de détention de la nouvelle entité potentielle. ENGIE examinera toutes les options afin de maximiser la valeur et agira dans l’intérêt de toutes les parties prenantes.

Un nouveau Comité Exécutif et une organisation simplifiée

La nomination d’un nouveau Comité Exécutif a été annoncée en janvier, traduisant la volonté de mettre en place une organisation simplifiée axée sur quatre activités : Renouvelables, Infrastructures, Solutions Clients et Thermique & Supply. Avec les membres du Comité Exécutif responsables des activités fonctionnelles et des projets spécifiques, la nouvelle équipe de direction est chargée de mettre en œuvre la nouvelle orientation stratégique d’ENGIE et de renforcer la culture de performance du Groupe.

Continuité de service et 4 milliards d’euros d’investissements de croissance malgré un contexte difficile

Sur le plan opérationnel, le Groupe a continuellement adapté ses process pour garantir la continuité des services essentiels, tout en maintenant des standards élevés en matière de santé et de sécurité. Les investissements1 totaux, se sont élevés à 7,7 milliards d’euros en 2020, dont 4,0 milliards d’euros d’investissements de croissance, 2,4 milliards d’euros d’investissements de maintenance et 1,3 milliard d’euros de financement des provisions nucléaires.

Investissements de croissance par Business line :

Plus de 90 % des investissements de croissance ont été consacrés aux Renouvelables, aux Infrastructures et aux Solutions Clients Asset-based, conformément à la nouvelle orientation stratégique annoncée en juillet. 

Avancées sur les objectifs ESG, engagement à sortir du charbon en Europe d’ici 2025 et dans le monde d’ici 2027

La neutralité carbone est au cœur de la raison d’être d’ENGIE et de ses orientations stratégiques.

En 2020, les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d’énergie ont été réduites de 9 %, pour atteindre 68 millions de tonnes, bénéficiant principalement de la cession des centrales à charbon en Europe occidentale. ENGIE s’engage aujourd’hui à se retirer de tous les actifs au charbon en Europe d’ici 2025 et dans le monde d’ici 2027, y compris la production d’énergie à base de charbon pour les réseaux urbains de chaud et de froid. Pour rappel, il reste 4 GW d’actifs au charbon sur un portefeuille total de production d’électricité centralisée de 101 GW.

ENGIE a également augmenté la part des énergies renouvelables dans son portefeuille, celle-ci passant de 28 % à fin 2019 à 31 % à fin 2020 avec l’ajout de 5 GW de capacités.

En ce qui concerne la diversité de genres, le nombre de femmes cadres a légèrement augmenté. ENGIE comptait
24 % de femmes cadres à fin 2020.

Présentation des données opérationnelles et financières

Les activités Renouvelables, Infrastructures, Thermique, Nucléaire et « Autres » ont fait preuve de résilience. Toutefois, en raison principalement des impacts subis au cours du premier semestre, les résultats d’ENGIE en 2020 ont fortement baissé, avec un impact de la Covid-19 sur le ROC estimé à environ 1,2 milliard d’euros. Plus de 75 % de cet effet est imputable aux Solutions Clients et au Supply. En outre, les températures élevées en France ont eu un impact négatif de 160 millions d’euros sur le ROC des Infrastructures et du Supply.

L’impact négatif des taux de change pour un montant total de 293 millions d’euros est principalement dû à la dépréciation du real brésilien (avec un taux moyen EUR/BRL de 5,90 en 2020 contre 4,42 en 2019, soit une dépréciation de 34 %). L’effet de périmètre net négatif de 76 millions d’euros reflète principalement les cessions de Glow (Thaïlande) en mars 2019 et de 29,9 % de la participation dans SUEZ en octobre 2020. L’effet de ces cessions a été partiellement compensé par l’acquisition, avec son partenaire la Caisse de Dépôt et Placement du Québec, de 90 % de TAG au Brésil en juin 2019 et des 10 % restants en juillet 2020, ainsi que par diverses acquisitions dans les Renouvelables (comme Renvico en Italie et en France), et dans les Solutions Clients (notamment Conti aux États-Unis et Powerlines en Europe).

Le résultat récurrent net part du Groupe est conforme aux prévisions, dans le bas de la fourchette, principalement en raison des contributions en hausse des entités ayant des minoritaires (en particulier en Amérique latine) et de l’augmentation des coûts financiers, notamment en raison de l’inflation et des effets de change. Ces résultats reflètent également une hausse du taux moyen d’imposition et les effets au quatrième trimestre de la cession de 29,9 % de la participation dans SUEZ.

