TOTALENERGIES SE COMMUNIQUÉ DE PRESSE
Résultats du premier trimestre 2022
TotalEnergies enregistre une provision de 4,1 G$ au titre de la Russie et affiche un résultat net IFRS de 4,9 G$
1T22 | 4T21 Variation vs 4T21 1T21 Variation vs 1T21 |
Résultat net ajusté part TotalEnergies(1)
- en milliards de dollars (G$) | 9,0 | 6,8 | +32% | 3,0 | x3 |
- en dollar par action | 3,40 | 2,55 | +33% | 1,10 | x3,1 |
Résultat net part TotalEnergies (G$) | 4,9 | 5,8 | -15% | 3,3 | +48% |
EBITDA ajusté(1) (G$) | 17,4 | 14,3 | +22% | 8,2 | x2,1 |
DACF(1) (G$) | 12,0 | 9,8 | +23% | 5,8 | x2,1 |
Flux de trésorerie d'exploitation (G$) | 7,6 | 11,6 | -34% | 5,6 | +36% |
Ratio d'endettement(2) de 12,5% au 31 mars 2022 contre 15,3% au 31 décembre 2021 Premier acompte sur dividende au titre de l'exercice 2022 de 0,69 €/action
12
Paris, le 28 avril 2022 - Le Conseil d'administration de TotalEnergies SE, réuni le 27 avril 2022 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le premier trimestre 2022. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré : « Le rebond des prix de l'énergie constaté au second semestre 2021 s'est amplifié au premier trimestre 2022 à la suite de l'agression militaire de l'Ukraine par la Russie, avec des prix du pétrole dépassant les 100 $/b et des prix du gaz en Europe et en Asie historiquement élevés au-dessus de 30 $/Mbtu sur le trimestre. Dans ce contexte de fortes tensions géopolitiques, la Compagnie a énoncé des principes d'action clairs de gestion de ses activités en relation avec la Russie : au-delà d'assurer le strict respect des sanctions Européennes, actuelles et futures, TotalEnergies SE a pris la décision de ne plus apporter de capital au développement de projets en Russie et a engagé la suspension progressive de ses activités, en annonçant notamment la fin programmée de ses activités liées au pétrole et aux produits pétroliers russes. Prenant en compte notamment l'impact des nouvelles sanctions interdisant l'exportation de technologies GNL au profit d'une société russe sur la capacité d'exécution du projet Arctic
LNG 2, TotalEnergies a inscrit dans ses comptes au 31 mars une provision de 4,1 G$.
La Compagnie réalise au premier trimestre 2022 un résultat net ajusté de 9 G$ et un résultat net IFRS de 4,9 G$. Elle a généré une marge brute d'autofinancement de 11,6 G$ (dont 0,3 G$ sur les actifs Upstream russes) et un cash-flow libre de 5,8 G$*. Son ratio d'endettement a ainsi baissé à 12,5% et sa rentabilité des capitaux employés moyens est de 18%.
Le secteur iGRP (integrated Gas, Renewables & Power) réalise un résultat opérationnel net ajusté de 3,1 G$ en hausse de 11% sur le trimestre et un cash-flow de 2,6 G$ au premier trimestre 2022. TotalEnergies a notamment tiré parti de son intégration midstream GNL pour saturer ses capacités de regazéification en Europe grâce à des achats record spot GNL (4,7 Mt) et affiche une très bonne performance des activités de négoce de gaz, de GNL et d'électricité. TotalEnergies a lancé avec ses partenaires le projet d'extension de Cameron LNG qui contribuera à la sécurité d'approvisionnement de l'Europe. Les investissements dans les renouvelables et l'électricité se sont élevés à 0,9 G$ en ligne avec l'objectif annuel de 3,5 G$. En particulier, TotalEnergies a conforté son portefeuille éolien offshore grâce à l'obtention de concessions pour développer des parcs de 3 GW aux Etats-Unis et de 2 GW en Ecosse. L'Exploration-Production bénéficie d'une production stable et de prix du pétrole et du gaz élevés et affiche un résultat opérationnel net ajusté de 5 G$ et un cash-flow de 7,3 G$ au premier trimestre 2022. TotalEnergies a annoncé une découverte prometteuse dans le deep-offshore en Namibie.
