Solide performance dans des conditions de marchés sans précédent.

Chiffres-clés au 30 juin 2022

Catherine MacGregor, Directrice Générale, a déclaré : « Le Groupe ENGIE continue de réaliser de solides performances, démontrant la force de son modèle intégré. Nous avons pris des mesures pour réduire considérablement notre exposition au gaz russe et la performance du premier semestre annoncée aujourd’hui nous place en bonne position pour réaliser de solides résultats en 2022, en dépit des incertitudes engendrées par le contexte actuel des marchés de l’énergie.
Nous collaborons de manière constructive avec l’État belge pour évaluer la faisabilité et les conditions d’une prolongation potentielle de deux unités nucléaires qui permettraient une répartition équilibrée des risques et des opportunités pour l’ensemble de nos activités nucléaires. Nous sommes satisfaits de la signature récente d’une lettre d’intention, qui constitue une première étape dans ce processus.
Concernant notre trajectoire de croissance, ENGIE entend plus que jamais jouer un rôle actif pour accélérer la décarbonation de nos clients et renforcer leur indépendance énergétique, à un coût abordable. La crise énergétique majeure que traverse l’Europe appelle une accélération de la transition énergétique, dans laquelle les équipes d’ENGIE sont fermement engagées. »

Guidance 2022

Compte tenu de l’environnement actuel qui reste marqué par des incertitudes, la guidance pour l’exercice 2022 demeure inchangée : le résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg) pour l’exercice 2022 devrait se situer entre 3,8 et 4,4 milliards d’euros, sur la base d’une fourchette indicative d’EBITDA de 11,7 à 12,7 milliards d’euros et d’EBIT de 7,0 à 8,0 milliards d’euros.
Si les conditions de marché et l’environnement de prix (au 30 juin 2022) devaient se poursuivre au second semestre, cela se traduirait par une contribution additionnelle au niveau du RNRpg de 0,7 milliard d’euros.
ENGIE continue de viser une notation de crédit « strong investment grade » et un ratio de dette nette économique sur EBITDA inférieur ou égal à 4,0x à long terme. Le Groupe réaffirme sa politique de dividende, basée sur un taux de distribution de 65 % à 75 % du RNRpg et le dividende plancher de 0,65 € par action pour la période allant de 2021 à 2023.

ENGIE contribue activement à la sécurité d’approvisionnement en énergie et à son accessibilité financière

En tant que propriétaire et opérateur d’infrastructures gazières, et fournisseur de gaz, ENGIE assure un rôle essentiel sur ses principaux marchés.
En France, afin de renforcer la sécurité d’approvisionnement et les niveaux de stockage de gaz, ENGIE a acheté 10 TWh de volumes de gaz supplémentaires sur le marché et a avancé son programme d’injections de gaz par rapport à l’année précédente. Toutes ces mesures au premier semestre, dans un contexte de prix de marché élevés, ont conduit à une augmentation du fonds de roulement d’environ 1,6 milliard d’euros, démontrant clairement les efforts d’ENGIE pour soutenir la sécurité d’approvisionnement.
Outre les efforts visant à renforcer la sécurité d’approvisionnement, ENGIE se mobilise également pour préparer l’avenir et accompagner le développement des gaz renouvelables : 425 unités de production de biométhane, d’une capacité de production annuelle pouvant atteindre 7,2 TWh, sont désormais raccordées aux infrastructures d’ENGIE en France.

En parallèle, ENGIE agit pour soutenir ses clients en matière de pouvoir d’achat. En Europe, le Groupe s’emploie, aux côtés des autorités locales, à fournir un soutien par le biais de facilités de paiement représentant plus de 1,1 milliard d’euros de contribution aux mécanismes de protection des prix, ainsi que par le biais de mécanismes de partage des bénéfices, notamment en Belgique et en France. ENGIE est également impliqué dans la récente loi sur le pouvoir d’achat en France, au travers de laquelle il mettra à contribution du fonds de roulement supplémentaire pour financer des niveaux supérieurs de stockage de gaz.
En complément des mesures déjà mises en oeuvre, ENGIE déploiera en France, dès la rentrée, deux mesures principales pour soutenir le pouvoir d’achat de ses clients :

