Résultats semestriels ENGIE au 30 juin 2019

A l’occasion de la présentation des résultats semestriels 2019, Isabelle Kocher, Directrice Générale d’ENGIE, a déclaré : "Les résultats du Groupe se sont améliorés, grâce à un solide deuxième trimestre tiré principalement par les activités de gestion d’énergie, le nucléaire, des températures inférieures à la moyenne et l'amélioration de la performance des Solutions Clients au cours du deuxième trimestre par rapport au premier. Nous réaffirmons notre objectif pour 2019³ d'un résultat net récurrent part du Groupe compris entre 2,5 et 2,7 milliards d’euros, sur la base de la dynamique positive créée au deuxième trimestre et de notre visibilité pour le reste de l'année."

• Les activités de gestion d’énergie ont fortement contribué, portées par les renégociations de contrats gaz et les activités internationales ;
• Le Nucléaire a été tiré par l'amélioration des prix captés et de la disponibilité après le redémarrage des sept unités de production belges ;
• Les résultats intrinsèques des Solutions Clients se sont améliorés significativement au cours du deuxième trimestre par rapport au premier mais sont restés atypiques en raison de la dynamique de certains marchés. En outre, ces résultats ont bénéficié de one-offs de SUEZ ;
• Les Renouvelables ont été affectés par la baisse de la production hydroélectrique en France, partiellement compensée par la mise en service de capacités éoliennes ;
• Le Thermique a été affecté par la cession de Glow, partiellement compensée par les effets positifs des contrats long-terme de vente d'électricité en Amérique latine et la contribution positive des centrales à gaz en Australie et en Europe ;
• Les activités Supply ont continué à souffrir principalement de la contraction des marges pour les particuliers en France ;
• Les Infrastructures ont été impactées par plusieurs facteurs, notamment dans le transport de gaz en France avec la fin des souscriptions sur le gazoduc Nord-Sud et la linéarisation tarifaire.

Le cash flow from operations⁷ baisse en raison d’effets temporaires d’appels de marge liés aux commodités, en dépit de flux de trésorerie opérationnels en hausse et d’un besoin en fonds de roulement en amélioration. L’équipe de management prévoit une amélioration substantielle pour l’ensemble de l’exercice 2019.

La dette financière nette augmente par rapport à fin décembre 2018⁵, avec des investissements compensés partiellement par les produits de cession. ENGIE a également versé un dividende plus élevé que d’habitude au premier semestre 2019 (0,75 euro par action, sans acompte versé en octobre prochain).
La structure financière solide du Groupe a été confirmée par S&P, qui a réitéré sa notation A- en avril, et par Fitch, qui a réitéré sa notation A en juin, les deux agences maintenant leur perspective à stable. En juin, comme annoncé, Moody’s a revu sa notation à la baisse de A2 à A3 suite à la promulgation de la loi PACTE en France qui a entraîné la suppression du rehaussement d’un cran pour soutien de l’Etat français.

Au premier semestre 2019, ENGIE a poursuivi sa stratégie axée sur le leadership de la transition zéro carbone, avec des progrès réalisés particulièrement dans les Renouvelables, complétés par l'acquisition de TAG dans les Infrastructures. L’équipe de management prévoit une accélération supplémentaire de la croissance au cours du second semestre, grâce à l'amélioration des performances opérationnelles intrinsèques des principales activités du Groupe.

Dans les Solutions Clients, ENGIE et ses partenaires ont remporté un contrat d'efficacité énergétique de 35 ans à Ottawa (Canada) pour le déploiement de systèmes de chaud et de froid et la rénovation énergétique des bâtiments du gouvernement. En outre, ENGIE a acquis Conti en Amérique du Nord, une société fournissant des services dans le domaine du bâtiment, en conception, ingénierie et réalisation. Au second semestre, les résultats des Solutions clients devraient bénéficier de l’atténuation des effets de l'échelonnement des contrats, de l'augmentation du carnet de commandes et de la contribution des acquisitions ainsi que du plan de performance visant à continuer à répondre aux attentes des marchés avec une intensité concurrentielle croissante qui aura une incidence sur les marges.

