RWE Aktiengesellschaft (RWEOY) Management sur les résultats du premier trimestre 2019 – Transcription de l'appel des résultats

RWE Aktiengesellschaft (OTCPK: RWEOY) Téléconférence sur les résultats financiers du T1 2019 le 15 mai 2019 à 06h00 HE

Participants de l'entreprise

Gunhild Grieve – Chef, Relations avec les investisseurs

Markus Krebber – Directeur financier

Participants à la téléconférence

Martin Tessier – MainFirst

Ahmed Farman – Jefferies

Alberto Gandolfi – Goldman Sachs

Vincent Ayral – JPMorgan

Deepa Venkateswaran – Bernstein

Sam Arie – UBS

Ahmed Farman – Jefferies

Lueder Schumacher – Société Générale

Opérateur

Bienvenue à la conférence téléphonique RWE. Markus Krebber, CFO de RWE AG, vous informera sur les développements intervenus au cours du premier trimestre de l'exercice 2019. Pendant cet appel, vous serez en mode écoute seule. Cependant, vous avez la possibilité de poser des questions plus tard lors de l'appel. (Instructions de l'opérateur)

Je vais maintenant donner la parole à Gunhild Grieve.

Gunhild Grieve

Merci beaucoup. Bonjour à tous au téléphone et à ceux qui nous rejoignent via webcast. Je suis accompagné de Markus Krebber pour la présentation du premier trimestre de l'exercice 2019. Comme pour nos présentations précédentes, nous allons nous concentrer sur la version autonome de RWE. Afin de vous concentrer sur vos questions, nous avons été concis.

Alors passons tout droit à Markus.

Markus Krebber

Ouais. Merci, Gunhild, et bienvenue à tous. Ce fut un bon début pour l'exercice 2019 pour RWE. Grâce aux excellents résultats de Supply & Trading et aux solides résultats de Lignite & Nuclear, le premier trimestre a été positif. Malgré cela, la division European Power a connu un début d'année 2019 difficile.

Le flux de trésorerie distribuable au premier trimestre était solide, à 484 millions d'euros, soutenu par la reprise attendue du fonds de roulement. À la fin du mois de mars, notre dette nette s’élevait à 4,7 milliards d’euros. Comme prévu, nous avons constaté une inversion des marges de variation lors de la réalisation des contrats sous-jacents. En outre, l'évolution des prix des produits de base a entraîné une sortie de marges.

En outre, nous avons exercé le droit de rembourser l’obligation hybride de 700 millions de livres sterling à sa première date d’appel. Nous avons maintenant trois obligations hybrides d'une valeur totale d'environ 1,1 milliard d'euros en circulation. Nous confirmons les perspectives pour les groupes autonomes RWE et RWE ainsi que notre objectif de verser un dividende de 0,80 euro par action pour l'exercice 2019.

En ce qui concerne notre transaction énergétique avec E.ON, nous continuons de bien progresser dans la préparation de l'intégration rapide des deux activités dans le secteur des énergies renouvelables. Nous avons récemment annoncé de nouvelles nominations au sein de l'équipe de direction de notre future entreprise d'énergie renouvelable. Nous avons également signé un nouvel accord de crédit syndiqué de 5 milliards d'euros. Il remplace l'ancien contrat de crédit de 3 milliards d'euros et permettra l'intégration sans heurts des activités d'énergies renouvelables d'Innogy et d'E.ON.

Bien que nous ayons reçu l’approbation des autorités de la concurrence européenne, allemande et britannique pour notre part de la transaction, la Commission européenne a arrêté le chronomètre à deux reprises et a ainsi prolongé le délai imparti pour l’examen du projet de reprise du réseau et des actifs de vente au détail d’Innogy par E.ON. Ce type de procédure est normal pour une transaction aussi complexe. L'approbation de la fusion est actuellement attendue d'ici la fin du troisième trimestre, début du quatrième trimestre.

Le contrôle opérationnel des activités d’énergies renouvelables d’E.ON et d’Innogy est toujours attendu pour la fin de l’année. Afin de mener un contrôle préalable approfondi de la clientèle et de permettre à la direction des énergies renouvelables de s’installer dans la nouvelle société, nous organiserons notre journée du marché des capitaux en mars de l’année prochaine.

Jetons un coup d'œil à l'évolution de notre BAIIA ajusté. Pour RWE, il s’élevait à 510 millions d’euros. Cette augmentation résulte principalement d’une performance commerciale exceptionnelle et de la vigueur des activités dans les secteurs du gaz et de l’énergie. Malgré des volumes de production plus faibles, les bénéfices de Lignite & Nuclear sont comparables à ceux de l’année précédente en raison de la hausse des marges de production réalisées.

Les résultats de la division European Power ont souffert de la baisse des volumes de production et d’une faible optimisation des actifs commerciaux, ainsi que des paiements suspendus au titre de la capacité en UK. L’EBITDA ajusté n’inclut pas encore le dividende d’Innogy, qui sera comptabilisé au deuxième trimestre.