Performance du ROC par segment reportable (les commentaires détaillés se trouvent en p.13) :

Performance du ROC par Business line :

Impacts 2020 estimés de la Covid-19 par Business line :

Ces estimations ont été préparées conformément à une méthodologie standard appliquée à l’ensemble de nos activités, et selon un processus de supervision dédié (les pertes de revenus étant intrinsèquement davantage sujettes à jugement que l’identification des coûts spécifiques encourus). Ces estimations ne concernent que les postes d’exploitation et sont présentées nettes des économies et des plans d’action compensatoires mis en œuvre par le management. Par construction, ces estimations excluent les impacts de change et de prix des matières premières encourus dans les différentes activités du Groupe, qu’ils soient positifs ou négatifs.

Les Renouvelables ont réalisé une croissance organique de 11 %

Le ROC des Renouvelables s’est élevé à 1 070 millions d’euros, soit une hausse organique de 11 %. Cette croissance organique est due à l’effet positif de la décision « GFOM » au Brésil (qui correspond à la récupération de coûts de l’énergie passés, à la suite de l’accord sur la renégociation du risque hydrologique finalisé fin 2020) pour environ 165 millions d’euros, à l’amélioration des prix captés pour la production hydroélectrique en France, à la hausse des volumes de production éolienne principalement due à la mise en service de nouvelles capacités, et aux premiers effets du financement par tax equity signé aux États-Unis au printemps 2020. Cette croissance organique a été partiellement compensée par la baisse des marges DBSO et par une allocation défavorable pour l’hydroélectricité au Brésil.

Malgré un contexte difficile, ENGIE a réitéré la forte performance opérationnelle de 2019 avec la mise en service de 3 GW de capacités renouvelables en 2020. En outre, le Groupe a également acquis 2 GW d’actifs opérationnels en Europe : 1,7 GW d’actifs hydroélectriques au Portugal, en partenariat avec le Crédit Agricole Assurance et Mirova, et 0,3 GW de capacités éoliennes en Italie et en France.

Au cours des deux dernières années, la capacité renouvelable d’ENGIE à 100 % a augmenté de 32 %, avec 6,0 GW de capacités mises en service et 2,1 GW de capacités acquises, pour atteindre 31,1 GW à fin 2020. Grâce au développement des énergies renouvelables et à ses compétences en matière de trading, ENGIE offre à l’ensemble de ses clients publics et privés des solutions de fourniture d’électricité décarbonée à des conditions commerciales et financières optimisées. À ce titre, le Groupe a encore renforcé sa position sur le marché en pleine croissance des contrats long-terme de vente d’électricité renouvelable aux entreprises (« Green Corporate PPA ») avec plus de
1,5 GW de contrats signés en 2020.

Avec un portefeuille d’actifs éoliens et solaires relativement récent (âge moyen de 5 ans) bénéficiant de contrats à long terme (durée résiduelle moyenne de 15 ans) qui offrent de la visibilité sur les revenus, les énergies renouvelables représentent un moteur de croissance clé pour le Groupe à long terme.

3 GW de capacités renouvelables actuellement en construction seront mis en service en 2021. ENGIE est en bonne position pour tenir son objectif 2019 de mettre en service 9 GW de capacités renouvelables additionnelles en 3 ans d’ici fin 2021.

ENGIE et EDP Renováveis ont finalisé la création d’Ocean Winds, une joint-venture dans le secteur de l’éolien offshore flottant et fixe. Ocean Winds sera le véhicule d’investissement exclusif de chacun des partenaires pour saisir les opportunités d’éolien en mer dans le monde entier. Elle vise à devenir l’un des cinq premiers opérateurs mondiaux d’éolien en mer en s’appuyant sur le potentiel de développement des deux partenaires. Depuis sa création, la société a déjà mis en service la première tranche d’un parc éolien en mer fixe en Belgique et WindFloat Atlantic, un parc éolien flottant de 25 MW au Portugal. Ce dernier est le premier parc éolien flottant semi-submersible au monde et constitue une réalisation majeure pour le secteur car la technologie éolienne flottante contribue à la diversification des sources d’énergie et permet d’accéder à des zones marines inexploitées.

