Résultats d’ENGIE au 30 septembre 2026

Communiqué de presse
5 novembre 2026

Performance financière solide portée par une bonne exécution opérationnelle
Résultats annuels 2026 attendus dans le haut de la fourchette de la guidance

Chiffres clés au 30 septembre 2026

N.B. Les notes de bas de pages se trouvent à la page 8

SIEGE SOCIAL D’ENGIE
Campus ENGIE – 67 Rue Jules FERRY – 92250 La Garenne-Colombes – France
ENGIE – SA AU CAPITAL DE EUR 2 542 427 868 – RCS NANTERRE 542 107 651 – Tél. : + 33(0)1 44 22 00 00

Catherine MacGregor, Directrice générale, a déclaré : « ENGIE a enregistré des résultats solides sur les neuf premiers mois de l'année, avec une croissance organique significative au cours des deux derniers trimestres, à laquelle s'ajoute désormais la contribution de UK Power Networks. Alors que l'énergie est plus que jamais un enjeu de souveraineté et de compétitivité, nous contribuons à la sécurité énergétique de nos clients et de nombreux pays où nous opérons, en nous appuyant sur la complémentarité de nos métiers, de nos infrastructures, et de nos approvisionnements.
Nous continuons à mener à bien nos projets renouvelables et de stockage avec la même discipline, et nous avons accéléré le développement de notre portefeuille de batteries en Europe. Notre dynamique commerciale reste forte, avec plus de 3 GW de PPAs signés depuis le début de l'année.
Malgré un environnement macroéconomique volatil, la solidité de notre modèle économique, la qualité de nos résultats, le déploiement discipliné de nos capitaux à un rythme soutenu, ainsi que la forte contribution de notre plan de performance nous permettent de poursuivre la mise en œuvre de notre stratégie de croissance et de création de valeur à court et à long terme. »

Guidance 2026 confirmée, dans le haut de la fourchette

Sur la base des solides résultats enregistrés sur les neuf premiers mois de l’année, le Résultat Net Récurrent part du Groupe devrait se situer dans le haut de la fourchette de 4,9 à 5,5 milliards d'euros en 2026. L'EBIT hors nucléaire est également attendu dans le haut de la fourchette indicative de 9,2 à 10,2 milliards d’euros.
Les hypothèses et indications principales sont détaillées en annexe 3.

Déploiement du plan stratégique

Renewables & BESS

La capacité totale renouvelables et de stockage d’ENGIE s’élève à 60,2 GW à fin septembre 2026, en hausse de 3,0 GW par rapport à fin 2025. Au 30 septembre 2026, les projets en cours de construction par ENGIE représentent une capacité totale de 6,6 GW. Le Groupe a par ailleurs signé 3,2 GW de contrats d’achat d’électricité (PPA, Power Purchase Agreement).
En Australie, le Groupe a mis en service Goorambat East (250 MW), son premier parc solaire de grande taille dans le pays, situé dans l’État de Victoria. Une partie de sa production est couverte par un contrat d’achat d’électricité de dix ans conclu avec Microsoft. En Inde, le Groupe a également démarré les centrales solaires de Khavda et de Khaba, d’une capacité de 200 MW et 250 MW respectivement.
En Arabie Saoudite, ENGIE a signé un accord pour le projet de stockage d’énergie par batteries (BESS) d’Al Khushaybi, son plus grand projet de batteries au monde à ce jour. D’une capacité de 500 MW / 2 000 MWh, ce projet renforcera la fiabilité du réseau et favorisera l’intégration des énergies renouvelables. Développé selon un modèle de construction, de détention et d’exploitation, il s’inscrit dans le premier programme de stockage indépendant par batteries du Royaume.
Au cours du troisième trimestre 2026, le Groupe est entré sur le marché polonais des batteries avec l’acquisition d’un portefeuille de 758 MW / 2,2 GWh. Le Groupe a également acquis des projets en Roumanie et en Espagne, et lancé la construction d’installations de stockage en Belgique et au Portugal. Enfin, il a mis en service ses deux premiers systèmes au Royaume-Uni représentant une capacité totale de 100 MW / 200 MWh. Les capacités de stockage d’ENGIE dans le monde ont atteint plus de 10 GW en exploitation et en construction, combinant stockage par batteries et stations de transfert d’énergie par pompage.