Dans les Infrastructures, ENGIE a annoncé le 13 juin 2019 que le consortium dans lequel le Groupe détient une participation majoritaire a finalisé l'acquisition d'une participation de 90 % dans TAG, le plus grand propriétaire de réseau de transport de gaz au Brésil. TAG dispose d'un portefeuille de contrats à long terme assurant une contribution aux résultats attractive et permettant à ENGIE de rééquilibrer son exposition géographique au sein de ses activités Infrastructures. Au second semestre, les résultats des Infrastructures continueront à être impactés par les facteurs négatifs du premier semestre, partiellement compensés par la hausse organique² des tarifs de distribution et de transport en France. L'acquisition de TAG contribuera également positivement aux résultats.

Dans les Renouvelables, 1,4 GW de capacités éolienne et solaire a été mis en service au cours du premier semestre, confirmant une nette accélération après la mise en service de 1,1 GW pour l'année 2018, et 8,7 GW sont maintenant installés, en construction ou sécurisés pour atteindre l'objectif de 9 GW de mise en service sur 2019-21. La nouvelle joint-venture au Mexique avec Tokyo Gas démontre notre capacité à déployer notre modèle DBSO⁸ et à attirer des partenaires solides pour accélérer le développement de notre portefeuille et la signature d'un protocole d'accord stratégique avec EDP vise à créer un acteur mondial majeur de l'éolien offshore. Au second semestre, les résultats des Renouvelables devraient s'améliorer avec la montée en puissance de l'éolien (notamment au Brésil), l'amélioration de l'hydrologie en France et les nouvelles marges de DBSO⁸ qui devraient être enregistrées principalement au second semestre.

Pour le Thermique, ENGIE a continué de mettre en œuvre sa stratégie de réduction de son empreinte carbone. ENGIE a finalisé la cession de sa participation de 69,1 % dans Glow en Thaïlande 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. 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 mondiale après finalisation de cette transaction. Au second semestre, les résultats du Thermique seront impactés par ces cessions.

Analyse des données financières du premier semestre 2019

Chiffre d’affaires de 33,0 milliards d’euros

Le chiffre d'affaires de la période s'élève à 33,0 milliards d'euros, en hausse de 9,3 % en brut et de 7,6 % en organique².

La croissance brute du chiffre d'affaires intègre un effet de change positif, principalement dû à l'appréciation du dollar américain, partiellement compensée par les dépréciations du peso argentin et du real brésilien par rapport à l'euro, et des effets de périmètre globalement positifs. Ces variations de périmètre comprennent diverses acquisitions dans les Solutions Clients (principalement aux Etats-Unis avec Unity, Donelly et Systecon, en Amérique Latine avec CAM et en Allemagne avec OTTO) et dans la commercialisation (Plymouth Rock aux Etats-Unis), partiellement compensées par les cessions des activités de commercialisation aux professionnels en Allemagne à fin 2018 et de la participation de Glow en Thaïlande et au Laos en mars 2019.

La croissance organique² du chiffre d'affaires est principalement liée aux activités de commercialisation (qui bénéficient d'un contexte de marché favorable pour les professionnels en France, d'une augmentation des ventes d'électricité aux professionnels et aux particuliers en France et d'effets prix positifs aux États-Unis, en Belgique, en Roumanie et aux Pays-Bas), à la performance des services de gestion de l'énergie et aux conditions favorables de marché des activités de Global Energy Management (GEM), aux activités thermiques en Europe avec des volumes vendus en hausse, à une dynamique porteuse en Amérique latine (hausse des tarifs dans les activités de distribution de gaz au Mexique et en Argentine, croissance du portefeuille de contrats d’achat d’électricité long-terme au Chili et politique d’allocation d’électricité dynamique ainsi que mise en service de nouveaux parcs éoliens au Brésil) et par une croissance des Solutions Clients en France et en Belgique. Cette croissance a été partiellement compensée par la baisse des revenus des activités de stockage de gaz (moins d'opérations d'achat/vente en France et au Royaume-Uni) et par la baisse de la production hydroélectrique en France (- 26 % contre un premier semestre exceptionnel en 2018).
Le chiffre d’affaires des Solutions Clients a connu une croissance de 10 % en brut et de 3 % en organique².