L'Aval bénéficie des marges de distillats élevées en Europe malgré la hausse des coûts de l'énergie, de la surperformance des activités de négoce pétrolier et affiche un résultat opérationnel net ajusté de 1,4 G$ et un cash-flow de 1,9 G$. TotalEnergies a lancé les études de faisabilité de deux projets de carburant aérien durable (SAF) en Chine avec Sinopec et au Japon avec Eneos.
Compte tenu de la forte génération de cash-flow et du bilan solide, le Conseil d'administration a décidé de donner la priorité aux opportunités contracycliques pour accélérer la transformation de la Compagnie. Il a confirmé l'augmentation de 5% du premier acompte sur dividende au titre de l'exercice 2022 d'un montant de 0,69 € par action et a autorisé la Compagnie à racheter jusqu'à 3 G$ d'actions au premier semestre 2022. »
(1) | Définitions en page 3. |
(2) | Hors engagements liés aux contrats de location. |
* | Marge brute d'autofinancement moins investissements nets, moins dividendes payés et rachats d'actions. |
1. Faits marquants(3)
Responsabilité sociétale et environnementale
• Enoncé des principes d'actions pour la gestion des activités en Russie
• Publication du rapport Sustainability & Climate - 2022 Progress Report présentant les avancées sur la stratégie de transformation de TotalEnergies et la mise à jour de son ambition climat
• Publication du premier rapport de transparence fiscale de TotalEnergies
• Mesures de solidarité prises par TotalEnergies en France visant à alléger la facture de gaz et de carburants de ses clients avec une remise de 10 cts sur chaque litre de carburant vendu dans ses stations-services et la mise en place d'un « chèque gaz » de 100 € pour ses clients gaz en situation de précarité énergétique
• Mise en œuvre du retrait responsable de TotalEnergies du Myanmar : transfert du rôle d'opérateur à PTTEP en veillant à une transition juste pour les principales parties prenantes, employés et communautés
Renouvelables et Électricité
• Éolien offshore :
o Obtention de concessions pour développer des parcs éoliens offshore de 3 GW sur la côte Est des Etats-Unis, au large de New York et du New Jersey et de 2 GW en Écosse avec Green Investment Group (GIG) et RIDG ;
o Partenariat avec KGHM en Pologne en vue de participer aux appels d'offres des autorités polonaises portant sur le développement de projets éoliens en mer
• Solaire :
o Acquisition des activités solaires industrielles et commerciales de SunPower aux Etats-Unis
o 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
o 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 dédié aux business de l'électricité
GNL
• Renforcement de l'alliance stratégique avec Sempra pour développer au Mexique le projet Vista Pacifico
LNG et pour codévelopper plusieurs projets renouvelables à terre et en mer en Amérique du Nord
• Signature d'un protocole d'accord avec Sempra, Mitsui, Mitsubishi et NYK pour le lancement du projet d'extension de Cameron LNG d'une capacité de production maximale de 6,75 millions de tonnes de GNL par an (Mtpa) et l'augmentation de 5 % de la capacité de 13,5 Mtpa
Amont
• Retrait du projet North Platte en eaux profondes dans le Golfe du Mexique
• Nouvelle découverte significative de pétrole et de gaz associé sur le puits Krabdagu-1 situé sur le bloc 58 au Suriname
• Découverte significative d'huile légère et de gaz associé sur le prospect Venus situé sur le bloc 2913B en Namibie
Aval et nouvelles molécules
• Carburant aérien durable :
o Démarrage de la production de carburant aérien durable sur la plateforme de Normandie, en France
o Association avec Eneos pour évaluer la faisabilité d'une unité de production de carburant aérien durable de 300 kt/an de capacité au sein de leur raffinerie de Negishi au Japon
• Économie circulaire : signature d'un accord avec Honeywell pour promouvoir le développement du recyclage chimique des plastiques en Europe