ENGIE a annoncé la signature d’un accord avec Hannon Armstrong, groupe leader dans l’investissement de solutions respectueuses de l’environnement, pour la vente d’une participation de 49 % dans un portefeuille de
2,3 GW de capacités renouvelables aux États-Unis. ENGIE conservera le contrôle du portefeuille et continuera d’assurer la gestion des actifs. Une fois mis en service, ce portefeuille comprendra 1,8 GW de projets éoliens terrestres et 0,5 GW de projets solaires photovoltaïques. ENGIE a sécurisé près de 2 milliards de dollars US de financement par tax equity pour ce portefeuille. Ce type de financement est le schéma habituellement utilisé aux États-Unis pour soutenir le développement des projets renouvelables. Il s’agit du financement par tax equity le plus important jamais réalisé aux États-Unis, ce qui démontre le succès du développement d’ENGIE sur ce marché.

ENGIE développe également des projets pour favoriser la transition énergétique à long terme : début janvier 2021, ENGIE et Total ont signé un partenariat pour développer le plus grand site français de production d’hydrogène vert à partir d’électricité 100 % renouvelable. Ce partenariat est l’un des nombreux projets d’hydrogène renouvelable qu’ENGIE développe actuellement.

Les Infrastructures ont été principalement impactées par des températures élevées et des amortissements plus élevés en France ; le ROC à l’international est en forte hausse

Le ROC des Infrastructures s’est élevé à 2 063 millions d’euros, soit une baisse organique de 14 %.

En France, cette activité a souffert de températures anormalement élevées au cours du premier semestre et de l’effet négatif de la Covid-19 sur les volumes distribués, avec une compensation partielle due à la baisse des dépenses d’exploitation pendant le confinement. L’augmentation des amortissements (due à l’amortissement accéléré de certains actifs de distribution de gaz en France, dont l’effet est neutre sur la valeur dans le temps puisqu'il est pris en compte dans le revenu autorisé), la non-répétition d’un one-off interne positif survenu au quatrième trimestre 2019 ainsi que les premiers effets de la baisse des taux de rémunération des Bases d’Actifs Régulés (BAR) ont également contribué à la baisse du ROC des Infrastructures en France. Parmi ces impacts, les effets négatifs de volume seront compensés à moyen terme dans le cadre du mécanisme tarifaire du compte de régularisation des charges et des produits.

En Amérique latine, le ROC a bénéficié de contributions plus importantes de TAG et des deux lignes de transmission électrique actuellement en construction au Brésil. En Europe (hors France) et en Asie, les Infrastructures ont été impactées par des effets prix et température négatifs.

Dans l’ensemble, l’impact de la Covid-19 a été limité et s’est principalement concentré sur les activités de distribution, en particulier en France.

Avec une BAR d’un peu plus de 28 milliards d’euros, ENGIE est l’un des plus grands opérateurs de réseaux de gaz en Europe. Ces activités sont également en pleine expansion en Amérique latine.

Tout au long de l’année 2020, ENGIE a su maintenir un haut niveau de performance opérationnelle avec des niveaux élevés de sécurité et de fiabilité des installations en France et a atteint le taux de satisfaction client élevé de 91 % pour la distribution de gaz en France. Toujours en France, parallèlement au rétablissement du niveau d’activité, le déploiement des compteurs communicants de gaz a repris avec l’installation de 2,0 millions d’unités en 2020, pour un total de 6,9 millions de compteurs installés à fin 2020.

Le développement des gaz renouvelables est un axe d’intérêt majeur pour ENGIE. Le Groupe considère que le gaz a un rôle essentiel à jouer pour permettre une transition énergétique abordable et en douceur grâce à la poursuite de l’utilisation du gaz naturel et à l’augmentation progressive de l’utilisation des gaz renouvelables tels que le biométhane et l’hydrogène. ENGIE connait des avancées dans ce domaine. Par exemple, l’année dernière, ENGIE a connecté 91 unités supplémentaires de production de biométhane au réseau de distribution de gaz en France, qui contribuent dorénavant à une production annuelle de 3,9 TWh, ce qui équivaut à la consommation annuelle de gaz d’environ 1 million de nouveaux logements individues en France. ENGIE a également commencé à adapter les réseaux de transport de gaz existants en mettant en service trois installations de capacité de rebours en 2020, qui permettent au biométhane de passer du réseau de distribution aux infrastructures de stockage.

En Amérique Latine, après l’acquisition de 90 % de TAG en juin 2019, ENGIE, avec son partenaire la Caisse de Dépôt et Placement du Québec, a acquis les 10 % restants en juillet 2020. En outre, deux lignes de transmission d’électricité au Brésil sont en cours de construction par le Groupe : Gralha Azul (1 000 kilomètres) et Novo Estado (1 800 kilomètres). Les deux projets comprennent la construction de nouvelles sous-stations et la modernisation de sous-stations existantes et devraient être mis en service au cours du second semestre 2021.

