Informations financières ENGIE au 31 mars 2019. Confirmation des objectifs annuels 2019. Poursuite du déploiement de la stratégie

Les résultats du Groupe au 31 mars 2019 sont en ligne avec la saisonnalité attendue des objectifs pour 2019, exceptés les effets liés au climat.

Le premier trimestre est impacté par l’effet de températures hivernales particulièrement clémentes en France et, comme attendu, par une moindre production des centrales nucléaires belge. Hors effet température négatif en France, le résultat opérationnel courant (1) ressortirait en croissance organique.

Les résultats des Solutions Clients ont été atypiques, marqués par des effets de timing et le renouvellement récent de certains contrats, entraînant un démarrage plus lent que l’année dernière. Il convient de noter que le quatrième trimestre concentre généralement une part essentielle de la contribution annuelle de ces activités.

Les activités Renouvelables et Thermiques sont pour leur part en croissance organique (2) , profitant d’une dynamique positive de nouveaux contrats long terme de vente d’électricité.

La plupart des effets défavorables du premier trimestre devraient se résorber d’ici la fin de l’année, notamment pour le Nucléaire (avec le redémarrage de trois réacteurs nucléaires supplémentaires en Belgique depuis janvier) et les Solutions Clients, amenant une croissance annuelle 2019 concentrée sur le second semestre.

Ainsi, ENGIE confirme ses objectifs financiers pour 2019 (3) en matière de résultat net récurrent part du Groupe (dans une fourchette de 2,5 à 2,7 milliards d’euros), de ratio dette financière nette / Ebitda (inférieur ou égal à 2.5x) et de dividende (sur la base d’un taux de distribution du résultat net récurrent part du Groupe de 65 % à 75 % avec l’intention de viser le haut de cette fourchette).

À l’occasion de la présentation des informations financières du premier trimestre 2019, Isabelle Kocher, Directrice Générale d’ENGIE, a déclaré : « Notre trajectoire de croissance et de rentabilité est en ligne avec nos prévisions annuelles et à moyen terme, malgré les effets température défavorables et la mise au regard d’un premier trimestre 2018 exceptionnellement bon. Les résultats positifs de nos Renouvelables démontrent une véritable dynamique de croissance et illustrent notre rôle central dans l’accélération de la transition zéro carbone de nos clients. Nous construisons une plateforme de croissance à long terme reposant sur un portefeuille de solutions qui vont répondre aux défis économiques et climatiques du futur. Au cours de ce trimestre, notre transformation stratégique s’est poursuivie avec la cession de nos actifs charbon en Asie-Pacifique, en Allemagne et aux Pays-Bas, avec l’investissement dans Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) pour les Infrastructures ainsi qu’avec le partenariat avec Tokyo Gas au Mexique pour les Renouvelables. »

Le management prévoit une croissance annuelle concentrée sur le second semestre 2019. Cette amélioration de tendance devrait être permise par la normalisation des facteurs exogènes (portée par des températures conformes aux moyennes en France pour le reste de l'année 2019 réduisant les effets température défavorables) et par une solide performance intrinsèque des principales activités du Groupe :

• Les Solutions Clients devraient s’améliorer progressivement au cours de l’année :
  - Les bases de comparaison trimestrielles devraient se normaliser tandis que les situations spécifiques de cadencement de contrats devraient s'atténuer ;
  - L'augmentation du niveau des carnets de commandes et la contribution des acquisitions récentes auront un impact plus important ;
  - Des plans de performance continueront à apporter des réponses aux dynamiques de marché et à améliorer notre compétitivité.
• Les Infrastructures devraient bénéficier d’une dynamique positive à l’international.
• Les Renouvelables devraient être renforcés par de nouvelles marges DBpSO7 enregistrées principalement au second semestre comme en 2018 et par l'amélioration de l'hydrologie en France et au Brésil, ainsi que par la contribution des activités solaires au Brésil.
• Le Thermique devrait bénéficier de la croissance organique des contrats long terme de vente d’électricité en Amérique latine et de la gestion dynamique de l'optionalité de notre portefeuille de centrales à gaz.
• Le Nucléaire devrait produire des résultats en amélioration significative, basés sur la poursuite de la montée en puissance opérationnelle et sur la hausse des prix captés.

Conformément à la stratégie présentée récemment, ENGIE a poursuivi son développement pour être le leader de la transition zéro carbone.