La diapositive 4 fournit les détails de performance de la division Lignite et nucléaire. En glissement annuel, les volumes de production ont diminué, notamment en raison des restrictions imposées à la mine de Hambach et des pannes. Toutefois, des marges de production légèrement supérieures ont été réalisées, ce qui a entraîné une solide contribution des bénéfices au niveau de l'année précédente.

L'augmentation de l'amortissement est principalement influencée par les modifications de l'application IFRS 16 et les ajustements d'intérêts sur les provisions nucléaires qui ont entraîné une augmentation de la valeur des actifs des centrales en exploitation. Pour l'ensemble de l'exercice, nous avons confirmé les perspectives d'un EBITDA ajusté compris entre 300 et 400 millions d'euros. La division European Power a réalisé un EBITDA ajusté de 63 millions d'euros. Les injections d'énergie renouvelable plus élevées et les conditions météorologiques plus clémentes ont entraîné une baisse de la production de nos centrales ainsi que des revenus plus faibles tirés de l'optimisation des actifs commerciaux.

En outre, nous avons manqué 19 millions d’euros de paiements de capacité en UK que nous avons reçus au premier trimestre de l’année dernière. Bien que nous confirmions les perspectives pour l'ensemble de l'année, nous nous attendons maintenant à être au bas de la fourchette fournie.

Passons maintenant à notre position de couverture actuelle sur la diapositive 6. Pour 2019 et 2020, les prix de couverture sont restés stables, car nous sommes presque entièrement couverts. Pour 2021, nous avons augmenté la position de couverture à plus de 90% et le prix de la couverture est passé de 37 à 39 euros par mégawatt d’heure. L'augmentation d'environ 2 euros est due à la hausse des prix du carbone, ce qui signifie que les marges de couverture ne sont pas affectées.

Nous avons également inclus notre position de couverture pour 2022. Plus de 50% de la génération totale est déjà couverte. Avec un prix de couverture de 44 € et un prix de carbone de 14 €, les marges restent également stables en 2022, malgré la hausse des prix du carbone. Cependant, nous conservons toujours un avantage de notre couverture de carburant implicite au cas où les écarts de carburant augmenteraient à l'avenir.

Permettez-moi de vous rappeler également notre position sur le carbone à long terme, que nous avons couverte financièrement jusqu'au milieu des années 2020. En d'autres termes, une variation du prix du carbone ne devrait pas affecter nos marges de production pour les années à venir. Comme mentionné, nous avons constaté que cela affectait nos prix de couverture pour 2021 et 2022.

À la page 7, vous pouvez voir l'évolution des spreads de carburant. Jusqu'à la fin du premier trimestre 2019, qui sont pertinents pour nos prix de couverture, comme indiqué sur la diapositive précédente. Depuis le début de l'année, nous avons assisté à une légère augmentation des écarts de carburant. La courbe d’épandage de carburant pour l’année civile 2022 est également incluse pour la première fois, et nous prévoyons encore des gains.

Vous voyez maintenant l'évolution des résultats de la division Supply & Trading sur la diapositive 8. L'activité Supply & Trading a enregistré un très bon premier trimestre, en particulier par rapport à une contribution négative au premier trimestre 2018. La division a réalisé un EBITDA de 255 millions d'euros grâce à une performance commerciale exceptionnelle et de solides bénéfices tirés du gaz et du GNL. Nous maintenons nos prévisions pour l'ensemble de l'année, mais nous sommes optimistes pour finir l'année dans la fourchette haute de la fourchette de 100 à 300 millions d'euros.

Mesdames et Messieurs, la diapositive 9 présente les facteurs de gains jusqu'au revenu net ajusté. Notre résultat net ajusté s'élevait à 273 millions d'euros au premier trimestre 2019. Outre l'ajustement typique du résultat hors exploitation et de la situation fiscale correspondante, nous avons principalement des corrections des résultats financiers résultant de l'IFRS 9 et de la modification des taux d'actualisation des actifs à long terme. des provisions.

Maintenant sur notre flux de trésorerie distribuable sur la diapositive 10. Le flux de trésorerie distribuable au premier trimestre est également élevé, à 484 millions d’euros. Il est dominé par deux facteurs, d’une part, le BAIIA ajusté élevé et, d’autre part, par les effets positifs des variations du fonds de roulement. Ce dernier est un effet de synchronisation de l'année dernière, ce que nous avions déjà indiqué dans notre présentation des résultats pour 2018 en mars. À la fin de l’année dernière, nous avions constaté des stocks de gaz inhabituellement élevés et des comptes clients plus élevés que d’habitude, qui ont maintenant diminué.

Cela a surcompensé l'effet saisonnier typique d'une augmentation du fonds de roulement, en raison de l'achat de certificats de CO2. Nous prévoyons également de terminer l’année avec un effet positif de la variation du fonds de roulement. Les modifications des provisions et des autres éléments non monétaires sont également affectés par la comptabilisation des émissions de CO2. Par la reconnaissance et les provisions courues tout au long de l'année, l'utilisation a lieu au T2.

