ANALYSE DES DONNÉES FINANCIÈRES 2016

. Chiffre d’affaires de 66,6 milliards d’euros

Le chiffre d’affaires de 66,6 milliards d’euros est en décroissance brute de – 4,6 % par rapport au 31 décembre 2015 et en décroissance organique de – 4,0 %. Au-delà d’un effet de change défavorable notamment sur la livre sterling et le réal brésilien, ce recul s’explique par la baisse des prix des commodités qui impacte les activités d’achat-vente de gaz et de GNL, de commercialisation de gaz et d’électricité, d’exploration-production et de production d’électricité, mais n’affecte que partiellement les marges du Groupe. Ce recul est en partie compensé par un impact positif des températures en France, l’année 2016 ayant été légèrement froide alors que l’année 2015 avait été particulièrement clémente.

. Ebitda de 10,7 milliards d’euros

L’Ebitda du Groupe s’élève à 10,7 milliards d’euros, en recul de – 5,2 % en brut et en décroissance organique de – 2,7 %. Il bénéficie du redémarrage en Belgique des centrales nucléaires Doel 3, Tihange 2 et Doel 1 en décembre 2015, des premiers effets du programme de performance « Lean 2018 », d’un impact favorable des températures en France ainsi que des mises en service d’actifs. Néanmoins, ces éléments n’ont qu’en partie compensé la poursuite de la baisse des prix des commodités ainsi que l’effet de change défavorable lié notamment à la couronne norvégienne, au réal brésilien et à la livre sterling.
•L’Ebitda du segment Amérique du Nord est en baisse en raison des marges plus faibles dans les activités de production d’électricité aux États-Unis, partiellement compensées par une performance accrue des activités de commercialisation aux États-Unis et par des économies de coûts ;
•L’Ebitda du segment Amérique latine bénéficie d’une croissance soutenue, portée par la mise en service de l’extension du réseau de gaz d Mayakan au Mexique, celles des centrales de production d’électricité Quitaracsa et Nodo Energetico au Pérou et par la mise en service complète de la centrale hydroélectrique Jirau au Brésil. Le Brésil bénéficie également de l’impact favorable d’une reprise de provision ;
•L’Ebitda du segment Afrique/Asie est en baisse principalement du fait de la disponibilité réduite des centrales à charbon en Australie et d’une réduction des marges en Thaïlande, à Singapour et en Inde, dont l’impact est partiellement compensé par des économies de coûts réalisées et par la mise en service des actifs de production d’électricité en Afrique du Sud (West Coast et Dedisa) ;
•L’Ebitda du segment Benelux est en très forte hausse grâce à l’impact positif du redémarrage des centrales nucléaires Doel 3, Tihange 2 et Doel 1 en fin d’année 2015, que vient partiellement compenser la dégradation de l’Ebitda des activités de services, notamment dans l’Oil & Gas ;
•L’Ebitda du segment France est en amélioration du fait de l’effet température positif sur les ventes de gaz, de la hausse des volumes vendus dans les activités de vente d’électricité et de la bonne performance des activités de réseaux. Ces hausses sont en partie compensées par la baisse des prix d’électricité captés dans les activités de production hydroélectrique et par la baisse de la fourniture de gaz aux professionnels ;
•L’Ebitda du segment Europe hors France et Benelux est en forte croissance, porté par l’amélioration de la performance des activités de services (notamment au Royaume-Uni) et de vente d’énergie en Italie. Ces éléments sont en partie compensés par l’impact négatif des nouveaux tarifs de distribution de gaz en Roumanie ;
•L’Ebitda du segment Infrastructures Europe est en légère croissance, du fait de l’effet positif des températures et des hausses tarifaires dans la distribution et le transport ;
•L’Ebitda du segment GEM & GNL est en baisse par rapport à fin décembre 2015, principalement du fait de renégociations de contrats d’approvisionnement en gaz plus importantes en 2015 qu’en 2016 et de l’arrêt des livraisons en provenance du Yémen depuis avril 2015 ;
•L’Ebitda du segment E&P est en forte baisse, principalement due à la chute des prix du pétrole et du gaz, et à la baisse de la production totale d’hydrocarbures de – 2,8 Mbep (56,3 Mbep à fin décembre 2016 vs 59,1 Mbep à fin décembre 2015) notamment liée à l’arrêt des champs de Njord et Hyme en Norvège depuis juin 2016 ;
•L’Ebitda du segment Autres est en décroissance organique, du fait d’éléments non récurrents positifs en 2015 (dont des dommages et intérêts de retard reçus dans le cadre de deux projets de centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas) et de la contraction de certaines activités d’ingénierie de Tractebel, et ce malgré une meilleure performance des activités thermiques de production d’électricité en Europe.

