Communiqué de presse
15 mai 2025

Informations financières d’ENGIE
au 31 mars 2025
Un début d’année solide marqué par
une bonne performance opérationnelle et financière
Guidance 2025 confirmée


Faits marquants Performance financière
• Une activité Renewables & BESS soutenue, avec • EBIT hors nucléaire à 3,7 Md€, en hausse
8,5 GW de capacités en construction, soit plus de organique de 2,1 %, portée principalement par les
100 projets à fin mars 2025 Infrastructures et un effet timing favorable
• Acquisition de deux barrages hydroélectriques au • Cash Flow From Operations1 de 4,0 Md€ au
Brésil (612 MW) et d’un portefeuille d’actifs 1er trimestre
Renouvelables au Royaume-Uni (157 MW) • Maintien d’un bilan solide avec un ratio dette nette
• Gain d’un appel d’offres au Chili pour une nouvelle économique / EBITDA en baisse à 3.0x
sous-station électrique • Dette nette économique en recul de 1,8 Md€
• Closing de la transaction sur le nucléaire en • Guidance 2025 confirmée avec un RNRpg2 attendu
Belgique entre 4,4 et 5,0 Md€


Chiffres clés au 31 mars 2025

Δ 2025/24 Δ 2025/24
En milliards d’euros 31 mars 2025 31 mars 2024
brute organique
Chiffre d’affaires 23,3 22,0 + 5,6 % + 5,6 %
EBITDA (hors Nucléaire) 4,9 4,8 + 1,3 % + 2,5 %
EBITDA 5,4 5,4 + 0,4 % + 1,4 %
EBIT (hors Nucléaire) 3,7 3,7 + 0,5 % + 2,1 %
Capex3 1,5 2,6 - 43,5 %
Cash Flow From Operations 4,0 5,1 - 22,2 %
Dette financière nette 34,6 + 1,4 Md€ versus 31 décembre 2024
Dette nette économique 46,1 - 1,8 Md€ versus 31 décembre 2024
Dette nette économique / EBITDA 3,0x - 0,1x versus 31 décembre 2024

Catherine MacGregor, Directrice générale, a déclaré : « ENGIE a réalisé un bon début d’année 2025, avec un
EBIT hors nucléaire de 3,7 milliards d’euros, en croissance organique de 2 % au premier trimestre. Notre
portefeuille de projets équilibré, à la fois en termes de géographies et d’activités, est un atout pour poursuivre
notre stratégie de croissance dans le contexte mondial actuel incertain. Au 31 mars, ENGIE compte ainsi 8,5 GW
de capacités renouvelables et batteries en construction, représentant plus de 100 projets à travers le monde.
Cette période a également été marquée par le closing de la transaction avec le gouvernement belge concernant
la prolongation pour 10 ans de deux réacteurs nucléaires. Une étape importante pour la sécurité énergétique de

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N.B. Les notes de bas de pages se trouvent à la page 6
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la Belgique, qui concrétise également une amélioration significative du profil de risque d’ENGIE, notamment à
travers le transfert de responsabilité des déchets nucléaires. Malgré un environnement économique incertain sur
le plan mondial, la dynamique du Groupe et sa solidité nous permettent de confirmer nos perspectives pour
l’année 2025.»

Guidance 2025 confirmée

La guidance 2025 est confirmée dans un environnement économique incertain. Le résultat net récurrent part du
Groupe devrait se situer entre 4,4 et 5,0 milliards d'euros. L'EBIT hors nucléaire est quant à lui attendu dans une
fourchette indicative de 8,0 à 9,0 milliards d’euros.
Les hypothèses et indications principales sont détaillées en annexe 3.

