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13
nov
2013

Résultats au 30 septembre 2013

  • Bonnes performances opérationnelles
  • Confirmation des objectifs annuels
  • Poursuite de la transformation du Groupe
  • Avancées significatives du plan d’actions Perform 2015
  • Persistance de conditions économiques et régulatoires défavorables en Europe

Le chiffre d’affaires au 30 septembre 2013 s’élève à 59 632 millions d’euros, en croissance organique de + 3,4 %. Cette croissance provient de la poursuite du développement du Groupe sur les marchés à forte croissance, de conditions climatiques plus froides qu’en 2012 sur le premier semestre impactant favorablement les ventes de gaz naturel en France et de la progression des ventes externes de GNL avec une forte activité d’arbitrage en Asie et en Europe.

L’Ebitda sur la période s’élève à 10 296 millions d’euros, en recul de – 6,5 % en brut et de – 1,4 % en organique par rapport à 2012. Au-delà de l’effet périmètre lié à l’impact du programme de cessions (- 379 millions d’euros) et au change (- 215 millions d’euros), la performance organique au 30 septembre est, comme anticipé, contrastée d’une branche à l’autre et plus particulièrement en raison de la persistance de conditions économiques et régulatoires défavorables en Europe :

  • bonne performance opérationnelle de la branche Energy International, portée principalement par de nouvelles mises en service d’actifs en Thaïlande et en Amérique latine, par des effets prix favorables en Asie-Pacifique et en Amérique latine, et par la bonne performance opérationnelle des activités GNL aux Etats-Unis ;
  • net recul des résultats de la branche Energie Europe pénalisés par l’indisponibilité des centrales nucléaires belges de Doel 3 et Tihange 2 jusqu’à début juin 2013, la baisse des prix de marché de l’électricité et ce malgré des conditions climatiques favorables et le rattrapage 2012 accordé début 2013 sur le tarif réglementé du gaz en France ;
  • recul également des résultats de la branche Global Gaz & GNL en particulier du fait de la baisse temporaire de la production de l’activité exploration–production, impactée notamment par des arrêts de production en Norvège pendant le 1er semestre 2013 ;
  • bonne performance opérationnelle de la branche Infrastructures notamment grâce à l’effet favorable du climat pendant le 1er semestre 2013 ;
  • progression des résultats de la branche Energie Services grâce à des conditions climatiques favorables sur le premier trimestre et aux mesures de réduction de coûts.

Au 30 septembre 2013, la dette nette s’établit à 29,8 milliards d’euros et intègre notamment sur la période :

  • 7,1 milliards d’euros de Cash Flow From Operations (équivalent à 5,3 milliards de free cash flow), et
  • 4,7 milliards d’euros d’investissements bruts

Le ratio dette nette/Ebitda est à 2,2x en ligne avec l’objectif ≤2,5x. A fin septembre 2013, le Groupe affiche un niveau élevé de liquidité à 17,2 milliards d’euros, dont 9 milliards d’euros de trésorerie et 8,2 milliards d’euros de lignes de crédit disponibles. Le coût moyen de la dette brute est stable à 3,64 %.

En données IFRS, les évolutions sont du même ordre :

Pour 2013, le Groupe réaffirme ses objectifs financiers2 :

  • un résultat net récurrent part du Groupe3 entre 3,1 et 3,5 milliards d’euros, à climat moyen et régulation stable. Cet objectif repose sur une estimation d’Ebitda comprise entre 13 et 14 milliards d’euros, après prise en compte de la mise en équivalence de Suez Environnement au 1er janvier 2013
  • des investissements bruts entre 7 et 8 milliards d’euros
  • un ratio dette nette/Ebitda inférieur ou égal à 2,5x et le maintien d’une notation de catégorie « A ».

Compte tenu des résultats opérationnels des neuf premiers mois et des contributions positives au résultat net récurrent de la réduction du coût de la dette, des effets du plan d’actions Perform 2015 et de l’évolution des dotations aux amortissements, le Groupe prévoit pour 2013 un résultat net récurrent part du Groupe3 dans le haut de la fourchette mentionnée ci-dessus.

