2 mars 2016 - Paris
SOMMAIRE 1. 2. 3. 4. 5. 6. INTRODUCTION POSITIONNEMENT STRATÉGIQUE - RAPPEL PERFORMANCE OPÉRATIONNELLE: BILAN 2015 ET PERSPECTIVES 3.1 FRANCE 3.2 MAURICE 3.3 BRÉSIL RÉSULTATS FINANCIERS 2015 PERSPECTIVES ANNEXES 3 7 13 14 25 28 33 42 50 2
1. INTRODUCTION 3 3
2015 : UN CONTEXTE GÉOPOLITIQUE FAVORABLE La stratégie d Albioma validée COP21 : réduction volontariste de l usage des énergies fossiles Loi de Transition Énergétique France : ambition 2020 dans l'outre-mer français : Albioma acteur majeur Prise de conscience des pays producteurs de canne à sucre de l importance de la bagasse dans l équation électrique globale (Brésil, Thaïlande, Cuba, ) L énergie solaire atteint progressivement la parité réseau Effondrement des prix du charbon et du pétrole 4
2015, ANNÉE PIVOT POUR ALBIOMA : 50% D ÉNERGIE RENOUVELABLE CIBLE 2023 2015 20% 2013 80% 36% 50% 50% Renouvelable Fossile 64% Renouvelable Fossile Renouvelable Fossile Évolution rapide du mix grâce à : La conversion à la biomasse des unités bagasse-charbon existantes La construction de centrales 100% biomasse (bagasse-biomasse) dans l'outre-mer français L acquisition de centrales 100% bagasse au Brésil 5
FAITS MARQUANTS 2015 POUR ALBIOMA Signature d avenants avec EDF sur les investissements IED et la compensation des coûts des sous-produits de combustion du Gol à La Réunion Disponibilité de l activité Biomasse Thermique dans l Outre-mer français impactée par la grève en Guadeloupe et par des incidents techniques Démarrage de la construction de la centrale Galion 2 Acquisition de Codora Energia en août 2015 au Brésil, dans un contexte macro-économique difficile Sortie d Apax France VI, le 1 er actionnaire 6
2. POSITIONNEMENT STRATÉGIQUE - RAPPEL 7 7
ALBIOMA, PRODUCTEUR INDÉPENDANT D ÉLECTRICITÉ D ORIGINE RENOUVELABLE ET PARTENAIRE EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE DE L INDUSTRIE DU SUCRE ET DE L ÉTHANOL Connaissance approfondie du process sucrier et de ses problématiques énergétiques Valorisation à haute efficacité énergétique des co-produits du sucre et de l éthanol Depuis 24 ans, combustion de la bagasse Production fiable de vapeur et d électricité pour couvrir les besoins énergétiques du partenaire sucrier (taux de disponibilité ~100%) Hangar bagasse d Albioma Le Moule - Guadeloupe Export de l électricité excédentaire sur le réseau électrique (120 kwh/tonne de canne) 8
LA BAGASSE, UNE DES PRINCIPALES SOURCES DE BIOMASSE DANS LE MONDE 450 millions de tonnes de bagasse disponibles Moins de 10% exploités aujourd hui, dont seulement 3% à un haut niveau de performance énergétique Combustible renouvelable et stockable qui peut être utilisé en fonction des besoins du réseau électrique Champ de canne à sucre à Rio Pardo Termoelétrica - Brésil 9
ALBIOMA, UN MODÈLE QUI A FAIT SES PREUVES DANS LA VALORISATION ÉNERGÉTIQUE DE LA BAGASSE SUCRE OU BIO-ÉTHANOL 115 kg Opérateur de cogénération à haute efficacité énergétique fournissant de la vapeur à la sucrerie et de l électricité au réseau CANNE A SUCRE 1 tonne VAPEUR 450 kg ÉLECTRICITÉ 30 kwh ÉLECTRICITÉ 120 kwh Combustible complémentaire utilisé en dehors de la campagne sucrière : Historiquement : charbon SUCRERIE Client/partenaire CENTRALE COGÉNÉRATION RÉSEAU ÉLECTRIQUE Client Remplacement progressif par la biomasse BAGASSE 300 kg 10