Pour l’ensemble de l’année 2019, nous pouvons confirmer nos prévisions pour le mois de mars d’atteindre un niveau de variation des provisions et des autres éléments non monétaires d’environ 500 millions d’euros. Pour notre hybride en livre sterling, nous avons payé le coupon de l’année complète d’environ 60 millions d’euros au premier trimestre. C’est le dernier versement pour cette obligation hybride, comme nous l’appelons en mars.

La diapositive 11 contient des informations détaillées sur l'évolution de la dette nette. À la fin du mois de mars, la dette nette s'élevait à 4,7 milliards d'euros, soit une augmentation d'environ 2,4 milliards d'euros par rapport à la dette nette déclarée à la fin de 2018. est motivée par des marges de variation de sortie, ainsi que par la réalisation des transactions sous-jacentes pour lesquelles nous avions reçu des marges de variation l’an dernier.

En outre, l’appel de la livre sterling hybride a alourdi notre dette nette, car nous ne l’avions pas refinancé avec un autre hybride et avons donc perdu le crédit en actions. La première mise en œuvre de l'IFRS-16 a entraîné une augmentation de la dette nette de 138 millions d'euros.

Enfin, cela nous amène à la prévision 12 des bénéfices autonomes RWE pour 2019 présentés à la diapositive 12. Comme déjà mentionné au début de ma présentation, nous pouvons confirmer nos prévisions de bénéfices pour l'exercice 2019.

Ceci conclut mes remarques et nous sommes heureux de répondre à toutes vos questions.

Gunhild Grieve

Merci Markus. Et avec cela, je laisserais l'opérateur répondre à la première question.

Séance de questions et réponses

Opérateur

(Instructions de l’opérateur) La première question vient de la ligne de Martin Tessier de MainFirst. S'il vous plaît aller de l'avant.

Martin Tessier

Salut bonne matinée. Merci d'avoir pris mes deux questions en fait. Pour le premier est sur les marges de variation. Vous avez donc enregistré une sortie de fonds de 2,9 milliards d'euros au premier trimestre sur un total de 4,4 milliards d'euros pour l'ensemble de l'année 2018. Compte tenu de la part importante déjà compensée. Est-il juste de supposer que les 1,5 milliard d'euros restants seront réinvestis en 2019?

Et ma deuxième question concerne votre participation de 25% dans Amprion. Étant donné qu'il ne s'agit pas d'une pure production d'énergie renouvelable, la considérez-vous comme une activité fondamentale, non essentielle ou en cours d'évaluation? Je vous remercie.

Markus Krebber

Oui. Merci Martin pour la question. Permettez-moi de commencer par le plus facile, c'est le deuxième. Notre participation dans Amprion est un investissement stratégique, donc fondamental. Il est là pour rester avec RWE.

Sur la marge de variation, la sortie de 2019, le premier trimestre comportait deux éléments. L'un était le règlement des transactions sous-jacentes. Il s’agissait d’environ 1 milliard d’euros, puis du flot des mouvements de prix. Et comme vous avez pu constater que les prix du carbone et de l’électricité ont particulièrement baissé au deuxième trimestre, nous assistons actuellement à un afflux de flux. Nous ne devrions donc pas nous attendre à ce que le solde de 1,5 milliard d'euros soit utilisé cette année. En fait, nous avons vu que le nombre venait – la sortie est descendue et nous avons vu une entrée au T2.

Le montant de 1,5 milliard d'euros est lié – que vous avez justement déduit des deux chiffres que nous avons fournis dans la note de bas de page, mais vous prévoyez un déboursement de 1,5 milliard d'euros de la durée de vie totale de la transaction. couverture carbone à long terme en place, il s’agit d’une sortie qui se ferait sur plusieurs années.

Mais bien sûr, surtout en raison des mouvements de prix du premier trimestre, nous avons constaté une sortie inattendue de sorties non pas des colonies mais des mouvements des prix des produits de base.

Gunhild Grieve

Est-ce que ça va, Martin?

Martin Tessier

Très clair, oui.

Gunhild Grieve

Prochaine question, s'il vous plaît.

Opérateur

La question suivante vient de la lignée d'Ahmed Farman de Jefferies. S'il vous plaît aller de l'avant.

Ahmed Farman

Oui salut Et merci d'avoir pris ma question. Je voulais juste commencer par la division Lignite & Nuclear où vous avez publié des chiffres assez solides et en réalité un peu au-dessus des attentes du consensus. Bien que, je pense que lorsque les volumes sont restés, il y a eu une sortie, cela semblait un peu léger par rapport à vos objectifs d'une année complète.

Je voulais donc simplement savoir s'il y avait eu des efforts supplémentaires ou de nouvelles initiatives pour réduire les coûts au sein de cette division au cours du premier trimestre 2019? Cela serait utile?