• pour ses 880 000 clients particuliers précaires au 31 juillet 2022, abondement du chèque énergie à hauteur moyenne 100 € par client, soit 90 millions d’euros au total. Cet abondement sera effectué auprès des foyers concernés en novembre 2022,
• pour ses clients industriels et tertiaires (dont les Petites et Moyennes Entreprises ainsi que les Entreprises de Taille Intermédiaire), qui souffrent le plus de la hausse des prix de l’énergie, mise en place, entre autres, d’un fonds pour les aider à contractualiser leur énergie.

En France également, environ 70 % des contrats BtoC de gaz et d’électricité d’ENGIE ont bénéficié d’une protection contre les augmentations de prix par le biais d’un bouclier tarifaire ou de prix fixes pendant la durée du contrat. Les clients sont également aidés en Belgique par le biais du tarif social et en Roumanie par un mécanisme de plafonnement des prix.
ENGIE est plus que jamais mobilisé auprès de ses clients pour améliorer leur efficacité énergétique, réduire ainsi leurs factures d’énergie et leur permettre d’atteindre leurs objectifs de décarbonation. Cela se traduit par exemple par l’entretien des chaudières et l’installation d’équipements performants pour réduire la consommation de gaz, ainsi que par le développement de la production solaire distribuée. Les compteurs communicants de gaz jouent également un rôle clé dans l’efficacité énergétique. ENGIE continue de les déployer : 1,0 million ont été installés au cours du premier semestre, portant leur nombre total à près de 10,2 millions.

Réduction significative de l’exposition financière et physique au gaz russe

Depuis le mois de mars, ENGIE a mis en place une série de mesures visant à réduire significativement les impacts directs qui résulteraient d’une interruption de l’approvisionnement en gaz russe.

Exposition financière limitée même en cas d’arrêt des livraisons de gaz russe
En ce qui concerne l’exposition financière du Groupe, grâce à des actions de couverture proactives, dont les coûts ont été entièrement comptabilisés au premier semestre, et à la gestion du portefeuille global de gaz, la position du Groupe serait ponctuellement courte d’environ 4 TWh, même dans un scénario extrême d’arrêt complet et soudain des livraisons de gaz russe.

Exposition physique réduite significativement
En ce qui concerne l’exposition physique, pour l’hiver 2022-2023, en combinant la longueur intrinsèque du portefeuille, les volumes supplémentaires contractés de gaz par gazoducs et de gaz naturel liquéfié, ENGIE a significativement réduit son exposition précédente aux volumes de gaz achetés à Gazprom. Les volumes résiduels, qui représentent environ 4 % de la fourniture de gaz d’ENGIE à ses clients BtoB, BtoC et pour la consommation de ses propres centrales à gaz à cycle combiné en Europe, se situent largement dans la fourchette habituelle de volatilité que le Groupe gère en permanence, notamment pour les variations de volume dues aux conditions climatiques.
De même, pour l’hiver 2023-2024, le Groupe est confiant dans le fait que les volumes supplémentaires contractés par de nouvelles sources d’approvisionnement, y compris de GNL, accompagnés d’une diminution de la demande, permettront de suppléer aux besoins en gaz russe et d’atteindre les niveaux de stockage requis en cas de coupure totale des livraisons de gaz russe.

Concernant Nord Stream 1, le Groupe a revu la valorisation de sa participation de 9 %, en raison du profil de risque accru de son unique client Gazprom, réduisant ainsi sa valeur à 305 millions d’euros, en baisse de 259 millions d’euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette variation de la juste valeur n’affecte pas le compte de résultat, car elle est comptabilisée directement dans les capitaux propres d’ENGIE.

Sur Nord Stream 2, comme indiqué précédemment, le Groupe, en tant que prêteur, était exposé à 987 millions d’euros de risque de crédit au 31 décembre 2021. Ce montant tient compte de la valeur du prêt accordé, ainsi que des intérêts courus. ENGIE a reconnu, au 31 mars 2022, une perte de crédit pour l’intégralité de ce montant. Cette perte de crédit non opérationnelle n’a pas eu d’impact sur le résultat net récurrent du Groupe.