Ebitda de 5,3 milliards d’euros

L'Ebitda de la période s'élève à 5,3 milliards d'euros, en hausse de 0,6 % en brut et de 2,2 % en organique². L'augmentation brute de l'Ebitda comprend un effet de change positif, principalement dû à l'appréciation du dollar américain, partiellement compensé 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 Glow, partiellement compensée par diverses acquisitions principalement dans les Solutions clients et les Infrastructures.
 

L'augmentation organique² de l'Ebitda s'explique principalement par la surperformance des activités de GEM (avec notamment des impacts fortement positifs sur les renégociations des contrats gaz et d’effets temporaires significatifs), par les bons résultats de l'Amérique latine (liés à la dynamique favorable du chiffre d‘affaires et des one-offs positifs au Chili en 2019) et des activités nucléaires (bénéficiant d’une hausse des prix captés de + 3 €/MWh et du taux de disponibilité de + 590 points de base en Belgique). Cette augmentation a été partiellement compensée par des effets défavorables dans les activités Infrastructures gaz en France (baisse des volumes transportés due à la fin des souscriptions sur l’acheminement Nord-Sud consécutivement à la fusion des deux zones de marché et baisse de la contribution des activités de stockage due à des problèmes techniques en France pendant la période de soutirage), par une production hydroélectrique en France en baisse, par des marges des activités de commercialisation en France en baisse et par la suspension du mécanisme de rémunération de capacités au Royaume-Uni depuis le 1^er octobre 2018.

Résultat opérationnel courant¹ de 3,2 milliards d’euros

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (ROC), s’élève à 3,2 milliards d’euros, en hausse de 3,1% en brut et de 5,6% en organique².
Ces variations brute et organique² sont en ligne avec la croissance de l'Ebitda, bénéficiant par ailleurs de one-offs positifs de SUEZ (principalement liés au règlement du litige en Argentine en 2019).

La performance organique² du résultat opérationnel courant¹ varie selon les segments :

• Le ROC¹ de la France affiche une décroissance organique². Pour le segment France hors Infrastructures, la baisse organique² du ROC¹ est principalement due à l'impact de la baisse de la production électrique renouvelable d’origine hydraulique, la pression sur les marges de nos activités de commercialisation gaz et électricité en offre de marché, ainsi qu’à une légère baisse des marges de nos activités Solutions Clients. Pour le segment France Infrastructures, la baisse est principalement due à l’activité de transport en France affectée par les effets de la fusion des zones (fin des souscriptions sur le transit Nord-Sud) qui n’ont jusqu’à présent été que partiellement compensés par la hausse tarifaire du 1^er avril 2019, principalement en raison du mécanisme de linéarisation des tarifs et de coûts de congestion supérieurs aux prévisions. Dans une moindre mesure, l'activité de stockage est impactée par des pénalités pour clients du fait de difficultés techniques en France et des effets prix négatifs en Allemagne.
• Le ROC¹ du reste de l’Europe est en augmentation organique². Cette augmentation est principalement portée par les activités nucléaires et par la légère croissance des Solutions Clients, partiellement compensée par des contributions moindres des autres activités. Les activités nucléaires ont bénéficié d’une augmentation des prix captés, de taux de disponibilité plus élevés en Belgique ainsi que de moindre charges d’amortissement du fait de la comptabilisation de pertes de valeur en 2018. La croissance des Solutions Clients provient principalement du développement d'activités de génération sur site et production d’énergie décentralisée. Par ailleurs, outre la suspension des revenus du marché de capacités au Royaume-Uni, la contribution des activités thermiques est impactée négativement par des one-offs positifs en 2018 aux Pays-Bas. Les activités de commercialisation sont en baisse au Benelux et en Roumanie et les activités d'énergie renouvelable sont en baisse au Benelux.
• L’Amérique latine enregistre une croissance organique² du ROC¹. Cette croissance est principalement liée à l'impact favorable d’indemnités compensatoires reçues au Chili en 2019, à la hausse des tarifs des activités de distribution de gaz au Mexique et en Argentine, à la croissance du portefeuille de PPA au Chili, à la mise en service de nouveaux parcs éoliens au Brésil ainsi qu’aux premières contributions de TAG. Ces impacts sont partiellement compensés par les éléments exceptionnels positifs enregistrés en 2018 pour les activités de réseaux au Mexique.
• Le ROC¹ du segment États-Unis & Canada est en décroissance organique² significative. Cette évolution s’explique par les Solutions Client en raison de one-offs enregistrés en 2019, par la moindre contribution des activités thermiques du fait de coûts d’approvisionnement en GNL à Porto Rico plus élevés et des spreads réduits dans le nord-est des États-Unis au premier semestre 2019 ainsi que par la pression temporaire sur les marges des activités de commercialisation. Ces effets sont partiellement compensés par des marges plus élevées sur les activités GNL.
• Le ROC¹ du Moyen-Orient, Asie & Afrique est en croissance organique². Cette croissance reflète notamment les marges et volumes plus élevés dans l’activité Thermique en Australie. Cet effet est partiellement compensé par un effet température négatif dans les activités de commercialisation en Australie.
• Le segment Autres enregistre une augmentation organique² significative du ROC¹. Cette augmentation est principalement due à la surperformance de GEM sur les activités de marché, avec notamment des impacts positifs importants sur les renégociations de contrats de gaz et d’effets temporaires positifs significatifs, à des one-offs positifs sur SUEZ (principalement liés au règlement du litige en Argentine en 2019) ainsi qu’à des marges de commercialisation d’électricité aux clients professionnels plus élevées et à des coûts du Corporate plus faibles.