Poursuite de la mise en œuvre du plan stratégique

Renewables & BESS
La capacité totale renouvelables et de stockage d’ENGIE s’élève à 51,6 GW à fin mars 2025, en hausse de
0,6 GW par rapport à fin 2024. Au 31 mars 2025, les 101 projets en cours de construction par ENGIE représentent
une capacité totale de 8,5 GW. Les projets en cours de construction aux États-Unis, totalisant 2,0 GW, sont en
grande partie protégés contre l'augmentation des tarifs. En effet, ENGIE a été proactif en ajustant sa chaîne
d'approvisionnement et a augmenté le sourcing local pour les batteries et les modules solaires. Le Groupe est en
bonne voie pour ajouter 7 GW de capacités renouvelables et de stockage en moyenne par an à partir de 2025.
Au premier trimestre, ENGIE a fait l’acquisition d’un portefeuille de 157 MW d’actifs renouvelables en exploitation
en Angleterre et au Pays de Galles, comprenant trois parcs éoliens terrestres en exploitation et quatre parcs
solaires photovoltaïques. Cette acquisition représente aussi l'opportunité pour ENGIE de déployer des systèmes
de stockage d'énergie par batteries et des centrales solaires sur les sites acquis, ainsi que le développement de
projets de repowering, marquant une avancée significative dans l’expansion de son développement des
renouvelables au Royaume-Uni. Le Groupe a également signé un accord pour l'acquisition de deux centrales
hydroélectriques au Brésil: Santo Antônio do Jari (États d'Amapá et de Pará) et Cachoeira Caldeirão (État
d'Amapá), pour une capacité totale de 612 MW en opération. La levée des conditions suspensives de cette
transaction est en cours.
Au Chili, ENGIE a débuté l’exploitation commerciale de Tamaya, un projet de batterie de 68 MW / 418 MWh, situé
dans la région d'Antofagasta, en construction depuis août 2023 sur le site d'une ancienne centrale diesel. Il est
couplé à la centrale solaire Tamaya (115 MW).

Gas generation
Le 19 février 2025, ENGIE a annoncé la signature d'un accord de vente et d’achat (SPA) pour la cession de sa
participation dans Az Zour North, un actif combiné de gaz et de dessalement d'eau au Koweït, trois actifs de
production de gaz et de dessalement d'eau à Bahreïn, ainsi que les sociétés d'exploitation et de maintenance
(O&M) associées à ACWA Power. Cette transaction marque la sortie d'ENGIE de ces deux pays et s'aligne sur
l'engagement du Groupe d’atteindre son objectif Net Zero d'ici 2045.
ENGIE a également vendu les 2 centrales à cycle combiné de Uch au Pakistan et ainsi cessé toute activité dans
ce pays. Le Groupe a aussi cédé 15,66% de sa participation dans la centrale électrique de Safi au Maroc. Les
travaux se poursuivent en vue de la cession complète d’ici 2027.




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Networks
ENGIE Chile a remporté l'appel d'offres pour le développement d'une nouvelle sous-station, située dans la
municipalité de Tiltil, à 50 km au nord de Santiago. Cette sous-station renforcera le système électrique national
et facilitera la connexion de nouveaux projets de production d’électricité renouvelable dans une région qui s'est
établie comme un centre de développement photovoltaïque. Ce jalon réaffirme l'engagement d'ENGIE envers la
modernisation du système énergétique du Chili, assurant une plus grande sécurité et efficacité dans la
transmission électrique pour les projets d'énergie renouvelable dans le pays.

Local Energy Infrastructure
Dans la continuité des annonces de février 2025, la GBU LEI a lancé le recentrage de son développement
principalement sur cinq pays européens où elle peut renforcer ses trois activités principales : les réseaux locaux
d'énergie, la production sur site et les contrats de performance énergétique.
Sur le segment des réseaux de chaleur urbains (RCU), grâce à la dynamique commerciale de 2024, plus de
56 projets sont actuellement en cours de réalisation au 31 mars 2025 représentant une capacité totale de
1 752 MW pour le seul périmètre français.
En parallèle, ENGIE poursuit son développement dans les réseaux de froid en Asie du Sud Est et au Moyen
Orient, et, à travers sa participation de 40 % dans Tabreed au Moyen-Orient, a signé un accord avec Dubai
Holding Investments pour la concession de Palm Jebel Ali à Dubaï.

Allocation de capital rigoureuse
Les investissements bruts au cours du premier trimestre 2025 s'élèvent à 1,5 milliard d'euros, dont 1,0 milliard
d'euros d'investissements de croissance. 75 % ont été consacrés aux activités Renewable & Flex Power et
Networks.

Plan de performance
ENGIE a maintenu sa dynamique d’excellence opérationnelle au cours du premier trimestre 2025 avec une
contribution de 72 millions d’euros des résultats du plan de performance.

Closing de la transaction dans le nucléaire en Belgique

Le 14 mars 2025, ENGIE et le gouvernement belge ont réalisé le closing de la transaction concernant la
prolongation pour 10 ans des réacteurs nucléaires Tihange 3 et Doel 4, ainsi que le transfert de responsabilité lié
aux déchets nucléaires. Cette étape finale, faisant suite à l’approbation de l’accord par la Commission
Européenne le 21 février 2025, a mené au versement de la première partie du paiement, relative au transfert de
responsabilité pour les déchets nucléaires et le combustible usé. La seconde partie sera versée lors du
redémarrage des réacteurs en novembre 2025.