Gas generation

Le 7 septembre, ENGIE a officiellement inauguré la nouvelle centrale CCGT de Flémalle en Belgique, d’une capacité de 875 MW et d’un rendement de 63 %. Sélectionnée en 2021 dans le cadre du mécanisme belge de rémunération de capacité (CRM), la centrale permet à ENGIE de contribuer concrètement à la sécurité d’approvisionnement en électricité du pays, tout en accompagnant l’intégration croissante des énergies éolienne et solaire dans le système électrique. Grâce à sa grande capacité de modulation, la centrale peut adapter rapidement sa production aux besoins du réseau.

Networks

Engie a finalisé l’acquisition de UK Power Networks (UKPN) en mai 2026 avec deux mois d’avance sur le calendrier initialement prévu et l’intégration se poursuit avec succès. Par ailleurs, UKPN continue de bénéficier d’un historique de performances opérationnelles remarquables avec un RoRE (Return on Regulated Equity) de 11,2% réalisé sur la période 2023-2026.
Au cours des neuf premiers mois de 2026, ENGIE a poursuivi son développement dans les réseaux de transport d’électricité en Amérique latine, avec l’attribution de nouvelles concessions au Pérou et au Brésil. Au Pérou, le Groupe a remporté quatre projets portant sur la construction de plus de 400 km de lignes de transport, de six nouvelles sous-stations électriques et l’extension de 11 postes existants. Au Brésil, ENGIE a remporté deux concessions portant sur 143 km de lignes de transport et cinq compensateurs synchrones.
Au 30 septembre 2026, les capacités de stockage de gaz en France affichaient un taux de remplissage de 89 %, supérieur au seuil réglementaire français de référence de 85 %, contribuant ainsi à la sécurité d’approvisionnement pour l’hiver 2026-2027.
En octobre 2026, ENGIE et CMA CGM ont signé un accord-cadre pour développer une unité de production de biométhane dans la zone industrialo-portuaire du Havre. À partir de 2029, cette unité, développée par ENGIE, fournira chaque année 100 GWh de biométhane à la flotte de CMA CGM. ENGIE assurera le développement du projet puis, sous réserve d’une décision finale d’investissement, sa construction et son exploitation. CMA CGM y participera en tant qu’actionnaire minoritaire.

Local Energy Infrastructures

Au troisième trimestre 2026, Local Energy Infrastructures (LEI) a poursuivi sa trajectoire de croissance dans ses activités cœur de métier.
À fin septembre 2026, le Groupe exploite 631 réseaux de chaleur et de froid urbains et centrales énergétiques sur sites industriels, soit 62 actifs supplémentaires depuis le début d’année, en ligne avec son ambition d’en atteindre 800 à horizon 2030. LEI a notamment remporté le réseau de chaleur et de froid de Toulouse Le Mirail en France (327 GWh de chaleur/an et 65 GWh de froid/an), et acquis le réseau de chaleur de Bialogard en Pologne (22 GWh de chaleur et 20 GWh d’électricité par an). Dans le contexte d’adaptation au changement climatique, LEI a enregistré une forte progression de ses activités de froid urbain, avec des volumes vendus en hausse de 30 % au troisième trimestre par rapport à la même période en 2025.
LEI accélère l’électrification des usages. Dans l’industrie, ENGIE a signé avec Goodyear le premier contrat FlexEbrid, combinant hybridation (gaz et électricité), flexibilité électrique, et décarbonation au service de la compétitivité industrielle. Dans la mobilité, le trafic sur les infrastructures de recharge publiques opérées par ENGIE Vianeo en France et en Belgique a progressé d’environ 60 % au troisième trimestre 2026 par rapport à la même période de 2025, dans un contexte de croissance soutenue des ventes de véhicules électriques sur ces deux marchés.