Puits de carbone
• | Participation à hauteur de 50 M$ au fonds Tropical Asia Forest Fund 2 visant à investir dans des projets |
de gestion forestière responsable en Asie du Sud-Est | |
• | Démarrage du pilote industriel de captage de CO2 « 3D » sur le site ArcelorMittal de Dunkerque |
(3) | 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. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(4)
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d'actions | 1T22 | 4T21 1T22 vs 4T21 1T21 1T22 vs 1T21 |
EBITDA ajusté (5) | 17 424 | 14 285 +22% 8 170 x2,1 |
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs | 9 458 | 7 316 +29% 3 487 x2,7 |
Exploration-Production Integrated Gas, Renewables & Power Raffinage-Chimie Marketing & Services | 5 015 3 051 1 120 272 |
+11% 985 x3,1 x2 -43% 243 x4,6 284 -4% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence | 1 861 | 1 787 +4% 520 x3,6 |
Taux moyen d'imposition (6) | 38,7% | 40,2% 34,6% |
Résultat net ajusté part TotalEnergies | 8 977 | 6 825 +32% 3 003 x3 |
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7) | 3,40 | 2,55 +33% 1,10 x3,1 |
Résultat net ajusté dilué par action (euros)* | 3,03 | 2,19 +38% 0,91 x3,3 |
Nombre moyen pondéré dilué d'actions (millions) | 2 614 | 2 644 -1% 2 645 -1% |
Résultat net part TotalEnergies | 4 944 | 5 837 -15% 3 344 +48% |
Investissements organiques (8) | 1 981 | 4 681 -58% 2 379 -17% |
Acquisitions nettes (9) | 922 | (396) ns 1 590 -42% |
Investissements nets (10) | 2 903 | 4 285 -32% 3 969 -27% |
Marge brute d'autofinancement (11) | 11 626 | 9 361 +24% 5 366 x2,2 |
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (12) | 11 995 | 9 759 +23% 5 750 x2,1 |
Flux de trésorerie d'exploitation | 7 617 | 11 621 -34% 5 598 +36% |
* | Taux de change moyen €-$ : 1,1217 au 1er trimestre 2022, 1,1435 au 4ème trimestre 2021, 1,2048 au 1er trimestre 2021. |
(4) | 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. | |
(5) | 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. | |
(6) | 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). | |
(7) | 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. | |
(8) | Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. |
(9) | Acquisitions nettes = acquisitions - cessions - autres opérations avec intérêts ne conférant pas le contrôle (voir page 18). |
(10) | Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 18). |
(11) | 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 compatibilisés en juste valeur du secteur iGRP, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables | |
(à partir du premier trimestre 2020). | |
La méthode du coût de remplacement est explicitée page 20. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 18. | |
(12) | DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d'autofinancement hors frais financiers. |
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 |
* | 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). |
1T22 | 4T21 1T22 vs 4T21 1T21 1T22 vs 1T21 | |
Brent ($/b) | 102,2 | 79,8 +28% 61,1 +67% |
Henry Hub ($/Mbtu) | 4,6 | 4,8 -5% 2,7 +69% |
NBP ($/Mbtu) | 32,3 | 32,8 -2% 6,8 x4,8 |
JKM ($/Mbtu) | 31,1 | 35,0 -11% 10,0 x3,1 |
Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées | 90,1 | 72,6 +24% 56,4 +60% |
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées | 12,27 | 11,38 +8% 4,06 x3 |
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence | 13,60 | 13,12 +4% 6,08 x2,2 |
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)** | 46,3 | 16,7 x2,8 5,3 x8,7 |
Le prix moyen de vente GNL à 13,60 $/Mbtu est en hausse de 4% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, bénéficiant de façon différée de l'augmentation des index pétrole et gaz sur les contrats long-terme ainsi que des prix spot élevés du gaz sur le trimestre.