La deuxième chose que vous avez mentionnée concerne deux types de jalons clés que vous attendez lors de l’approbation de la fusion au troisième trimestre et que vous prévoyez ensuite prendre le contrôle de l’activité Énergies renouvelables d’ici la fin de l’année. Pourriez-vous simplement nous aider à comprendre quelles sont les sortes d'étapes qui doivent être franchies entre ces deux étapes? Ce sera très utile. Je vous remercie.

Markus Krebber

Ouais. Merci Ahmed pour la question. Pour commencer par le résumé sur Lignite & Nuclear, il n’y avait aucun élément extraordinaire dans les résultats et aucun effort extraordinaire. Vous avez souligné, à juste titre, que les volumes de production ont sensiblement diminué, mais je veux dire que sur les 5,4 térawatts, nous avons produit le moins au premier trimestre de l’année dernière, 1,2 térawatts heures provient de Mátra. Ainsi, nos activités en Hongrie, qui ne rapportaient aucun profit et 1 térawattheure, résultaient du transfert de capacités supplémentaires dans la réserve de lignite, ce qui est compensé en vertu de l’accord passé avec le gouvernement.

Donc aussi pas de gains nets perdus ici. Et pour le reste, il ne restait qu’environ 3 térawattheures provenant en partie des restrictions imposées à la mine Hambach. Bien sûr, nous perdons une certaine marge, mais cela a été exactement compensé par la production réalisée plus élevée – ou par les prix de l'électricité réalisés plus élevés ou les écarts qui compensaient la perte nette en volume de production. Donc plus ou moins, c'était un développement comme prévu et cela est en ligne avec les prévisions de l'année complète. Donc, pas d'ordinaires supplémentaires.

Sur l'autorisation de la fusion, la question de ce qui doit se passer entre les deux étapes. La première étape est donc l’approbation officielle de la fusion, qui nous permettrait de conclure la transaction avec E.ON en vendant les actions d’Innogy à E.ON. Et puis cela prend deux étapes. L’une d’entre elles est, peut-être, une ou deux semaines, et nous devons être prêts à reprendre pleinement les activités d’E.ON Renewables afin que E.ON puisse vendre leurs activités d’énergies renouvelables. Et la deuxième étape est que, l'activité Innogy Renewables doit être transférée à RWE. Cela nécessite un peu plus de travail, car nous examinons actuellement la manière dont nous procédons, car E.ON ne peut pas demander à Innogy de le faire, car aucune mesure d’intégration légale n’a été réalisée à ce moment-là. Mais nous sommes optimistes quant à la réalisation de ce but et au fait que nous aurons le contrôle opérationnel total des deux activités d’énergies renouvelables d’ici la fin de l’année.

Ahmed Farman

D'accord. Je vous remercie. Très clair.

Gunhild Grieve

Merci Ahmed. Prochaine question, s'il vous plaît.

Opérateur

La prochaine question vient de la ligne de Jane Evans de Goldman Sachs. S'il vous plaît aller de l'avant.

Alberto Gandolfi

Bonjour.

Opérateur

Jane, votre ligne n'est plus muette maintenant.

Alberto Gandolfi

Bonjour? Pouvez-vous entendre?

Markus Krebber

Ouais. Ouais. C'est Alberto. Bonjour Alberto

Alberto Gandolfi

Salut. Je vois qu'il y a une erreur, alors j'ai composé mon numéro sur mon téléphone et il a dit le nom d'un de mes collègues qui n'a rien à voir avec ça, donc je ne sais pas ce qui s'est passé, je suis assis à mon bureau. De toute façon. Merci d'avoir pris la question. Toutes mes excuses pour la légère substance. J'ai deux s'il vous plaît. Le premier est à nouveau sur la dette économique nette. Je suppose qu’il ya pas mal d’articles qui circulent ici.

Mais juste pour être un peu plus précis, je dirais ce qui suit. Vous disposez donc d'une trésorerie de 1,5 milliard d'euros et le carbone a augmenté. Pouvez-vous peut-être parler un peu plus des électeurs, c'est-à-dire quel type de fluctuation du fonds de roulement vous attendriez-vous pour le reste de l'année sans les marges de variation? Et le carbone en mouvement que nous avons déjà vu depuis la fin du mois de mars, jusqu’à maintenant quelle est sa valeur en termes d’argent? Et tout autre élément auquel nous devrions penser?

Et la deuxième question concerne un peu plus votre entreprise d'énergie renouvelable. Vous avez parlé d'un objectif d'addition annuelle brute entre deux et trois gigawatts. Je sais que techniquement, vous ne possédez pas encore les entreprises, mais vous avez mis en place l'organigramme dont vous avez parlé des objectifs. Donc, compte tenu de la grande visibilité que vous avez normalement sur 12 mois, 24 mois où vous pouvez presque nommer projet par projet. Pourriez-vous nous dire, sur une base pro forma sur une base brute, combien pensez-vous ajouter en 2019? Et combien envisagez-vous d'ajouter pour 2020? Et peut-être quel type de confiance par rapport à ce qui se passe déjà? Je suppose que vous avez sous-traité des machines, que vous avez des travaux de génie civil, dont la connexion a commencé, permet tout le reste. Si vous pouvez nous donner un peu de clarté sur ce que ce sera génial? Je vous remercie.

