COMMUNIQUÉ DE PRESSE

Résultats du quatrième trimestre 2021 et de l'année 2021

TotalEnergies bénéficie d'un environnement très favorable au 4ème trimestre

et affiche sur l'année 2021 un cash-flow net de plus de 15 G$

4T21

Variation

2021

Variation

vs 4T20

vs 2020

Prix du pétrole - Brent ($/b)

79,8

+80%

70,9

+69%

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)

13,1

x2,7

8,8

+82%

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

16,7

x3,6

10,5

-9%

Résultat net ajusté part TotalEnergies(1)

- en milliards de dollars (G$)

6,8

x5,2

18,1

x4,4

- en dollar par action

2,55

x5,5

6,68

x4,7

Résultat net part TotalEnergies (G$)

5,8

x6,6

16,0

ns

EBITDA ajusté(1) (G$)

14,3

x2,7

42,3

x2

DACF(1) (G$)

9,8

+98%

30,7

+74%

Flux de trésorerie d'exploitation (G$)

11,6

x2

30,4

x2,1

Ratio d'endettement(2) de 15,3% au 31 décembre 2021 contre 17,7% au 30 septembre 2021

Solde du dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 €/action

Paris, le 10 février 2022 - Le Conseil d'administration de TotalEnergies SE, réuni le 9 février 2022 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour l'exercice 2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

  • Au 4ème trimestre, les prix du pétrole ont continué à s'apprécier, en hausse de 9% par rapport au trimestre précédent, tandis que les prix du gaz en Europe et en Asie, portés par la hausse de la demande, ont atteint des plus hauts historiques, dépassant les 30 $/Mbtu et tirant les prix de l'électricité européens à des niveaux records. Dans ce contexte, le modèle multi-énergies de TotalEnergies a démontré sa capacité à tirer pleinement parti de cet environnement très favorable, notamment dans le domaine du GNL et de l'électricité, avec un résultat net ajusté de 6,8 G$ et un cash-flow (DACF) de 9,8 G$.

Sur l'année 2021, la Compagnie a généré un cash-flow de 30,7 G$, en croissance de 13 G$ par rapport à 2020 et un EBITDA ajusté de 42,3 G$. La Compagnie enregistre un résultat net ajusté de 18,1 G$, soit une rentabilité des capitaux propres de 16,9% et une rentabilité des capitaux employés (ROACE) de près de 14% sur 2021, qui démontre la qualité de son portefeuille et de ses opérations. Le résultat net IFRS s'établit à 16 G$ (13,6 G€).

Le secteur integrated Gas, Renewables & Power (iGRP) réalise un résultat opérationnel net ajusté de 2,8 G$ et un cash-flow de 2,4 G$ sur le 4ème trimestre, portant les résultats et le cash-flow annuels à respectivement 6,2 G$ et 6,1 G$. Ces résultats historiques s'appuient sur le portefeuille GNL intégré à l'échelle mondiale, tirant parti des prix du pétrole et du gaz en hausse et de la surperformance des activités de négoce de gaz et de GNL. La stratégie de croissance rentable dans l'électricité et les renouvelables se poursuit avec plus de 10 GW de capacités brutes installées et plus de 6 millions de clients électricité à fin 2021.Cette activité électricité et renouvelables réalise sur l'année un EBITDA ajusté proportionnel de 1,4 G$, supérieur à l'objectif de 0,8 G$ car porté par les marchés de l'électricité au dernier trimestre. Début 2022, TotalEnergies a sécurisé 2 GW additionnels de projets dans l'éolien en mer avec l'attribution d'une concession en Écosse, dans le cadre de l'appel d'offres Scotwind.

