Résultats annuels ENGIE 2019

A l’occasion de la présentation des résultats financiers de 2019, Judith Hartmann, DGA et Directrice Financière du Groupe, a déclaré : 

En 2019, le Groupe a enregistré de bonnes performances financières, affichant des revenus de 60,1 milliards d'euros, en hausse organique de 4 %, et un RNRpg de 2,7 milliards d'euros, en hausse organique de 11 %. Ces résultats sont portés par l'augmentation de la disponibilité du nucléaire et par la performance des activités de gestion d'énergie. L'année 2019 a été marquée par une série de réalisations qui contribuent à la dynamique de croissance du Groupe, notamment la mise en service de 3,0 GW de nouvelles capacités de production d'énergie renouvelable, soit 4 fois plus qu’en 2018, en ligne avec notre objectif à moyen terme. Nous avons renforcé notre présence en Amérique du Sud avec l'acquisition d'un important réseau de transport de gaz au Brésil. Des acquisitions récentes ont contribué à la dynamique dans les Solutions Clients. Nous avons également poursuivi la décarbonisation de notre portefeuille de production électrique avec les cessions de centrales à charbon en Asie et en Europe. En parallèle, nous avons obtenu davantage de visibilité à moyen terme suite à la finalisation de la revue régulatoire des infrastructures gazières en France et des dispositions en matière de provisions et de leur financement pour le nucléaire belge. À l'avenir, nous continuons de viser une notation crédit « strong investment grade », qui devrait nous permettre de saisir des opportunités d'investissement intéressantes tout en continuant à offrir l'un des bilans les plus solides du secteur

Jean-Pierre Clamadieu, Président du Conseil d'Administration d'ENGIE, a ajouté :

Le Conseil d’Administration et l'équipe de direction sont pleinement alignés pour poursuivre  la transformation d'ENGIE et conforter sa position de leader de la transition énergétique et climatique. La direction collégiale intérimaire en place - à savoir Paulo Almirante, Judith Hartmann et Claire Waysand - a pour priorité d’assurer l'engagement des équipes, et d’atteindre nos objectifs de performance opérationnelle et financière. Elle établira et mettra en œuvre une feuille de route pour simplifier, clarifier et renforcer notre business model. Elle peut compter sur mon soutien pour assurer le succès de cette période de transition.
 

En 2019, les principaux facteurs de l'évolution brute du ROC étaient les suivants :

• Le Nucléaire a été porté par l'amélioration de la disponibilité des unités de production belges et par l’augmentation des prix captés ;
• Au sein des activités Autres, les activités de gestion d’énergie sont en hausse, portées par la vente partielle d’un contrat d’approvisionnement de gaz, les activités de marché et les renégociations de contrats gaz ;
• Les résultats des Solutions Clients ont bénéficié de la contribution d’acquisitions et de la performance des activités décentralisées, partiellement compensée par des investissements dans le développement commercial et par des restructurations opérationnelles ;
• Les Infrastructures ont été impactées par plusieurs effets négatifs hors de France (principalement one-offs et température) ainsi que, conformément aux attentes et, pour une grande part, temporaires, plusieurs facteurs négatifs en France (principalement dans le transport de gaz avec la linéarisation des tarifs). Les Infrastructures ont aussi bénéficié de la première contribution annuelle de TAG, réseau de transport de gaz au Brésil, acquis mi-2019 ;
• Les Renouvelables ont bénéficié de l’amélioration des prix de la production hydroélectrique au Brésil et de l’augmentation des mises en service de capacités renouvelables (3,0 GW installés en 2019). L’objectif d’installation de 9 GW de capacités renouvelables additionnelles sur 2019-21 est désormais intégralement sécurisé ; 
• Les activités Supply ont continué à être affectées par un contexte de marché difficile, principalement dû à la contraction des marges pour les particuliers en France, des one-offs positifs en 2018 au Benelux, ainsi que d’effets température négatifs en Australie et en France ; 
• Le Thermique a été impacté par la cession de Glow, partiellement compensée par la performance des contrats long-terme de vente d'électricité et des conditions de prix de marché favorables au Chili ainsi que le rétablissement du mécanisme de rémunération des capacités au Royaume-Uni.
   