. Un résultat opérationnel courant de 6,2 milliards d’euros

Le résultat opérationnel courant5 s’établit à 6,2 milliards d’euros, en baisse de 0,1 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2015, mais en croissance organique de + 1,6 %. Au-delà des évolutions déjà commentées au niveau de l’Ebitda, s’ajoute au niveau de cet indicateur l’impact positif de la réduction des charges d’amortissement résultant des pertes de valeur enregistrées fin 2015 et de la comptabilisation en actifs destinés à être cédés du portefeuille d’actifs de production merchant aux États-Unis.

. Une dette nette de 24,8 milliards d’euros

Au 31 décembre 2016, la dette nette s’établit à 24,8 milliards d’euros, en baisse de – 2,9 milliards d’euros par rapport à fin 2015. Cette forte amélioration s’explique principalement par la génération de cash-flow opérationnel sur l’exercice (9,7 milliards d’euros) et les premiers effets du programme de rotation de portefeuille (4,0 milliards d’euros) avec notamment les cessions du portefeuille d’actifs de production hydroélectrique merchant aux États-Unis, d’actifs de production thermique d’électricité en Indonésie et en Inde, des parcs éoliens exploités par Maïa Eolis à Futures Energies Investissements Holding (FEIH), coentreprise détenue à parts égales avec Crédit Agricole Assurances, des titres disponibles à la vente dont les intercommunales Ores Assets en Belgique et TgP au Pérou et enfin la mise en place d’un partenariat dans le projet TEN (Transmisora Eléctrica del Norte) au Chili entraînant la cession de 50 % de cette participation. Ces éléments ne sont que partiellement compensés par les investissements sur la période (7,3 milliards d’euros), le versement de dividendes aux actionnaires d’ENGIE SA (2,4 milliards d’euros) et aux participations ne donnant pas le contrôle (0,5 milliard d’euros). Retraitée de la cession des activités thermiques merchant aux États Unis intervenue début février 2017, la dette nette s’établit à 21,7 milliards d’euros.

Le ratio dette nette/Ebitda, qui s’établit à 2,32 x, est en ligne avec l’objectif ≤ 2,5 x.

Le coût moyen de la dette brute poursuit ainsi sa baisse pour la cinquième année consécutive atteignant 2,78 %.

A fin décembre 2016, le Groupe affiche une forte liquidité de 17,3 milliards d’euros dont 10,0 milliards d’euros en trésorerie.

En avril 2016, l’agence de notation S&P a abaissé le rating long terme de ENGIE de A à A- avec une perspective négative et l’agence Moody’s a abaissé le rating long terme de ENGIE de A1 à A2 avec une perspective stable.

Mise en œuvre rapide du plan de transformation

Le plan de transformation présenté en février 2016 repose sur 4 objectifs :
•redessiner le portefeuille d’activités du Groupe, en s’appuyant sur ses positions historiques et sa structure financière solide,
•améliorer la performance du Groupe,
•préparer le futur du Groupe, notamment en investissant dans l’innovation et les nouvelles technologies,
•adapter le fonctionnement du Groupe pour le rendre agile et ouvert vers l’extérieur, en s’appuyant sur une organisation simplifiée et plus proche des territoires.
Ce plan est aujourd’hui très bien avancé sur ses trois programmes.