Dans les Infrastructures, ENGIE a annoncé début avril que le consortium dans lequel le Groupe détient une participation majoritaire avait remporté la procédure d’appel d’offres engagée par Petrobras portant sur l’acquisition d’une participation de 90 % de TAG, le plus grand propriétaire de réseau de transport de gaz au Brésil. TAG dispose d’un portefeuille de contrats à long terme assurant des bénéfices attractifs et permettant à ENGIE de rééquilibrer son exposition géographique au sein de ses activités Infrastructures. Des informations complémentaires sur les activités opérationnelles de TAG et sur les impacts de cette acquisition sur les objectifs financiers à moyen terme d'ENGIE seront fournies peu après la clôture de la transaction.

Dans les Renouvelables, une capacité éolienne et solaire de 0,9 GW a été mise en service au premier trimestre, confirmant une nette accélération au regard de la mise en service de 1,1 GW sur l’ensemble de l’année 2018. Au Mexique, la nouvelle joint-venture avec Tokyo Gas démontre notre capacité à déployer notre modèle DBpSO (7) et à attirer des partenaires solides pour accélérer le développement de notre portefeuille.

Dans 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 et au Laos (3,2 GW de capacité de production d’électricité, 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 moins de 4 % de ses capacités de production d'électricité au niveau mondial.

Le cash flow from operations (6) baisse significativement en raison d’effets temporaires d’appels de marge liés aux commodités et en dépit de flux de trésorerie opérationnels globalement stables. Le management prévoit une amélioration substantielle du cash flow from operations (6) pour l'ensemble de l'exercice 2019.

La dette financière nette reste stable par rapport à fin décembre 2018 (5), avec des investissements bruts compensés par les produits de cession.

La structure financière solide du Groupe a été confirmée par S&P qui a réitéré en avril sa notation A- et maintenu ses perspectives à stable. En mai, Moody's a annoncé que la promulgation de la loi PACTE entraînerait probablement la suppression du rehaussement d’un cran pour soutien de l’Etat français actuellement pris en compte dans la notation d’ENGIE.

Analyse des données financières du premier trimestre 2019

Chiffre d’affaires de 18,8 milliards d’euros

Le chiffre d’affaires au 31 mars 2019 s’élève à 18,8 milliards d’euros, en variation de + 7,2 % en brut et de + 4,4 % en organique.

La croissance brute du chiffre d'affaires intègre un effet de change positif, principalement dû à l'appréciation du dollar américain partiellement compensée par la dépréciation du réal brésilien par rapport à l'euro, et des effets de périmètre globalement positifs. Les variations de périmètre comprennent diverses acquisitions dans les Solutions Clients (principalement aux Etats-Unis avec Systecon, Socore, Longwood, Unity et Donelly, en Amérique latine avec CAM et en France avec Eras et EPS), partiellement compensées par la cession des activités BtoB Supply en Allemagne fin 2018 et de la participation dans Glow en Thaïlande et au Laos en mars 2019.

La croissance organique du chiffre d'affaires est principalement liée aux conditions de marché favorables pour les activités de Global Energy Management (GEM), aux activités Thermiques en Europe, à une dynamique porteuse en Amérique latine (politique d’allocation d’électricité dynamique et mise en service de nouveaux parcs éoliens et solaires au Brésil, augmentation des tarifs de distribution de gaz au Mexique et croissance du portefeuille de contrats long terme de vente d’électricité au Chili) et par la croissance des activités Solutions Clients en France. Cette croissance a été partiellement compensée par la baisse de la production hydroélectrique en France (- 25 % par rapport à un premier trimestre 2018 exceptionnel) et par la baisse des revenus des activités Infrastructures gaz en France (moins d'opérations d’achats-ventes dans les activités de stockage et effet température défavorable impactant les volumes distribués).

Plus de détails sur l’évolution du chiffre d’affaires contributif par segment et par activité sont disponibles en pages 13 et 14.

Ebitda de 3,1 milliards d’euros

L’Ebitda de la période s’élève à 3,1 milliards d’euros, en variation de - 4,8 % en brut et de - 3,9 % en organique. Hors effet température négatif en France, l’Ebitda aurait été stable en organique.

La baisse brute de l'Ebitda inclut un effet de change positif principalement dû à l'appréciation du dollar américain partiellement compensée par la dépréciation 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 la centrale à charbon Loy Yang B en Australie en janvier 2018 et de la vente de la participation dans Glow, partiellement compensée par diverses acquisitions dans les Renouvelables et dans les Solutions Clients.

