COMMUNIQUÉ DE PRESSE

Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2022

TotalEnergies affiche un résultat net IFRS de 5,7 G$

et accélère sa transformation avec trois opérations majeures dans le GNL,

l'électricité renouvelable et l'hydrogène vert

2T22

Variation

1S22

Variation

vs 2T21

vs 1S21

Résultat net part TotalEnergies (G$)

5,7

x2,6

10,6

+92%

Résultat net ajusté part TotalEnergies(1)

- en milliards de dollars (G$)

9,8

x2,8

18,8

x2,9

- en dollar par action

3,75

x2,9

7,14

x3

EBITDA ajusté(1) (G$)

18,7

x2,2

36,2

x2,1

DACF(1) (G$)

13,6

x2

25,6

x2

Flux de trésorerie d'exploitation (G$)

16,3

x2,2

23,9

+82%

Ratio d'endettement(2) de 9,8% au 30 juin 2022 contre 12,5% au 31 mars 2022

Deuxième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2022 de 0,69 €/action

Paris, le 28 juillet 2022 - Le Conseil d'administration de TotalEnergies SE, réuni le 27 juillet 2022 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2022. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

  • Les effets de l'invasion de l'Ukraine par la Russie sur les marchés énergétiques se sont poursuivis au deuxième trimestre, les prix du pétrole dépassant les 110 $/b en moyenne sur le trimestre, les marges de raffinage atteignant des niveaux exceptionnellement élevés, les prix du gaz demeurant au-delà des parités pétrole en Europe et en Asie.

Dans ce contexte, TotalEnergies s'est mobilisée afin d'accroître son offre, contribuant ainsi à la sécurité énergétique : les ventes de GNL ont atteint 25 Mt sur le semestre, dont 60% en Europe, et les raffineries de TotalEnergies ont enregistré un taux d'utilisation de près de 90%.

En ligne avec la priorité donnée par le Conseil d'administration à l'accélération de la transformation de la Compagnie, TotalEnergies a annoncé trois prises de participation majeures : dans le projet GNL géant NFE au Qatar, dans Clearway, cinquième acteur américain des énergies renouvelables, et dans un projet de production massive d'hydrogène vert en Inde en partenariat avec Adani.

La Compagnie réalise au deuxième trimestre 2022 un résultat net ajusté de 9,8 G$ et un résultat net IFRS de 5,7 G$. TotalEnergies a en effet inscrit dans ses comptes une nouvelle provision de 3,5 G$ liée principalement à la prise en compte de l'impact potentiel des sanctions internationales sur la valeur de sa participation dans Novatek. Hors Russie, le résultat net ajusté est de 9,1 G$.

Le secteur iGRP (integrated Gas, Renewables & Power) réalise un résultat opérationnel net ajusté de 2,6 G$ et un cash-flow de 2,4 G$ au deuxième trimestre 2022, confortant les niveaux atteints au cours des trimestres précédents.

L'Exploration Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 4,7 G$ et un cash-flow de 7,4 G$, malgré une baisse de sa production ce trimestre, liée à des arrêts de maintenance planifiés et à des interruptions au Nigéria et en Libye pour des raisons de sécurité. TotalEnergies a approuvé le lancement des projets Ballymore aux Etats-Unis, Begonia, CLOV Phase 3 en Angola, ainsi qu'Eldfisk North en Norvège.

L'Aval a bénéficié de marges de raffinage très élevées sur les distillats et l'essence pour afficher un résultat opérationnel net ajusté de 3,2 G$, en forte hausse sur le trimestre, et un cash-flow de 3,5 G$. Dans ce contexte, la Compagnie a annoncé un programme de réduction des prix à la pompe au bénéfice de ses consommateurs français.

La marge brute d'autofinancement s'établit à 13,2 G$ (12,4 G$ hors Russie) et le cash-flow libre(3) à 4,5 G$, après rachat de 2 G$ d'actions au deuxième trimestre comme annoncé. La Compagnie réduit ainsi son ratio d'endettement à moins de 10%.

Conforté par ces résultats, le Conseil d'administration a décidé la distribution d'un deuxième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2022 d'un montant de 0,69 €/action, en hausse de 5% sur un an, et a autorisé la Compagnie à poursuivre les rachats d'actions jusqu'à 2 G$ au troisième trimestre. »

  1. Définitions en page 3.
  2. Hors engagements liés aux contrats de location.
  3. Marge brute d'autofinancement moins investissements nets, moins dividendes payés et rachats d'actions.