Sur le programme de rotation de portefeuille (objectif de 15 milliards d’euros d’impact dette nette sur 2016-18), le Groupe a annoncé, à ce jour, des cessions pour 8,0 milliards d’euros (soit plus de 50 % du programme total) dont 7,2 milliards déjà finalisées7.

Sur son programme d’investissements (16 milliards8 d’euros d’investissements de croissance prévus sur 2016-18), 4,7 milliards ont été investis à fin décembre 2016.

Sur le programme de performance « Lean 2018 », compte tenu des avancées du programme, le Groupe augmente son objectif 2018 de 20 % soit 1,2 milliard d’euros de gains nets attendus au niveau de l’Ebitda à horizon 2018. A fin décembre 2016, 530 millions d’euros de gains nets au niveau de l’Ebitda ont été réalisés, ce qui est supérieur à l’objectif initial pour 2016 de 500 millions d’euros.

Enfin, en matière d’innovation et de transformation digitale, ENGIE a réalisé cette année de nombreuses actions pour préparer le futur. L’acquisition d’OpTerra Energy Services et la prise de participation majoritaire dans Green Charge Networks aux Etats-Unis ont renforcé sa position dans les services à l’énergie et le stockage sur batteries. Le Groupe a également pris des positions sur des marchés extrêmement prometteurs à travers des prises de participation : dans l’hydrogène avec Symbio FCell, un acteur spécialisé dans la mobilité hydrogène, et dans le photovoltaïque organique avec la société Heliatek. La création d’ENGIE Digital, une structure dédiée qui abrite des partenariats structurants conclus avec des leaders mondiaux dans leur secteur, (C3 IoT, Kony, Thales, IBM et Fjord, le studio de design et d’innovation d’Accenture) permet au Groupe de développer des solutions innovantes et de transformer en profondeur ses activités grâce au digital. Enfin, les récents succès commerciaux, notamment au Sénégal pour la conception-réalisation des systèmes ferroviaires du futur train express régional à Dakar, attestent de la capacité d’ENGIE à fournir des solutions intégrées innovantes et multi-services à ses clients.

Objectifs financiers 20174

Le Groupe prévoit pour 2017 un résultat net récurrent part du Groupe compris entre 2,4 et 2,6 milliards d’euros, en forte croissance organique par rapport à 2016. Cet objectif repose sur une fourchette d’estimation d’Ebitda de 10,7 à 11,3 milliards d’euros, lui aussi en forte croissance organique.

En effet, en 2016, le résultat net récurrent part du Groupe et l’Ebitda retraités de l’impact des cessions réalisées et du change est de 2,2 milliards d’euros et 10,1 milliards9 d’euros respectivement.

Pour la période 2017-2018, le Groupe prévoit :
•un ratio dette nette / Ebitda inférieur ou égal à 2,5 x,
•une notation de catégorie « A ».

Politique de dividende

Au titre des résultats 2016, le Groupe confirme le paiement d’un dividende de 1 euro par action, en numéraire.

Au titre des résultats 2017 et 2018, le Groupe s’engage à verser un dividende de 0,70 euro par action et par an, en numéraire.

FAITS MARQUANTS DE LA PÉRIODE

Développer les activités peu émettrices de CO2
•Plusieurs projets remportés dans le solaire : 140 MW et 75 MW en Inde, 180 MW au Mexique et 40 MW au Pérou ;
•En Afrique du Sud, démarrage des travaux de construction du parc solaire de 100 MW de Kathu ;
•Au Mexique, ENGIE remporte un projet de 52 MW dans l’éolien ;
•En Inde, finalisation de la vente de la centrale à charbon de Meenakshi à India Power Corporation Limited ;
•ENGIE investit dans Heliatek, entreprise pionnière du photovoltaïque organique ;
•Inauguration de la première centrale française de géothermie marine : Thassalia, à Marseille ;
•ENGIE fermera sa centrale charbon d’Hazelwood en Australie fin mars 2017 ;
•La centrale de production indépendante d’électricité et de dessalement d’eau d’Az Zour North One, au Koweït, entre en service ;
•ENGIE inaugure la centrale de Jirau, au Brésil, plus grand projet hydroélectrique du Groupe au monde (3 750 MW) ;
•ENGIE cède sa centrale charbon de production d’électricité Polaniec à Enea en Pologne ;
•ENGIE et Crédit Agricole Assurances renforcent leur partenariat dans l’éolien terrestre en France ;
•ENGIE construit en Indonésie sa première centrale au monde de production d’électricité à partir de géothermie ;
•ENGIE remporte le projet de centrale de production indépendante d’électricité Fadhili en Arabie Saoudite.