ENGIE a poursuivi sa stratégie axée sur le leadership de la transition énergétique en 2019.

Dans les Solutions Clients, ENGIE et ses partenaires ont remporté des contrats commerciaux significatifs pour l’université de l’Iowa (Etats-Unis), les bâtiments du gouvernement fédéral à Ottawa (Canada), le « territoire intelligent » autour d’Angers (France) ou des bâtiments industriels à Singapour. En outre, ENGIE a acquis Conti en Amérique du Nord, Otto Industries en Allemagne et Powerlines en Autriche. Enfin, Engie Impact a été créé afin de fournir aux entreprises internationales des solutions pour définir leur stratégie de développement durable et accélérer leur transition énergétique.

Dans les Infrastructures, ENGIE a annoncé le 13 juin 2019 que le consortium dans lequel le Groupe détient une participation majoritaire a finalisé l'acquisition d'une participation de 90 % dans TAG, le plus grand propriétaire de réseau de transport de gaz au Brésil. TAG dispose d'un portefeuille de contrats à long terme assurant une contribution aux résultats attractive et améliorant la diversification de l’empreinte géographique d’ENGIE au sein de ses activités Infrastructures. ENGIE a également continué de renforcer sa position au Brésil avec l’acquisition annoncée en janvier 2020 d’un projet de ligne de transmission électrique de 1 800 km. Enfin, ENGIE bénéficie de plus de visibilité sur les perspectives financières de ses activités dans les réseaux gaziers français avec la conclusion des revues régulatoires entre fin 2019 et début 2020.

Dans les Renouvelables, 3,0 GW de capacités renouvelables ont été mises en service depuis le début de l’année et l'objectif de 9 GW de mises en service sur 2019-21 est désormais intégralement sécurisé. La nouvelle joint-venture au Mexique avec Tokyo Gas ainsi que le partenariat stratégique signé au début de l’année 2020 avec Edelweiss Infrastructures Yield en Inde démontrent la capacité d’ENGIE à déployer le modèle DBSO  et à attirer des partenaires pour le développement de son portefeuille. En outre, ENGIE a remporté avec ses partenaires financiers l’appel d’offres pour l’achat d'un portefeuille hydroélectrique de 1,7 GW d'EDP au Portugal. Enfin, en janvier 2020, ENGIE a conclu un accord avec EDPR pour la joint-venture 50/50 dans l'éolien offshore afin de créer un acteur mondial dans ce secteur.

Pour le Thermique, ENGIE a continué de mettre en œuvre sa stratégie de réduction de son empreinte carbone en réduisant la part du charbon à environ 4 % de ses capacités de production d'électricité au niveau mondial avec la finalisation de la cession de sa participation de 69,1 % dans Glow en Thaïlande et au Laos (3,2 GW de capacité de production, dont 1,0 GW à base de charbon), lui permettant de ne plus avoir d'actifs au charbon en Asie-Pacifique, ainsi que de ses centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas d'une capacité installée de 2,3 GW.
Pour le Nucléaire, les nouvelles dispositions sur les provisions relatives aux activités nucléaires en Belgique réduisent pour toutes les parties prenantes les incertitudes liées au montant de ces provisions et leur financement.

Nouveaux objectifs de Responsabilité Sociétale d’Entreprise
 

Convaincu que la Responsabilité Sociétale d’Entreprise est l'un des enjeux principaux de réussite pour son avenir, ENGIE a établi une nouvelle liste de 19 objectifs pour 2030, alignés sur les objectifs de développement durable des Nations Unies. 