ALBIOMA, UNE EMPREINTE GÉOGRAPHIQUE DIVERSIFIÉE 753 MW de capacité installée Antilles et Guyane Française (174 MW) Guadeloupe, Martinique, Guyane Française France Métropolitaine et reste de l Europe (16 MW) De fortes parts de marché 51% de l électricité produite à La Réunion 42% de l électricité produite à Maurice 32% de l électricité produite en Guadeloupe Brésil (108 MW) Océan Indien (455 MW) La Réunion, Maurice, Mayotte Capacité installée par activité (MW) Biomasse Thermique 3 675 Solaire 2 75 Biométhanisation 1 3 11
LES CRITÈRES D INTERNATIONALISATION D ALBIOMA RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE DE LA PRODUCTION DE CANNE À SUCRE DANS LE MONDE NOS CRITÈRES D INTERNATIONALISATION Autres 24% Brésil 40% Mexique 3% Pakistan 3% Thailande 5% Chine 7% Inde 18% Source 1. FAOSTAT, 2013 Le Brésil, priorité d Albioma à l international Développement opportuniste de projets solaires aux côtés des projets biomasse thermique 12
3. PERFORMANCE OPÉRATIONNELLE : BILAN 2015 ET PERSPECTIVES 13 13
3.1 France 14 14
BIOMASSE THERMIQUE FRANCE : UNE PERFORMANCE IMPACTÉE PAR LA GRÈVE ET LES INCIDENTS DU PREMIER SEMESTRE THERMIQUE DISPONIBILITÉ DES CENTRALES PRODUCTION ÉLECTRIQUE 90,1% 86,6% 82,9% 90,2% 2 093 2 011 En GWh 2014 2015 S1 2015 S2 2015 2014 2015 Disponibilité en forte baisse impactée par : Le conflit social en Guadeloupe au premier trimestre 2015 Des incidents techniques sur les centrales du Gol à La Réunion et du Moule en Guadeloupe au deuxième trimestre 2015 Retour à une activité normale des centrales à partir du mois d août 2015 - La disponibilité s est rétablie à 90,2% au second semestre vs. 82,9% au premier semestre Baisse du taux d appel des centrales de base (-1,5%), entraînant une légère dégradation des rendements, non compensée (-0,3 M ) Excellent taux d appel 2015 à 32,9% de la centrale de pointe du Galion (vs. 24,5%) 15
PERFORMANCE TECHNIQUE ET MAINTENANCE PRÉVENTIVE Un plan d action à la suite des incidents techniques 2015 THERMIQUE Turbines Audit sécurité machine des groupes turbo-alternateurs par Bureau Veritas, sur l ensemble du parc thermique Révision du programme de maintenance préventive spécifique des turbines Rédaction de consignes d exploitation/fiches réflexes Modification des programmes d'arrêt automatique des chaudières, en cas de survitesse des groupes turbo-alternateurs Maintenance préventive Révision du parc de pièces de rechange stratégiques pour limiter la durée des indisponibilités : +4M sur 3 ans Structuration des programmes d arrêts annuels autour d un Plan Directeur Maintenance Groupe Analyse de la criticité et de la répétabilité des arrêts fortuits Objectif confirmé : disponibilité de 90-92% 16
SIGNATURE D AVENANTS AUX CONTRATS AVEC EDF THERMIQUE En 2015, demandes de compensation tarifaire auprès d EDF conformément aux clauses des contrats Traitement des fumées Directive environnementale européenne (IED, Industrial Emission Directive) applicable au plus tard au 1 er janvier 2020 200 millions d euros d investissement sur 5 ans pour 9 unités de production Signature de 2 premiers avenants : centrale Albioma Le Gol à La Réunion (ALG-A et ALG-B) 26 et 55 millions d euros d investissement ; 11% de ROCE avant impôts Fin des travaux au deuxième semestre 2016 pour ALG-B et 2018 pour ALG-A 1 dossier similaire en instruction en 2016 (Albioma Bois Rouge) Sous-produits de combustion et réduction des effluents liquides Arrêté ministériel du 28 mai 2013, surcoûts liés notamment à la préparation, au traitement, au transport et au stockage des sous-produits de combustion Signature d avenants au contrat d Albioma Le Gol 1 dossier similaire en instruction en 2016 (Albioma Bois Rouge) 17