Développer les infrastructures, essentiellement gazières
•ENGIE renforce sa présence en Ukraine et signe un accord sur le transport et le stockage de gaz ;
•Deux nouvelles collaborations majeures pour ENGIE, destinées à stimuler l’adoption de méthodes innovantes de production de gaz vert en Europe : coopération avec Göteborg Energi en Suède pour l’industrialisation de l’approche de conversion biomasse sèche-gaz et développement du projet AMBIGO, premier projet de conversion biomasse sèche-gaz, aux Pays-Bas ;
•ENGIE inaugure le premier terminal flottant d’importation de GNL de Turquie ;
•Projet d’acquisition d’Elengy à 100 % par GRTgaz ;
•Accord sur la révision des prix des contrats d’approvisionnement de gaz à long terme avec Gazprom et Statoil ;
•Au Panama, signature d’un contrat d’approvisionnement en GNL d’une centrale électrique d’AES Andres ;
•ENGIE et AES Andres signent un accord visant à assurer un approvisionnement fiable et compétitif en GNL dans les Caraïbes ;
•En Chine, ENGIE et Beijing Gas Group renforcent leur partenariat stratégique dans la sécurité d’approvisionnement avec la livraison de 10 cargaisons de GNL à Pékin.

Développer les solutions intégrées pour ses clients
•En région parisienne, inauguration à Saint-Ouen de la conversion d’une chaufferie à la biomasse par la Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (CPCU) ;
•Aux Etats-Unis, ENGIE finalise l’acquisition de la société OpTerra qui renforce l’offre du Groupe dans les services énergétiques innovants ;
•Contrats sur la fourniture de bornes de rechargement électrique : à Rotterdam et La Haye, ENGIE déploie 4 000 points de rechargement et au Luxembourg, ENGIE et Powerdale sont sélectionnés pour la fourniture de 800 bornes ;
•En France, une électricité 100 % verte pour tout nouveau contrat particulier et professionnel ;
•Signature d’un protocole d’accord avec SUSI Partners pour financer des projets de stockage d’énergie à grande échelle ;
•Investissement dans StreetLight Data, un leader du secteur de l’analytique des données de mobilité pour accélérer le développement des villes intelligentes ;
•Mobilité verte en Europe : près de 100 millions d’euros d’investissements d’ici 2020 pour promouvoir le gaz naturel comme carburant pour les camions. ENGIE, à travers ses filiales à 100 % GNVert et LNGeneration, participe à la création d’une nouvelle filière de valorisation du gaz « vert » : le bioGNL (biométhane liquéfié). La Poste et ENGIE nouent un partenariat pour développer la mobilité verte en France et en Europe ;
•ENGIE acquiert une participation de 80 % dans Green Charge Networks, une entreprise californienne leader dans le domaine du stockage sur batteries ;
•Création d’ENGIE Digital, signature de nouveaux partenariats mondiaux avec C3 IoT, Kony, Thales et choix de Fjord, le studio de design et d’innovation d’Accenture, pour réinventer le modèle de commercialisation d’ENGIE. D’autres partenariats ont été signés avec IBM (solutions pour villes intelligentes) et GE (digital) ;
•ENGIE et Thales remportent un contrat ferroviaire de 225 millions d’euros à Dakar, au Sénégal ;
•ENGIE lance le premier service de « réglage fréquence » à partir d’un système de stockage sur le réseau électrique français ;
•ENGIE rejoint Michelin au capital de Symbio FCell pour accélérer le développement de solutions de mobilité hydrogène ;
•ENGIE acquiert la société Siradel, acteur français de référence internationale, dans le domaine de la modélisation 3D des villes ;
•ENGIE innove avec sa nouvelle offre globale Novaldi et dévoile son Contrat de Performance des Usages – CPU Building ® ;
•ENGIE remporte la délégation de service public pour le nouveau réseau de chaleur à base de géothermie de la Plaine Rive Droite de Bordeaux Métropole, France ;
•ENGIE Hellas remporte son plus grand contrat de facility management en Grèce.