Avec un résultat opérationnel net ajusté de 10,4 G$, l'Exploration-Production a bénéficié de la hausse des prix du pétrole et du gaz et est ainsi un fort contributeur au cash-flow net de la Compagnie avec 12,2 G$. En cohérence avec sa stratégie d'investissement dans des projets à coûts et émissions faibles, TotalEnergies a accru sa présence au Brésil en entrant dans les champs géants d'Atapu et de Sépia, lancé le projet de développement des ressources du lac Albert en Ouganda, tout en cédant des participations dans des actifs matures.

L'Aval affiche des résultats solides avec 3,5 G$ de résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 5,5 G$, soit plus de 3 G$ de cash-flow net. Les marges élevées dans la pétrochimie et le retour aux résultats d'avant-crise du Marketing

  • Services malgré des volumes de ventes encore marqués par la Covid ont contrebalancé des marges de raffinage européennes qui sont restées faibles, compte tenu de la hausse du coût de l'énergie.

La Compagnie a maintenu la discipline sur les coûts avec des investissements nets de 13,3 G$, dont 25% dans les renouvelables et l'électricité. TotalEnergies enregistre ainsi un cash-flow net de 15,8 G$ sur l'année, permettant ainsi

  1. Définitions en page 4.
  2. Hors engagements liés aux contrats de location.

1

de poursuivre la réduction de sa dette nette avec un taux d'endettement réduit à 15,3% à fin 2021 contre 21,7% à fin 2020 et de réaliser des rachats d'actions propres à hauteur de 1,5 G$, en ligne avec l'objectif annoncé.

En cohérence avec la politique annoncée en février 2021, le Conseil d'administration propose à l'Assemblée Générale des actionnaires qui se tiendra le 25 mai 2022, la distribution d'un solde de dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 € par action, égal aux trois acomptes déjà décidés.

En outre, le Conseil d'administration a défini une politique de retour à l'actionnaire pour l'année 2022 qui combinera, d'une part, une augmentation des acomptes sur dividende de 5% compte tenu de la croissance structurelle du cash- flow généré par l'activité GNL et l'électricité, et d'autre part, des rachats d'actions pour partager les revenus supplémentaires tirés des prix élevés des hydrocarbures. Ces rachats d'actions sont prévus à hauteur de 2 G$ pour le premier semestre 2022.

Conformément à la résolution approuvée par les actionnaires en mai 2021, portant sur l'ambition de TotalEnergies en matière de développement durable et de transition énergétique vers la neutralité carbone, le Conseil d'administration rendra compte à l'Assemblée Générale des actionnaires du 25 mai 2022 des progrès réalisés dans la mise en œuvre de cette ambition. Dans cette optique, le Conseil d'administration arrêtera un rapport « Sustainability & Climate - Progress Report 2022 » qui sera soumis à un vote consultatif des actionnaires lors de cette Assemblée Générale du 25 mai 2022. Il sera publié et présenté le 24 mars 2022, à l'occasion d'une réunion investisseurs Strategy, Sustainability & Climate. »

1. Faits marquants(3)

Responsabilité sociétale et environnementale

  • Retrait de TotalEnergies du Myanmar, le contexte dégradé en matière de droits humains et d'Etat de droit ne permettant plus à TotalEnergies d'apporter une contribution positive suffisante dans le pays

Stratégie multi-énergies

  • Signature d'accords en Libye visant à développer des projets de collecte et traitement de gaz pour génération électrique et une ferme solaire de 500 MW, conjointement à l'acquisition d'intérêts supplémentaires dans les concessions de Waha
  • Lancement du projet de développement des ressources du Lac Albert en Ouganda et Tanzanie et signature en Ouganda d'un accord cadre relatif au développement d'énergies renouvelables contribuant à l'accès à l'énergie des populations

Renouvelables et Électricité

  • Éolien offshore :
  1. Démarrage de la production d'électricité du parc éolien offshore de Yunlin (capacité totale de 640