La performance organique² du résultat opérationnel courant¹ a également varié en fonction des business lines :

• Le ROC¹ des Solutions Clients est en croissance organique², bénéficiant du one-off positif de SUEZ en 2019 (principalement liés au règlement du litige en Argentine). Intrinsèquement, les résultats des Solutions Clients se sont améliorés au cours du deuxième trimestre par rapport au premier, portés par le développement des activités de production sur site et de production d’énergie décentralisée en Europe, en partie compensé par les difficultés rencontrées par certaines entités d’installation et de construction (notamment en raison de one-offs enregistrés en 2019 aux Etats-Unis et au Canada), ainsi que par l'échelonnement des contrats et par des dynamiques de marché particulières affectant certains renouvellements de contrats en Europe de l'Ouest. En outre, les coûts de Business Development visant à poser les fondations d’une croissance dans de nouveaux domaines ont augmenté principalement aux Etats-Unis et en Asie.
• Le ROC¹ des Infrastructures est en décroissance organique². Cette baisse est principalement due aux activités de transport en France avec les effets de la fusion des zones (fin des souscriptions sur le transit Nord-Sud) qui n’ont jusqu’à présent été que partiellement compensés par la hausse tarifaire du 1^er avril 2019, principalement en raison du mécanisme de linéarisation des tarifs et des coûts de congestion plus élevés que prévu. Dans une moindre mesure, l'activité de stockage est pénalisée par les pénalités pour clients en France du fait d'une dégradation temporaire des performances opérationnelles et des effets prix négatifs en allemand. Enfin, un one-off positif a été enregistré en 2018 en Amérique Latine. Les hausses tarifaires des activités de distribution de gaz au Mexique et en Argentine n’ont que partiellement compensé ces effets négatifs.
• Le ROC¹ des Renouvelables est en légère diminution organique². Cette baisse est principalement due à la baisse de la production d’énergie d’origine hydroélectrique en France. Ces effets négatifs ont été en partie compensés par la mise en service de nouveaux parcs éoliens, principalement au Brésil.
• Le ROC¹ du Thermique est en croissance organique². Cette augmentation est principalement attribuable à l'impact favorable d’indemnités compensatoires reçues au Chili en 2019, à la croissance du portefeuille de PPA au Chili et aux marges et volumes plus élevés réalisée dans la production thermique en Australie. Ces effets positifs ont été partiellement compensés par la suspension des revenus du marché de capacités au Royaume-Uni, par des one-offs positifs en 2018 aux Pays-Bas et par la contribution plus faible aux États-Unis en raison des coûts plus élevés de l'approvisionnement en GNL plus élevés à Porto Rico, ainsi que des spreads réduits dans le nord-est des États-Unis au premier semestre 2019.
• Le ROC¹ du Nucléaire est en croissance organique² significative, bénéficiant de meilleurs prix captés (+ 3 €/MWh), de taux de disponibilité plus élevés en Belgique (+ 590 points de base) ainsi que de moindre charges d’amortissement du fait de la comptabilisation de pertes de valeur en 2018.
• Le ROC¹ du Supply affiche une baisse organique² significative, en raison principalement des pressions sur les marges de commercialisation aux particuliers en France (sur les offres de marché électricité et gaz), d’un effet température négatif en Australie, ainsi que des résultats plus faibles des activités de commercialisation aux professionnels au Benelux et aux États-Unis. Ces effets sont partiellement compensés par des marges plus élevées dans les activités de commercialisation aux professionnels en France.
• Le ROC¹ des activités Autres a enregistré une croissance organique² significative, reflétant principalement la surperformance de GEM sur les activités de marché, notamment avec des effets positifs importants sur les renégociations de contrats de gaz et d’effets temporaires positifs significatifs, et la baisse des coûts du Corporate.

Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies⁶ de 1,5 milliard d’euros
Résultat net part du Groupe de 2,1 milliards d’euros

Le résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies⁶ s’élève à 1,5 milliard d’euros au 30 juin 2019, stable par rapport au 30 juin 2018⁵, en lien avec l’amélioration continue au niveau du résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence partiellement compensée par une détérioration du résultat financier et un taux effectif d’impôt récurrent en hausse.
 

Le résultat net part du Groupe s’élève à 2,1 milliards d’euros, en très forte amélioration par rapport au 0,9 milliard d’euros au 30 juin 2018⁵. Cette très forte hausse est principalement liée aux plus-values de cessions (1,6 milliard d’euros, issu en particulier de la cession de la participation dans Glow) en dépit d’une variation négative de valeur de marché avant impôts (1,5 milliard d’euros). De moindres pertes de valeur (0,5 milliard d’euros d’impact positif) sur la période ont également contribué à cette très forte hausse.

Dette financière nette de 26,1 milliards d’euros

La dette financière nette s’établit à 26,1 milliards d’euros, en hausse de 2,8 milliards d’euros par rapport à fin décembre 2018⁵. Cette hausse est principalement due (i) aux investissements de la période (5,5 milliards d’euros , incluant notamment 1,5 milliard d’euros au titre de l’acquisition de TAG au Brésil), (ii) aux versements de dividendes aux actionnaires d’ENGIE SA (1,8 milliard d’euros) et aux participations ne donnant pas le contrôle (0,3 milliard d’euros) et (iii) à d’autres éléments (0,4 milliard d’euros), principalement liés aux effets de change, aux nouveaux droits d’utilisation de biens pris en location et aux variations de valeur de marché des instruments financiers dérivés. Ces éléments sont partiellement compensés (i) par la génération de cash-flow des opérations (2,7 milliards d’euros) et (ii) par les 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).

Le cash flow from operations⁷ s’établit à 2,7 milliards d’euros, en recul de 0,8 milliard d’euros. Cette évolution s’explique principalement par la variation temporaire du besoin en fonds de roulement (- 1,1 milliard d’euros) liée aux appels de marge sur produits dérivés et à la variation de la valeur de marché des instruments financiers dérivés. Ces éléments sont partiellement compensés par l’augmentation des flux de trésorerie opérationnels (0,2 milliard d’euros) et par de moindres décaissements d’impôts (0,1 milliard d’euros).

A fin juin 2019, le ratio dette financière nette / Ebitda s’élève à 2,7x. Hors effets de l’acquisition de TAG, dont la contribution au niveau de l’Ebitda n’est pas encore matérielle, ce ratio s’élève à 2,5x, en légère augmentation par rapport à fin décembre 2018⁵ et en ligne avec l’objectif d’un ratio inférieur ou égal à 2,5x. Le coût moyen de la dette brute est de 2,89%, en hausse de 21 points de base par rapport au 31 décembre 2018, en raison de nouveaux emprunts au Brésil.

A fin juin 2019, le ratio dette économique nette¹⁰/ Ebitda s’élève à 4,0x. Hors effets de l’acquisition de TAG, ce ratio s’élève à 3,8x, en légère augmentation par rapport à fin décembre 2018⁵.