Les Solutions Clients ont connu une forte reprise au second semestre après un premier semestre impacté par la Covid-19

L’impact sur le chiffre d’affaires des Solutions Clients a été relativement plus faible que sur le ROC, qui a significativement diminué, principalement en raison de la crise de la Covid-19, dont l’impact total est estimé à environ 600 millions d’euros pour 2020. Les activités Asset-light ont subi un fort impact de la crise de la Covid-19, notamment en Europe et aux États-Unis, principalement du fait de la perte de revenus et d’achats spécifiques supplémentaires. Les mesures de réduction et de variabilisation des coûts ont permis une réduction des dépenses d’exploitation d’environ 0,3 milliard d’euros.

La Covid-19 a eu un impact important sur les résultats de SUEZ, et les résultats reflètent également la cession de 29,9 % de la participation dans SUEZ début octobre 2020.

Hors effet température défavorable, les activités de réseaux de chaleur et de froid ainsi que les activités de production d’énergie décentralisée ont été résilientes.

La performance du second semestre 2020 a montré une reprise avec des résultats similaires à ceux de second semestre 2019, hors effet de la cession de SUEZ au quatrième trimestre 2020. Les restrictions ayant été assouplies en France au second semestre et les niveaux d’activité ayant été plus élevés, les impacts sur les résultats liés à la Covid-19 ont été beaucoup plus faibles. En outre, les Solutions Clients ont également continué à bénéficier des actions de réductions des coûts initiées au deuxième trimestre.

Sur le plan opérationnel, le carnet de commandes des activités de projet (Asset-light) est plus important que celui de 2019 du fait de projets reportés ainsi que grâce aux acquisitions réalisées. L’évolution positive de cet indicateur offre de la visibilité pour 2021, sous réserve des restrictions liées à la Covid-19.

Porté par les objectifs de décarbonisation et la croissance des solutions d’efficacité énergétique, ENGIE voit un fort potentiel de croissance pour les réseaux de chaud et de froid, la production d’énergie décentralisée et la mobilité verte au sein des activités Asset-based. Le Groupe occupe déjà une position de leader dans ces activités. Dans les réseaux de chaud et de froid, ENGIE est un des leaders mondiaux avec 100 réseaux de froid d’une puissance totale installée de 6,1 GW, et 300 réseaux de chauffage de tailles diverses qui fournissent 19 TWh par an.

ENGIE connaît également une croissance rapide dans le domaine de la mobilité verte et exploite plus de 50 000 points de recharge de véhicules électriques.

ENGIE a annoncé en décembre 2020 que le groupe EVBox, une start-up acquise en 2017 et aujourd’hui l’un des principaux fournisseurs mondiaux de solutions de recharge intelligentes pour les véhicules électriques, serait coté au NYSE dans les semaines à venir, après la finalisation d’une transaction par le biais d’une SPAC (Special Purpose Acquisition Company). Cette transaction combinerait liquidités et capital. ENGIE conserverait une participation de plus de 40 % dans EVBox.

Cette transaction devrait entraîner une diminution de la dette nette d’environ 0,2 milliard d’euros et EVBox ne serait plus consolidée par intégration globale, mais comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence.

Le Thermique a enregistré une croissance organique de 1% malgré d’importants one-offs positifs en 2019

Le ROC du Thermique s’est élevé à 1 209 millions d’euros, soit une hausse organique de 1 %, malgré la non-répétition des one-offs opérationnels favorables en 2019, principalement des indemnités compensatoires au Brésil et au Chili. Le ROC du Thermique a subi un impact limité de la Covid-19, pour environ 40 millions d’euros, principalement en raison d’une baisse de la demande au Chili et au Pérou. Ces effets négatifs ont été compensés par une meilleure performance de la flotte européenne des actifs thermiques gaz merchant grâce à un niveau plus élevé de revenus ancillaires, principalement en Italie, ainsi qu’à des spreads captés plus élevés dans toute l’Europe. Le ROC du Thermique a également bénéficié de la meilleure performance des activités contractées de production d’électricité au Moyen-Orient, de l’impact en année pleine de la mise en service de la centrale de Pampa Sul au Brésil en juin 2019 et de l’augmentation des volumes vendus avec des marges plus élevées au Brésil.