TRÈS BONNE PERFORMANCE DE L'ACTIVITÉ SOLAIRE SOLAIRE NOMBRE D HEURES ÉQUIVALENT PLEINE PUISSANCE PRODUCTION ÉLECTRIQUE 1 363 1 322 97 98 En GWh 2014 2015 2014 2015 Très bonne performance des installations solaires malgré des conditions d ensoleillement moins favorables dans les Caraïbes et dans l Océan Indien Acquisition en avril 2015 de 14 centrales photovoltaïques en toiture à La Réunion d une puissance totale de 3 MWc Les centrales bénéficient de contrats d achat d une durée résiduelle de 16 ans Leur proximité avec les installations et les équipes d Albioma créent des synergies opérationnelles importantes Réponse à des appels d offres pour l installation de centrales avec stockage à l automne 2015 18
BIOMÉTHANISATION (3MW) BIOMETHANISATION DISPONIBILITÉ (TIPER) PRODUCTION ÉLECTRIQUE (TIPER) En GWh 84,1% 16 62,7% 12 2014 2015 2014 2015 Importante amélioration des performances industrielles des deux premières installations (Tiper et Cap ter) Mise en service de la centrale Sainter (0,5 MW) en avril 2015 Revalorisation des tarifs de vente publiée le 30 octobre 2015 Rentabilité insuffisante de l activité Réflexion stratégique en cours 19
Belles perspectives de développement dans l Outre-mer français 20
LA LOI DE TRANSITION ÉNERGÉTIQUE DANS L'OUTRE-MER FRANÇAIS Programmation Pluriannuelle de l Énergie (PPE) à l horizon 2023, individualisée pour chaque département d Outre-mer Programmation Pluriannuelle de l Énergie (PPE) établie pour deux périodes successives de cinq ans, sauf la 1 ère qui couvrira 2016-2018 puis 2019-2023 1 ère programmation validée avant fin 2015 (réalisée pour la Corse, en cours pour les autres) PPE distincte pour les Zones Non Interconnectées - ZNI (notamment Guadeloupe, Guyane, Martinique, Mayotte, La Réunion) Incluant un plan de développement distinct pour la biomasse Objectif de 50% d énergies renouvelables en 2020 Objectif d autonomie énergétique en 2030 Après promulgation des PPE, négociation par Albioma avec EDF des conditions de prise en compte économique de ces modifications sur les contrats d achat d électricité existants 21
CONTRIBUTION D ALBIOMA À LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE DANS L'OUTRE-MER FRANÇAIS Les nouveaux projets 100% biomasse et le remplacement du charbon par de la biomasse dans les centrales bagasse/charbon existantes d Albioma permettraient, toutes choses égales par ailleurs, d atteindre près de 50% de production électrique d origine renouvelable dans l'outre-mer français Part de production l'électricité renouvelable 70% 60% 50% 40% 38% 60% 40% 44% 50% : Objectif de la loi de transition énergétique 30% 20% 10% 0% 24% 21% 18% 33% 26% 27% 6% 17% 10% 3% 1% 6% 2013 2023 2013 2023 2013 2023 2013 2023 Réunion Guadeloupe Martinique Total DOM Contribution d Albioma Conversion à la biomasse des centrales bagasse/charbon existantes (ALG-ABR-ALM) Solaire : réponses à des appels d offres pour centrales avec stockage fin 2015 Un projet thermique bagasse-biomasse à Marie-Galante (projet non signé à ce jour) 22
PROJET GALION 2 : 1 ÈRE CENTRALE 100% BIOMASSE DES DOM Construction lancée en 2015 montage des équipements de combustion en cours 40 MW installés Technologie : équipement de combustion Ansaldo, turbine Doosan-Skoda, alternateur Jeumont ; fonctionnement en base Combustible : bagasse, biomasse locale et biomasse importée (pellets) 30 ans de contrat 170 M d investissement Financement bancaire de 120 M sur 20 ans signé en avril 2015 80% du capital détenu par Albioma Note 1. Dalle chaudière achevée Mise en service prévue : été 2017 23