MW), au large de Taïwan

    1. Obtention avec Green Investment Group (GIG) et RIDG d'une concession pour développer un parc éolien offshore de 2 GW en Écosse
  • Solaire :
    1. Signature avec Prony Resources New Caledonia d'un contrat de vente d'électricité renouvelable de 25 ans, grâce au développement d'un projet solaire de 160 MW en Nouvelle Calédonie
    1. Renforcement de la position de leader de TotalEnergies sur le marché du solaire sur bâtiments en France avec l'attribution de 58 MW sur la 13ème tranche de l'appel d'offres CRE 4
  • Stockage :
    1. Mise en service du plus grand site de stockage d'électricité par batteries (61 MW) en France
  • Mobilité électrique :
    1. Annonce d'un plan d'investissement de 200 M€ sur un an pour équiper plus de 150 stations d'autoroutes en bornes de recharge haute puissance pour véhicules électriques en France

Amont

  • Succès des offres de TotalEnergies et de ses partenaires lors du round ToR Surplus au Brésil, en vue de l'attribution des contrats de partage de production (PSC) des champs pétroliers pré-salifères d'Atapu et de Sépia
  • Obtention de la concession du bloc 10 à Oman, avec un intérêt de 26,5%, pour développer des projets gaziers intégrés bas carbone
  • Démarrage de la production du projet CLOV Phase 2 sur le bloc 17 en Angola
  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

  • Cessions de la participation de TotalEnergies dans les champs matures non opérés des blocs 14 et 14K en Angola et dans divers permis non opérés au Gabon ainsi que d'une participation minoritaire dans la zone de Greater Laggan au Royaume-Uni

Aval

  • Acquisition du réseau de stations-service, de l'activité de vente de produits pétroliers et des actifs logistiques de BP au Mozambique
  • Économie circulaire :
  1. Signature d'accords pour des projets de recyclage chimique en Espagne avec Plastic Energy et aux États-Unis avec Plastic Energy et Freepoint Eco-Systems
  1. Partenariat avec Plastic Omnium pour accélérer le développement des matériaux plastiques recyclés dans l'automobile

Biomasse

  • Lancement de la construction, avec Clean Energy, d'une première unité de production de biogaz aux États- Unis
  • Partenariat pour valoriser le biométhane issu d'installations de traitement de déchets et d'eaux usées de Veolia en opération dans plus de 15 pays

Hydrogène

  • Partenariat avec Daimler Truck AG pour développer un écosystème Hydrogène pour le transport routier en Europe
  • Accord de collaboration avec Masdar et Siemens Energy en vue de codévelopper un projet d'hydrogène vert pour la production de carburant aérien durable (SAF) aux Émirats Arabes Unis

Puits de carbone

  • Accords avec AgriProve pour développer des puits naturels de carbone souterrains sur 20 000 hectares en Australie et Corporate Carbon pour contribuer à la prévention des feux de savane
  • Accord de partenariat avec le gouvernement du Suriname pour contribuer à la préservation des forêts du pays comme puits de carbone

3

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(4)

4T21

3T21

4T20

4T21

4T19

4T21

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

2021

2020

2021

vs

vs

vs

le résultat par action et le nombre d'actions

4T20

4T19

2020

14 285

11 180

5 208

x2,7

8 949

+60%

EBITDA ajusté (5)

42 302

21 112

x2

7 316

5 374

1 824

x4

3 879

+89%

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

20 209

6 404

x3,2

3 525

2 726

1 068

x3,3

2 031

+74%

Exploration-Production

10 439

2 363

x4,4

2 759

1 608

254

x10,9

794

x3,5

Integrated Gas, Renewables & Power

6 243

1 778

x3,5

553

602

170

x3,3

580

-5%

Raffinage-Chimie

1 909

1 039

+84%

479

438

332

+44%

474

+1%

Marketing & Services

1 618

1 224

+32%

1 787

1 143

367

x4,9

668

x2,7

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

4 190

1 388

x3

40,2%

39,6%

14,9%

31,8%

Taux moyen d'imposition (6)