Au sein de cette liste, 3 objectifs clés seront pilotés de manière continue étant donné le rôle important qu'ils jouent dans le développement d’ENGIE :

• les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d'électricité seraient réduites de 149 Mt
  en 2016 à 43 Mt en 2030 (pour 80 Mt en 2019). ENGIE a obtenu par ailleurs la certification 2° par la SBTi
  (Science Based Targets initiative) de sa trajectoire d’émissions de gaz à effet de serre, reconnue
  compatible avec l’Accord de Paris ;
• pour la diversité du genre, la part des femmes cadres dans le Groupe passerait d'environ 23 % en 2016
  à 50 % en 2030 (pour 24 % en 2019), grâce à des promotions internes et des recrutements externes ;
• la part des énergies renouvelables dans le mix des capacités de production électrique atteindrait 58 %
  en 2030, contre 20 % en 2016 (pour 28 % en 2019).

Analyse des données financières au 31 décembre 2019
 

Chiffre d’affaires de 60,1 milliards d’euros
 

Le chiffre d'affaires s'élève à 60,1 milliards d'euros, en hausse de 5,4 % en brut et de 4,1 % en organique¹. 
 

La croissance brute du chiffre d'affaires intègre des effets de périmètre, comprenant diverses acquisitions dans les Solutions Clients (principalement Conti aux Etats-Unis, en France et CAM en Amérique Latine) et dans la vente d’énergie aux professionnels aux Etats-Unis, partiellement compensées par les cessions de la participation de Glow en Thaïlande en mars 2019 et des activités de vente d’énergie aux professionnels en Allemagne fin 2018. Cette croissance comprend également un effet de change légèrement positif, principalement dû à l'appréciation du dollar américain, partiellement compensée par les dépréciations du peso argentin et du real brésilien par rapport à l'euro. 
 

La croissance organique¹ du chiffre d'affaires est principalement liée aux revenus des activités de vente d'énergie en Amérique du Nord, en France et en Europe, à la croissance des Solutions Clients en Europe, aux services de gestion d'énergie et aux conditions de marché favorables pour les activités de Global Energy Management (GEM) et à une dynamique porteuse en Amérique Latine (croissance du portefeuille de contrats long-terme d’achat d’électricité au Chili et mise en service de nouveaux parcs éoliens et solaires au Brésil). Cette croissance a été partiellement compensée par la baisse des revenus des activités de ventes d'énergie au Royaume-Uni et en Australie et des activités thermiques en Europe.
Le chiffre d'affaires des Solutions Clients a connu une croissance de 11 % en brut et de 3 % en organique¹, bénéficiant de l'effet positif des acquisitions et d'un contexte de marché favorable pour les activités industrielles et commerciales en Europe.
 

Ebitda de 10,4 milliards d’euros
 

L'Ebitda s'élève à 10,4 milliards d'euros, en hausse de 6,8 % en brut et de 8,1 % en organique¹. 
Ces variations brute et organique¹ sont globalement en ligne avec la croissance du résultat opérationnel courant2, à l’exclusion de l’augmentation des amortissements principalement due à la mise en service d'actifs en Amérique latine et en France, notamment dans les Réseaux, et qui n’est pas intégrée dans l’Ebitda.
En outre, Lean 2021, qui contribue à la croissance organique tant au niveau de l'EBITDA que du ROC, a dépassé les objectifs fixés pour 2019 et est en bonne voie pour atteindre ceux de 2021.
 

Résultat opérationnel courant² de 5,7 milliards d’euros
 

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’élève à 5,7 milliards d’euros, en hausse de 11,1 % en brut et de 14,4 % en organique¹.
 

L'augmentation brute du ROC comprend un effet de change positif, principalement dû à l'appréciation du dollar américain, partiellement compensé par la dépréciation du peso argentin et du réal brésilien par rapport à l'euro. Cet effet positif est partiellement amoindri par des effets de périmètre globalement négatifs, provenant principalement de la cession de la participation de 69,1 % dans la société Glow en Thaïlande et au Laos, partiellement compensée par diverses acquisitions notamment dans les Infrastructures (TAG) et les Solutions Clients.