Par ailleurs, le Groupe a entamé le processus de révision annuelle des valeurs comptables et, à ce stade, il est prévisible que ce processus amène à revoir la valeur de certains de ses actifs de production d’électricité et de stockage de gaz en raison de la dégradation persistante des conditions économiques et régulatoires en Europe, qui affecte l’ensemble du secteur. Cette révision des valeurs comptables, non cash et non récurrente, aurait un effet sur le résultat net part du Groupe en 2013 et non pas sur le résultat net récurrent susmentionné.

Faits marquants de la période

Le Groupe a saisi de nouvelles opportunités et a franchi des étapes-clés sur les marchés à forte croissance :

  • A Dubaï, livraison d’une première cargaison de GNL d’une capacité de 138 000 m3 ;
  • En Algérie, signature d’un contrat EPCC (ingénierie, équipement, construction, mise en service) portant sur la première phase de développement des gisements de Touat ;
  • En Mongolie, confirmation du statut de ‘preferred bidder’ pour la centrale de cogénération au charbon CHP5, d’une capacité de production électrique de 415 MW et de vapeur de 587 MW, pré-qualification pour le projet de centrale Tavan Tolgoi (450 MW) et signature d’un protocole d’accord avec Newcom pour le développement de projets renouvelables ;
  • Au Brésil, mise en service commerciale de la première turbine de 75 MW de la centrale hydroélectrique de Jirau, qui disposera d’une capacité totale installée de 3 750 MW et prise d’une participation de 51 % dans Emac, société brésilienne spécialisée dans la maintenance de systèmes de climatisation et les services multi-techniques ;
  • Au Maroc, signature du contrat d’achat et de fourniture d’électricité pour la centrale thermique de Safi d’une capacité totale de 1 386 MW ;
  • En Malaisie, entrée à hauteur de 20 % dans une première licence d’exploration en offshore profond ;
  • En Azerbaïdjan, signature d’un premier contrat d’approvisionnement long terme en gaz naturel issu du champ de Shah Deniz, dans la mer Caspienne, portant sur des volumes de 2,6 milliards de m3 par an, sur une période de 25 ans ;
  • En Uruguay, signature d’un contrat pour la construction et l’exploitation du premier terminal d’importation de GNL en Uruguay ;
  • Au Mexique, participation à la seconde phase du projet de gazoduc Los Ramones ;
  • Au Pérou, avec la mise en service de la centrale de « réserve froide » Ilo (564 MW), le Groupe devient premier opérateur du pays ;
  • Le Groupe a par ailleurs conclu un accord pour acquérir 25 % dans 13 licences on-shore britanniques ayant un potentiel de gaz de schiste.

Sur les marchés matures, le Groupe a poursuivi l’optimisation de ses actifs et son évolution vers un nouveau business modèle de Partenariat Energétique :

  • Poursuite de la mise en oeuvre du programme d’optimisation de portefeuille avec la cession de 50 % des actifs portugais de production d’électricité thermique et renouvelable à Marubeni et la vente, en Australie, d’une participation de 28 % à Mitsui dans 4 unités de production et dans l’activité de détail Simply Energy;
  • Dans le domaine de l’efficacité énergétique, acquisition de la société britannique de « facility management » Balfour Beatty Workplace et entrée sur le marché du chauffage urbain en Pologne avec le rachat d’un portefeuille d’actifs de réseaux de chaleur. En France, un consortium emmené par le Groupe a remporté un contrat de 530 millions d’euros dans le cadre du projet de recherche international énergétique ITER ;
  • En Belgique, progrès dans la négociation avec le gouvernement sur les conditions d’extension de la centrale nucléaire Tihange 1 ;
  • Enfin, appel des 10 dirigeants des grands énergéticiens européens à l’initiative du Groupe pour relancer la politique énergétique européenne.

Par ailleurs, le plan d’actions Perform 2015 mis en oeuvre dans toutes les branches continue à produire ses effets selon les objectifs attendus.

*Le chiffre d’affaires total, y compris prestations intragroupe, s’élève pour la branche Global Gaz & GNL à 6 616 millions d’euros et pour la branche Infrastructures à 4 775 millions d’euros.