Markus Krebber

Merci Alberto. Sur la première question il y a – dans le fonds de roulement, il n'y a aucune marge de variation là-dedans. Ainsi, l'effet carbone dans le fonds de roulement est seulement que nous achetons les certificats au premier trimestre et que nous devons les remettre à l'organisme de réglementation au deuxième trimestre. Ainsi, l’effet carbone sur le fonds de roulement pour toute l’année est toujours nul.

Et la même chose en fait si vous ne supposez pas de grands mouvements de prix sur l'utilisation de la provision. Donc, année après année, l’effet est toujours nul. Vous avez seulement le caractère cyclique d'avoir un effet négatif sur le carbone – du fonds de roulement en carbone au premier trimestre et un effet négatif au deuxième trimestre, puis d'équilibrer sur l'année le fait que l'effet net est nul. L'effet de marge – effet de marge ne figure donc que dans notre dette nette, car nous l'avons exclue des flux de trésorerie distribuables.

Maintenant, vous voulez comprendre quel est l’effet positif du mouvement du prix du carbone au T2 ou jusqu’à présent, ce que je ne peux pas vous donner car vous connaissez le mouvement du prix du marché, vous pouvez facilement calculer nos positions implicites sur le carbone que nous ne pouvons ni ne voulons divulguer.

Mais ce qui est juste, je veux dire – et provenant en partie de la position carbone, mais aussi d’autres produits de base depuis la fin du premier trimestre jusqu’à présent, nous avons enregistré des entrées significatives par rapport aux 1,9 million d’euros de sorties nettes purement résultant des mouvements des prix des produits de base. L'autre milliard d'euros était prévu pour des règlements de transaction. Je pense que c'est tout sur la première question.

La deuxième, du côté des énergies renouvelables, je veux dire chaque fois que vous parlez – vous avez sous-traité ou vous avez une grande visibilité, ce qui signifie en fait que les gars d’Innogy et d’EON, bien sûr, dans la mesure où cela est autorisé pour la concurrence raisons, nous avons la transparence. Mais en réalité, nous devons poser la question aux collègues d’Innogy et d’E.ON, puis ajouter ce qu’ils sont disposés à divulguer publiquement.

Et bien sûr, vous savez, grâce à leurs communications, que nous ne manquons surtout pas d’ambition d’investir 1,5 milliard d’euros de capital net au cours des deux ou trois prochaines années. Il existe déjà une grande visibilité grâce aux CapEx engagés qu’ils ont communiqués. Et l'objectif d'ajouter deux à trois gigawatt a toujours été une question. Le pipeline est-il si sain que nous en tirons un peu plus et que nous engageons les deux partenaires pour aller au-delà des 1,5 milliard d'euros? Mais pour l'évaluation de la société, le chiffre le plus pertinent est l'investissement net de 1,5 milliard d'euros de notre propre argent.

Et là, nous ne voyons pas – nous ne voyons pratiquement aucune limite pour pouvoir investir annuellement au cours des trois prochaines années, car cela doit venir des activités déjà existantes d’E.ON et d’Innogy, car nous avons: un délai plus long pour développer des projets. Et je suis optimiste que nous pouvons aller sur une base brute au-delà de cela.

Mais je ne peux actuellement pas vous donner plus de détails car ce que je n'ai pas, c'est ce qu'Innogy et E.ON ont déjà divulgué et je ne veux pas confondre ce qu'ils ont divulgué et ce que je sais.

Gunhild Grieve

Je peux peut-être simplement ajouter – je veux dire, je peux ajouter parce que je n'ai pas les connaissances de Markus et que je commente donc sur la connaissance des chiffres publics et vous pouvez trouver les chiffres dans la présentation de notre société.

Jusqu'à présent, ce que les deux sociétés ont annoncé publiquement, les ajouts s'élèvent à environ 0,7 gigawatts par an, bien que ce soit la fin – leur annonce pour la fin de 2018 et je crois que les deux sociétés ont entre-temps annoncé l'un ou l'autre projet en plus. Donc, oui, c'est ce que nous pouvons dire.

Alberto Gandolfi

Droite. Et désolé juste pour être super clair parce que je n'ai entendu aucun chiffre. Sur le fonds de roulement – puisque vous avez tous les deux émis deux certificats au premier trimestre, pouvez-vous nous donner un chiffre à ce sujet? Vous avez dit non sur les marges de variation ou la position de couverture complète, mais pouvons-nous connaître un nombre en millions d'euros qui est censé s'inverser au deuxième trimestre? Donc, au moins pouvons-nous prévoir la dette?