1

1. Faits marquants(4)

Responsabilité sociétale et environnementale

  • Résolution climat 2022 approuvée à 89% par les actionnaires lors de l'Assemblée générale du 25 mai 2022
  • Lancement d'une campagne mondiale de détection et mesure des émissions de méthane par drone
  • Programme de réduction des prix des carburants jusqu'à la fin de l'année 2022 dans les stations-service en France

Renouvelables et Électricité

  • Acquisition de 50% de Clearway Energy Group, acteur majeur aux Etats-Unis, disposant de 7,7 GW d'actifs solaires et éoliens en opération ainsi que d'un portefeuille de 25 GW en développement
  • Éolien offshore : obtention d'une concession maritime pour développer un parc éolien offshore de 1 GW sur la côte Est des Etats-Unis, au large de la Caroline du Nord
  • Solaire :
  1. Création d'une coentreprise avec ENEOS pour développer la production d'énergie décentralisée

pour les clients B2B en Asie, avec un objectif de 2 GW de capacités dans les 5 prochaines années

    1. Acquisition de Core Solar qui dispose d'un pipeline de projets de 4 GW aux Etats-Unis
  • Lancement du programme d'accélération de start-up TotalEnergies ON dédié aux business de l'électricité avec l'accueil des 10 premières start-up sélectionnées

GNL

  • Prise d'une participation de 6,25% dans le projet GNL North Field East au Qatar d'une capacité de 32 Mt/an
  • Lancement du FEED du projet d'extension de Cameron LNG aux USA d'une capacité de 6,75 Mt/an
  • Lancement du FEED pour les installations amont du projet Papua LNG, en Papouasie-Nouvelle-Guinée
  • Signature d'un contrat de vente de 600 kt/an de GNL sur 15 ans avec Hanwha Energy, en Corée du Sud

Amont

  • Démarrage de la production de la première phase du champ de Mero au Brésil, via un FPSO d'une capacité de 180 000 b/j
  • Approbation du développement du champ de Ballymore dans le Golfe du Mexique aux Etats-Unis, d'une capacité de production de 75 000 b/j, pour un démarrage prévu en 2025
  • Extension de 25 ans des licences des blocs 404a et 208 dans le bassin de Berkine, en Algérie
  • Accord en vue du transfert à Zarubezhneft des 20% d'intérêts résiduels dans le champ pétrolier de Kharyaga, en Russie

Aval et nouvelles molécules

  • Démarrage du craqueur d'éthane de Port Arthur, aux Etats-Unis
  • Hydrogène : acquisition d'une participation de 25% dans Adani New Industries Limited (ANIL), en vue de la production d'hydrogène vert en Inde
  • Carburant durable : étude de faisabilité d'une unité de production de carburant aérien durable au Japon en coopération avec ENEOS
  • Économie circulaire : accord commercial avec New Hope Energy pour la production de polymères à partir de plastique recyclé aux Etats-Unis

Puits de carbone

  • Acquisition d'une participation de 49% dans la Compagnie des Bois du Gabon en vue de développer des puits naturels de carbone
  • Lancement d'un projet de captage du CO2 pour décarboner la production de gaz naturel liquéfié de Cameron LNG aux Etats-Unis
  1. Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l'accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.

2

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(5)

2T22

1T22

2T21

2T22

En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,

1S22

1S21

1S22

vs

vs

le résultat par action et le nombre d'actions

2T21

1S21

18 737

17 424

8 667

x2,2

EBITDA ajusté (6)

36 161

16 837

x2,1

10 500

9 458

4 032

x2,6

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

19 958

7 519

x2,7

4 719

5 015

2 213

x2,1

Exploration-Production

9 734

4 188

x2,3

2 555

3 051

891

x2,9

Integrated Gas, Renewables & Power

5 606

1 876

x3

2 760

1 120

511

x5,4

Raffinage-Chimie

3 880

754

x5,1

466

272

417

+12%

Marketing & Services

738

701

+5%

1 944

1 861

740

x2,6

Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence

3 805

1 260

x3

39,4%

38,7%

34,3%

Taux moyen d'imposition (7)

39,0%

34,4%

9 796

8 977

3 463

x2,8

Résultat net ajusté part TotalEnergies

18 773

6 466

x2,9

3,75

3,40

1,27

x2,9

Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (8)