Dans l’ensemble, les activités Thermique ont fait preuve d’une forte résilience, à la fois grâce à un profil hautement contracté en dehors de l’Europe et grâce à la valeur d’optionnalité de la flotte merchant en Europe.

En août et novembre 2020, la remise en service de deux unités à cycle combiné aux Pays-Bas pour 0,7 GW a montré la flexibilité de la flotte thermique permettant de tirer parti des opportunités du marché.

En juin 2020, la vente d’une participation minoritaire dans le cycle combiné gaz merchant Astoria Energy à New York a été finalisée.

En mars 2020, la mise en service de la centrale à gaz de 1,5 GW de Fadhili, une centrale de cogénération en Arabie Saoudite, dont les revenus sont contractés et dans laquelle ENGIE détient une participation de 40 %, a réaffirmé la position de leader d’ENGIE en tant que producteur d’électricité indépendant au Moyen-Orient.

La performance du Supply a été affectée par la Covid-19 et des températures élevées

Le ROC du Supply a baissé significativement de 233 millions d’euros à 112 millions d’euros. La performance financière a été fortement impactée par la Covid-19 (env. - 290 millions d’euros d’effet net) en Europe et aux États-Unis en raison de la baisse de la consommation de gaz et d’électricité pendant les périodes de confinement (clients BtoB principalement). Cette baisse brutale et inattendue de la demande a entraîné un effet volume négatif, du fait des marges correspondantes non comptabilisées, ainsi qu’un effet de prix négatif, car les couvertures afférentes aux volumes prévus ont dû être dénouées dans un contexte de prix de marché en baisse. Les services aux clients BtoC ont également fortement baissé pendant les périodes de confinement et, en raison du contexte économique, le niveau des créances douteuses a augmenté. Les températures élevées en France et au Benelux ont également contribué à cette forte baisse.

Ces effets n’ont été que marginalement compensés par divers one-offs, des mesures d’atténuation de la Covid-19, de meilleurs résultats en Roumanie et des marges gaz BtoC plus élevées en France.

Sur le plan opérationnel, le nombre de contrats d’électricité BtoC a augmenté de 186 000 en 2020, ce qui a contribué à la stabilité du nombre total de contrats BtoC à 24,4 millions.

Nucléaire – ROC en amélioration principalement grâce à de meilleurs prix captés

Le ROC des activités Nucléaires s’est établi à - 111 millions d’euros, en hausse organique de 65 %. Ces activités ont bénéficié d’un effet prix positif et d’une baisse des coûts d’exploitation.

Ces effets positifs ont été partiellement compensés par une baisse des volumes due aux arrêts de maintenance planifiés pour la prolongation de la durée de vie de Doel 1, Doel 2 et Tihange 1, ainsi que par l’augmentation des amortissements. L’impact de la Covid-19 sur le ROC des activités Nucléaires s’est élevé à environ - 60 millions d’euros.

Autres

Le ROC des activités « Autres » s’est élevé à - 224 millions d’euros, en baisse de 70 millions d’euros par rapport à 2019.

La comparaison d’une année sur l’autre est affectée par l’effet positif de la vente partielle d’un contrat de fourniture de gaz en 2019 et par l’impact de la Covid-19 dû à des créances douteuses pour GEM (Global Energy Management). Ces effets négatifs ont été partiellement compensés par les bonnes performances de GEM dans un contexte de forte volatilité des marchés, particulièrement durant le premier semestre, et par la contribution plus élevée de GTT grâce à une prise de commandes passée élevée.

Une position financière et un niveau de liquidités solides

ENGIE a porté une attention particulière au maintien d’un niveau important de liquidité qui s’élève à 23,0 milliards d’euros (trésorerie nette + lignes de crédit non tirées – encours de billets de trésorerie), dont 13,3 milliards d’euros de liquidités, au 31 décembre 2020.

ENGIE a renforcé sa position de leader sur le marché des obligations vertes en émettant 2,4 milliards d’euros d’obligations vertes en 2020, pour atteindre un total de 12 milliards d’euros depuis 2014. Grâce à une gestion continue des obligations hybrides, ENGIE a un encours moyen de 3,9 milliards d’euros avec un coupon total actuel de 100 millions d’euros par an, en baisse d’environ -28 % depuis 2017.