Le chiffre d’affaires est en recul de – 0,3 % en brut avec – 1 635 millions d’effets périmètre liés à la mise en oeuvre du programme d’optimisation de portefeuille et – 606 millions d’euros d’effets change, principalement sur le real brésilien et le dollar US. En organique, le chiffre d’affaires progresse de + 3,4 %.

* La Branche Energy International a été réorganisée en 5 régions contre 6 auparavant. L’Asie-Pacifique inclut désormais l’Australie, qui formait précédemment une région, mais n’inclut plus le Pakistan qui fait désormais partie de la zone Asie du Sud, Moyen-Orient, Afrique ; la Turquie est intégrée dans la zone Royaume-Uni et autre Europe.
Les chiffres au 30/09/2012 ont été retraités pour refléter cette nouvelle organisation.

Le chiffre d’affaires de la branche Energy International s’établit à 11 327 millions d’euros, en baisse brute de – 7,4 % et en croissance organique de + 3,2 %. Ces évolutions intègrent d’une part l’impact du programme d’optimisation du portefeuille (- 741 millions d’euros) et l’évolution des taux de change (- 513 millions d’euros, en raison de l’appréciation de l’euro par rapport à toutes les principales monnaies), et d’autre part la poursuite de la croissance organique avec la mise en service de nouvelles centrales en Thaïlande et en Amérique latine, et l’augmentation des prix de l’électricité principalement au Brésil, en Thaïlande et en Australie. Les ventes de gaz atteignent 63,4 TWh et les ventes d’électricité s’élèvent à 167,8 TWh.

AMERIQUE LATINE

Le chiffre d’affaires de la région Amérique latine s’établit à 2 695 millions d’euros, en baisse brute de 224 millions d’euros mais stable en organique par rapport au 30 septembre 2012. Au Brésil, la mise en service totale de la centrale hydraulique d’Estreito (1 090 MW) combinée à l’augmentation du prix de vente moyen, liée notamment à l’indexation sur l’inflation, ont permis une accélération des ventes. L’activité du Groupe au Pérou présente une évolution positive grâce à la mise en service du cycle combiné Chilca et de la centrale thermique Ilo et à la hausse de la demande de la part de certains clients. Au Chili, les revenus sont en baisse en raison de la baisse des ventes de GNL avec la fin de certains contrats d’approvisionnement en gaz.

Les ventes d’électricité augmentent légèrement (+ 0,7 TWh) à 40,3 TWh, tandis que les ventes de gaz sont en repli de – 2,4 TWh, notamment au Chili, s’établissant à 10 TWh.

ASIE PACIFIQUE

Le chiffre d’affaires de la région s’élève à 2 314 millions d’euros, en croissance organique de + 25,3 % mais stable en variation brute du fait d’un effet de périmètre suite au changement de contrôle de Senoko à Singapour. La croissance organique est principalement liée à la mise en service d’actifs de production d’électricité en Thaïlande (Gheco One et SPP12 (TNP2), respectivement en juillet et en décembre 2012) ainsi qu’à l’augmentation des prix de l’électricité en Australie suite à l’introduction de la taxe carbone au 1er juillet 2012.

Les ventes d’électricité sont stables à 32,6 TWh, impactées par le changement de méthode de consolidation de Senoko (- 2,7 TWh) et par une baisse de – 0,6 TWh en Australie compensées par une hausse de + 3,3 TWh en Thaïlande. Les ventes de gaz naturel sont en augmentation de 0,7 TWh à 4,6 TWh.

AMERIQUE DU NORD

Le chiffre d’affaires de la région Amérique du Nord atteint 3 206 millions d’euros, en baisse brute de – 5,9 % mais en augmentation organique de + 1 %, notamment grâce à la bonne performance opérationnelle des activités gaz et des activités de production d’électricité hors Etats-Unis et malgré la baisse des prix de gros et le recul sur le marché de détail aux Etats-Unis.

Les ventes d’électricité augmentent en organique de + 1,6 TWh, à 57,6 TWh, après impact du programme d’optimisation d’actifs (- 5,5 TWh) ; les ventes de gaz naturel, hors transactions intra-groupe, diminuent de – 8,0 TWh à 31,5 TWh essentiellement en raison de moindres ventes de GNL.