La baisse organique de l'Ebitda s'explique principalement par l'effet température négatif pesant sur le Supply en France et en Australie ainsi que sur les Infrastructures en France. Les effets défavorables comprennent également la disponibilité et les volumes plus faibles des activités Nucléaires en Belgique, une production hydroélectrique en baisse en France, des marges plus faibles pour les activités Solutions Clients et Supply en France ainsi que plusieurs one-offs. Cette baisse a été en partie compensée par la politique d’allocation d’électricité dynamique et la mise en service de nouveaux parcs éoliens et solaires au Brésil, par la nouvelle régulation française sur le stockage du gaz et par la bonne performance des activités de GEM. Cette baisse doit être mise au regard d’un premier trimestre 2018 exceptionnellement bon, avec notamment une production hydroélectrique très élevée et des températures inférieures à la moyenne en France ainsi que plusieurs one-offs positifs.

Selon les segments, la performance organique de l’Ebitda est contrastée :

• L’Ebitda du segment France est en légère baisse organique. Pour la France hors Infrastructures, la décroissance organique de l’Ebitda est principalement attribuable à la baisse des volumes de ventes de gaz due à un effet température négatif, à des pressions sur les marges dans les activités de commercialisation aux particuliers et à la baisse de la production hydroélectrique. Pour les activités Infrastructures, l’effet température négatif a pesé sur les volumes et la contribution des activités de distribution de gaz. Ces effets négatifs sont partiellement compensés par la nouvelle régulation française sur le stockage du gaz ainsi que par les hausses tarifaires pour la distribution du gaz (+ 2 % en juillet 2018) et le transport (+ 3 % en avril 2018).
• L’Ebitda du segment Reste de l’Europe est en décroissance organique importante. Cette décroissance est principalement due aux effets volume négatifs sur les activités Nucléaires belges, à un one-off positif pour les activités Supply en Belgique en 2018, à la suspension du mécanisme de rémunération des capacités au Royaume-Uni depuis octobre 2018. Ces éléments ont été partiellement compensés par la hausse des tarifs de distribution de gaz en Roumanie et par la gestion dynamique de l'optionalité du portefeuille des centrales à gaz dans nos activités Thermiques.
• L’Ebitda du segment Amérique Latine est en croissance organique forte. Cette croissance est principalement tirée par la politique d’allocation d’électricité dynamique et la mise en service de nouveaux parcs éoliens et solaires au Brésil, par la montée en puissance de notre portefeuille de contrats long terme de vente d’électricité au Chili et par les hausses tarifaires dans les activités de distribution de gaz au Mexique. Ces éléments sont partiellement compensés par des one-offs positifs enregistrés au premier trimestre 2018 pour les activités Infrastructures au Mexique.
• L’Ebitda du segment Etats-Unis & Canada est en baisse organique significative. Cette dégradation est principalement due des conditions climatiques moins favorables qu'en 2018 sur les activités Thermiques, à la pression sur les marges des activités BtoB Supply, ainsi qu'à des one-offs négatifs enregistrés dans les activités Solutions Clients.
• L’Ebitda du segment Moyen-Orient, Asie & Afrique est en croissance organique importante, principalement grâce aux activités de production d'électricité au Moyen-Orient, qui bénéficient d'une meilleure disponibilité des actifs, et à des one-offs positifs enregistrés au premier trimestre 2019. Cette évolution positive a été partiellement compensée par un effet température négatif pesant sur les activités Supply en Australie.
• L’Ebitda du segment Autres est en croissance organique forte. Cette croissance est principalement due à la bonne performance des activités de GEM, portée par la croissance des activités internationales et la renégociation de contrats gaziers. Cette croissance est partiellement compensée par une baisse des marges chez Tractebel Engineering et par des contributions moindres de Suez et de GTT.

La performance organique de l’Ebitda est également contrastée selon les activités du Groupe :