7,14

2,38

x3

3,50

3,03

1,06

x3,3

Résultat net ajusté dilué par action (euros)*

6,53

1,97

x3,3

2 592

2 614

2 646

-2%

Nombre moyen pondéré dilué d'actions (millions)

2 602

2 644

-2%

5 692

4 944

2 206

x2,6

Résultat net part TotalEnergies

10 636

5 550

+92%

2 819

1 981

2 802

+1%

Investissements organiques (9)

4 800

5 181

-7%

2 076

922

396

x5,2

Acquisitions nettes (10)

2 998

1 986

+51%

4 895

2 903

3 198

+53%

Investissements nets (11)

7 798

7 167

+9%

13 233

11 626

6 352

x2,1

Marge brute d'autofinancement (12)

24 859

11 718

x2,1

13 631

11 995

6 761

x2

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (13)

25 626

12 511

x2

16 284

7 617

7 551

x2,2

Flux de trésorerie d'exploitation

23 901

13 149

+82%

  • Taux de change moyen €-$ : 1,0647 au 2eme trimestre 2022 et 1,0934 au 1er semestre 2022.
  1. Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non-récurrents, et hors effet des variations de juste valeur. Le détail des éléments d'ajustement figure en page 16.
  2. L'EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) ajusté correspond au résultat ajusté avant amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles, corporelles et droits miniers ; charge d'impôt et coût de la dette nette, soit l'ensemble des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.
  3. Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d'acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
  4. Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
  5. Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
  6. Acquisitions nettes = acquisitions - cessions - autres opérations avec intérêts ne conférant pas le contrôle (voir page 18).
  7. Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 18).
  8. La marge brute d'autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d'exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables. La méthode du coût de remplacement est explicitée page 20. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 18.
  9. DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d'autofinancement hors frais financiers.

3

3. Principales données d'environnement, d'émissions de gaz à effet de serre et de production

3.1 Environnement* - prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage

2T22

1T22

2T21

2T22

1S22

1S21

1S22

vs

vs

2T21

1S21

113,9

102,2

69,0

+65%

Brent ($/b)

107,9

65,0

+66%

7,5

4,6

3,0

x2,5

Henry Hub ($/Mbtu)

6,1

2,9

x2,1

22,2

32,3

8,7

x2,6

NBP ($/Mbtu)

27,2

7,7

x3,5

27,0

31,1

10,0

x2,7

JKM ($/Mbtu)

29,1

10,0

x2,9

102,9

90,1

62,9

+64%

Prix moyen de vente liquides ($/b)

96,3

59,7

+61%

Filiales consolidées

11,01

12,27

4,43

x2,5

Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)

11,65

4,23

x2,8

Filiales consolidées

13,96

13,60

6,59

x2,1

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)

13,77

6,33

x2,2

Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence

145,7

46,3

10,2

x14,3

Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)**

101,0

7,6

x13,3

  • Les indicateurs sont indiqués en page 21.
  • Cet indicateur représente la marge moyenne sur coûts variables réalisée par le raffinage de TotalEnergies en Europe (égale à la différence entre les ventes de produits raffinés réalisées par le raffinage européen de TotalEnergies et les achats de pétrole brut avec les coûts variables associés, divisée par les quantités raffinées en tonnes).

Le prix moyen de vente GNL s'élève à 13,96 $/Mbtu sur le trimestre et 13,77 $/Mbtu sur le semestre, plus du double des prix sur ces mêmes périodes en 2021, bénéficiant de façon différée de l'augmentation des indices pétrole et gaz sur les contrats long-terme ainsi que des prix spot élevés du gaz sur ces périodes.

3.2 Émissions de gaz à effet de serre(14)

2T22

1T22

2T21

2T22

Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e)

1S22

1S21

1S22

vs

vs

2T21

1S21

9,6

9,6

8,6*

+12%

Scope 1+2 des installations opérées (15)

19,3

17,8*

+9%

13,4

14,0

-

-

Scope 1+2 périmètre patrimonial

27,4

-

-

94*

98*

95*

-

Scope 3 Pétrole et Gaz Monde (16)

192*

193*

-

65*

66*

68*

-5%

dont Scope 3 Pétrole Monde (17)

131*

137*

-4%

63*

66*

58*

+9% Scope 1+2+3 en Europe (18)

129*

121*

+6%

57*

60*

53*

+8%

dont Scope 3 en Europe

117*

111*

+6%

Emissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.

* Hors effet Covid-19.