Avancés réalisées sur le plan stratégique

Accélération dans les Renouvelables et les infrastructures énergétiques décentralisées
Les capacités installées Renouvelables du Groupe ont augmenté de 2,2 GW au cours du premier semestre, dont 1,3 GW résultant du développement organique d’ENGIE. Le Groupe est en bonne voie pour atteindre son objectif d’augmentation de ses capacités Renouvelables de 4 GW en moyenne chaque année et ce, jusqu’en 2025. Cet objectif est porté par un pipeline de projets en croissance qui atteignait 71 GW à fin juin 2022, soit 5 GW de plus qu’à fin décembre 2021.
Les 2,2 GW de capacités ajoutées au cours du premier semestre 2022 comprennent notamment 952 MW relatifs à la mise en service du parc éolien en mer Moray East par Ocean Winds, la joint-venture d’ENGIE et d’EDPR dédiée à l’éolien en mer, qui continue de se développer fortement.
Le 7 juillet 2022, le projet de parc éolien en mer Moray West a obtenu un contract for difference de 15 ans portant sur 294 MW de production éolienne en mer à 37,35 £ / MWh (en prix 2012). En juin, Ocean Winds a également inauguré officiellement Ocean Winds Brazil. Cette entité, qui dépose actuellement des demandes de licences pour cinq nouveaux projets éoliens en mer pour une capacité totale de 15 GW, sera dédiée au marché de l’éolien en mer au Brésil dont le potentiel est évalué à environ 700 GW.
Comme annoncé précédemment, l’adoption de la loi « Aménagement du Rhône » en France en février 2022, a permis à ENGIE, au travers de sa filiale CNR, de prolonger de 18 ans jusqu’en 2041 la concession portant sur ses activités hydroélectriques du Rhône. Dans le cadre de cette prolongation, ENGIE prend plusieurs engagements représentant un investissement de plus d’un milliard d’euros (en euros courants) à horizon 2041.

Les activités d’Energy Solutions ont, quant à elles, connu une forte dynamique commerciale, notamment dans les infrastructures énergétiques décentralisées avec plusieurs contrats remportés ou renouvelés dans les réseaux énergétiques décentralisés ou dans la production d’énergie sur site.
0,5 GW de capacité nette installée ont été ajoutés dans les infrastructures énergétiques décentralisées au cours du premier semestre 2022.
Le carnet de commandes des concessions en France a augmenté de 1,3 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2021 pour atteindre 18,1 milliards d’euros.

Plan de cessions – simplification et recentrage
En ce qui concerne EQUANS, le contrat de cession avec Bouygues a été signé le 12 mai, à l’issue de la période de consultation des instances représentatives du personnel. En juillet, la Commission européenne a autorisé, en vertu du règlement de l’UE sur les concentrations, l’acquisition d’EQUANS par Bouygues. L’autorisation est subordonnée au respect intégral des engagements proposés par Bouygues. Le Groupe est en bonne voie pour finaliser cette opération au second semestre, qui représentera une étape majeure dans la mise en oeuvre de sa stratégie.

Sur le plan du recentrage géographique, une fois tous les accords de sortie déjà engagés signés, le Groupe opérera dans 35 pays. ENGIE prévoit de ramener sa présence à moins de 30 pays d’ici 2023.

Allocation de capital rigoureuse
Les investissements au cours du premier semestre 2022 se sont élevés à 3,3 milliards d’euros, dont 2,2 milliards d’euros d’investissements de croissance, consacrés aux activités Renouvelables, d’Infrastructures et d’Energy Solutions, en ligne avec les priorités stratégiques d’ENGIE.

Plan de performance
Dans un contexte de forte inflation, ENGIE a maintenu sa dynamique d’amélioration de la performance avec la mise en oeuvre de son plan de performance, dont la contribution nette à l’EBIT au premier semestre a atteint 163 millions d’euros. Les actions d’amélioration de la performance des entités déficitaires se poursuivent, avec une attention particulière sur EVBox.
Pour rappel, la contribution nette à l’EBIT pour les années 2022 et 2023 de ce plan de performance devrait s’élever à 0,5 milliard d’euros.