• L’Ebitda des Solutions Clients est en décroissance organique importante malgré une croissance continue du chiffre d’affaires et du niveau des carnets de commandes. Cette diminution s'explique principalement par des effets de cadencement et de renouvellement de certains contrats, ainsi que par le ralentissement des activités d'ingénierie et par l’augmentation des coûts de Business Development en Amérique Latine, en Europe et aux Etats-Unis visant à poser les fondations d'une croissance dans de nouveaux domaines.
• L’Ebitda des Infrastructures est en légère baisse organique, principalement due à un effet température négatif en France sur les volumes de distribution de gaz et à des one-offs positifs enregistrés au premier trimestre 2018 au Mexique. Ces éléments négatifs ont été partiellement compensés par la nouvelle régulation française sur le stockage du gaz.
• L’Ebitda des Renouvelables est en forte croissance organique. Cette croissance est principalement tirée par une politique d’allocation d’électricité dynamique ainsi que par la mise en service de nouveaux parcs éoliens et solaires au Brésil et est partiellement compensée par une production hydroélectrique plus faible en France (- 25 % sur un an).
• L’Ebitda du Thermique est en légère croissance organique, principalement grâce à la croissance de notre portefeuille de contrats long terme de vente d’électricité en Amérique Latine.
• L’Ebitda du Nucléaire est en décroissance organique significative, principalement du fait des effets volume négatifs en raison de la moindre disponibilité des réacteurs belges.
• L’Ebitda du Supply est en forte baisse organique, principalement due aux effets température négatifs en France et en Australie ainsi qu'à une pression sur les marges de commercialisation aux particuliers en France.
• Les activités Autres ont favorablement contribué à l’évolution organique de l’Ebitda, principalement en raison de la bonne performance des activités de GEM portée par la croissance des activités internationales et la renégociation de contrats gaziers et de la contribution du plan de performance Lean au niveau Corporate.

Résultat opérationnel courant (1) de 2,0 milliards d’euros

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’élève à 2,0 milliards d’euros, en variation de - 5,7% en brut et de - 4,3% en organique, en ligne avec les taux de variation de l’Ebitda. Le résultat opérationnel courant (1) a bénéficié du traitement IFRS 5 à compter de juin 2018 suite à l’annonce de la vente de la participation dans Glow.

Hors effet température négatif en France, le résultat opérationnel courant (1) aurait été en croissance organique de 1 %.

Les données détaillées 2018 (5) et 2019 ainsi que les perspectives d’évolution 2019 pour le résultat opérationnel courant (1) sont présentées dans le tableau ci-dessous :

Dette financière nette de 23,2 milliards d’euros

La dette financière nette s’établit à 23,2 milliards d’euros, en diminution de 0,1 milliard d’euros par rapport à fin décembre 2018 (5). Elle bénéficie principalement (i) de la génération de cash-flow des opérations (0,1 milliard d’euros), (ii) des effets du programme de rotation de portefeuille (2,7 milliards d’euros, principalement liés à la finalisation de la cession de la participation dans Glow). Ces éléments sont quasiment compensés (i) par les investissements bruts de la période (2,2 milliards d’euros (8)), (ii) par le versement de dividendes aux participations ne donnant pas le contrôle (0,2 milliards d’euros) et (iii) par d’autres éléments (0,3 milliards d’euros), principalement dus aux effets de change et aux nouveaux droits d’utilisation de biens pris en location (IFRS 16).

Le cash flow from operations (6) s’établit à 0,1 milliard d’euros, en recul de 1,6 milliard d’euros. Cette évolution s’explique principalement par la variation temporaire du besoin en fonds de roulement pour - 1,3 milliard d’euros liée aux appels de marge sur produits dérivés et à la variation de la valeur de marché des produits financiers dérivés. Les flux de trésorerie opérationnels sont restés globalement stables.

A fin mars 2019, le ratio dette financière nette / Ebitda s’élève à 2,4x, stable par rapport à fin décembre 2018 (5) et inférieur à l’objectif d’un ratio inférieur ou égal à 2,5x. Le coût moyen de la dette brute est de 2,86 %, en hausse de 18 points de base par rapport au 31 décembre 2018.

Le ratio dette économique nette / Ebitda (9) s’établit à 3,7x, stable par rapport au 31 décembre 2018 (5).

Objectifs financiers 2019³ et politique de dividende

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 dette financière nette / Ebitda inférieur ou égal à 2,5x,
• une notation de catégorie “A”.

ENGIE confirme également sa nouvelle politique de dividende à moyen terme, dans une fourchette de 65 % à 75 % de taux de distribution sur la base du RNRpg. Au titre de l’exercice fiscal 2019, ENGIE vise un dividende dans le haut de cette fourchette.

Faits marquants opérationnels du Groupe depuis janvier 2019

Solutions Clients

En Europe, le Groupe a continué de développer son activité de maintenance nucléaire avec le rachat par sa filiale ENDEL de la filiale spécialisée de SUEZ, ex-SRA SAVAC.