TURBINE À COMBUSTION DE SAINT PIERRE À LA RÉUNION Autorisations administratives en cours pour l exploitation 40 MW installés Technologie : turbine à gaz General Electric LM 6000 Sprint ; fonctionnement en pointe Combustibles : bioéthanol (dont 1/3 produit localement) et fioul léger 25 ans de contrat 51% du capital détenus par Albioma 55 M d investissement Mise en service prévue : fin 2017 Note 1. Schéma de fonctionnement simplifié d Albioma Saint-Pierre 24
3.2 Maurice 25 25
EXCELLENTE PERFORMANCE DES CENTRALES MAURICIENNES DISPONIBILITÉ DES CENTRALES PRODUCTION ÉLECTRIQUE 93,2% 92,3% 1 127 1 117 En GWh 2014 2015 2014 2015 Bonne performance des centrales exploitées par Albioma avec notamment un taux d appel élevé à la centrale de Terragen depuis mars 2015 Rappel : depuis 2014, la quote-part du résultat net de ces entités consolidées par mise en équivalence est intégrée au résultat opérationnel du Groupe (EBITDA et EBIT) 26
PROJETS INNOVANTS EN COURS EN LIEN AVEC NOS PARTENAIRES SUCRIERS PROJET CARBON BURN OUT (CBO) Mise en place à Maurice d une installation innovante de recombustion des imbrûlés de charbon Produit fini utilisable en substitution d additifs importés dans le ciment ou le béton Contrat signé avec LafargeHolcim Travaux de génie civil lancés Mise en service au troisième trimestre 2016 Note 1. Travaux de construction du CBO en cours OPTIMISATION DE LA RESSOURCE PAILLE Expérience à la centrale de Bellevue de collecte de la paille dans les champs de canne mécanisée Réduction de 10% de la quantité de charbon dans la part d électricité exportée Note 1. Ramassage de la paille de canne dans les champs 27
3.3 Brésil 28 28
UN CONTEXTE MACRO-ÉCONOMIQUE DIFFICILE Une violente récession Croissance brésilienne : -3,8% en 2015 Inflation : +10,7% Taux d intérêt en forte hausse : SELIC à 14,25% à fin 2015 Dépréciation du Real : 4,21 BRL/ au 31/12/2015 vs. 3,25 BRL/ au 31/12/2014.impactant les prix de l énergie et notamment le prix spot Passage du plafond réglementaire de 822 BRL/MWh à 388 BRL/MWh en janvier 2015 Chute du spot sur le S2 2015, passant de 370 BRL/MWh en juin à 116 BRL/MWh en décembre.mais des perspectives long terme positives Compétitivité retrouvée du fait de la dévaluation de la monnaie Des besoins inchangés de construction de nouvelles capacités de production électrique 29
RIO PARDO TERMOELÉTRICA ET CODORA ENERGIA RIO PARDO - ÉLECTRICITÉ EXPORTÉE CODORA ENERGIA - ÉLECTRICITÉ EXPORTÉE 105 114 En GWh 72 En GWh 80 56 Acquisition Rio Pardo : 31/03/2014 Acquisition Codora Energia: 04/08/2015 2013 2014 2015 2014 2015 Rio Pardo 1 ère année de pleine exploitation (avec maintenance annuelle sur le T1) ; réalisation d investissements d amélioration des procédés Bonne disponibilité de la cogénération pour la sucrerie Exercice 2015 encore marqué par des prix de vente élevés Contractualisation sur 20 ans à compter de 2016 de 82 GWh/an au prix indexé de 212 BRL/MWh (appel d offres «énergie existante»), base 2015 Codora Energia Acquisition finalisée le 4 août 2015 (pas d impact de la maintenance annuelle du T1) Prise en main de l installation post-closing; forte hausse de la production par rapport à 2014 (apport de 35 000 tonnes de paille de la distillerie) Ventes impactées par la baisse du spot en fin d année Contractualisation sur 20 ans à compter de 2020 de 54 GWh/an au prix indexé de 278 BRL/MWh (appel d offres «énergie nouvelle»), base 2015 30