La performance organique¹ du ROC a varié en fonction des activités :
 

• Le ROC des Solutions Clients est en décroissance organique¹ de 1 %, principalement du fait de facteurs négatifs dans certains segments et de l’augmentation des coûts de développement notamment sur les nouvelles activités en croissance. Cette décroissance est partiellement compensée par la contribution en hausse de SUEZ et par une contribution accrue des activités de production d’énergie décentralisée.
• Le ROC des Infrastructures est en décroissance organique¹ de 6 %, principalement due aux activités de distribution de gaz avec des one-offs négatifs enregistrés en 2018-2019 à l’étranger et des effets températures négatifs en France et en Europe, qui ne sont que partiellement compensés par la reprise de provision pour coûts de commissionnement et par la hausse des tarifs en France. Les activités de transport de gaz en France ont également souffert d'un effet volume négatif dû à la fusion des zones de marché gazier Nord et Sud et d'un effet prix négatif résultant du lissage tarifaire.
• Le ROC des Renouvelables est en croissance organique¹ de 8 %. Cette croissance s'explique principalement par la hausse des prix de la production hydroélectrique au Brésil et en France et par la mise en service de 3,0 GW de capacités depuis le 1er janvier 2019, notamment au Brésil (0,5 GW), aux États-Unis (0,5 GW), en Espagne (0,4 GW), au Mexique (0,3 GW), en Inde (0,3 GW), en France (0,3 GW) et en Égypte (0,3 GW). Ces effets positifs ont été partiellement compensés par des marges DBSO⁶ inférieures par rapport au niveau élevé des transactions réalisées en 2018 et par une production hydroélectrique plus faible en France.
• Le ROC du Thermique est en croissance organique¹ de 7 %, principalement grâce à la croissance du portefeuille de contrats long-terme d'achat d'électricité et les conditions de prix de marché favorables au Chili. En outre, le rétablissement du mécanisme de rémunération des capacités au Royaume-Uni et l'impact favorable des spreads de gaz en Europe ont eu un effet positif. Ces effets positifs ont été partiellement compensés par l'expiration d'un contrat long-terme d'achat d'électricité en Turquie en avril 2019. Enfin, le montant des indemnités compensatoires perçues est resté stable en 2019 par rapport à 2018.
• Le ROC du Nucléaire est en croissance organique¹ de 70 %, bénéficiant de taux de disponibilité des unités de production plus élevés en Belgique (+ 2 720 points de base et + 62 % de volumes produits) et de meilleurs prix captés (+ 2 €/MWh).
• Le ROC du Supply affiche une baisse organique¹ de 34 %, principalement en raison de la pression sur les marges de vente de gaz et d'électricité aux particuliers en France, de l’annulation du produit à recevoir pour coûts de commissionnement (lié à la couverture du coût de desserte des clients traités par les fournisseurs d'énergie pendant l'ouverture du marché français, de 2007 à 2016, entièrement compensé par une reprise de provision symétrique dans la distribution de gaz en France), de one-offs positifs comptabilisés en 2018 au Benelux et d'effets température négatifs en Australie et en France. Ces effets ont été partiellement compensés par une augmentation des marges de vente d’énergie aux professionnels en France.
• Le ROC des activités Autres a enregistré une croissance organique¹ de 42 %, reflétant principalement la performance de GEM provenant de la vente partielle d’un contrat de gaz à Shell, de l’effet positif des renégociations de contrats de gaz, ainsi que des conditions de marché globalement favorables et la baisse des coûts du Corporate.
   