Revue des données financières du premier trimestre 2025

Le chiffre d’affaires s’élève à 23,3 milliards d’euros, en hausse de 5,6 % en brut et en organique.
L’EBITDA s’est établi à 5,4 milliards d’euros, en hausse de 0,4 % en brut et de 1,4 % en organique.
L’EBITDA (hors Nucléaire) s’est établi à 4,9 milliards d’euros, en hausse de 1,3 % en brut et 2,5 % en organique.
L’EBIT (hors Nucléaire) s’est établi à 3,7 milliards d’euros, en hausse de 0,5 % en brut et 2,1 % en organique.
– Taux de change : effet global négatif de 29 millions d’euros, principalement lié à la dépréciation du real
brésilien, partiellement compensée par l’appréciation du dollar américain

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– Variation du périmètre : effet périmètre net de - 31 millions d’euros, lié notamment à la vente de 15,66 %
de Safi
– Température en France : l’effet température normatif a généré une variation positive de 116 millions
d’euros en cumul annuel par rapport au premier trimestre 2024 pour les Networks et B2C en France.

Contribution des activités à l’EBIT : EBIT soutenu par les activités Infrastructures et un effet timing favorable

31 mars 31 mars Δ 2025/24 Δ 2025/24
En millions d’euros
2025 2024 brute organique
Renewable & Flex Power 1 152 1 354 - 14,9 % - 13,4 %
Renewables & BESS 733 807 - 9,2 % - 7,6 %
Gas generation 419 547 - 23,3 % - 21,8 %
Infrastructures 1 453 1 012 + 43,5 % + 47,7 %
Networks 1 259 774 + 62,6 % + 68,8 %
Local Energy Infrastructures 194 238 - 18,5 % - 18,7 %
Supply & Energy Management 1 291 1 530 - 15,6 % - 15,9 %
B2C 400 76 + 425,6 % + 420,8 %
B2B 582 930 - 37,4 % - 37,5 %
Energy Management 309 524 - 41,1 % - 41,5 %
Autres -173 -191 - 9,8 % - 14,6 %
EBIT hors Nucléaire 3 723 3 705 + 0,5 % + 2,1 %
Nucléaire 406 461 - 12,0 % - 12,0 %
EBIT 4 129 4 166 - 0,9 % + 0,5 %

Renewable & Flex Power
L’EBIT des activités Renewables & BESS est ressorti en baisse organique de 7,6 % en raison principalement
d’une baisse des volumes liée à une moindre hydrologie en France et au Portugal par rapport au premier trimestre
2024, durant lequel les conditions hydrologiques avaient été exceptionnellement favorables, et d’une baisse des
prix captés en Europe. Ces éléments n’ont été que partiellement compensés par les mises en service en
Amérique du Nord et en Amérique Latine.

L'EBIT des activités Gas generation est en recul de 21,8 % en organique. Cette diminution s’explique
essentiellement par une baisse des spreads captés en Europe et par une base de comparaison élevée alors
qu’au premier trimestre 2024 le Groupe avait bénéficié de one-offs positifs notamment le règlement d’un litige
concernant les conditions de vente d’électricité d’un ancien actif en Italie. Cela a été partiellement compensé par
l’arrêt de la taxe inframarginale en France en 2025. A l’international, l’EBIT a par ailleurs bénéficié du maintien
d’une bonne marge au Chili en raison d’une forte demande.

Infrastructures
L'EBIT des activités Networks est en hausse de 68,8 % en organique en raison de la hausse des tarifs en 2024
en Europe et de l’augmentation des volumes distribués en France due à un climat plus favorable que l’année
précédente. En Amérique Latine, l’activité Networks a bénéficié d’une contribution plus élevée en raison de la
construction des lignes électriques au Brésil et de l’indexation des tarifs au Brésil et au Mexique.

L’EBIT de Local Energy Infrastructures a enregistré une baisse organique de 18,7 % qui s’explique par la
normalisation attendue des prix de marché, impactant les spreads captés par les installations de cogénération.
Cela a été partiellement compensé par un effet climat positif avec des températures plus froides en 2025 ayant
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favorisé les ventes de chaleurs de nos réseaux urbains ainsi que par une bonne performance opérationnelle,
avec notamment l’amélioration continue des marges de nos activités d’efficacité énergétiques portée par une plus
grande sélectivité.


Supply and Energy Management
L’EBIT de l’activité B2C s’élève à 400 millions d’euros comparé à 76 millions d’euros au premier trimestre 2024.
Cette croissance s’explique principalement par un effet timing positif et une base de comparaison favorable alors
qu’au premier trimestre 2024 le Groupe avait été pénalisé par les mesures commerciales destinées à soutenir
ses clients à la fin du bouclier tarifaire. Elle résulte également de volumes plus importants en raison d’un climat
plus froid ainsi que de bonnes marges en Europe dans un environnement de marché qui permet la pleine
valorisation du coût du risque.
L’EBIT de l’activité B2B a diminué de 37,5 % en organique en raison de la forte baisse des effets timing qui avait
impacté positivement l’EBIT au premier trimestre 2024.