Markus Krebber

Pour prévoir la dette, vous devez supposer quel sera l’effet net sur les flux de trésorerie distribuables. Ce que j’ai dit dans mon discours, c’est que, pour le poste de fonds de roulement dans la composition des flux de trésorerie distribuables, nous nous attendons à la fin de l'année un effet positif sur le fonds de roulement.

Alberto Gandolfi

Je l'ai. Je vous remercie.

Markus Krebber

C'est un couple – je veux dire positif de 100 à 200 millions d'euros.

Alberto Gandolfi

Je vous remercie.

Gunhild Grieve

Merci, Alberto. Prochaine question, s'il vous plaît.

Opérateur

La prochaine question vient de la ligne de Vincent Ayral de JPMorgan. S'il vous plaît aller de l'avant.

Vincent Ayral

Bonne après-midi. La plupart de mes questions portaient donc sur la dette nette. Donc, je pense que nous avons examiné cela en détail. Mais je voudrais juste vérifier une ou deux choses lorsque nous examinons le changement de couverture et le prix implicite serait d'environ 55 €. Je sais qu'il y a une marge assez étroite compte tenu des chiffres que vous avez arrondis. Mais est-ce pour vous quelque chose qui a du sens en tant qu’estimation, je sais que nous voyons un troupeau d’environ 50 € pour le moment. Cela semble donc un peu élevé.

Deuxièmement, j'aimerais demander un peu plus de clarté sur le commentaire que vous avez fait – ou plus de détails sur le taux d'actualisation nucléaire et l'impact sur les retraites – sur les provisions pour passif, désolé, sur le nucléaire en Q1. Un peu plus de couleur serait apprécié. Je vous remercie.

Markus Krebber

Je ne sais pas si j'ai bien répondu à la première question. C'était le prix de couverture implicite de la position fermée au premier trimestre, n'est-ce pas?

Vincent Ayral

Oui. Oui en effet.

Markus Krebber

Ouais, je pense que vous devriez vous attendre à ce que cela se situe autour du prix moyen du marché du premier trimestre. Donc, votre hypothèse, je veux dire légèrement en dessous ou autour de 50 € n'est pas mauvaise. Je pense que c'est quoi – où c'était.

Bien sûr, vous avez des effets sus-jacents lorsque nous dévions parfois les passes de couverture, en particulier sur les segments de carburant, qui entrent également dans le prix de couverture moyen, mais oui, au premier trimestre, nous avons atteint en moyenne les volumes de couverture supplémentaires, le prix moyen pour – – que nous avons vu au Q1 pour cette année spécifique.

Du côté des provisions nucléaires, le taux d’actualisation, le taux d’actualisation réel était inférieur de 20 points de base et, ce faisant, les provisions augmentaient d’environ 100 millions d’euros.

Vincent Ayral

Je vous remercie.

Markus Krebber

Et peut-être aussi intéressant du côté des prestations de retraite, nous avons également constaté une baisse de 20 points de base du taux d'actualisation, mais cela a été surcompensé par une performance positive des actifs. Nous avons donc constaté une légère libération ou réduction des provisions pour retraites de près de 100 millions d'euros dans l'autre sens, donc une réduction.

Vincent Ayral

Je vous remercie.

Gunhild Grieve

D'accord. Je vous remercie. Question suivante.

Opérateur

La prochaine question vient de la lignée de Deepa Venkateswaran de Bernstein. S'il vous plaît aller de l'avant.

Deepa Venkateswaran

Je vous remercie. J'ai aussi deux questions. Le premier concerne les discussions sur le lignite avec le gouvernement. Seriez-vous en mesure de fournir une mise à jour sur ce qui se passe et sur ce que vous attendez du calendrier, en particulier par rapport à ce que vous avez déjà déclaré?

Et deuxièmement, sur European Power Generation, je comprends que les possibilités d’optimisation des actifs commerciaux étaient inférieures à celles du trimestre. Pensez-vous que c'est saisonnier? Ou est-ce quelque chose de structurel? Tout ce que nous devons lire pour les années à venir, étant donné que vous avez révisé vos indications pour l’année en bas de l’année précédente? Je vous remercie.

Markus Krebber

Ouais. Merci, Deepa les questions. Alors, le premier sur les discussions avec le gouvernement. Nous sommes en train de discuter avec le gouvernement. Le calendrier, que nous avons communiqué plus tôt, n’a pas changé. Nous prévoyons donc que cela prendra du temps. Le gouvernement aborde en premier lieu la question de savoir comment trouver un accord sur l’aide aux régions touchées, d’autant plus que nous prévoyons des élections législatives au cours de l’année.

Et la question de savoir comment trouver exactement un accord et mettre une loi autour de la sortie du charbon qui devrait être attendue pour le second semestre ou peut-être même la fin de cette année. Il faudra donc un peu plus de temps avant que nous puissions communiquer des nouvelles à ce sujet.