Sur la base des segments reportables, l'augmentation organique¹ du ROC s'explique par les bons résultats du Reste de l’Europe (principalement portés par la performance des activités Nucléaires bénéficiant d’une hausse des taux de disponibilité des unités de production et des prix captés, du rétablissement du mécanisme de rémunération des capacités au Royaume-Uni et de l’effet positif des spreads de gaz en Europe, partiellement compensés par des one-offs positifs en 2018, y compris des indemnités compensatoires perçues, les difficultés des activités de vente d’énergie au Benelux et au Royaume-Uni et de quelques contrats déficitaires dans les Solutions Clients), par le segment Autres (majoritairement grâce à la performance des activités de marché de GEM et la contribution de SUEZ en hausse significative) et par l'Amérique latine (notamment liés à l’impact favorable des indemnités compensatoires perçues dans les activités Thermiques en 2019, à la hausse des prix de la production hydroélectrique et aux mises en service de nouveaux parcs éoliens et solaires au Brésil et au Mexique ainsi qu’à la croissance du portefeuille de contrats long-terme d’achat d’électricité au Chili).

Ces impacts positifs ont été partiellement compensés par la décroissance organique¹ du ROC au Moyen-Orient, Afrique & Asie (principalement due à des effets défavorables dans la vente d’énergie en Australie et en Afrique, des Infrastructures en Turquie, partiellement compensés par la contribution positive des activités Thermiques et Renouvelables), en France (pour les activités France hors Infrastructures, principalement en raison de la baisse des marges DBSO⁶ par rapport au niveau élevé de 2018, de la pression sur les marges dans les activités de vente d’énergie et de la baisse de la production hydroélectrique, partiellement compensées par la hausse des prix pour la production hydroélectrique, l'augmentation des contributions de l'éolien et du solaire et l'amélioration de la rentabilité des activités Solutions clients ; pour les activités France Infrastructures, principalement en raison de la contribution plus faible des activités de transport et de distribution) et aux Etats-Unis et Canada (principalement sous l'impulsion des Solutions Clients, notamment en raison des one-offs négatifs enregistrés en 2019, de la contribution plus faible des activités thermiques en raison de la baisse des prix des capacités, partiellement compensés par des marges DBSO⁶ plus importantes et les contributions des actifs mis en service dans les activités Renouvelables).
 

Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies de 2,7 milliards d’euros⁸
Résultat net part du Groupe de 1,0 milliard d’euros
 

Le résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies s’élève à 2,7 milliards d’euros, contre 2,5 milliards d’euros en 2018. Cette augmentation est principalement due à l'amélioration continue du résultat opérationnel courant², partiellement compensée par une hausse des impôts, principalement en raison de l'effet positif de la comptabilisation d’impôts différés actifs en 2018 ainsi que des frais financiers récurrents légèrement plus élevés, reflétant l’évolution du mix des activités (dette plus importante au Brésil).

Le résultat net part du Groupe s'élève à 1,0 milliard d'euros en 2019, stable d'une année sur l'autre, en raison de l'augmentation du résultat net récurrent et des plus-values de cession, résultant principalement de la cession de Glow, qui ont compensé l'impact de la revue triennale des provisions nucléaires en Belgique et des variations mark-to-market en légère baisse.
 

Dette financière nette de 25,9 milliards d’euros
 

A fin décembre 2019, la dette financière nette s’établit à 25,9 milliards d’euros, en hausse de 2,7 milliards d’euros par rapport à fin décembre 20183. Cette variation s'explique par (i) les dépenses d'investissement sur la période (10,0 milliards d'euros , y compris les 1,5 milliard d'euros au titre de l’acquisition de TAG au Brésil), (ii) les dividendes versés aux actionnaires d'ENGIE SA (1,8 milliard d'euros) et aux intérêts minoritaires (0,7 milliard d'euros) et (iii) d'autres éléments (0,6 milliard d'euros) principalement liés aux taux de change, aux nouveaux droits d'utilisation des biens pris en location et aux variations mark-to-market. Ces éléments ont été partiellement compensés par (i) par la génération de cash-flow des opérations5 (7,6 milliards d'euros) et (ii) les effets du programme de rotation du portefeuille (2,8 milliards d'euros, principalement liés à la finalisation de la cession de la participation dans Glow).