Supply and Energy Management

Sur les neuf premiers mois de l’année, les activités B2B d’ENGIE ont poursuivi le développement de leurs offres d’électricité renouvelable 24/7. En France, le Groupe a signé avec Legrand un contrat couvrant l’ensemble de ses activités dans le pays sur la période 2029-2031, avec un objectif de correspondance horaire de 70 % entre production renouvelable et consommation. Aux États-Unis, ENGIE a conclu un accord avec Aker BioMarine pour son site industriel de Houston, prévoyant une correspondance horaire d’environ 90 % de sa consommation avec une production renouvelable locale.
En Allemagne, le Groupe a étendu son partenariat avec Return en signant un accord virtuel d’achat de flexibilité portant sur 300 MW supplémentaires de stockage par batteries, ce qui porte à 400 MW la capacité totale contractualisée entre les deux partenaires dans le pays. Cet accord renforce l’accès d’ENGIE à des capacités de flexibilité et accompagne l’intégration croissante des énergies renouvelables, tout en soutenant le développement de ses offres d’électricité décarbonée 24/7.
En France, ENGIE a mobilisé une aide exceptionnelle de 54 millions d'euros pour soutenir les ménages les plus fragiles face à la hausse des prix de l'énergie. Cette mesure concerne 720 000 clients et s’inscrit dans la continuité des actions du Groupe pour lutter contre la précarité énergétique.

Data centers

Aux États-Unis, ENGIE a conclu un accord avec Oracle pour lui fournir de l’électricité renouvelable issue de son portefeuille éolien au Texas, pour une capacité pouvant atteindre 568 MW. Cet accord contribue à l’objectif d’Oracle de couvrir 100 % de la consommation électrique de ses data centers dédiés à l’intelligence artificielle par de l’électricité décarbonée d’ici 2035, tout en évitant des coûts supplémentaires pour ses clients.

Allocation de capital

Les investissements totaux au cours des neuf premiers mois de 2026 s'élèvent à 26,2 milliards d'euros. Les investissements de croissance nets, hors acquisition de UKPN se sont établis à 4,8 milliards d'euros. Plus de 90 % ont été consacrés aux activités Renewable & Flex Power et Infrastructures.
Le montant des capex de croissance lié à l’acquisition de UK Power Networks s’élève à 19,1 milliards d’euros.

Plan de performance

ENGIE a maintenu sa dynamique d’excellence opérationnelle au cours des neuf premiers mois de 2026 avec une contribution du plan de performance d’environ 400 millions d’euros.

Nucléaire en Belgique

Délai supplémentaire jusqu’au 12 décembre 2026 pour la conclusion des Heads of Terms

Le 4 novembre 2026, l’État belge, ENGIE S.A. et Electrabel NV/SA ont convenu de reporter au 12 décembre 2026 la date cible pour la conclusion des Heads of Terms (« HoT »), prévus dans la lettre d’intention du 29 avril 2026, dans le cadre de la potentielle acquisition des activités nucléaires par l’État belge.
Compte tenu des circonstances actuelles, de la complexité et de l’ampleur de l’opération envisagée, les parties sont convenues d’un délai supplémentaire pour poursuivre leurs discussions.
En effet, les discussions approfondies menées au cours des derniers mois entre ENGIE et l’État belge ont permis de progresser et de renforcer la compréhension mutuelle des enjeux. Des divergences significatives subsistent toutefois, notamment sur la valorisation de la transaction, et les parties souhaitent prendre le temps nécessaire pour tenter de rapprocher leurs positions.
Les parties se donnent donc un délai maximum d’un mois supplémentaire.