Point sur les actifs nucléaires en Belgique

Le 18 mars 2022, le gouvernement belge a annoncé sa décision de modifier sa politique énergétique au regard de la situation géopolitique inédite, et ce faisant, a demandé à ENGIE de prolonger la durée de vie opérationnelle des réacteurs Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035.

Le 21 juillet 2022, ENGIE, par le biais de sa filiale Electrabel SA, et l’État belge ont signé une lettre d’intention non engageante afin d’évaluer la faisabilité et les conditions d’une telle prolongation.
L’objectif est de négocier et de conclure un accord engageant d’ici le 31 décembre 2022 qui puisse assurer une répartition équilibrée des risques et des opportunités et offrir à chaque partie une stabilité et une structure de transaction équitable à long terme.
La lettre d’intention énumère plusieurs conditions indissociables, parmi lesquelles :

• la prolongation de la période d’exploitation de Doel 4 et Tihange 3 pour dix ans, en tenant compte d’une période de 5 ans à partir de la signature de l’accord de principe. Les parties étudieront les conditions permettant un redémarrage des deux unités dès novembre 2026. Cet accord inclura également les conditions économiques de la prolongation,
• la mise en place d’une nouvelle entité dédiée aux deux unités avec une participation de l’État belge et d’Electrabel à hauteur de 50/50,
• un plafonnement des passifs et des coûts futurs liés à la gestion des déchets nucléaires et du combustible usé pour tous les réacteurs sous la forme d’un montant fixe qui reste à déterminer, incluant une prime couvrant les incertitudes futures, et qui sera fixé après examen par les autorités compétentes (CPN et ONDRAF).

ENGIE continuera à travailler de manière constructive avec l’État belge pour contribuer à la sécurité d’approvisionnement en Belgique.

Progrès réalisés sur les objectifs clés ESG

Au cours du premier semestre 2022, les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d’énergie ont atteint 30 millions de tonnes.
ENGIE a également augmenté la part que représentent les énergies renouvelables dans son portefeuille, celle-ci passant de 34 % à fin 2021 à 36 % à fin juin 2022, principalement avec l’ajout de 2,2 GW de capacités Renouvelables au cours du premier semestre.
Sur les enjeux de diversité, ENGIE comptait 30 % de femmes cadres à la fin du premier semestre 2022 contre 29 % à fin 2021. Ces données ont été retraitées afin de ne plus tenir compte d’EQUANS.

Revue des données S1

Le chiffre d’affaires s’est établi à 43,2 milliards d’euros, en hausse de 72,3 % en brut et 71,3 % en organique.
L’EBITDA s’est établi à 7,5 milliards d’euros, en hausse brute de 44,3 % et de 43,2 % en organique.
L’EBIT, qui s’est élevé à 5,3 milliards d’euros, a enregistré une hausse brute de 75,3 % et de 73,1 % en organique.

• Taux de change : un effet positif total de 129 millions d’euros, principalement dû à l’appréciation du real brésilien et du dollar américain.
• Variations de périmètre : l’effet de périmètre négatif net de 81 millions d’euros est principalement dû à des événements survenus en 2021, notamment la vente partielle d’actions de GTT qui ont conduit à un changement de méthode de consolidation pour les 30 % restants à partir de juin 2021, des ventes d’actifs réalisées dans les cadres de la rationalisation géographique et de sortie du charbon du Groupe. Ces effets n’ont été que partiellement compensés par l’acquisition d’Eolia en Espagne en mai 2022.
• Températures en France : par rapport à la normale, l’effet température normatif est négatif de 107 millions d’euros, générant une variation négative cumulée de 177 millions d’euros par rapport au premier semestre 2021 dans les Infrastructures, la fourniture d’énergie et les activités Autres. Outre cet effet volume normatif négatif, et spécifiquement pour le premier trimestre 2022 dans la fourniture d’énergie et les activités Autres, ces températures clémentes ont généré un effet prix positif grâce à une position longue en gaz qui a pu être revendue dans des conditions de marché exceptionnelles.