Au Moyen-Orient et dans la lignée de la stratégie du Groupe visant à renforcer sa présence locale pour des solutions client intégrées en vue d'une transition vers le zéro carbone, ENGIE, déjà actionnaire de Cofely BESIX Facility Management (CBFM) à hauteur de 50 %, a acquis les parts détenues par BESIX (50 %) et devient l’actionnaire unique de CBFM, qui sera désormais nommé ENGIE Cofely. CBFM est l'un des premiers fournisseurs de solutions client et de services énergétiques, comptant 2 000 collaborateurs aux Émirats Arabes Unis, au Qatar (avec son partenaire Mannai) et en Oman (avec son partenaire Daud) sur de nombreux sites emblématiques comme le Dubai Mall, l'université Zayed d'Abou Dhabi et la Qatar Foundation.

ENGIE poursuit également ses investissements dans les technologies décentralisées innovantes, avec l’inauguration de son premier PowerCorner en Zambie, confirmant ainsi ses progrès en matière de solutions énergétiques renouvelables hors réseau visant à améliorer l’accès à l’électricité en Afrique. Ce mini-réseau fournit de l’électricité aux habitants et aux entreprises locales, ainsi qu’aux services publics dont un centre de santé rural et deux écoles.

Le Groupe a également remporté plusieurs contrats emblématiques auprès des villes et des collectivités. Par exemple, en Inde, Tabreed, premier fournisseur mondial de systèmes de refroidissement basé aux Émirats arabes unis, détenu à 40 % par ENGIE, a signé un contrat de concession de 30 ans pour la construction et l’exploitation d'un système de froid urbain à Amaravati, la future capitale d'Andhra Pradesh.

Infrastructures

Au Brésil, ENGIE a annoncé que le consortium dans lequel le Groupe détient une participation majoritaire a remporté la procédure d'appel d'offres engagée par Petrobras et portant sur l'acquisition d'une participation de 90 % dans la société Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) avec une offre finale et engageante de 8,6 milliards USD. TAG est le plus grand propriétaire de réseau de transport de gaz du Brésil, un pays clé pour la stratégie d’ENGIE récemment présentée et dont les actifs apporteront au Groupe des bénéfices régulés stables et attractifs. Les actifs de TAG comportent 4500 kilomètres de gazoducs, soit 47 % de l'ensemble des infrastructures gazières du pays. L'offre grâce à laquelle a été remportée la participation de 90 % dans TAG, a été déposée par le consortium constitué d'ENGIE S.A, ENGIE Brasil Energia et la Caisse de dépôt et placement du Québec (CDPQ). Petrobras conservera une participation de 10 % dans le capital de TAG. ENGIE sera en outre le partenaire industriel de TAG : dans trois ans, le Groupe sera ainsi en charge de 100 % de la gestion, l’exploitation et la maintenance du gazoduc.

Renouvelables

En France, Futures Energies Investissements Holding (FEIH), détenue conjointement par ENGIE (50 %) et Crédit Agricole Assurances (50 %), a triplé son portefeuille de départ en atteignant 1,5 GW de capacités solaires et éoliennes installées début 2019. Créée en 2013, FEIH a poursuivi ses investissements dans la production d’électricité éolienne et solaire en France au travers d’un partenariat solide. L’ensemble de ces parcs sont exploités par ENGIE Green, l’entité d’ENGIE consacrée aux énergies renouvelables en France.

Dans l’éolien en mer, le projet de parc éolien en mer posé au large de Dieppe - Le Tréport a obtenu les autorisations préfectorales nécessaires permettant de préparer la construction du parc (fondations, sous-station électrique, câbles inter-éoliennes…) ou encore la conduite des appels d’offres de sous-traitance pour la fabrication et l’installation de ces composants. De plus, dans le cadre de la procédure de mise en concurrence portant sur des installations éoliennes en mer au large de Dunkerque, ENGIE et EDPR annoncent l’entrée d‘E.ON dans le groupement Dunkerque Eoliennes en Mer : avec cette arrivée, le groupement réunit maintenant trois champions européens des énergies renouvelables et enrichit l’excellence industrielle de son offre.

Par ailleurs, ENGIE et le monde agricole ont uni leurs forces pour développer la filière biométhane en France en signant trois partenariats à l’occasion du salon de l’agriculture à Paris : le biométhane est une énergie d’avenir et véritable opportunité de diversification des revenus des agriculteurs. De plus, ENGIE a acquis Vol-V Biomasse, présent sur l’ensemble de la chaine de valeur du biométhane (origination, développement, suivi de la construction et exploitation) et est devenu le premier producteur de biométhane en France.