Sur European Power, permettez-moi de saisir cette occasion pour expliquer un peu plus en détail quels sont les facteurs qui expliquent les faibles résultats du premier trimestre. En commençant par le résumé, nous ne voyons aucune lecture croisée structurelle dans d'autres trimestres. C'était donc un développement spécifique au cours de ce premier trimestre. Et la baisse par rapport au premier trimestre de l’année dernière était si importante parce que nous avons également eu un effet positif extraordinaire au premier trimestre de l’année dernière. Pas extraordinaire mais le résultat fort de la circonstance.

Je veux dire, si vous vous en souvenez potentiellement, au premier trimestre de l’année dernière, nous avions ce qu’on appelait l’est de la bête – pas la bête de l’est. Donc, la bête de l'est avec – je veux dire la situation spécifique au Royaume-Uni avec des prix de l'électricité très élevés, des prix de l'essence très élevés, des pénuries d'essence et cela a entraîné des écarts de DAX très, très sains pour notre flotte néerlandaise parce que je veux dire, nous exportions alimenter le Royaume-Uni à la capacité maximale des interconnecteurs.

Et cette année, au premier trimestre, nous avions exactement le contraire, un hiver très doux et un ordre de mérite très plat qui ne vous donnait pas beaucoup de possibilités d’optimisation et qui nécessitait peu de flexibilité. système et c’est fini – et aussi des volumes de production plus faibles car nous avons eu une plus grande alimentation en vent.

Il s’agissait donc d’un environnement artificiellement bas au premier trimestre ou très difficile pour la flotte conventionnelle existante, alors que le premier trimestre de l’année dernière était très favorable pour cette flotte.

Donc, dans l’ensemble, nous nous attendons à ce que, pour le reste de l’année, notre flotte gagne plus ou moins ce que nous avons gagné l’année dernière. Nous perdons évidemment le paiement de capacité le reste de l’année, mais nous avons augmenté notre production de biomasse aux Pays-Bas où, grâce à l’accord conclu avec le gouvernement, nous avons constaté une reprise. Nous en voyons une rentabilité supérieure et cela compensera.

Donc, pour le reste de l’année, nous nous attendons à ce que nous gagnions en Europe ce que nous avions gagné aux deuxième et quatrième trimestres de l’année dernière. Et cela vous amène exactement au bas de la fourchette.

Deepa Venkateswaran

D'accord. Je vous remercie. Très utile.

Gunhild Grieve

Merci Deepa. Prochaine question, s'il vous plaît.

Opérateur

La prochaine question vient de la ligne de Sam Arie d’UBS. S'il vous plaît aller de l'avant.

Sam Arie

Bonjour merci. Bonjour bon après-midi. Et merci pour la présentation comme toujours. Ma question allait être – en fait, je viens de revenir à ce que je pense était la grande nouvelle de ce matin, à savoir vos bons résultats de la division de négociation.

Il semble que vous ayez dépassé les attentes par un facteur de 5, mais les commentaires que vous avez formulés dans votre exposé étaient plutôt ambitieux. Je me suis donc simplement demandé si vous pouviez nous en dire un peu plus sur ce qui se passait vraiment là-bas. Comment êtes-vous arrivé à ce résultat?

Et puis je suppose que pour ce qui est de vos conseils pour le haut de gamme à la fin de l'année, je suppose que vous supposez que le reste de l'année est normal, mais y a-t-il quelque chose que vous avez fait au premier trimestre qui se répète ou qui pourrait nous amener à faire plus positif à long terme sur ce que la division commerciale peut offrir? Je vais commencer par juste – celui-là.

Markus Krebber

Oui. Merci Sam. Peut-être décevant parce que je ne peux rien souligner spécifiquement dans la division commerciale. Comme vous le savez, nous avons constaté que par le passé, nous appliquions généralement des stratégies d’arbitrage et que cela prenait parfois plus de temps – elles rentraient parfois plus rapidement.

Et nous avons eu une situation où plus ou moins, tous les bureaux de toutes les régions gagnaient de l'argent au premier trimestre. Donc, il n'y a absolument aucune lecture. Il n’existait pas non plus d’éléments extraordinaires qui reviendraient dans le reste de l’année. C’est pourquoi nous nous attendons à ce que les résultats soient normaux pour le reste de l’année.

Et, bien sûr, même avec des résultats normaux pour le reste de l'année, la prévision de 300 millions d'euros est très conservatrice, n'est-ce pas? Mais vous savez que les affaires sont volatiles. Nous sommes peut-être un peu conservateurs ici, mais il n'y a rien – il ne s'est rien passé à la fin du T2 – Q1, ce qui doit nous rendre plus conservateurs.

Gunhild Grieve

Et ce n’est pas ce qui structurellement à long terme nous obligerait à augmenter notre moyenne à long terme.

Sam Arie

Ok pas très utile. Et je veux dire si cela ne vous dérange pas de faire un suivi rapide. Je suppose que ce serait utile si vous pouviez poser la suite de la question que j’avais posée ce matin et qui consistait à savoir si cette performance reflète un risque accru que vous avez pris au premier trimestre et, évidemment, les gens ont à l’esprit les événements commerciaux de l’ESS de l’année dernière. Mais vous n'avez en quelque sorte pas joué aux coudées ni à quelque chose d'inhabituel comme celui-là?