POURSUITE DE LA STRATÉGIE DE SÉCURISATION DES VENTES À LONG TERME Rappel : 2 modes de commercialisation de l électricité au Brésil Marché règlementé : contrats d achat long terme dans le cadre d appel d offres organisés par le régulateur Marché libre : contrats d achat court terme négociés avec des clients industriels ou liquidation au spot RIO PARDO CODORA ENERGIA 2014 : prix moyen de 534 BRL/MWh 2015 : prix moyen 354 BRL/MWh 2016 : retour à la normale après 2 années exceptionnelles : prix moyen attendu à ~ 210 BRL/MWh sur l année (100% de l énergie contractualisée), soit -40% vs 2015 A partir de 2017 : 50% de la production non contractualisée (50% de l énergie contractualisée à ~ 233 BRL/MWh base 2016) 2015 (janv. déc.) : prix moyen 221 BRL/MWh 2016 : ~ 80% de l énergie contractualisée ; prix moyen des contrats : ~ 203 BRL/MWh 2017-2019 : 50% de la production non contractualisée sur 2017-2019 (~ 50% de l énergie contractualisée à 223 BRL/MWh base 2016) 2020-2026 : ~ 80% de l énergie contractualisée ; prix moyen des contrats (base 2016) : ~ 246 BRL/MWh Objectif: contractualisation de 70-80% des ventes (marché libre ou règlementé) 31
UN DÉVELOPPEMENT SÉLECTIF DANS UNE CONJONCTURE DIFFICILE À court terme (2016) Baisse du prix de l énergie contractualisée et du spot (impactant Codora) Effet exploitation en année pleine de Codora (charges de maintenance du 1 er trimestre, amortissement, frais financiers) et montée en puissance de la structure locale Taux d intérêts élevés Un contexte général favorable pour de nouvelles acquisitions Baisse du prix des actifs en Real Besoins de liquidité pour les sucriers Fort besoin d expertise Des critères exigeants pour les nouveaux projets Forte sélectivité dans le choix des contreparties Ventes d électricité sécurisées Conditions de financement raisonnables Ambition d un projet tous les 12 à 18 mois et atteindre la taille critique 32
4. RÉSULTATS FINANCIERS 2015 33 33
COMPTE DE RÉSULTAT PAR ZONE/ACTIVITÉ (En millions d euros) 2015 2014 Var. 15/14 France - Biomasse Thermique 288,1 290,7-1% France - Solaire (2) 42,6 41,6 +2% Brésil 13,7 18,2-25% Holding et autres 5,3 3,6 +49% Chiffre d'affaires 349,6 354,0-1% France - Biomasse Thermique (1) 83,9 84,3-1% France - Solaire (2) (3) 32,6 36,6-11% Maurice (MEE) 3,1 2,8 +11% Brésil 4,6 12,0-62% Dont exploitation 8,3 15,0-45% Dont holding et développement (3,7) (3,0) -23% Holding et autres (3) (4,3) (6,7) n.a. EBITDA 119,9 129,0-7% Résultat net de l'ensemble consolidé 32,3 31,7 +2% Biomasse Thermique France stable malgré la grève et les incidents techniques grâce à la signature de nouveaux avenants sur le Gol Bonne performance des activités mauriciennes Brésil fortement impacté par la baisse des prix de vente de l électricité après une année 2014 à des niveaux exceptionnels RNPG de l'ensemble consolidé 30,2 38,0-20% (1) y compris produits exceptionnels liés à la rétroactivité des compensentations tarifaires en 2015 (2) y compris Espagne et Italie (3) y compris produit exceptionnel lié au règlement d'un litige fournisseur en 2014 34
CHIFFRE D AFFAIRES STABLE Hors effet prix des matières premières, le chiffre d affaires est en légère progression par rapport à 2014 En M T4. 2014 Bonus/Malus/Pénalités Autres effets Thermique France Effet volume Brésil Autres effet Brésil T4. 2015 Effet prix Autres Effet taux de des matières 354,0 Hausse Effet volume Thermique change Effet volume premières Effet prix primes fixes Bonus/Malus Thermique Autres 349,1 France Réal vs. Euro Brésil Brésil Autres 349,6 France Brésil (4,9) 2,8 (6,6) 1,5 4,6 (2,1) 1,8 (7,4) 3,1 2,7 Variation de périmètre: acquisition de Codora le 4 août 2015 Dont Biométhanisation +2,2M Solaire : +1,0 M 354,0 349,1 Thermique France : +2,3 M hors effet prix des matières Brésil : -4,5 M (dont -2,1 M d'effet change) Autres : +2,7 M 349,6 2014 2014 2015 hors effet prix des matières premières 35