ROYAUME-UNI ET AUTRE EUROPE

Le chiffre d’affaires de la région s’élève à 2 665 millions d’euros, en diminution organique de – 5,7 %, conséquence d’une utilisation des actifs de la péninsule ibérique en repli.
Les ventes d’électricité sur la période s’élèvent à 27,3 TWh, en recul organique de – 1,9 TWh, impactées par la baisse des volumes générés par les actifs de la péninsule ibérique et des activités de détail au Royaume-Uni. En outre, l’impact du programme d’optimisation de portefeuille en Europe continentale et les fermetures de centrales au Royaume-Uni entrainent un impact de – 1,5 TWh supplémentaires. Les ventes de gaz s’élèvent à 17,4 TWh, en recul de – 2,1 TWh, suite à la baisse des ventes sur le marché de détail.

ASIE DU SUD, MOYEN-ORIENT & AFRIQUE

Le chiffre d’affaires de la région s’élève à 447 millions d’euros, en croissance organique de + 4,5 %. Cette croissance est liée à l’augmentation des revenus des activités d’opération et de maintenance relatives à de nouvelles centrales à Oman (Barka 3 et Sohar 2) et en Arabie Saoudite (Riyadh IPP).

Le chiffre d’affaires de la branche Energie Europe s’établit à 31 662 millions d’euros, en recul de – 1,2 % en brut et en progression de + 1,5 % en organique. Les ventes de gaz atteignent 491,1 TWh dont 88,6 TWh aux grands comptes. Les ventes d’électricité s’élèvent à 134,2 TWh.

Pour l’ensemble de la branche Energie Europe, la croissance organique du chiffre d’affaires, bien que modeste, ne reflète pas l’évolution de la profitabilité des activités de production d’électricité en Europe. La tendance baissière de l’Ebitda déjà observée au premier semestre 2013 se confirme et ce sans laisser présager d’un redressement dans un avenir proche.

CWE FRANCE

A fin septembre 2013, le chiffre d’affaires contributif de la France s’établit à 12 521 millions d’euros. Ce chiffre est en progression de 602 millions d’euros par rapport à celui de septembre 2012.

Les ventes de gaz naturel baissent de – 2,3 TWh, la différence de climat entre les deux périodes étant compensée par les économies d’énergie et les pertes de clients. GDF SUEZ maintient une part de marché d’environ 84 % sur le marché des particuliers et d’environ 54 % sur le marché d’affaires.

Les ventes d’électricité progressent de + 1,1 TWh grâce à la croissance des ventes aux clients finaux et des ventes sur le marché liées à la hausse de la production d’électricité. Celle-ci atteint 24,4 TWh (23,3 TWh en 2012) avec les mises en service de fermes éoliennes, une meilleure hydraulicité qu’en 2012, compensée en partie par la baisse de production des centrales au gaz (conditions de marché défavorables).

CWE BENELUX – Allemagne

Le chiffre d’affaires de Benelux – Allemagne s’établit à 9 224 millions d’euros, en retrait de – 12,5 % par rapport à 2012. Les volumes d’électricité vendus s’élèvent à 69,1 TWh, en baisse de – 10,8 % sous l’effet du tassement des ventes en Belgique et de moindres ventes sur les marchés. La production d’électricité s’élève à 45,4 TWh en retrait de 6,8 TWh, en raison de l’indisponibilité des deux centrales nucléaires en Belgique, Doel 3 et Tihange 2, jusqu’en juin et dans une moindre mesure d’une baisse de la production aux Pays-Bas, conséquence de spreads défavorables pour les unités gaz.

En Belgique et au Luxembourg, les ventes d’électricité diminuent avec des volumes en retrait de – 18 %, à 52 TWh, principalement liés à la baisse des ventes sur les marchés (pénalisées par l’indisponibilité des deux centrales de Doel 3 et Tihange 2) et à des pertes de clients. Aux Pays-Bas, les ventes d’électricité sont en légère hausse (+ 0,4 TWh) à 7,5 TWh. En Allemagne, les ventes d’électricité augmentent de + 35 %, à 9,6 TWh avec le développement des ventes aux clients professionnels.