Redémarrage des réacteurs Tihange 3 et Doel 4

Le 17 octobre 2026, Tihange 3 a été reconnecté au réseau et a atteint sa pleine puissance, tandis que Doel 4 a été reconnecté le 1^er novembre, comme initialement prévu.

Provisions nucléaires

Conformément aux normes IFRS, ENGIE procédera, dans le cadre de l’arrêté de ses comptes annuels 2026, à une mise à jour de sa meilleure estimation des obligations nucléaires restant à sa charge à la suite des accords Phoenix. Cette évaluation s’appuiera notamment sur des estimations de coûts globalement en ligne avec celles issues du processus de revue mené avec l’ONDRAF et la CPN. Cependant, elle intégrera, pour les paramètres déterminants de cette évaluation, les hypothèses que le Groupe estime les plus appropriées pour refléter la réalité économique de ses obligations et en établir la meilleure estimation, notamment s’agissant du niveau des marges pour incertitudes et contingences au regard des risques déjà reflétés dans les estimations de coûts sous-jacentes ainsi que du taux d’actualisation qui reflétera les conditions de marché.
La prise en compte combinée de ces différents éléments devrait ainsi conduire ENGIE à retenir, dans ses comptes consolidés à fin 2026, un niveau de provisions nucléaires belges globalement stable par rapport aux 8,6 milliards d’euros comptabilisés à fin 2025. Ce montant ne préjuge pas de l’éventuel avis de la CPN dans le cadre de l’exercice 2025 de révision triennale et qui serait pleinement applicable à Synatom, sans toutefois remettre en cause l’estimation précitée qui sera retenue dans les comptes consolidés du Groupe.

Revue des données financières des neuf premiers mois de 2026

Le chiffre d’affaires s’élève à 54,3 milliards d’euros, en hausse de 2,9 % en brut et de 2,5 % en organique.
L’EBITDA s’est établi à 10,9 milliards d’euros, en hausse de 0,5 % en brut et en baisse de 4,6 % en organique.
L’EBITDA (hors Nucléaire) s’est élevé à 10,7 milliards d’euros, en hausse de 8,9 % en brut et 3,3 % en organique.
L’EBIT (hors Nucléaire) s’est établi à 7,0 milliards d’euros, en hausse de 9,7 % en brut et 3,3 % en organique.

• Taux de change : effet global positif de 2 millions d’euros, l’impact de l’appréciation du réal brésilien étant compensé par la dépréciation du dollar américain.
• Variation du périmètre : effet net positif de + 407 millions d’euros résultant de la contribution de 452 millions d’euros liée à l’acquisition de UK Power Networks, partiellement compensée par un effet négatif de 45 millions d’euros, principalement lié à la sortie du Bahreïn et du Koweït.
• Température en France : l’effet température normatif a généré une variation négative de 87 millions d’euros par rapport aux neuf premiers mois de 2025 pour les Networks, B2C et B2B en France.

Contribution des activités à l’EBIT

Renewable & Flex Power

L’EBIT des activités Renewables & BESS a enregistré une hausse organique de 5,5 % sur les neuf premiers mois de 2026, grâce à la contribution des nouveaux actifs mis en service en Amérique du Nord et en Amérique latine, ainsi qu’à l’amélioration de la performance opérationnelle. Ces effets favorables ont été en partie compensés par une faible hydrologie en Europe au troisième trimestre et la baisse anticipée des prix captés en Europe, dont l’impact en France a été atténué par la réduction de la taxe hydro.
L’EBIT des activités Gas generation est ressorti en baisse de 20,4 % en organique sur les neuf premiers mois de 2026. Cette évolution s’explique principalement par la baisse, comme attendue, des spreads captés en Europe et par l’arrêt non planifié d’un pipeline de gaz au Pérou en mars 2026. Ces éléments ont été partiellement compensés par des effets prix favorables en Amérique latine et par la contribution, en Belgique, des revenus de capacité (CRM) et celle de la centrale de Flémalle, malgré des indisponibilités en août.