En Europe, ENGIE a renforcé sa présence dans les énergies renouvelables en Espagne avec le lancement de Phoenix, un nouveau projet développé en coopération avec Mirova et Forestalia. Ce projet vise à créer en Aragon 10 parcs éoliens qui ajouteront 342 MW au réseau espagnol. ENGIE participera à la fois en tant qu’investisseur et en tant que responsable de la gestion de l’énergie (vente de la production sur le marché de gros, couverture sur le marché à terme).

Au Mexique, ENGIE et Tokyo Gas Co., Ltd. ont annoncé leur intention de créer Heolios EnTG, une co-entreprise détenue à 50/50 afin de développer des projets d'énergie renouvelable. Heolios EnTG aura pour mission le développement, le financement, la construction, la propriété, l'exploitation et la maintenance de six projets d'énergie renouvelable au Mexique. Deux des projets sont des parcs éoliens terrestres, tandis que les quatre autres sont des projets solaires photovoltaïques, avec une capacité cumulée de 898,7 MW, soit une production suffisante pour alimenter 1,3 million de foyers mexicains. Les projets ont remporté des contrats d'achat d'électricité long-terme d’une durée de 15 ans, conclus dans le cadre des ventes aux enchères mexicaines. L'une de ces installations, Tres Mesas 3, est un parc éolien de 50 MW dont l'exploitation commerciale a commencé en mars 2019, en avance sur la date prévue. Les autres installations sont actuellement à divers stades de construction et débuteront leur exploitation commerciale en 2019 et 2020.

ENGIE a également mis en exploitation la centrale solaire thermodynamique de Kathu, l’un des plus grands projets d’énergie renouvelable en Afrique du Sud. Cette centrale solaire thermodynamique à concentration possède une capacité de 100 MW et permet, via un système de stockage à sel fondu, de stocker 4,5 heures d’autonomie.

Thermique

ENGIE a annoncé la finalisation de la vente de sa participation dans Glow en Asie-Pacifique et n’exploitera ainsi plus d’actifs au charbon dans cette région, conformément à la stratégie engagée par le Groupe pour réduire son empreinte carbone. Glow est un producteur indépendant d’énergie coté à la Bourse de Thaïlande, possédant et exploitant des installations de production en Thaïlande et au Laos (avec une capacité totale de production de 3,2 GW d’électricité, dont 1,0 GW de charbon, 2,0 GW de gaz et 0,2 GW d’énergies renouvelables) et comptant 800 employés.

De surcroît, ENGIE a annoncé la signature d’un accord portant sur la cession de la totalité de sa participation dans plusieurs centrales à charbon situées aux Pays-Bas et en Allemagne. La capacité totale installée des centrales cédées s’élève à 2,3 GW. Cette cession est soumise aux conditions usuelles, sa réalisation étant prévue au cours du second semestre de l’année 2019. Au terme de cette cession, le charbon représentera 4 % des capacités de production d’électricité d’ENGIE au niveau mondial, contre 13 % à la fin de l’année 2015, lorsque le Groupe a annoncé qu’il fermerait ses centrales ou se désengagerait progressivement de cette source d’énergie, et qu’il ne construirait plus de nouvelles centrales à charbon. Au cours des trois dernières années, ENGIE a réduit ses capacités de production d’électricité à partir de charbon d’environ 75 %.

Supply

Pour apporter des solutions adaptées aux besoins des particuliers, ENGIE a pris le contrôle de tiko par une augmentation de capital. Entreprise pionnière dans le développement de systèmes intelligents de gestion de l’énergie pour le marché résidentiel, cette start-up suisse a développé une technologie unique permettant d’exploiter tout le potentiel des équipements électriques, en les connectant à une plateforme et en les rendant pilotables.