Contribution des activités à l’EBIT

Renouvelables : contribution des actifs nouvellement mis en service et effets prix positifs

Les Renouvelables ont enregistré une croissance organique de l’EBIT de 53,5 %, bénéficiant de la contribution des nouvelles capacités mises en service (+ 146 millions d’euros) et d’un effet prix positif (+ 86 millions d’euros), grâce à des prix captés en Europe plus élevés (principalement pour les activités hydroélectriques en France) malgré des rachats de volumes sur les marchés en raison de faibles volumes d’hydroélectricité au Portugal et en France. L’EBIT a également bénéficié du plan de performance mis en oeuvre (+ 35 millions d’euros) et d’un effet volume positif (+ 25 millions d’euros) avec le retournement de l’impact de l’épisode de froid extrême survenu au Texas en 2021, que ne compensent que partiellement les moindres volumes résultant d’une hydrologie défavorable en France et au Portugal.

Ces effets positifs ont été en partie compensés par l’incidence du partage des bénéfices, avec la hausse de 65 millions d’euros des taxes sur la production hydroélectrique de la CNR en France (pour atteindre 155 millions d’euros), résultant des nouvelles modalités de calcul consécutives à l’adoption de la loi « Aménagement du Rhône » en février dernier. Le taux de taxation varie ainsi désormais en fonction des prix de l’électricité captés, et est passé à 35 % pour le premier semestre 2022, contre 24 % (fixe) dans le régime précédent.
Dans certaines zones du marché de l’électricité aux États-Unis, le Groupe connaît une congestion croissante de la transmission, ce qui entraîne des pertes de revenus. Bien que ce que l’on appelle le « risque de base » n’ait pas eu d’impact financier important jusqu’à présent, c’est un risque qui est étroitement surveillé et que le Groupe s’efforce de réduire.

Infrastructures : températures douces en Europe, bonne performance hors de France

L’EBIT des Infrastructures en France a diminué de 139 millions d’euros principalement en raison de températures plus chaudes que l’année dernière, qui ont eu un impact sur les activités de distribution, de la baisse des revenus des actifs en France, consécutive aux révisions régulatoires dont les effets sont lissés sur la période réglementaire de quatre ans, et de la hausse des coûts de l’énergie. Ces effets négatifs ont été partiellement compensés par des marges plus élevées pour Storengy au Royaume-Uni dans un environnement de prix volatils.
L’EBIT hors de France a augmenté de 80 millions d’euros, bénéficiant de contributions en hausse en Amérique latine, principalement dues à une contribution plus élevée des lignes de transport d’électricité, à la performance en hausse des activités de transport de gaz au Mexique et au Brésil et à l’indexation sur l’inflation, partiellement compensées par des températures plus chaudes en Europe.
Il est également important de préciser que pour la plupart des activités du Groupe en Amérique latine, les revenus sont indexés sur l’inflation. Il en va de même pour les infrastructures gazières régulées du Groupe en France, pour lesquels la Base d’Actifs Régulés (BAR) est indexée chaque année, ce qui se traduit par une augmentation des revenus par le biais du taux de rémunération de cette BAR. L’impact de l’inflation sur la base de coûts est par ailleurs couvert par le tarif dans la durée.

Energy Solutions : impact des températures chaudes mais prix de l’énergie en hausse et bonne performance commerciale – poursuite des actions d’amélioration de la performance d’EVBox