2T22

1T22

2T21

2T22

Emissions de Méthane (ktCH4)

1S22

1S21

1S22

vs

vs

2T21

1S21

10

10

11

-11%

Émissions de méthane des installations opérées

20

24

-18%

13

12

-

-

Émissions de méthane périmètre patrimonial

24

-

-

Émissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.

L'évolution des émissions Scope 1+2 des installations opérées résulte de l'utilisation à capacité élevée des centrales électriques sur base gaz (CCGT) et des raffineries en Europe, TotalEnergies s'étant mobilisée pour accroitre son offre et contribuer ainsi à la sécurité énergétique.

  1. Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO2, CH4, N2O, les HFC, les PFC et le SF6, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF6 sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et ne sont donc pas comptabilisés.
  2. Les émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d'activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d'enregistrement universel 2021 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d'énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H2).
  3. TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à l'utilisation par les clients des produits énergétiques, c'est-à-dire provenant de leur combustion pour obtenir de l'énergie. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l'oil & gas publiées par l'IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d'éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur la chaîne de valeur pétrolière ou gazière, à savoir soit la production soit les ventes. Pour TotalEnergies, en 2021 et 2022, le calcul des émissions de GES Scope 3 pour la chaine de valeur pétrolière prend en compte les ventes de produits pétroliers et biocarburants (supérieures à la production) et pour la chaîne de valeur gazière, les ventes de gaz soit sous forme de GNL, soit dans le cadre de marketing aux clients B2B/B2C (supérieures ou équivalentes aux productions de gaz commercialisable).
  4. Émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées aux ventes de produits pétroliers (y compris biocarburants).
  5. Les émissions de GES Scope 1+2+3 en Europe se définissent comme la somme des émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées par la Compagnie et des émissions indirectes de GES liées à l'utilisation par nos clients des produits énergétiques (Scope 3) dans l'Union Européenne, en Norvège, au Royaume-Uni et en Suisse.

4

3.3 Production*

2T22

1T22

2T21

2T22

Production d'hydrocarbures

1S22

1S21

1S22

vs

vs

2T21

1S21

2 738

2 843

2 747

-

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 791

2 805

-0,5%

1 268

1 305

1 258

+1%

Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)

1 287

1 265

+2%

1 470

1 538

1 489

-1%

Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)

1 504

1 540

-2%

2 738

2 843

2 747

-

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 791

2 805

-0,5%

1 483

1 527

1 464

+1%

Liquides (kb/j)

1 505

1 486

+1%

6 835

7 162

7 017

-3%

Gaz (Mpc/j)

6 997

7 208

-3%

  • Production de la Compagnie = production de l'EP + production d'iGRP.

La production d'hydrocarbures a été de 2 738 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2022, stable sur un an, en raison des éléments suivants :

  • +3% lié à l'augmentation des quotas de production des pays de l'OPEP+,
  • +3% lié à une réduction des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés,
  • +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets,
  • -2%lié à des réductions de production liées à la sécurité en Libye et au Nigéria,
  • -2%d'effet périmètre, notamment lié à la fin des licences d'exploitation de Qatargas 1 et de Bongkot North en Thaïlande, partiellement compensées par l'entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil,
  • -1%lié à l'effet prix,
  • -3%lié au déclin naturel des champs.

Par rapport au trimestre précédent, la production est en baisse de 4%, principalement du fait d'opérations de maintenance planifiées pour -2%, de réductions de production subies au Nigéria et en Libye pour -1%, la fin de la licence de Bongkot North en Thaïlande, partiellement compensées par l'entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil.

La production d'hydrocarbures a été de 2 791 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier semestre 2022, en légère baisse de 0,5% sur un an, en raison des éléments suivants :

  • +2% lié à l'augmentation des quotas de production des pays de l'OPEP+,
  • +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment Clov Phase 2 et Zinia Phase 2 en Angola, et Iara au Brésil,
  • +2% lié à une réduction des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés,
  • -2%d'effet périmètre, notamment lié à la fin de la licence d'exploitation de Qatargas 1,
  • -1%lié à des réductions de production liées à la sécurité en Libye et au Nigéria,
  • -1%lié à l'effet prix,
  • -2,5%lié au déclin naturel des champs.

5

Pour lire la suite de ce noodl, vous pouvez consulter la version originale ici.

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TotalEnergies SE published this content on 28 July 2022 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 28 July 2022 06:17:05 UTC.