Autres faits marquants du Groupe

• 18 Janvier 2019 : ENGIE émet un nouvel emprunt hybride sous format Green bond d’un montant d’1 milliard d’euros. Avec un montant total de 7,25 milliards d’euros émis sous format Green bond depuis 2014, ENGIE poursuit le déploiement de sa stratégie de croissance durable et conforte sa place au rang des plus importants émetteurs corporate d'obligations vertes. Leader de la transition énergétique, ENGIE a fait du développement de la finance verte et notamment du marché des obligations vertes, l’une de ses priorités.
• 29 janvier 2019 : ENGIE classé dans la liste A du CDP en matière de lutte contre le changement climatique. Pour la troisième année consécutive, ENGIE a été distingué en tant que leader mondial dans le domaine de la lutte contre le changement climatique par le Carbon Disclosure Project (CDP), une organisation à but non lucratif. ENGIE figure en effet dans la liste « A » du classement CDP. ENGIE a été récompensé pour ses actions visant à réduire les émissions au cours de la dernière année référence, à atténuer les risques climatiques et à développer une économie à faibles émissions de carbone, sur la base de sa déclaration de 2018 au CDP. À la fin de 2017, ENGIE avait réduit ses émissions directes de CO2 de 26 % par rapport à 2016 et avait réduit son ratio d’émissions liées à la production d’électricité de 18 % par rapport à 2012, rapprochant ainsi considérablement le Groupe de son objectif de réduction de 20 % à l’horizon 2020.
• 30 Janvier 2019 : ENGIE intègre l’indice de l’actionnariat salarié, Euronext FAS IAS. Cet indice rassemble les sociétés cotées les plus avancées en matière d’actionnariat salarié. Les sociétés intégrant cet indice réunissent les conditions suivantes : au moins 3 % du capital détenu par les salariés, au moins 15 % des salariés dans le monde actionnaires et au moins 25 % des salariés français actionnaires. Depuis la dernière offre d’actionnariat salarié du Groupe (Link 2018) finalisée le 2 août dernier, 4 % du capital et 4,7 % des droits de vote d’ENGIE sont détenus par ses salariés directement ou indirectement via les Fonds Commun de Placement d’Entreprise.
• 13 Mars 2019 : Un Conseil d’Administration resserré à l’issue de l’Assemblée Générale du 17 mai 2019. Les mandats de Ann-Kristin Achleitner, Edmond Alphandéry, Aldo Cardoso, Patrice Durand, Catherine Guillouard, Barbara Kux, Mari-Noëlle Jégo-Laveissière, Françoise Malrieu et Marie-José Nadeau arriveront à expiration à l’issue de cette réunion. Tenant compte du souhait exprimé par certains administrateurs de ne pas solliciter un nouveau mandat et de la perte de la qualité d’indépendant d’autres membres, il est proposé de renouveler, pour une durée de quatre ans, les mandats d’administrateurs indépendants de Françoise Malrieu et Marie-José Nadeau, ainsi que les mandats d’administrateurs proposés par l’Etat de Patrice Durand et Mari-Noëlle Jégo-Laveissière. A l’issue de l’Assemblée Générale, sous réserve du vote favorable de ces résolutions et après la désignation de l’administrateur représentant de l’Etat, le Conseil d’Administration sera composé de 14 membres. Résultant de la fusion entre Gaz de France et SUEZ, la taille du Conseil d’Administration du Groupe se situe actuellement au-delà de celle généralement observée au sein des sociétés du CAC 40. Cette réduction répond à une attente exprimée régulièrement par les actionnaires.
• 10 avril 2019 : ENGIE renforce son organisation pour réaliser son plan stratégique : « la transition zéro carbone as a service ». Cette évolution vise à accélérer la mise en œuvre de la stratégie et la déclinaison des solutions intégrées zéro carbone « as a service », clé en main, sur-mesure et cofinancées. Les projets d’évolutions d’organisation induites (création de quatre « Global Business Lines » – GBL – et d’ENGIE Impact) sont l'objet d'un processus de consultation avec les instances représentatives du personnel concernées et prendront donc effet à l'issue de ce processus, en juillet 2019. Les GBL (Solutions Clients, Infrastructures, Renouvelables et Thermique) soutiendront les équipes locales et la performance transverse et seront dirigées par un Directeur Général Adjoint, membre du comité exécutif, assisté d'un Directeur. Ces GBL auront pour mission de proposer une stratégie inter-BU pour leur activité ; de hiérarchiser l'allocation des ressources (Capex) entre les différentes BU ; d’identifier et piloter les principaux programmes transversaux numériques et d'excellence ; d’identifier et mettre en place les partenariats mondiaux ; et de soutenir, mesurer et présenter la performance globale des activités. ENGIE Impact sera une structure interne dédiée au renforcement de l’échange stratégique avec les décideurs des principaux clients. Elle s'appuiera sur l'expertise existante au sein des entités ENGIE telles que Tractebel ou ENGIE Insight. ENGIE Impact structurera des solutions intégrées et inter-BUs pour répondre aux défis de la transition zéro carbone des grandes entreprises et des collectivités locales. ENGIE Impact s'appuiera aussi sur l’analyse des données pour développer des missions de conseil sur mesure, en se concentrant dans un premier temps sur le continent américain et l'Europe occidentale.