L’EBIT des activités d’Energy Solutions a enregistré une baisse organique de 8,8 %.
L’EBIT des activités liées aux infrastructures énergétiques décentralisées a augmenté de 2 millions d’euros pour atteindre 232 millions d’euros, principalement en raison d’une bonne dynamique commerciale, notamment avec de nouveaux clients dans les réseaux urbains de chaleur et de froid. Cet effet positif a été partiellement compensé par des températures plus élevées qui ont affecté les réseaux de chauffage urbains en Europe. L’EBIT des services d’efficacité énergétique a diminué de 6 millions d’euros pour atteindre (6) millions d’euros, du fait du retournement de one-offs positifs en 2021 et des coûts digitaux supplémentaires. Ces effets négatifs n’ont été que partiellement amoindris par la hausse des prix de l’énergie et à la bonne performance des ventes d’énergie.
Enfin, la contribution d’EVBox est en baisse, à (66) millions d’euros. Cette sous-performance reflète également des ajustements comptables sur le bilan, dont l’ordre de grandeur est similaire aux – 11 millions d’euros de variation organique observés sur le semestre. Dans l’ensemble, la production augmente et les améliorations des process sont en cours. Le second semestre sera important pour l’amélioration des revenus.

Thermique : augmentation des spreads et des services ancillaires grâce aux actifs flexibles en Europe, des effets négatifs en Italie, au Chili et en Australie

Les activités thermiques offrent une flexibilité importante dans un contexte d’intermittence des énergies renouvelables et contribuent à la sécurité d’approvisionnement future.
L’EBIT des activités thermiques a enregistré une augmentation organique de 16,6 %. Cette variation positive est principalement liée à un effet prix (+ 213 millions d’euros), avec des marges plus élevées pour les centrales à gaz et les actifs de pompage-turbinage en Europe. Cette progression n’a été que partiellement compensée par une réduction des marges des contrat long-terme de vente d’électricité au Chili, où les prix spot d’approvisionnement ont augmenté en raison de conditions hydrologiques dégradées et d’une production plus faible. De même, en Australie, le Groupe s’est retrouvé en position courte dans un contexte de marché très volatil.
La contribution des services ancillaires et des mécanismes de rémunération de capacité pour les centrales à gaz et les actifs de pompage-turbinage (+ 85 millions d’euros) a également augmenté, ainsi que les gains consécutifs à l’implémentation du plan de performance (+ 43 millions d’euros). L’EBIT des activités thermiques a été affecté par la baisse des volumes par rapport à l’année dernière (- 88 millions d’euros) en raison du coût des indisponibilités plus élevé en Europe et d’une demande plus faible au Pérou et au Chili, ainsi que par d’autres facteurs (- 158 millions d’euros), notamment la mise en place d’une taxe exceptionnelle11 en Italie qu’ENGIE conteste.

Fourniture d’énergie : des positions longues en gaz revendues à des prix élevés au premier trimestre et des effets positifs de timing en France

En France, 2,5 millions de clients particuliers bénéficient des offres de gaz aux tarifs réglementés d’ENGIE. Pour limiter l’impact de la hausse des prix des commodités pour les ménages français, le gouvernement français a décidé de mettre en place un gel des tarifs réglementés à partir du 1er novembre 2021. La loi de finances 2022 a été amendée en vue de compenser ENGIE et d’autres fournisseurs pour les pertes de revenus dues à cette mesure, permettant ainsi à ENGIE de comptabiliser des créances et ainsi de neutraliser l’impact de ce gel des tarifs dans le compte de résultat. Cette mesure, initialement prévue pour prendre fin le 30 juin 2022, a été prolongée jusqu’au 31 décembre 2022.
L’EBIT des activités de Fourniture d’énergie a plus que doublé par rapport au premier semestre 2021, s’établissant à 424 millions d’euros. Cette forte augmentation a été principalement due à un effet prix (+ 139 millions d’euros) avec un effet de timing positif sur la marge des ventes d’électricité en France, partiellement compensé par la compression de la marge sur les ventes de gaz et d’électricité et le mécanisme de plafonnement des prix en Roumanie. L’effet volume a également contribué à cette augmentation (+ 132 millions d’euros). Les températures plus chaudes en Europe ont conduit ENGIE à être long en gaz, position qui a pu être revendue dans des conditions de marché exceptionnelles, faisant plus que compenser la sensibilité normative au niveau de l’EBIT. Ces deux effets positifs n’ont été que partiellement compensés par une hausse des dépréciations pour créances douteuses.