Le cash flow from operations⁵ s’établit à 7,6 milliards d’euros, en recul de 0,2 milliard d’euros. Cette baisse est principalement due aux variations du besoin en fonds de roulement (impact négatif de 1,3 milliard d'euros) essentiellement liées aux appels de marge sur produits dérivés et à la variation mark-to-market des produits financiers dérivés, partiellement compensées par l'augmentation des flux de trésorerie opérationnels (0,9 milliard d'euros) et de moindres décaissements d’impôts (0,2 milliard d'euros).

A fin décembre 2019, le ratio dette financière nette / Ebitda s’élève à 2,5x. Hors effets de l’acquisition de TAG qui n’était pas incluse dans les objectifs financiers pour 2019 et dont la contribution au niveau de l’Ebitda n’est que partielle, ce ratio s’élève à 2,4x, stable par rapport à fin décembre 2018³ et en ligne avec l’objectif d’un ratio inférieur ou égal à 2,5x. Le coût moyen de la dette brute est de 2,70 %, en légère hausse par rapport au 31 décembre 2018, notamment en raison de nouveaux emprunts au Brésil.
A fin décembre 2019, le ratio dette économique nette⁸ / Ebitda s’élève à 4,0x. Hors effets de l’acquisition de TAG, ce ratio s’élève à 3,8x, en légère augmentation par rapport à fin décembre 2018. 

Objectifs financiers 2020 et 2022²
 

ENGIE prévoit pour 2020 un résultat net récurrent part du Groupe compris entre 2,7 et 2,9 milliards d’euros. Cet objectif repose sur une fourchette indicative d’EBITDA de 10,5 à 10,9 milliards d’euros et de ROC de 5,8 à 6,2 milliards d’euros.
 

Pour 2020 et sur le long terme, ENGIE prévoit un ratio dette économique nette8 / Ebitda inférieur ou égal à 4,0x et continue de viser une notation crédit « strong investment grade ».
 

Pour 2022, ENGIE prévoit un taux de croissance annuel moyen du résultat net récurrent part du Groupe compris entre 6 et 8 % (soit entre 3,2 et 3,4 milliards d’euros). Cet objectif repose sur des fourchettes indicatives de taux de croissance annuel moyen de 2 - 4 % pour l’Ebitda et de 4 - 6 % pour le ROC.
 

Pour la période 2020-2022, ENGIE prévoit d'investir 10 milliards d'euros⁷ dans la croissance, 8 milliards d'euros dans la maintenance et 4 milliards d'euros dans les investissements financiers de Synatom pour le financement de l’intégralité du montant des provisions pour l’aval du cycle d’ici 2025. Les cessions devraient s'élever à 4 milliards d'euros, principalement pour poursuivre la réduction des émissions de CO₂ et pour simplifier l'empreinte géographique et la structure.
 

Politique de dividende
 

Au titre des résultats 2019, ENGIE confirme le paiement d’un dividende ordinaire de 0,80 euro par action, en numéraire, correspondant à un ratio de distribution sur la base du RNRpg de 72%.
 

Le dividende annuel est versé en une seule fois, à l’issue de l’Assemblée Générale Ordinaire (AGO) approuvant les comptes annuels. 
 

Pour l’avenir, ENGIE confirme sa politique de dividende à moyen terme, dans une fourchette de 65 % à 75 % de ratio de distribution sur la base du RNRpg. 
 

La présentation de la conférence téléphonique investisseurs sur les informations financières au 31 décembre 2019 est disponible sur le site internet du Groupe.
 