La présentation de la conférence téléphonique investisseurs sur les informations financières au 31 mars 2019 est disponible sur le site internet du Groupe : https://www.engie.com/investisseurs/resultats-3/resultats-2019/

Annexe : Chiffre d'affaires contributif par segment et par activité

Le chiffre d’affaires du segment France est en baisse de 2,0 % en brut et de 3,4 % en organique.

Pour la France hors Infrastructures, le chiffre d’affaires a diminué de 0,4 % en brut et de 1,1 % en organique. La diminution brute plus faible que la diminution organique s'explique par l'acquisition de plusieurs sociétés dans les activités Solutions Clients. La baisse organique est principalement attribuable à la baisse de la production d'énergie hydroélectrique (résultant de la faiblesse de l'hydrologie au premier trimestre de 2019 comparativement à l'hydrologie exceptionnelle au premier trimestre de 2018) et à la baisse des volumes de ventes de gaz (due à un effet de température négatif et à une réduction de la base de clients particuliers de gaz). Cette diminution est partiellement compensée par une augmentation des activités Solutions clients (installations, construction et efficacité énergétique).

Pour les activités Infrastructures, le chiffre d'affaires a diminué de 6,9 % en brut et de 9,7 % en organique. Le stockage de gaz a moins contribué en raison de la réduction des opérations d'achats/ventes au premier trimestre 2019 en raison du nouveau cadre réglementaire mis en œuvre en 2018. Dans une moindre mesure, les activités de transport de gaz ont également vu leur chiffre d’affaires diminuer avec la fin des souscriptions Nord-Sud, partiellement compensée par une hausse des tarifs au 1er avril 2018 (+ 3 %). Les activités de distribution de gaz ont été affectées par un effet température défavorable de 10 TWh, partiellement compensé par la hausse des tarifs au 1er juillet 2018 (+ 2 %).

Le chiffre d’affaires du segment Reste de l’Europe est en hausse de 4,3 % en brut et de 5,3 % en organique.

La croissance du chiffre d'affaires est principalement tirée par les activités Thermiques (bénéficiant d'effets prix 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) et par les activités Supply au Benelux (portées par des effets prix positifs, partiellement compensés par la cession des activités BtoB Supply en Allemagne fin 2018), et dans une moindre mesure par les activités Solutions Clients au Benelux, en Italie et en Suisse (provenant principalement des acquisitions tuck-in), ainsi que par les activités Infrastructures (en Roumanie notamment, grâce à une hausse tarifaire partiellement compensée par un effet température négatif).

Le chiffre d’affaires du segment Amérique Latine est en hausse de 26,0 % en brut et de 22,3 % en organique.

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 real brésilien (- 7 %) étant partiellement compensée par l'appréciation du dollar américain (+ 8 %). Au Brésil, la croissance organique 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 Mexique, le chiffre d'affaires a bénéficié de l'augmentation des tarifs des activités de distribution de gaz. 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 41,9 % en brut et de 10,2 % en organique. 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 organique est principalement due à un effet prix positif sur les activités Supply d’électricité aux Etats-Unis.

Le chiffre d’affaires du segment Moyen-Orient, Afrique & Asie est en baisse de 0,8 % en brut et en hausse de 0,4 % en organique.

Cette baisse brute s'explique principalement par les effets de périmètre négatifs des cessions de Glow en mars 2019 et de la centrale à charbon Loy Yang B en janvier 2018, compensés par des acquisitions dans les Solutions Clients en Afrique, en Australie et au Moyen-Orient (Cofely BESIX) ainsi que par des effets de change positifs principalement liés à l'appréciation du dollar américain.

Le chiffre d’affaires du segment Autres est en hausse de 29,4 % en brut et de 20,9 % en organique.

Cette augmentation est principalement due aux activités de GEM, portées par la croissance des activités internationales et la renégociation de contrats gaziers.

Annexe : Analyse de la croissance organique en base comparable

(1) Y compris quote part du résultat net des entreprises mises en équivalences.
(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 de cessions non encore annoncées au 28 février 2018.
(4) Variations vs. Q1 2018.
(5) Données 2018 retraitées suite à l’application de la nouvelle norme IFRS 16.
(6) Cash flow from operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance.
(7) DBpSO = Develop, Build, partial Sell & Operate.
(8) Net des produits de cession dans le cadre du schéma DBpSO.
(9) La dette économique nette s’établit à 35,7 milliards d’euros à fin mars 2019 (vs. 35,7 milliards à fin décembre 2018); elle intègre notamment les provisions nucléaires et les avantages postérieurs à l’emploi.
(10) Dividende soumis à l’approbation des actionnaires réunis en Assemblée générale le 17 mai 2019.

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