EBITDA DE 120 M EN BAISSE EBITDA hors exceptionnel en baisse par rapport à N-1 notamment du fait de : (i) la grève en Guadeloupe et des incidents techniques du 1 er semestre et (ii) du Brésil (prix de vente moins élevés qu en 2014 et 3 mois de charges supplémentaires) En M 129,0 Exceptionnel 3,4 Rétroactivité 5,1 Hausse primes fixes 2,8 Bonus/Malus (6,6) Grève et incidents techniques Autres Thermique France Effet taux de change Réal vs. Euro Effet volume Brésil (1,8) (1,0) 1,8 Effet prix Brésil (7,4) Effet année pleine Rio Pardo (1,8) 0,9 3 mois de charges supplémentaires Autres Brésil Dont effet variation de périmètre Autres 2,2 Dont Bio-méthanisation +1,0 M Maurice +0,3M 119,9 125,6 Thermique France : -0,5 M Brésil : -7,4 M (dont -1,0 M d'effet change) Autres : +2,2 M 119,9 2014 2015 36
RNPG DE 30 M Par rapport à 2014, le RNPG inclut les amortissements et les charges financières de Rio Pardo, ainsi que le coût de l Euro PP, sur la totalité de l année En M 38,0 Rétroactivité 2,5 Hausse primes fixes 1,4 Bonus/Malus (3,9) Autres Thermique France 0,3 Effet Volume Brésil 1,8 Effet Prix Brésil (7,1) Effet année pleine Rio Pardo (3,2) Autres Brésil (1,4) Résultat financier Holding (0,7) Autres 2,5 30,2 38,0 Thermique France : +0,3 M Brésil : -9,9M (dont -0,1 M d'effet change) Autres : +1,8 M 30,2 2014 2015 37
UNE TRÉSORERIE DE 48 M AU 31 DÉCEMBRE 2015 Des investissements élevés en lien avec le développement du Groupe : acquisition d une seconde centrale au Brésil en août 2015, phase de construction active de la centrale de Galion 2 et démarrage des projets de mise aux normes IED Cash-flow 2015 Trésorerie Groupe Service de la dette 66 Remboursement Emprunt 42 Charges d'intérêts 24 Flux de trésorerie opérationnelle 102 Dividendes cash (Albioma et minoritaires) 22 103 Nouvelles dettes 50 Ressources Investissements 115 Exploitation 17 Développement 98 Autres (dont effet de change) 4 Emplois Acquisition Codora Construction Galion 2 Mise aux normes IED etc. 48 31 déc. 2014 31-déc.-2015 38
UN BILAN SOLIDE POUR FINANCER LA CROISSANCE Dette nette en augmentation notamment à la suite de l acquisition de la centrale thermique de Codora au Brésil et des centrales photovoltaïques à La Réunion Taux moyen d intérêt Groupe 4,9% (dont France à 4,3% et Brésil à 15,5%) 86 % de dettes couvertes ou à taux fixe Dettes Projets sans recours sauf dette Brésil (environ 31 M ) (En millions d euros) 31-déc-15 31-déc-14 Var. 15/14 Dette Projets 476 459 3% Dette Corporate 80 80 0% Total dette brute 556 539 3% Trésorerie (48) (103) -53% Dépôts de garantie et équivalent (6) (6) -3% Total dette nette 502 431 17% Dette nette / EBITDA 4,2x 3,3 x Dette nette hors projets en construction / EBITDA 4,0x 3,3 x Gearing* 123% 109% * Dette nette / Capitaux propres 39
UN LEVIER CORRESPONDANT À LA PHASE D INVESTISSEMENT Capacitée installée (MW) Dette nette / EBITDA (Groupe) 6,0x 5,6x 4,5x 4,7x 4,3x 4,7x 4,3x 4,1x 4,2x 5,0x 3,4x 3,3x 4,0x 3,0x 3,1x 3,0x 2,0x 1,0x 306 341 400 531 537 548 582 636 636 639 700 753 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 - Début de la construction Début de d Albioma Caraïbes construction de Galion 2 Mise en service: Mise en service: Acquisition Codora - d Albioma Le Gol B - Albioma Caraïbes - d Albioma Galion 1 L évolution du levier est en ligne avec la phase d'investissement, avec une augmentation durant la construction des installations et une réduction mécanique à partir de leur mise en service 40