Nucléaire : Performance exceptionnelle grâce à des prix captés plus élevés, entraînant l’augmentation de la taxe nucléaire belge spécifique liée au mécanisme de partage des bénéfices

L’EBIT du Nucléaire s’est élevé à 858 millions d’euros au premier semestre 2022. Cette performance s’explique par des prix captés beaucoup plus élevés (95,6 € / MWh, en hausse de + 48,5 € / MWh avant prise en compte de la taxe nucléaire, par rapport au S1 2021) conduisant à une variation positive de 1 112 millions d’euros, partiellement compensée par l’augmentation des taxes spécifiques aux unités en Belgique, en hausse de 267 millions d’euros pour un total de 312 millions d’euros. La baisse des volumes produits tant en Belgique qu’en France a eu un impact négatif de 135 millions d’euros sur l’EBIT.

Activités « Autres » : contribution sans précédent de GEMS dans un contexte de conditions de marché extrêmes

L’EBIT s’est élevé à 846 millions d’euros, soit une augmentation organique de 1 007 millions d’euros par rapport au premier semestre 2021.
Au cours de ce premier semestre 2022, les prix des commodités ont atteint de nouveaux points hauts successifs, ainsi qu’une très grande volatilité et une augmentation des spreads géographiques, ce qui a conduit à une surperformance de toutes les activités de GEMS : optimisation des positions gaz, activités de gestion des risques pour tiers et de trading. En revanche, l’EBIT de GEMS a été grevé par les coûts des actions de couverture visant à réduire l’exposition à Gazprom et par la mise en place de la taxe exceptionnelle¹¹ en Italie qu’ENGIE conteste.

D’autres éléments (+ 151 millions d’euros) tels que le reclassement de coûts internes et la baisse des coûts nets d’assurance ont également contribué à l’augmentation de l’EBIT.

Les résultats des activités de GEMS ont été évalués à principes et méthodes inchangés, en tenant compte d’une évaluation des risques physiques. Pour faire face à cet environnement de marché inédit ainsi qu’à d’éventuelles ruptures d’approvisionnement en gaz, ENGIE a renforcé ses processus de contrôle des risques, adapté ou mis en place de nouvelles stratégies de couverture et amélioré son cadre de suivi de ses liquidités.
Par ailleurs, le 19 mai 2022, le Comité de règlement des différends et des sanctions de la Commission de régulation de l’énergie a rendu sa décision n°01-40-20 qui est publiée dans son intégralité en annexe 7 du présent communiqué, conformément à l’article 3 de cette décision.

Résultat net récurrent part du Groupe (activités poursuivies) de 3,2 milliards d’euros

Résultat net part du Groupe de 5,0 milliards d’euros

Le résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies s’est élevé à 3,2 milliards d’euros contre 1,3 milliard d’euros au 30 juin 2021. Cette hausse est principalement due à la forte croissance de l’EBIT et à la baisse du taux effectif d’impôt récurrent de 34,3 % à 18,8 %.

Le résultat net part du Groupe s’est élevé à 5,0 milliards d’euros. L’augmentation de 2,7 milliards d’euros par rapport au premier semestre 2021 est principalement liée à la hausse du résultat net récurrent part du Groupe et à l’effet positif du mark-to-market sur les contrats de commodités autres que les instruments de trading, partiellement compensé par la comptabilisation de la perte de crédit sur Nord Stream 2.

Un bilan et un dispositif de gestion des liquidités solides qui ont permis à ENGIE de maitriser les effets de la volatilité des marchés

Le Cash Flow From Operations s’est établi à 6,8 milliards d’euros, en hausse de 2,5 milliards d’euros par rapport au premier semestre 2021. Cette augmentation s’explique principalement par la hausse des flux de trésorerie d’exploitation (+ 2,1 milliards d’euros) et l’amélioration du besoin en fonds de roulement (+ 0,6 milliard d’euros), principalement dues aux effets d’appels de marge (+ 4,0 milliards d’euros), qui ont plus que compensé les effets prix net négatifs (- 3,8 milliards d’euros, principalement en raison d‘une valorisation plus élevée des stocks de gaz (- 2,3 milliards d‘euros), des créances nettes (- 1,7 milliard d‘euros) et des volumes de fourniture d’énergie non facturés (+ 0,2 milliard d‘euros) liés à l‘énergie en compteur).
La cession de la créance issue de la mise en place du bouclier tarifaire pour le gaz cumulée entre novembre 2021 et mars 2022 pour un montant total de 0,7 milliard d’euros a permis de réduire l’impact de ce dernier sur la variation du besoin en fonds de roulement.