La dette financière nette s’établit à 22,5 milliards d’euros, en baisse de 3,5 milliards d’euros par rapport au 31 décembre 2019. Cette variation s’explique principalement par (i) le flux de trésorerie d’exploitation (7,1 milliards d’euros), (ii) les effets du programme de rotation du portefeuille (4,2 milliards d’euros comprenant notamment la cession d’une partie de la participation dans SUEZ pour 3,4 milliards d’euros et de la participation dans les centrales à gaz Astoria 1 et 2 aux États-Unis pour 0,4 milliards d’euros) (iii) d’autres éléments (0,5 milliard d’euros) principalement liés aux taux de change partiellement compensés par les nouveaux droits d’utilisation des biens pris en location. Ces éléments ont été partiellement compensés par (i) les dépenses d’investissement sur la période (7,7 milliards d’euros) et (ii) les versements de dividendes aux participations ne donnant pas le contrôle et des mouvements sur actions propres (0,6 milliard d’euros).

Le cash flow from operations s’établit à 7,1 milliards d’euros, en baisse de 0,5 milliard d’euros par rapport à 2019. Cette diminution résulte de la baisse de 1,1 milliard d’euros des cash-flows opérationnels, partiellement compensée par une variation positive de 0,5 milliard d’euros du besoin en fonds de roulement et par une légère diminution nette des intérêts et des impôts payés. L’évolution positive de la variation du besoin en fonds de roulement est principalement due à la variation des appels de marge liés aux matières premières et aux produits financiers dérivés pour 0,9 milliard d’euros, partiellement compensée par une détérioration de la variation du besoin en fonds de roulement d’exploitation de 0,4 milliard d’euros due notamment à une augmentation des stocks partiellement compensée par une diminution des créances.

A fin décembre 2020, le ratio dette financière nette/EBITDA s’élève à 2,4x, en baisse de 0,1x par rapport à fin 2019. Le coût moyen de la dette brute s’élève à 2,38 %, en baisse de 32 points de base par rapport à fin 2019. Cette diminution s’explique principalement par l’effet positif induit par la détérioration du taux de change au Brésil et la réduction de la dette en Inde, entrainant un effet de mix positif : la part de la dette centralisée, dont le taux moyen est inférieur à celui des dettes locales, dans la dette moyenne totale a augmenté.

A fin décembre 2020, le ratio dette nette économique[iv]/EBITDA s’élève à 4,0x, stable par rapport à fin 2019.

ENGIE a conservé une notation de crédit « strong investment grade » :

Le 9 novembre 2020, Moody’s a abaissé sa notation de crédit long-terme à Baa1 avec une perspective stable.

Le 24 septembre 2020, Fitch a confirmé sa notation de crédit long-terme à A et a abaissé sa perspective de stable à négative.

Le 24 avril 2020, S&P a abaissé sa notation crédit long terme à BBB+ et sa notation crédit court terme à A-2.

Un chiffre d’affaires de 55,8 milliards d’euros

Le chiffre d’affaires s’élève à 55,8 milliards d’euros, en baisse de 7,2 % en brut et de 5,7 % en organique.

La baisse brute du chiffre d’affaires comprend un effet de change négatif, principalement dû à la dépréciation du real brésilien par rapport à l’euro et, dans une moindre mesure, aux dépréciations du dollar US et des pesos mexicain et argentin par rapport à l’euro, qui n’ont été que partiellement compensées par un effet périmètre net positif. Cet effet périmètre comprend diverses acquisitions dans les Solutions Clients, principalement Powerlines en Europe et Conti aux États-Unis, partiellement compensées par les cessions de la participation de Glow en Thaïlande en mars 2019, des activités de Supply BtoC au Royaume-Uni au début de l’année 2020 et des centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas.

La baisse organique du chiffre d’affaires est en grande partie due à la crise de la Covid-19 affectant principalement le Supply et les Solutions Clients dans toutes les zones géographiques. Les températures élevées ont aussi affecté les revenus du Supply en Europe et en Australie, des activités de distribution de gaz en France et, dans une moindre mesure, des activités Asset-based des Solutions Clients. Cette baisse n’a été que partiellement compensée par l’augmentation des revenus au Brésil grâce aux revenus de construction des lignes de transmission d’électricité (Gralha Azul et Novo Estado) ainsi qu’à la première année complète d’exploitation de la centrale thermique de Pampa Sul. En France, des effets volume et prix sur les ventes d’électricité ont également partiellement compensé cette baisse.

EBITDA de 9,3 milliards d’euros

L’EBITDA s’élève à 9,3 milliards d’euros, en baisse de 10,5 % en brut et de 6,5 % en organique.