Infrastructures

L'EBIT des activités Gas Networks est en croissance organique de 2,0 % sur les neuf premiers mois de 2026, soutenu par une bonne performance opérationnelle et par l’augmentation des tarifs en Europe. Ces éléments positifs ont été atténués, en France, par un effet climat négatif, en raison de températures plus chaudes que l’an passé, ainsi que par une baisse des volumes consommés.
L'EBIT des activités Power Networks est ressorti en croissance organique de 9,6 %, bénéficiant des nouvelles infrastructures en construction et des mécanismes d’indexation tarifaire en Amérique latine, notamment au Brésil. En complément de cette croissance organique, l’acquisition de UK Power Networks a contribué à hauteur de 452 millions d’euros à l’EBIT de Power Networks sur les cinq mois de consolidation depuis la finalisation de l’acquisition en mai 2026.
L’EBIT de Local Energy Infrastructures a enregistré une hausse organique de 19,7 %, avec une marge à 4,7 % en amélioration de 61 points de base par rapport aux neuf premiers mois de 2025. Cette croissance s’explique principalement par une bonne performance opérationnelle, ainsi que par des effets volume positifs, portés par le développement de réseaux de chaleur et de froid en France et des infrastructures de recharge pour véhicules électriques, malgré un effet climat défavorable.

Supply and Energy Management

L’EBIT de l’activité B2C est en croissance organique de 47,5 % par rapport aux neuf premiers mois de 2025 en raison d’une base de comparaison favorable liée à un effet timing négatif en 2025. La croissance est également portée par une gestion active du portefeuille de couverture et une bonne performance opérationnelle. Elle a toutefois été partiellement compensée par des conditions climatiques plus douces et une baisse de la consommation de gaz en France, ainsi que par des mesures commerciales destinées à soutenir ses clients français les plus fragiles face à la hausse des prix au troisième trimestre.
L’EBIT de l’activité B2B a diminué de 29,8 % en organique sur les neuf premiers mois de 2026. Cette baisse s’explique principalement par la normalisation progressive attendue des marges sur les contrats historiques conclus dans des conditions de marché favorables, ainsi que par une base de comparaison défavorable liée à des one-off positifs enregistrés en 2025. L’activité bénéficie d’une dynamique commerciale soutenue et de marges en ligne avec les attentes.
L'EBIT d’Energy Management ressort en hausse organique de 41,0 %. Cette croissance reflète une bonne performance de l’activité gaz soutenue par de bonnes conditions de marché et l’impact positif de la renégociation de contrats de gaz au premier semestre 2026 ainsi qu’une base de comparaison favorable, le premier semestre 2025 ayant été pénalisé par un one-off négatif lié aux coûts de transport du gaz en Autriche et aux Pays-Bas. Ces éléments ont été partiellement compensés par des conditions défavorables sur les marchés de l’électricité.

Nucléaire

L'EBIT de l’activité Nucléaire a reculé de 77,2 % en organique, sur les neuf premiers mois de 2026. Cette évolution s’explique par l’arrêt, en 2025, des réacteurs Doel 1, Tihange 1 et Doel 2, ainsi que par le transfert de Tihange 3 et Doel 4 à la co-entreprise détenue à parts égales par ENGIE et l’État belge. Ces deux réacteurs ont été mis à l’arrêt à partir d’avril pour les travaux de mise à niveau dans le cadre de l’extension de leur durée de vie. Le recul de l’EBIT reflète également la baisse des prix captés en France.