UNE DETTE LONGUE ADAPTÉE AU PROFIL D ACTIVITÉ Une durée de vie résiduelle de 9 ans en moyenne, avec un profil d amortissement régulier d environ 40 M par an PROFIL D EXTINCTION DE LA DETTE EXISTANTE 1 700 600 102 96 92 500 400 53 80 80 80 80 80 80 300 200 533 563 539 471 459 476 412 448 380 0 337 298 256 100 216 181 147 115 0 89 69 50 36 29 22 15 9 2 0 Note 1. Dettes financières hors nouveaux projets Dette Projet Dette Corporate 41
OBJECTIFS 2016 2015 2016 EBITDA (millions d euros) 120 122-130 RNPG (millions d euros) 30 25-30 Sur la base des taux de change au 26 février 2016 42
5. PERSPECTIVES 42 43
ÉVOLUTION DE LA GOUVERNANCE Une succession préparée 1 er juin 2016 : dissociation des fonctions de Président du Conseil d Administration et de Directeur Général Président du Conseil d Administration : Jacques Pétry (61 ans) Directeur Général : Frédéric Moyne (40 ans) Mandats de 4 ans de juin 2016 à juin 2020 Frédéric Moyne : un dirigeant «maison», de talent et bien préparé 1998 : diplômé d HEC, début de carrière chez Air Liquide en Allemagne 2000-2012 : rejoint Albioma et est en charge successivement de missions de développement de projets, de gestion des achats, de financement des projets et de la holding, du M&A et des relations investisseurs 2012 : devient Directeur Général Adjoint en charge de la Stratégie et du pôle Énergies Renouvelables 2013 : est chargé du développement du Groupe au Brésil, où il pilote avec succès l acquisition des deux premières installations du Groupe 44
ÉVOLUTION DE LA GOUVERNANCE (SUITE) Une organisation favorisant l équilibre des pouvoirs Conseil d Administration Valide les orientations stratégiques proposées par le Directeur Général Contrôle la bonne mise en œuvre de la stratégie Autorise les décisions de gestion excédant les pouvoirs du Directeur Général (investissements importants, croissance externe, financement ) Création d une fonction d Administrateur Référent, confiée à Michel Bleitrach (Vice- Président du Conseil) Coordonne les travaux des Administrateurs indépendants S exprime en leur nom, en particulier vis-à-vis des actionnaires Président Organise et coordonne les travaux du Conseil et veille à l efficacité de la gouvernance Représente l entreprise face aux grands partenaires, actionnaires, autorités de tutelles S exprime au nom du Conseil d Administration, en particulier vis-à-vis des actionnaires S assure de la mise en œuvre de la stratégie définie par le Conseil d Administration Veille, avec le Comité d Audit, à l efficacité du contrôle interne Directeur Général Élabore les orientations stratégiques à proposer au Conseil, en concertation avec le Président Met en œuvre la stratégie au quotidien par son action Anime l équipe de direction Porte la responsabilité de l information communiquée au marché Représente la société à l égard des tiers 45
EVOLUTION DU CAPITAL Juin 2015 : Distribution des actions détenues par Apax France VI à ses Limited Partners ACTIONNARIAT AU 31 JANVIER 2016 Juin Décembre 2015 : Retour important d actions sur le marché (estimé à 20%) Changement de statut boursier (flottant de près de 80%) Renforcement de l actionnariat salarié Vers une recomposition progressive du capital 46
LE PLAN D INVESTISSEMENTS DE CROISSANCE 2013-2023 PROGRAMME D INVESTISSEMENTS Objectif 2013 à 2023 : 1 milliard d euros confirmé Objectif de ROCE avant impôts par projet : 11% + prime de risque pays 47