Par ailleurs, ENGIE a annoncé début mai 2016 s’engager sur six nouveaux objectifs extra-financiers à horizon 2020.

1.Un taux de satisfaction de 85 % de ses clients BtoC ;
2.Une part de 25 % d’énergies renouvelables dans le portefeuille de production du Groupe10 ;
3.Une réduction de -20 % du ratio d’émission de CO2 par source de production d’énergie par rapport à 201211 ;
4.Un taux de 100 % des activités industrielles du Groupe couvertes par un mécanisme adapté de dialogue et de concertation avec ses parties prenantes ;
5.Un taux de 25 % de femmes dans les effectifs du Groupe12 ;
6.Un taux de fréquence interne des accidents du travail inférieur à 313.

ENGIE a été désignée première utility du classement des entreprises de l’indice Dow Jones Sustainability Index (DJSI) World établi par l’agence de notation RobecoSAM dans le secteur « Multi and Water Utilities ». En 2016, ENGIE a également intégré pour la première fois la « A liste » de l’agence de notation britannique CDP (ex-Carbon Disclosure Project) qui distingue les entreprises leader dans le monde pour leur stratégie et leurs actions dans la lutte contre le changement climatique. ENGIE a intégré la catégorie « Advanced » auprès de l’agence de notation extra-financière Vigeo-Eiris.

Enfin, au titre de l’année 2016, ENGIE a reçu le grand prix Zimmermann de la Mixité des entreprises dans la catégorie CAC40 et le prix de la mixité dans le secteur de l’énergie et des utilities, prix décernés par l’Observatoire Ethics & Boards et l’Institut du Capitalisme responsable.

Notes de bas de page :

1 Les données comparatives au 31 décembre 2015 ont été retraitées du fait de la nouvelle définition de l’Ebitda adoptée par le Groupe, qui exclut désormais la part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence
2 Après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence
3 Hors coûts de restructurations, MtM, dépréciations d’actifs, cessions, autres éléments non récurrents, y compris financiers et fiscaux, et impacts fiscaux associés
4 Ces objectifs et 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 et du maintien des principes comptables Groupe actuels en matière de comptabilisation des contrats d’approvisionnement et de logistique gazière, 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 2016 pour la partie non couverte de la production et de cours de change moyens suivants pour 2017 : €/$ : 1,07 ; €/BRL : 3,54. Ces objectifs financiers intègrent la comptabilisation en Ebitda de la nouvelle contribution nucléaire belge et ne tiennent pas compte d’impacts significatifs de cessions non encore annoncées.
5 Après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence
6 E&P, GNL et GTT
7 A date, y compris la cession activités thermiques merchant aux États-Unis finalisée en février 2017
8 Y compris les investissements d’innovation et de digital
9 Y compris retraitement de la contribution nucléaire belge en Ebitda pour 0,1 milliard d’euros
10 La part d’énergies renouvelables dans le mix de capacités de production du Groupe était de 19,5 % en 2016.
11 Le ratio d’émission de CO2 par énergie produite en 2012 était de 443kgCO2eq/MWheq.
12 Les effectifs féminins d’ENGIE à fin 2016 s’élevaient à 22 %.
13 Le taux de fréquence interne des accidents du travail était de 3,6 en 2016.