L'EBIT d’Energy Management est ressorti en baisse de 41,5 % en organique. Cette diminution reflète
essentiellement la forte baisse des reprises de réserves de marché par rapport au premier trimestre 2024 ainsi
que la poursuite de la normalisation des conditions de marché.


Nucléaire
L'EBIT de l’activité nucléaire a affiché une baisse organique de 12,0 % en raison principalement d’un effet volume
négatif lié à l’arrêt définitif de Doel 1 en février 2025 et ce, malgré une bonne disponibilité des actifs (94,4 %
contre 91,2 % au premier trimestre 2024).



Maintien d’un bilan solide

Le Cash Flow From Operations s'est établi à 4,0 milliards d'euros, en baisse de 1,1 milliard d'euros par rapport
au premier trimestre 2024 qui était particulièrement élevé et liée à une augmentation temporaire significative des
appels de marge.

Le Besoin en Fonds de Roulement était négatif de 0,4 milliard d'euros, avec une variation annuelle négative de
2,0 milliards d'euros due principalement au BFR opérationnel dans un contexte de normalisation des conditions
de marché au T1 2024 (-1,5 milliard d’euros) et des appels de marge (-0,8 milliard d’euros) qui ont compensé
l’effet positif lié aux soutirages de gaz (+0,5 milliard d’euros).

Le niveau de liquidité s'est établi à 23,9 milliards d'euros au 31 mars 2025, dont 16,7 milliards d'euros de
disponibilités4.

La dette financière nette s'est élevée à 34,6 milliards d'euros, en hausse de 1,4 milliard d'euros par rapport au
31 décembre 2024. Cette augmentation est principalement liée :
- à des dépenses d’investissements sur la période de 1,5 milliard d’euros,
- au financement et dépenses encourues liés au nucléaire en Belgique à hauteur de
3,3 milliards d’euros,
- à divers autres éléments à hauteur de 0,6 milliard d’euros.

Ces éléments ont été partiellement compensés par un CFFO de 4,0 milliards d’euros.
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La dette nette économique s’est élevée à 46,1 milliards d’euros, en baisse de 1,8 milliard d’euros par rapport
au 31 décembre 2024.

Le ratio dette nette économique / EBITDA s’est élevé à 3,0x, en baisse de 0,1x par rapport au 31 décembre
2024 et en ligne avec l’objectif d’être inférieur ou égal à 4,0x.

S&P : BBB+ / A-2 avec perspective Stable
Moody’s : Baa1 / P-2 avec perspective Stable
Fitch : BBB+ / F1 avec perspective Stable

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La présentation de la conférence téléphonique investisseurs sur les informations financières du premier trimestre
2025 est disponible sur le site internet du Groupe : Résultats financiers 2025


EVENEMENTS A VENIR

1er août 2025 Publication des informations financières au 30 juin 2025
6 novembre 2025 Publication des informations financières au 30 septembre 2025

Notes de bas de page

1 Cash Flow From Operation = Free Cash Flow avant Capex de maintenance et dépenses de sortie du nucléaire
2 Résultat net récurrent, part du Groupe
3 Net des produits de cession, du schéma de tax incentives et incluant la dette nette acquise
4 Disponibilités desquelles sont retranchés les découverts bancaires




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Avertissement important

Les agrégats présentés sont ceux habituellement utilisés et communiqués aux marchés par ENGIE. La présente
communication contient des informations et des déclarations prospectives. Ces déclarations comprennent des projections
financières et des estimations ainsi que les hypothèses sur lesquelles celles-ci reposent, des déclarations portant sur des
projets, des objectifs et des attentes concernant des opérations, des produits ou des services futurs ou les performances
futures. Bien que la direction d’ENGIE estime que ces déclarations prospectives sont raisonnables, les investisseurs et les
porteurs de titres ENGIE sont alertés sur le fait que ces informations et déclarations prospectives sont soumises à de
nombreux risques et incertitudes, difficilement prévisibles et généralement en dehors du contrôle d’ENGIE qui peuvent
impliquer que les résultats et développements attendus diffèrent significativement de ceux qui sont exprimés, induits ou
prévus dans les déclarations et informations prospectives. Ces risques comprennent ceux qui sont développés ou identifiés
dans les documents publics déposés par ENGIE auprès de l’Autorité des Marchés Financiers (AMF), y compris ceux
énumérés sous la section « Facteurs de Risque » du document de référence d’ENGIE (ex GDF SUEZ) enregistré auprès
de l’AMF le 7 mars 2024 sous le numéro D.24-0085. L’attention des investisseurs et des porteurs de titres ENGIE est
attirée sur le fait que la réalisation de tout ou partie de ces risques est susceptible d’avoir un effet défavorable significatif
sur ENGIE.