Markus Krebber

Non, je veux dire, il y a – l'utilisation de nos limites de risque que nous avons en place et nous avons différents types de limites. Nous avons bien sûr des limites delta. Nous avons des limites de valeur en risque, mais nous avons également des limites pour les tests de résistance. Ils étaient tous dans la fourchette normale et même au-dessus – même en dessous du niveau de 50%. Donc, l'utilisation des risques n'était pas plus élevée que d'habitude.

Sam Arie

Très utile.

Gunhild Grieve

Merci, Sam. Prochaine question, s'il vous plaît.

Opérateur

Oui, nous avons une autre question. (Instructions de l’opérateur) La question suivante vient de la ligne d’Ahmed Farman de Jefferies. S'il vous plaît aller de l'avant.

Ahmed Farman

Oui. Salut. Merci d'avoir pris ma question de suivi. Je pensais simplement que je pourrais en quelque sorte vous ramener à la dette nette et comprendre ce que vous attendiez de la dette nette autonome pour l’année complète? Et peut-être – je veux dire, vous avez déjà abordé quelques éléments en mouvement, mais peut-être que vous pourriez parcourir un peu le pont à partir du numéro Q1, cela serait très utile. Je vous remercie.

Markus Krebber

Ahmed, merci encore. Je sais qu'il est très difficile de comprendre maintenant notre dette nette. Selon la définition actuelle, il est également difficile de la prévoir, car nous devons prévoir les fluctuations des prix des produits de base. Je veux dire, nous avons dit à la fin de l’année dernière ou lorsque nous avions donné nos prévisions pour l’année entière en mars, que nous nous attendions à une augmentation nette de la dette nette.

Les trois choses que nous savions au sujet de l’évolution de la situation lorsque nous nous attendions à ce qu’on s’attende était que nous appelions l’hybride de la livre sterling, ce qui alourdit la dette de 400 millions d’euros. Ce que nous savions, c’est l’effet IFRS 16 d’environ 140 millions d’euros. Et ce que nous savions, c’était le règlement d’opérations qui entraînait une sortie ou une réversion d’un milliard d’euros des marges de variation obtenues au cours des dernières années.

Tout le reste dépend alors de l’évolution des prix des produits de base et nous y avons vu le premier trimestre moins 1,9 milliard d’euros. Et comme je l’ai indiqué, un retournement significatif de cette sortie déjà en T2, reste à voir. I mean, what you see from the presentation is that we also tell you now what is, maybe, the remainder, which will revert over the next couple of years, which now stood at around €1.5 billion if you deduct the two numbers €4.4 billion and €2.9 billion, but that this what we can currently say.

Ahmed Farman

D'accord. No. Thank you. That’s very helpful.

Gunhild Grieve

Thank you, Ahmed. I think there was an additional question coming up?

Opérateur

Oui. So the next question comes from the line of Lueder Schumacher from Societe Generale. S'il vous plaît aller de l'avant.

Lueder Schumacher

Bonne après-midi. Oui. Two questions from my side. The first one, Markus, is going back to movement in the variation margin. When you're broke it down earlier, you said that about €1 billion of that swing was from the unwind of your commodity positions. Now that used to be the guidance for the full year. Has that all now happened in Q1 and you're done for the year? Or do you expect more to come in the remaining nine months from the unwind of your positions? That's the first question.

And the second one, asking more in hope, I guess. But on European generation, you mentioned the commercial asset optimization costs were less. It would be great if you could give us the actual numbers, but failing that, what was the swing, the delta, between your EBITDA from that in Q1, 2018, and Q1, 2019?

Markus Krebber

Oui. Lueder, thanks for the question. I mean, the unwind of €1 billion which we're expected to the settlement of position, the majority always comes in Q1 because it is related to our CO2 buying, because we need to buy it in the market, because if we then buy it at much higher prices than what we have hedged for, but the money was already in the bank from the positive mark-to-market movements.

And that is the majority of it, you can say, I mean, plus/minus €100 million, €200 million. The €1 billion which we expect is already accounted for in Q1. The rest which comes over the year is very, very minor. On European Power, the commercial asset optimization, so the delta between Q1 2018 and 2019 is a mid — a two-digit — mid-two-digit-million number across our model.

Lueder Schumacher

That is great. Very clear. Je vous remercie.

Gunhild Grieve

Thank you, Lueder. Are there any more question?

Opérateur

No, there's no more questions. So I hand back over to your host.

Gunhild Grieve

Then, thank you very much. Thank you for joining us. And if you have any follow-up questions, do not hesitate to call us this afternoon or the coming days and probably we'll see a lot of you on the upcoming conferences or reverse road shows. Have a good rest of your day. Bye.

Opérateur

Thank you for joining today's call. You may now replace your handsets.

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