Objectifs financiers 2019³

ENGIE confirme ses objectifs financiers pour 2019³ :

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

Faits marquants opérationnels du Groupe depuis janvier 2019

Solutions Clients

En Amérique du Nord, ENGIE a acquis la société de services énergétiques Conti fournissant des services dans le domaine du bâtiment, en conception, ingénierie et réalisation que ce soit en chauffage et climatisation, systèmes électriques et mécaniques et réseaux numériques, systèmes et panneaux de contrôles industriels. En outre, Conti est l’un des leaders nord-américains en construction de fermes solaires, des projets les plus petits jusqu’aux centrales les plus importantes.

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.

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.

Le Groupe a également remporté plusieurs contrats emblématiques auprès des villes et des collectivités. Par exemple, ENGIE et ses partenaires PCL Construction et Black & McDonald ont remporté un contrat d'efficacité énergétique de 35 ans avec le gouvernement du Canada. Ce partenariat public-privé de 35 ans pour le déploiement de systèmes de chaud et de froid et la rénovation énergétique des bâtiments du gouvernement à Ottawa participe à la stratégie transition zéro carbone d'ENGIE qui s'appuie sur des solutions innovantes en matière d'efficacité énergétique pour les clients.

Dans les solutions de mobilités, ENGIE a signé un accord de partenariat avec Fiat Chrysler Automobiles (FCA) pour développer de nouvelles solutions de mobilité électriques visant à soutenir la distribution de ses modèles hybrides rechargeables et 100 % électriques. ENGIE fournira des solutions innovantes de mobilité électrique à FCA et à ses clients et travaillera avec FCA pour poursuivre la formation de son réseau de concessionnaires sur les activités d'électrification dans 14 pays européens. Ce partenariat met en lumière la stratégie de transition zéro carbone d'ENGIE, qui s'appuie sur des solutions innovantes en matière de mobilité.

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 de dollars US. 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 une contribution aux résultats attractive.

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.

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).

En outre, EDP et ENGIE ont annoncé la signature d'un protocole d'accord stratégique visant à créer une co-entreprise gérée conjointement à 50/50 dans le secteur des éoliennes en mer fixes et flottantes. La nouvelle entité sera l'instrument d'investissement exclusif d'EDP, via sa filiale EDP Renewables, et d'ENGIE pour le développement de l'éolien en mer dans le monde. Cette entité sera l'un des 5 premiers acteurs mondiaux dans le domaine, et réunira l'expertise industrielle et la capacité de développement des deux entreprises.

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.

En Inde, une série de succès a permis à ENGIE de franchir le cap de 1,5 GW de capacité de production d'électricité renouvelable.

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.
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. 

La présentation de la conférence téléphonique investisseurs sur les résultats financiers au 30 juin 2019 est disponible sur le site internet du Groupe.

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

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

¹ Y compris quote part du résultat net des entreprises mises en équivalence.
² Variation organique = variation brute hors effets change et périmètre.
³ Ces objectifs et cette indication reposent sur des hypothèses de température moyenne en France, de répercussion complète des coûts d’approvisionnement sur les tarifs régulés du gaz en France, d’absence de changements comptables significatifs autres que liés à IFRS 16, d’absence de changement substantiel de réglementation et de l’environnement macro-économique, d’hypothèses de prix des commodités basées sur les conditions de marché à fin décembre 2018 pour la partie non couverte de la production, de cours de change moyens suivants pour 2019 : €/$: 1,16; €/BRL: 4,42, et ne tiennent pas compte d’impacts significatifs des cessions non encore annoncées au 28 février 2019.
⁴ Variations vs. H1 2018.
⁵ Données 2018 ajustées suite à l’application de la nouvelle norme IFRS 16.
⁶ i.e. hors E&P et GNL.
⁷ Cash flow from operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance.
⁸ DBSO = Develop, Build, Share & Operate.
⁹ Net des cessions partielles dans le cadre du schéma DBSO
¹⁰ La dette économique nette s’établit à 38,9 milliards d’euros à fin juin 2019 (vs. 35,7 milliards d’euros à fin décembre 2018) ; elle intègre notamment les provisions nucléaires et les avantages postérieurs à l’emploi.

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.