À propos d’ENGIE

ENGIE est un acteur majeur de la transition énergétique dont la raison d’être est d’agir pour accélérer la transition vers
une économie neutre en carbone. Avec 98 000 collaborateurs présents dans 30 pays, le Groupe couvre l’ensemble de la
chaine de valeur de l’énergie, de la production à la vente, en passant par les infrastructures. ENGIE regroupe plusieurs
activités complémentaires : la production d’électricité et de gaz renouvelables, les actifs de flexibilité et notamment les
batteries, les réseaux de transport et de distribution de gaz et d’électricité, les infrastructures énergétiques locales (réseaux
de chaleur et de froid) et la fourniture d’énergie aux clients particuliers, collectivités ou entreprises. Chaque année, ENGIE
investit plus de 10 milliards d’euros pour faire avancer la transition énergétique et atteindre son propre objectif de net zéro
carbone en 2045.

Chiffre d’affaires en 2024 : 73,8 milliards d’euros. Coté à Paris et Bruxelles (ENGI), le Groupe est représenté dans les
principaux indices financiers (CAC 40, Euronext 100, FTSE Euro 100, MSCI Europe) et extra-financiers (DJSI World,
Euronext Sustainable - Europe 120 / France 20, CAC 40 ESG, MSCI EMU ESG screened, MSCI EUROPE ESG Universal
Select, Stoxx Europe 600 ESG-X).


Contact presse Groupe ENGIE : Contact relations investisseurs :
Tél. France : +33 (0)1 44 22 24 35 Tél. : +33 (0)1 44 22 66 29
Courrier électronique : engiepress@engie.com Courrier électronique : ir@engie.com




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ANNEXE 1: CHIFFRES D’AFFAIRES CONTRIBUTIF PAR ACTIVITE

Le chiffre d’affaires, à 23,3 milliards d’euros, ressort en hausse de 5,6 % en brut et en organique.

Chiffre d’affaires contributif par activité, après élimination des opérations intragroupes :

Δ 2025/24 Δ 2025/24
En millions d’euros 31 mars 2025 31 mars 2024
brute organique
Renewable & Flex Power 2 824 2 678 + 5,4 % + 5,6 %
Infrastructures 5 166 4 515 + 14,4 % + 15,5 %
Supply & Energy Management 14 827 14 389 + 3,0 % + 2,6 %
Autres 415 413 + 0,5 % + 1,1 %
Chiffre d’affaires hors Nucléaire 23 232 21 994 + 5,6 % + 5,6 %
Nucléaire 21 22 - 5,0 % - 5,0 %
Chiffre d’affaires 23 253 22 016 + 5,6 % + 5,6 %




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ANNEXE 2 : MATRICE DE L’EBIT




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ANNEXE 3 : GUIDANCE 2025 - PRINCIPALES HYPOTHESES ET INDICATIONS


• Guidance et indications sur la base des activités poursuivies
• Absence de changement de méthode comptable
• Absence de changement substantiel de réglementation ou de l’environnement macro-économique
• Taxes basées sur les textes légaux en vigueur et les contingences supplémentaires
• Prise en compte de la revue régulatoire dans les infrastructures en France pour la période 2024 - 2028

• Répercussion complète des coûts d'approvisionnement de la fourniture d’énergie BtoC en France
• Température moyenne en France

• Production hydraulique, éolienne et solaire moyennes
• Taux de change moyen :
o € / USD: 1,13
o € / BRL: 6,22

• Nucléaire en Belgique : taux de disponibilité des centrales d’environ 81% en 2025– sur la base de
disponibilité telle que publiée sur REMIT au 01/01/2025, hors LTO ;

• Sortie du Nucléaire : Doel 1, 2 et 4, Tihange 1 et 3 de février 2025 à décembre 2025, début de la LTO :
Tihange 3 le 1er septembre 2025 / Doel 4 le 1er novembre 2025

• Contingences pour les activités Nucléaires en Belgique de 0,15 milliard d’euros

• Prix des commodités au 31 mars 2025

• Résultat financier net récurrent de (2,1) – (2,3) milliards d’euros
• Taux récurrent effectif d’imposition : c.22-24 %




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