Maintien d’un bilan solide

Le Cash Flow From Operations s'est établi à 7,5 milliards d'euros, en baisse de 4,0 milliards d'euros par rapport aux neuf premiers mois de 2025. Cette évolution reflète notamment une variation défavorable du besoin en fonds de roulement en lien avec des prix de l’énergie plus élevés.
Le Besoin en Fonds de Roulement a généré un impact négatif de 0,7 milliard d'euros, avec une variation annuelle négative de 3,6 milliards d'euros par rapport aux neuf premiers mois de 2025. Cette évolution s’explique principalement par l’impact défavorable des appels de marge (−1,5 milliard d’euros), une moindre contribution du BFR opérationnel (- 1,1 milliard d’euros) et par l’impact défavorable des stocks de gaz (- 1,1 milliard d’euros), lié notamment à des prix plus élevés et à des injections de gaz plus importantes.
Le niveau de liquidité s'est établi à 19,9 milliards d'euros au 30 septembre 2026, dont 12,9 milliards d'euros de disponibilités⁴. L’ensemble des opérations de marché destinées à financer l’acquisition de UKPN ont été réalisées.
La dette financière nette s'est élevée à 57,0 milliards d'euros, en hausse de 18,1 milliards d'euros par rapport au 31 décembre 2025. Cette augmentation est principalement liée à des dépenses d’investissements sur la période de 26,2 milliards d’euros dont 19,1 milliards d’euros liés à l’acquisition de UK Power Networks, ainsi qu’aux dividendes versés aux actionnaires d’ENGIE SA et aux participations ne donnant pas le contrôle pour 4,2 milliards d’euros. Ces éléments ont été partiellement compensés par un CFFO de 7,5 milliards d’euros, l’augmentation de capital via un placement accéléré (ABB) de 3,0 milliards d’euros et l’émission de dette hybride pour 3,1 milliards d’euros.
La dette nette économique s’est élevée à 62,5 milliards d’euros au 30 septembre 2026, en hausse de 17,3 milliards d’euros par rapport au 31 décembre 2025.
Le ratio dette nette économique / EBITDA s’est élevé à 4,2x, en hausse de 1,2x par rapport au 31 décembre 2025 prenant en compte cinq mois de consolidation de UK Power Networks et avec un objectif d’être inférieur ou égal à 4,0x après la prise en compte de la contribution de UK Power Networks en année pleine.

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 des neuf premiers mois de 2026 est disponible sur le site internet du Groupe : Résultats financiers 2026

EVENEMENTS A VENIR

Notes

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

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 d’enregistrement universel d’ENGIE enregistré auprès de l’AMF le 12 mars 2026 sous le numéro D.26-0085. 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 plus de 90 000 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 en moyenne 12 milliards d’euros pour faire avancer la transition énergétique et atteindre son propre objectif de net zéro carbone en 2045.

Chiffre d’affaires en 2025 : 71,9 milliards d’euros. Coté à Paris et Bruxelles (ENGI), le Groupe est représenté dans les principaux indices financiers (CAC 40, Euro Stoxx 50, 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 :
Tél. France : +33 (0)1 44 22 24 35
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Contact relations investisseurs :
Tél. : +33 (0)1 44 22 66 29
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ANNEXE 1: CHIFFRES D’AFFAIRES CONTRIBUTIF PAR ACTIVITE

Le chiffre d’affaires, à 54,3 milliards d’euros, ressort en hausse de 2,9 % en brut et 2,5 % en organique.

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

ANNEXE 2 : MATRICE DE L’EBIT

ANNEXE 3 : GUIDANCE 2026 - 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 contingences additionnelles
• 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 :
  • € / USD : 1,16
  • € / BRL : 5,96
  • €/GBP : 0,87
• Prix des commodités au 30 septembre 2026
• Résultat financier net récurrent de (2,3) – (2,5) milliards d’euros
• Taux récurrent effectif d’imposition (y compris surtaxe en France) : c.18 - 22 %
• Contribution de UKPN depuis la finalisation de l’acquisition en mai 2026

SIEGE SOCIAL D’ENGIE
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