Ces variations brutes et organiques sont globalement en ligne avec la baisse du résultat opérationnel courant (ROC), à l’exception de l’augmentation des amortissements non pris en compte dans l’EBITDA. Cette augmentation provient de l’accroissement de l’actif de démantèlement nucléaire résultant de la révision triennale des provisions nucléaires belges intervenue fin 2019, des travaux dans le cadre des opérations à long terme (LTO) des réacteurs belges de première génération et de l’amortissement accéléré de certains actifs de distribution de gaz en France.

En outre, le plan Lean 2021 a continué de produire des résultats aux niveaux de l’EBITDA et du ROC, qui sont actuellement légèrement supérieurs aux objectifs.

Résultat opérationnel courant de 4,6 milliards d’euros

Le résultat opérationnel courant s’élève à 4,6 milliards d’euros, en baisse de 21,3 % en brut et de 16,4 % en organique.

La performance organique du ROC a varié en fonction des segments reportables :

La France a connu une contraction organique du ROC.

Pour le segment France hors Infrastructures, la baisse organique est due aux impacts de la Covid-19, aux effets négatifs des températures élevées sur les activités Supply et Solutions Clients ainsi qu’à une contribution plus faible des marges DBSO pour les activités Renouvelables, partiellement compensés par des prix captés plus élevés pour la production hydroélectrique et par une augmentation de la production éolienne.

Pour le segment France Infrastructures, la baisse du ROC est due à une diminution des revenus dans la distribution principalement en lien avec les températures hivernales en France particulièrement élevées, l’amortissement accéléré d’actifs, les effets négatifs de la Covid-19 sur les volumes, une comparaison défavorable due à un one-off positif fin 2019 et l’impact des nouveaux tarifs en vigueur depuis le 1er avril 2020 pour les activités de stockage régulées en France.

Le Reste de l’Europe a enregistré une baisse organique du ROC. Cette baisse est principalement due aux Solutions Clients au Royaume-Uni, au Benelux et en Italie notamment, impactées par la crise de la Covid-19. Les activités de Supply ont également été affectées par un climat chaud et l’impact de la Covid-19 qui a entraîné une baisse de la consommation des clients BtoB et BtoC, partiellement compensée par une meilleure performance du Supply en Roumanie. La contribution des Infrastructures a diminué en Roumanie du fait d’un effet température négatif, de l’impact de la Covid-19 sur les volumes et d’une révision à la baisse du tarif de distribution. Ces effets négatifs n’ont été que partiellement compensés par les activités Nucléaires, qui ont bénéficié de prix captés plus élevés et de dépenses opérationnelles plus faibles, effets positifs partiellement compensés par des volumes produits plus faibles et des amortissements plus élevés, ainsi que par le Thermique, qui ont enregistré de meilleures performances grâce à un niveau élevé de revenus ancillaires en Italie et à des spreads plus élevés captés dans toute l’Europe.

Le ROC de l’Amérique Latine a été en croissance organique. Le Brésil a délivré une croissance organique significative principalement dans les Renouvelables du fait de la compensation « GFOM » et dans les Infrastructures qui ont bénéficié d’une meilleure performance de TAG et des revenus de construction des projets de lignes de transport électrique actuellement en construction. La performance du Thermique a été relativement stable au Brésil, la non-répétition des one-offs opérationnels positifs enregistrés en 2019 ayant été compensée par des volumes plus élevés vendus à des marges plus élevées et par la première année complète d’exploitation de Pampa Sul. Hors du Brésil, la baisse organique a été principalement due au one-off opérationnel positif enregistré au Chili en 2019, à une baisse de la demande d’électricité et des prix des contrats long-terme de vente d’électricité au Pérou et à une diminution des volumes de gaz distribués en Argentine et au Mexique due à la crise de la Covid-19.

Les États-Unis et le Canada ont connu une baisse organique du ROC, principalement du fait des impacts de la crise du Covid-19 sur les activités de Supply et de la fin d’un contrat de GNL. Ces effets négatifs ont été partiellement compensés par les contributions de plusieurs projets renouvelables mis en service ces derniers mois et d’une meilleure performance du Thermique.

Le Moyen-Orient, l’Asie et l’Afrique ont fait l’objet d’une stabilité organique du ROC. Cette stabilité est principalement due à une contribution plus élevée des activités de Solutions Clients, en particulier de Tabreed, réseau urbain de froid au Moyen-Orient. La contribution du Thermique est restée stable, avec une baisse en Australie principalement due à la diminution des prix entièrement compensée par la bonne performance des actifs au Moyen-Orient. Enfin, les contributions du Supply (principalement en Afrique) et des Infrastructures (en Thaïlande du fait de la baisse des cours du pétrole) sont en baisse.