ALBIOMA: VALEUR DE CROISSANCE ET DE RENDEMENT Pérennisation et doublement du patrimoine industriel entre 2013 et 2023 Objectif de doublement du résultat net part du Groupe en 10 ans, base 2013 Confirmation de la politique de distribution du dividende: 50% du résultat net part du Groupe, hors éléments exceptionnels Proposition de distribution du dividende sur exercice 2015 : 0,57 par action Payable 100% en cash ou 50% cash et 50% en actions Albioma 48
ALBIOMA = BIOMASSE THERMIQUE + SOLAIRE PATRIMOINE DE QUALITÉ GÉNÉRANT DES CASH-FLOWS RÉCURRENTS ÉLEVÉS = SOLIDITÉ VALORISATION D UNE RESSOURCE D AVENIR, LA BIOMASSE = CROISSANCE UN MODÈLE INDUSTRIEL ET FINANCIER ROBUSTE = RENTABILITÉ
6. ANNEXES 50 50
COMPTE DE RÉSULTAT 2015 (En millions d euros) 2015 2014 Var. 15/14 Chiffre d affaires 349,6 354,0-1% EBITDA 119,9 129,0-7% Dépréciation, amortissement & provision (43,8) (54,1) +19% Résultat opérationnel 76,1 74,9 +2% Résultat financier (26,0) (23,8) -9% Impôts (17,8) (19,4) +8% Taux d impôt effectif 38,0% 40,1% Résultat net consolidé 32,3 31,7 +2% RNPG de l'ensemble consolidé 30,2 38,0-20% BNPA Ensemble consolidé 1,02 1,28 51
FLUX DE TRÉSORERIE 2015 (En millions d euros) 2015 2014 Capacité d'autofinancement 120,9 132,0 Variation de BFR (8,2) (3,4) Impôts décaissés (10,8) (25,5) Flux net de trésorerie opérationnelle 102,0 103,1 Capex d'exploitation (17,0) (20,9) Free Cash Flow d'exploitation 85,0 82,2 Capex de développement (59,5) (13,0) Autres / Acquisitions / Cessions (38,6) (37,3) Flux de trésorerie d'investissement (98,1) (50,3) Dividendes versés aux actionnaires Albioma SA (18,2) (11,1) Emprunts (augmentations) 49,6 99,0 Emprunts (remboursements) (41,6) (90,4) Coût de l'endettement financier (23,9) (24,8) Autres (5,7) (4,3) Flux net de trésorerie de financement (39,8) (31,7) Effet du change sur la trésorerie (2,0) (1,4) Variation nette de la trésorerie (55,0) (1,2) Trésorerie d'ouverture 103,1 104,3 Trésorerie de clôture 48,2 103,1 52
BILAN AU 31 DÉCEMBRE 2015 ACTIF (En millions d euros) 31-déc.-2015 31 déc-14 Ecarts d'acquisition 13 11 Immobilisations Incorporelles & Corp. 958 881 Autres actifs non courants 42 43 Total des actifs non courants 1 013 934 Actifs courants 136 113 Trésorerie & équivalents de trésorerie 48 103 Total ACTIF 1 198 1 151 PASSIF (En millions d euros) 31-déc-15 31 déc-14 Capitaux propres part du Groupe 348 343 Intérêts ne conférant pas le contrôle 61 53 Total des capitaux propres 409 395 Dettes financières courantes et non courantes 556 539 Autres passifs non courants 123 129 Passifs courants 110 87 Total PASSIF 1 198 1 151 53
RÉMUNÉRATION DU PRÉSIDENT ET DU DIRECTEUR GÉNÉRAL 860 Part fixe Part variable maximale (en milliers d'euros) 799 430 499 214 430 300 214-300 285 585 Président-Directeur Général (2015) - Part variable maximale de 100 % de la part fixe Président du Conseil d'administration (2016) - Aucune part variable Directeur Général (2016) - Part variable maximale de 75 % de la part fixe Total Président du Conseil d'administration et Directeur Général (2016) Autres éléments de rémunération du Directeur Général et du Président du Conseil d Administration Président du Conseil d Administration Directeur Général Contrat de travail n/a Suspension en année 1, puis renonciation pure et simple Indemnité de départ (sous réserve d approbation de l Assemblée Générale) Indemnité de non-concurrence (sous réserve d approbation de l Assemblée Générale) Non Non 15 mois fixe et variable à compter de l année 2 6 mois fixe et variable à compter de l année 1 pendant 12 mois GSC Non Prise d effet en année 2 Actions de performance (max. sous réserve d approbation de l Assemblée Générale) Oui Oui 54