3.2
Émissions de gaz à effet de serre(13)
1T22 | 1T22 | ||||
Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e) | 1T22 | 4T21 | vs | 1T21 | vs |
4T21 | 1T21 | ||||
Scope 1+2 des installations opérées (14) | 9,6 | 9,9* | -3% | 9,2* | +5% |
Scope 1+2 périmètre patrimonial | 14,0 | - | - | - | - |
Scope 3 Pétrole et Gaz Monde (15) | 98* | 108* | -9% | 98* | - |
dont Scope 3 Pétrole Monde (16) | 66* | 75* | -12% | 69* | -4% |
Scope 1+2+3 en Europe (17) | 66* | 69* | -4% | 64* | +3% |
dont Scope 3 en Europe | 60* | 63* | -4% | 58* | +3% |
Emissions 1T22 estimées | |||||
* Hors effet Covid. |
(13) 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.
(14) 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).
(15) 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).
(16) Émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées aux ventes de produits pétroliers (y compris biocarburants).
(17) 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.
1T22 | 1T22 | ||||
Emissions de Méthane (ktCH4) | 1T22 | 4T21 | vs | 1T21 | vs |
4T21 | 1T21 | ||||
Émissions de méthane des installations opérées | 10 | 12 | -17% | 13 | -23% |
Émissions de méthane périmètre patrimonial | 12 | - | - | - | - |
Emissions 1T22 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles
3.3
Production*
*
Production d'hydrocarbures | 1T22 | 4T21 1T22 vs 4T21 1T21 1T22 vs 1T21 |
Production d'hydrocarbures (kbep/j) | 2 843 | 2 852 - 2 863 -1% |
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) | 1 305 1 538 |
+2% -2%
+3% -3% |
Production d'hydrocarbures (kbep/j) | 2 843 | 2 852 - 2 863 -1% |
Liquides (kb/j) Gaz (Mpc/j) | 1 527 7 162 |
+1% -2%
+1% -3% |
Production de la Compagnie = production de l'EP + production d'iGRP.
La production d'hydrocarbures a été de 2 843 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier trimestre 2022, en baisse de 1% sur un an, en raison des éléments suivants :
• +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment les projets CLOV Phase 2 et Zinia Phase 2 en Angola, ainsi que Iara au Brésil,
• +2% lié à l'augmentation des quotas de production des pays de l'OPEP+,
• -2% d'effet périmètre, notamment lié à la fin de la licence d'exploitation de Qatargas 1 et la cession de l'actif Utica aux États-Unis,
• -1% lié à l'effet prix,
• -2% lié au déclin naturel des champs.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)
4.1.1
Production et ventes de GNL et d'électricité
Production d'hydrocarbures pour le GNL | 1T22 | 4T21 1T22 vs 4T21 1T21 1T22 vs 1T21 |
iGRP (kbep/j) | 492 | 562 -13% 518 -5% |
Liquides (kb/j) Gaz (Mpc/j) | 60 2 349 | 68 2 697 -11% 64 -5% -13% 2 476 -5% |
GNL (Mt) | 1T22 | 4T21 1T22 vs 4T21 1T21 1T22 vs 1T21 |
Ventes totales de GNL | 13,3 | 11,6 +15% 9,9 +34% |
incl. Ventes issues des quotes-parts de production* incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers | 4,4 11,9 | 4,6 -4%
4,4 +2% 7,9 +51% |
*
Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.
La production d'hydrocarbures pour le GNL au premier trimestre 2022 est en baisse de 5% sur un an, notamment du fait de la fin de la licence d'exploitation de Qatargas 1.
Les ventes totales de GNL au premier trimestre 2022 sont en hausse de 34% sur un an, soutenues par le fort appel de GNL en Europe.
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 April 2022 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 28 April 2022 06:14:39 UTC.