Les comptes consolidés du Groupe et les comptes sociaux de ENGIE SA au 31 décembre 2019 ont été arrêtés par le Conseil d’administration du 26 février 2020. Les procédures d’audit sur les comptes consolidés ont été effectuées. Le rapport de certification est en cours d’émission. 
 

L’ordre du jour complet de l’Assemblée Générale des actionnaires, les projets de résolutions et le rapport du Conseil seront publiés dans la seconde quinzaine du mois de mars.
 

Le chiffre d’affaires du segment France est en hausse de 4,8 % en brut et de 3,2 % en organique¹.
 

Pour la France hors Infrastructures, le chiffre d’affaires a augmenté de 5,7 % en brut et de 4,4 % en organique¹. La hausse brute plus élevée que la hausse organique¹ s'explique par l'acquisition de plusieurs sociétés dans les activités Solutions Clients. La hausse organique¹ est principalement attribuable à une augmentation des activités Solutions clients (installations, construction et efficacité énergétique) et des ventes d’électricité aux particuliers. Cette hausse organique¹ est en partie compensée par la baisse de la production hydroélectrique et par 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). 
Pour les activités France Infrastructures, le chiffre d'affaires a augmenté de 2,2 % en brut et est resté stable en organique¹. Cette variation organique¹ est due à l’outsourcing d’activités GNL ainsi qu’aux hausses des tarifs de distribution et de transport. Bien que limitée par le lissage tarifaire et la diminution des capacités souscrites, cette augmentation est aussi partiellement compensée par le stockage de gaz avec une réduction des opérations d'achat/vente en France suite au nouveau cadre réglementaire mis en place en 2018.
 

Le chiffre d’affaires du segment Reste de l’Europe est en hausse de 1,9 % en brut et de 2,4 % en organique¹.
La croissance du chiffre d'affaires est principalement tirée par les activités de vente d’énergie au Benelux (alimentées par des effets de prix positifs) et en Roumanie, aux activités de solutions clients en Belgique (notamment sur l'installation et l'efficacité énergétique) et en Espagne (principalement sur l'installation), à la reprise du nucléaire tant en volume qu'en prix, tandis que les revenus des activités thermiques ont diminué.
L’augmentation brute plus faible que la hausse organique¹ s'explique par la cession du portefeuille de vente d’énergie BtoB en Allemagne en 2018, qui n'a été que partiellement compensée par les contributions de plusieurs acquisitions de taille moyenne en Europe centrale (notamment OTTO en Allemagne).
 

Le chiffre d’affaires du segment Amérique Latine est en hausse de 15,1 % en brut et de 10,9 % en organique¹.
La croissance brute comprend l'impact positif de l'intégration de la société de services CAM dans les solutions clients acquise fin 2018, partiellement compensé par un effet de change globalement défavorable, dû à la dépréciation du peso argentin (- 36 %) et du real brésilien (- 2 %), partiellement compensée par l'appréciation du dollar américain (+ 6 %), du peso mexicain (+ 5 %) et du sol péruvien (+ 4 %). Au Chili, l'activité a été favorisée par la montée en puissance des contrats long-terme d’achat d’énergie, et au Brésil, la croissance organique¹ a été principalement portée par les mises en service de nouveaux parcs éoliens et solaires et d'une nouvelle unité Thermique, ainsi qu'à l'effet de l'inflation sur les contrats long-terme d'achat d'énergie. 
 

Le chiffre d’affaires du segment Etats-Unis & Canada est en hausse de 35,5 % en brut et de 10,1 % en organique¹. Il bénéficie de l'apport des acquisitions dans les Solutions Clients (Donnelly, Unity, Systecon et Conti) et le Supply (Plymouth Rock) aux Etats-Unis, ainsi que d'un effet de change positif lié à l'appréciation du dollar américain. La croissance organique¹ est principalement due à un effet prix positif sur les activités de vente d’électricité aux professionnels aux Etats-Unis.
 