Les volumes de gaz vendus sont en progression de + 4,1 TWh (+ 4,6 %), les pertes de clients étant compensées par les conditions climatiques favorables et une hausse des ventes sur les marchés.

SOUTHERN & EASTERN EUROPE

La zone Southern & Eastern Europe voit son chiffre d’affaires baisser de – 17,2 % en variation brute, pénalisée par un effet périmètre défavorable avec la cession de SPP en Slovaquie et en organique de – 11,4 %.

Le chiffre d’affaires contributif au 30 septembre 2013 s’élève à 4 358 millions d’euros, en hausse brute de 776 millions d’euros (+ 21,7 %) par rapport à fin septembre 2012, dont 825 millions d’euros de croissance organique (+ 23,4 %).

L’évolution du chiffre d’affaires contributif s’explique par :

  • la progression de l’activité GNL, avec une progression des ventes externes de GNL de 15,5 TWh, soit 61,5 TWh totalisant 68 cargaisons (dont 49 vers l’Asie) à fin septembre 2013 contre 46 TWh totalisant 50 cargaisons (dont 31 vers l’Asie) à fin septembre 2012, et l’impact de la hausse des prix du gaz en Europe,
  • un niveau stable de la production contributive d’hydrocarbures de l’exploration–production (33,7 millions de barils équivalent pétrole-Mbep à fin septembre 2013 vs 33,5 Mbep à fin septembre 2012).

La production totale d’hydrocarbures à fin septembre 2013 est en baisse à 39,5 Mbep vs 43,1 Mbep à fin septembre 2012.

 

Le chiffre d’affaires total de la branche Infrastructures, y compris intragroupe, s’élève à 4 775 millions d’euros, en hausse de + 10,3 % par rapport à 2012, sous l’effet combiné des éléments suivants :

  • un climat plus froid qu’en 2012 (+ 26,1 TWh) ;
  • la révision annuelle du tarif d’accès aux infrastructures de distribution en France (hausse de + 8 % au 1er juillet 2012 et de + 4,07 % au 1er juillet 2013) ;
  • la révision annuelle du tarif d’accès aux infrastructures de transport au 1er avril 2012 (hausse de + 6 %) et au 1er avril 2013 (hausse de + 8,3 %).

Cette bonne performance du chiffre d’affaires ne permet pas de refléter la moindre performance de l’activité stockages qui souffre d’une érosion significative des engagements de réservation de capacités.

Dans le même contexte climatique et régulatoire, le chiffre d’affaires contributif atteint 1 688 millions d’euros, en progression de + 28,4 %. Cette croissance traduit :

  • le développement des activités de transport, stockage et « terminalling » pour le compte de tiers du fait de l’ouverture croissante des marchés ;
  • l’accroissement des opérations d’achat-vente de gaz pour maintenir les performances des stockages.

Le chiffre d’affaires de la branche Energie Services est quasiment stable à 10 598 millions d’euros au 30 septembre 2013, soit une variation brute de – 0,6 %. La variation organique ressort à – 0,7 % et s’explique par :

  • la baisse des activités d’installation en France (- 1,6 %) et aux Pays-Bas (- 3,3 %) avec néanmoins un rattrapage en France pendant les mois d’été d’une partie du retard accumulé à fin juin.
  • la baisse des activités de services en France (- 0,8 %) qui subissent notamment l’impact des fins de contrats de cogénération gaz et le ralentissement des activités de travaux.

Ces éléments sont partiellement compensés par la progression de l’activité des réseaux de chaleur en France (+ 2,1 %) avec en particulier les effets positifs des hausses tarifaires et un climat froid sur le premier semestre 2013 et la croissance des activités « Installations” en Belgique (+ 1,4 %).