Le niveau de liquidités s’est établi à 23,1 milliards d‘euros, dont 14,5 milliards d‘euros de disponibilités¹³. Le Groupe a maintenu un niveau de liquidité élevé, en instaurant des actions spécifiques pour gérer la pression sur les liquidités, générée notamment par des montants exceptionnels d‘appels de marge.

La dette financière nette s’est établie à 26,3 milliards d’euros, en hausse de 1,0 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2021.
Cette augmentation est liée aux :

• dépenses d’investissements sur la période de 3,3 milliards d’euros,
• versements de dividendes aux actionnaires d’ENGIE SA et aux participations ne donnant pas le contrôle (2,3 milliards d’euros),
• divers autres éléments, à hauteur de 1,2 milliard d’euros, principalement liés aux effets de change,
• droits d’usage de 1,0 milliard d’euros, notamment ceux consécutifs au renouvellement de la concession hydroélectrique de la CNR,
• financement et dépenses encourues de la sortie du nucléaire¹⁴ en Belgique de 1,0 milliard d’euros.

Ces effets négatifs ont été seulement partiellement compensés par :

• le Cash Flow From Operations de 6,8 milliards d’euros,
• les cessions de 0,9 milliard d’euros, principalement liées au complément de prix sur la vente de 29,9 % des actions SUEZ, à la vente des 1,8 % d’actions SUEZ restantes et à la vente partielle de 9 % de GTT.

Le coût moyen de la dette brute s’est élevé à 2,73 %, en hausse de 10 points de base par rapport au 31 décembre 2021.

La dette nette économique s’est élevée à 38,5 milliards d’euros, en hausse de 0,2 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2021.
Le ratio dette nette économique / EBITDA s’élève à 3,0x, en baisse de 0,6x par rapport au 31 décembre 2021 et en ligne avec l’objectif d’être inférieur ou égal à 4,0x.

Le 22 avril 2022, S&P a confirmé sa notation de crédit émetteur long terme à BBB+ et sa notation court terme à A-2, avec une perspective stable.
Le 17 janvier 2022, Moody’s a confirmé sa note Baa1/P-2 pour les engagements financiers non garantis de premier rang, avec une perspective stable.
Le 15 octobre 2021, Fitch a confirmé sa notation de crédit émetteur long terme à A- et a confirmé sa notation court terme F1, avec une perspective stable.

Notes de bas de page

¹ Cash Flow From Operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance et dépenses de sortie du nucléaire
² Les principales hypothèses et indications pour la guidance 2022 sont présentées en annexe 4
³ Résultat net récurrent, part du Groupe
⁴ Les données 2021 ont été retraitées à la suite de la classification d’EQUANS comme « activités abandonnées » à partir du 5 novembre 2021
⁵ Net des produits de cession dans le cadre du schéma DBSO (Develop, Build, Share & Operate) et du schéma de tax equity
⁶ La dette financière nette exclut la dette interne relative à EQUANS (0,7 Md€)
⁷ Avant la taxe spécifique sur production hydroélectrique de la CNR
⁸ Develop, Build, Share and Operate
⁹ Par rapport au 31 décembre 2021
¹⁰ Données retraitées
¹¹ Dont le montant total (activités Thermique + « Autres ») s’élève à 308 millions d’euros
¹² Principalement le résultat non récurrent des intérêts minoritaires, le résultat financier non-récurrent et le résultat net d’EQUANS
¹³ Disponibilités desquelles sont retranchés les découverts bancaires
¹⁴ Les flux de financement relatifs à Synatom étaient précédemment comptabilisés dans les Capex bruts et les dépenses de gestion des déchets/démantèlement en CFFO