Le segment “Autres” présente une diminution significative du ROC en organique. Cette baisse est principalement due à l’impact de la crise de la Covid-19 chez SUEZ, Entreprises & Collectivités (aussi impacté par les températures), et GEM, à l’effet positif du one-off en 2019 lié à la vente partielle d’un contrat d’approvisionnement de gaz, au développement de nouvelles activités et à Tractebel. Ces impacts négatifs ont été partiellement compensés par la bonne contribution de GTT et par la très bonne performance des activités de marché dans un contexte de forte volatilité, en particulier au cours du premier semestre.

Résultat net récurrent part du Groupe de 1,7 milliard d’euros

Résultat net part du Groupe de - 1,5 milliard d’euros

Le résultat net récurrent, part du Groupe, s’élève à 1,7 milliard d’euros contre 2,7 milliards d’euros au 31 décembre 2019. Cette baisse est principalement due à la baisse du résultat opérationnel courant, la hausse des charges financières récurrentes, ainsi qu’à la hausse du taux effectif d’impôt récurrent de 28,2 % à 32,5 %.

Le résultat net part du Groupe est de - 1,5 milliard d’euros, en baisse de 2,5 milliards d’euros en raison de la baisse du résultat net récurrent, des pertes de valeur (3,6 milliards d’euros au total) plus élevées principalement liées au changement d’hypothèse de durée de vie des réacteurs nucléaires belges et aux modifications des scénarii de prix des commodités pour les actifs nucléaires (2,9 milliards d’euros) ainsi qu’à l’extension de la comptabilité en juste valeur à un contrat de gaz européen et à ses actifs liés (0,5 milliards d’euros).

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La présentation de la conférence téléphonique investisseurs sur les résultats financiers 2020 est disponible sur le site internet du Groupe : https://www.engie.com/finance/resultats/2020

Les comptes consolidés du Groupe et les comptes sociaux d’ENGIE SA au 31 décembre 2020 ont été arrêtés par le Conseil d’administration du 25 février 2021.

Les procédures d’audit des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés ont été effectuées. Le rapport de certification sera émis après la finalisation des vérifications relatives au rapport de gestion et à la présentation au format prévu par le règlement ESEF (European Single Electronic Format) des comptes destinés à être inclus dans le rapport financier annuel.

L’ordre du jour complet de l’Assemblée Générale des actionnaires et les projets de résolutions seront publiés dès le 10 mars 2021.

PROCHAINS EVENEMENTS

18 mai 2021                 Publication des informations financières du 1er trimestre 2021 et point stratégique

20 mai 2021                 Assemblée Générale des actionnaires

26 mai 2021                 Paiement du dividende 2020

30 juillet 2021              Publication des résultats financiers du 1er semestre 2021

10 novembre 2021       Publication des informations financières au 30 septembre 2021

Notes de bas de page

[i] Net de l’impact des cessions dans le cadre du schéma DBSO (Develop, Build, Share & Operate) et des financements tax equity reçus

[ii] La définition du Résultat Opérationnel Courant (ROC) ne tient plus compte des éléments non récurrents de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence

[iii] Ces objectifs et ces indications reposent sur des hypothèses de température moyenne en France pour 2021, de répercussion complète des coûts d’approvisionnement sur les tarifs régulés du gaz en France, d’absence de changement substantiel de réglementation ou de l’environnement macro-économique, d’absence de changement comptable significatif, de prix de commodités sur les conditions de marchés au 31 décembre 2020, de cours de change moyens pour 2020 : €/$ : 1,23 ; €/BRL : 6,27; jusqu'à 0.1 Md€ d'effet dilutif sur le ROC provenant de cessions pour environ 2 milliards d'euros venant en plus des transactions déjà signées. Ces prévisions sont basées sur l’absence de nouvelles mesures de confinement majeur et d’un assouplissement progressif des mesures de restriction au cours de 2021.

[i]Variation organique = variation brute hors effets de change et de périmètre

[ii] Cash flow from operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance

[iii] Develop, Build, Share & Operate

[iv] La dette nette économique s’établit à 37,4 milliards d’euros à fin décembre 2020, en baisse de 3,7 Md€ par rapport à fin décembre 2019 ; elle intègre notamment les provisions nucléaires et les avantages postérieurs à l’emploi