37,9%

27,8%

6 825

4 769

1 304

x5,2

3 165

x2,2

Résultat net ajusté part TotalEnergies

18 060

4 059

x4,4

2,55

1,76

0,46

x5,5

1,19

x2,1

Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7)

6,68

1,43

x4,7

2,19

1,49

0,39

x5,6

1,07

x2

Résultat net ajusté dilué par action (euros)*

5,65

1,25

x4,5

2 644

2 655

2 645

-

2 607

+1%

Nombre moyen pondéré dilué d'actions (millions)

2 647

2 621

+1%

5 837

4 645

891

x6,6

2 600

x2,2

Résultat net part TotalEnergies

16 032

(7 242)

ns

4 681

2 813

3 432

+36%

4 291

+9%

Investissements organiques (8)

12 675

10 339

+23%

(396)

(958)

1 099

ns

(80)

ns

Acquisitions nettes (9)

632

2 650

-76%

4 285

1 855

4 531

-5%

4 211

+2%

Investissements nets (10)

13 307

12 989

+2%

9 361

8 060

4 498

x2,1

6 793

+38%

Marge brute d'autofinancement (11)

29 140

15 697

+86%

9 759

8 390

4 933

+98%

7 326

+33%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (12)

30 660

17 635

+74%

11 621

5 640

5 674

x2

6 599

+76%

Flux de trésorerie d'exploitation

30 410

14 803

x2,1

  • Taux de change moyen €-$ : 1,1435 au 4ème trimestre 2021 et 1,1827 en 2021.
  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 18.
  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 19).
  7. Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 19).
  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 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 21. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 19.
  9. DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d'autofinancement hors frais financiers.

4

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

4T21

3T21

4T20

4T21

4T19

4T21

2021

2020

2021

vs

vs

vs

4T20

4T19

2020

79,8

73,5

44,2

+80%

63,1

+26%

Brent ($/b)

70,9

41,8

+69%

4,8

4,3

2,8

+74%

2,4

+100%

Henry Hub ($/Mbtu)

3,7

2,1

+75%

32,8

16,9

5,6

x5,9

5,1

x6,4

NBP ($/Mbtu)

16,4

3,3

x4,9

35,0

18,6

8,0

x4,4

5,8

x6,1

JKM ($/Mbtu)

18,5

4,4

x4,2

72,6

67,1

41,0

+77%

59,1

+23%

Prix moyen de vente liquides ($/b)

65,0

37,0

+76%

Filiales consolidées

11,38

6,33

3,31

x3,4

3,76

x3

Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)

6,60

2,96

x2,2

Filiales consolidées

13,12

9,10

4,90

x2,7

6,52

x2

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)

8,80

4,83

+82%

Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence

16,7

8,8

4,6

x3,6

30,2

-45%

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

10,5

11,5

-9%

  • Les indicateurs sont indiqués en page 22.
  • 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) - données 4T21 et 3T21 retraitées dans l'environnement du 2T21 pour les coûts d'énergie : 35,7 $/t au 4T21 et 20,5 $/t au 3T21.

Le prix moyen de vente GNL à 13,12 $/Mbtu est en hausse de 44% 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)

4T21*

3T21*

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

2021

2021

2020

2020

(hors effet

(hors effet

Covid-19)

Covid-19)

10

9

Scope 1+2 des installations opérées (14)

35,7

37,0

38,4

41,5

96

94

Scope 3 des ventes d'énergies (15)

370

400

350

400

53

49

Scope 1+2+3 en Europe* (16)

195

215

212

239

47

44

dont Scope 3 en Europe

175

193

190

215

  • Émissions estimées.
  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 2020 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 le plus élevé des deux volumes de production ou des ventes aux clients finaux. Pour TotalEnergies, en 2021, 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 productions de gaz commercialisable (supérieures aux ventes marketing).
  4. 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.

5

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TotalEnergies SE published this content on 10 February 2022 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 10 February 2022 07:19:03 UTC.