Le chiffre d’affaires du segment Moyen-Orient, Afrique & Asie est en baisse de 27,4 % en brut et de 6,7 % en organique¹. Cette baisse brute plus importante s'explique principalement par l’effet de périmètre négatif de la cession de Glow (Thaïlande) en mars 2019, partiellement compensé par des acquisitions dans les Solutions Clients en Asie et au Moyen-Orient (Cofely BESIX) ainsi que par des effets de change positifs principalement liés à l'appréciation du dollar américain. En organique¹, la performance des activités Supply est en baisse (principalement en Australie) et les activités de Solutions Clients ont moins contribué en Afrique et en Australie.
 

Le chiffre d’affaires du segment Autres est en hausse de 13,2 % en brut et de 7,5 % en organique¹. Cette augmentation est principalement due aux activités de GEM, portées par la croissance des activités internationales et la renégociation de contrats gaziers, ainsi qu’aux activités de Supply bénéficiant d’un contexte de marché favorable pour les clients professionnels en France.
 

• Chiffre d’affaires contributif, après élimination des opérations intragroupes, par business line :
   

Le calcul de la croissance organique¹ vise à présenter des données comparables tant en termes de taux de change utilisé pour la conversion des états financiers de sociétés étrangères qu’en terme d’entités contributives (méthode de consolidation et contribution en termes de nombre de mois comparable). La croissance organique¹ en pourcentage représente le rapport entre les données de l’année en cours (N) et de l’année précédente (N-1) retraitées comme suit :

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

Avertissement important
 

Les agrégats présentés sont ceux habituellement utilisés et communiqués aux marchés par ENGIE. 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 d’ENGIE estime que ces déclarations prospectives sont raisonnables, les investisseurs et les porteurs de titres ENGIE 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 d’ENGIE 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 ENGIE auprès de l’Autorité des Marchés Financiers (AMF), y compris ceux énumérés sous la section « Facteurs de Risque » du document de référence d’ENGIE (ex GDF SUEZ) enregistré auprès de l’AMF le 20 mars 2019 (sous le numéro D.19-0177). L’attention des investisseurs et des porteurs de titres ENGIE est attirée sur le fait que la réalisation de tout ou partie de ces risques est susceptible d’avoir un effet défavorable significatif sur ENGIE.
 

Notes de bas de page
 

¹ Variation organique = variation brute hors effets change et périmètre.
²  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, d’absence de changement substantiel de réglementation ou de l’environnement macro-économique, d’hypothèses de prix des commodités basées sur les conditions de marché à fin décembre 2019 pour la partie non couverte de la production, d’absence de changement dans le cadre juridique et réglementaire des dispositions nucléaires, de cours de change moyens suivants pour 2020 : €/$ : 1,13 ; €/BRL : 4,57 et pour 2021 - 2022 : €/$ : 1,16 ; €/BRL : 4,57 et de dilution du plan de cession 2020-22 de 4 milliards d’euros
³ Données 2018 ajustées à la suite de l’application de la nouvelle norme IFRS 16.
⁴ Au quatrième trimestre 2019, le groupe a mis en œuvre une nouvelle prise de position IFRS relative aux produits dérivés sur matières premières et exigeant une modification de la présentation des revenus sans impact sur les autres indicateurs de performance. Pour des raisons de comparabilité avec les communications précédentes, les revenus ajustés sont également fournis sur la base de l'ancienne définition. Pour plus d'informations, veuillez-vous référer à la note 1 des états financiers consolidés de 2019.
⁵ Cash flow from operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance
⁶ DBSO – Develop, Build, Share & Operate
⁷ Net des cession partielles dans le cadre du schéma DBSO.
⁸ La dette économique nette s’établit à 41,1 milliards d’euros à fin décembre 2019 (vs. 35,7 milliards d’euros à fin décembre 2018) ; elle intègre notamment les provisions nucléaires et les avantages postérieurs à l’emploi.

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