 

La présentation de la conférence téléphonique investisseurs sur les résultats au 30 septembre 2013 est disponible sur le site internet du Groupe : http://www.engie.com/investisseurs/resultats-3/resultats-2013/

20 novembre 2013 : Paiement d’un acompte sur dividende de 0.83 euro par action, date de détachement le 15 novembre 2013
27 février 2014 : Publication des résultats annuels 2013
28 avril 2014 : Assemblée générale des actionnaires, Paris ; Résultats du 1er trimestre 2014 – conférence téléphonique

 

 

Avertissement important
Les agrégats présentés sont ceux habituellement utilisés et communiqués aux marchés par GDF SUEZ. La présente communication contient des informations et des déclarations prospectives. Ces déclarations comprennent des projections financières et des estimations ainsi que les hypothèses sur lesquelles celles-ci reposent, des déclarations portant sur des projets, des objectifs et des attentes concernant des opérations, des produits ou des services futurs ou les performances futures. Bien que la direction de GDF SUEZ estime que ces déclarations prospectives sont raisonnables, les investisseurs et les porteurs de titres GDF SUEZ sont alertés sur le fait que ces informations et déclarations prospectives sont soumises à de nombreux risques et incertitudes, difficilement prévisibles et généralement en dehors du contrôle de GDF SUEZ qui peuvent impliquer que les résultats et développements attendus diffèrent significativement de ceux qui sont exprimés, induits ou prévus dans les déclarations et informations prospectives. Ces risques comprennent ceux qui sont développés ou identifiés dans les documents publics déposés par GDF SUEZ auprès de l’Autorité des Marchés Financiers (AMF), y compris ceux énumérés sous la section « Facteurs de Risque » du document de référence de GDF SUEZ enregistré auprès de l’AMF le 22 mars 2013 (sous le numéro D.13-0206). L’attention des investisseurs et des porteurs de titres GDF SUEZ est attirée sur le fait que la réalisation de tout ou partie de ces risques est susceptible d’avoir un effet défavorable significatif sur GDF SUEZ.

A propos de GDF SUEZ

GDF SUEZ inscrit la croissance responsable au coeur de ses métiers (électricité, gaz naturel, services à l’énergie) pour relever les grands enjeux énergétiques et environnementaux : répondre aux besoins en énergie, assurer la sécurité d’approvisionnement, lutter contre les changements climatiques et optimiser l’utilisation des ressources. Le Groupe propose des solutions performantes et innovantes aux particuliers, aux villes et aux entreprises en s’appuyant sur un portefeuille d’approvisionnement gazier diversifié, un parc de production électrique flexible et peu émetteur de CO2 et une expertise unique dans quatre secteurs clés : la production indépendante d’électricité, le gaz naturel liquéfié, les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique. GDF SUEZ compte 138 200 collaborateurs dans le monde pour un chiffre d’affaires en 2012 de 82 milliards d’euros. Coté à Paris, Bruxelles et Luxembourg, le Groupe est représenté dans les principaux indices internationaux : CAC 40, BEL 20, DJ Euro Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurotop 100, MSCI Europe, ASPI Eurozone, Euronext Vigeo Eurozone 120, Vigeo World 120, Vigeo Europe 120 et Vigeo France 20.

 

1 Données non auditées au 30 septembre 2013, examinées par le Conseil d’Administration du 12 novembre 2013. A l’exception des parties “Données consolidées IFRS” et “Analyses complémentaires sur données consolidées IFRS”, les données au 30 septembre 2013 et 30 septembre 2012 présentées sont des données pro forma comme si la mise en équivalence de Suez Environnement était intervenue au 1er janvier 2012. Les données IFRS sont présentées en page 2.

2 Ces objectifs reposent sur des hypothèses de climat moyen, de redémarrage de Doel 3 et Tihange 2 au deuxième trimestre 2013, d’absence de changement substantiel de règlementation et de l’environnement macro-économique, de mise en équivalence de Suez Environnement au 01/01/2013, d’hypothèses de prix des commodités basées sur les conditions de marché à fin janvier 2013 pour la partie non couverte de la production, et de cours de change moyen suivants pour 2013 : €/$1,27, €/BRL 2,42. Ces objectifs intègrent l’impact positif de la décision du 30 janvier 2013 du Conseil d’Etat sur les tarifs de gaz.

3 Résultat net hors coûts de restructurations, MtM, dépréciations d’actifs, cessions, autres éléments non récurrents et contribution nucléaire en Belgique.

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