TOTALENERGIES SE COMMUNIQUÉ DE PRESSE
Résultats du quatrième trimestre 2022 et de l'année 2022
TotalEnergies tire parti de son portefeuille global
pour afficher un résultat net ajusté de 7,6 G$ au quatrième trimestre 2022
et un résultat net annuel IFRS de 20,5 G$
TotalEnergies confirme pour 2023 le pay-out de 35-40% pour les actionnaires
tout en veillant au partage de la valeur avec ses salariés et ses clients
4T22 | Variation | 2022 | Variation | |
vs 4T21 | vs 2021 | |||
Résultat net part TotalEnergies (G$) | 3,3 | -44% | 20,5 | +28% |
Résultat net ajusté part TotalEnergies(1) | ||||
- en milliards de dollars (G$) | 7,6 | +11% | 36,2 | x2 |
- en dollar par action | 2,97 | +17% | 13,94 | x2,1 |
EBITDA ajusté(1) (G$) | 16,0 | +12% | 71,6 | +69% |
DACF(1) (G$) | 9,4 | -4% | 47,0 | +53% |
Flux de trésorerie d'exploitation (G$) | 5,6 | -52% | 47,4 | +56% |
Ratio d'endettement(2) de 7,0% au 31 décembre 2022 contre 4,0% au 30 septembre 2022
Solde du dividende au titre de l'exercice 2022 de 0,74 €/action
Paris, le 8 février 2023 - Le Conseil d'administration de TotalEnergies SE, réuni le 7 février 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour l'exercice 2022. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
- Quoiqu'en retrait par rapport au trimestre précédent du fait des incertitudes sur les perspectives de demande, les prix du pétrole et du gaz ainsi que les marges de raffinage sont restés élevés au quatrième trimestre, dans des marchés contraints par l'offre. Bénéficiant de cet environnement favorable ainsi que de la hausse de sa production d'hydrocarbures (+5%) et de ses ventes de GNL (+22%) grâce à sa position unique en Europe, TotalEnergies affiche une marge brute d'autofinancement de 9,1 G$ et un résultat net ajusté de 7,6 G$. Compte tenu de la dépréciation de 4,1 G$ liée à la déconsolidation de Novatek dans les comptes au 31 décembre 2022, le résultat net IFRS est de 3,3 G$.
Sur l'année 2022, la Compagnie a généré une marge brute d'autofinancement de 45,7 G$. Le résultat net IFRS s'établit à 20,5 G$ incluant près de 15 G$ de provisions sur la Russie (soit un résultat net ajusté de 36,2 G$). Elle présente une rentabilité des capitaux propres de 32% et une rentabilité des capitaux employés de 28%, démontrant la qualité de son portefeuille mondial.
Le secteur iGRP réalise un résultat opérationnel net ajusté de 2,9 G$ et un cash-flow de 3,1 G$, en hausse de 17% sur le trimestre portant les résultats et le cash-flow annuels à 12 G$ et 11 G$. La Compagnie a pleinement tiré parti de son portefeuille GNL global. L'activité Integrated Power (couvrant les business d'électricité et de renouvelables) atteint sur l'année un cash-flow d'1 G$, avec une production de 33 TWh en croissance de 57%, et près de 17 GW de capacité brute renouvelable installée à fin 2022. De façon à donner une meilleure lisibilité aux actionnaires de la stratégie de croissance de TotalEnergies dans le GNL et l'électricité/renouvelables, le Conseil d'administration a décidé qu'à compter du premier trimestre 2023 les résultats d'iGRP distingueront les contributions des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
Avec un résultat opérationnel net ajusté de 3,5 G$ et un cash-flow de 5,0 G$ sur le quatrième trimestre, l'Exploration- Production a fortement contribué au cash-flow de la Compagnie avec 26 G$ en 2022. Deux nouvelles découvertes, à Chypre et au Brésil, viennent s'ajouter aux découvertes déjà réalisées en Namibie et au Suriname cette année.
L'Aval réalise une performance historique sur 2022 avec 8,9 G$ de résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 10,1 G$, le taux d'utilisation des raffineries de 82% ayant permis de capter des marges de raffinage élevées. TotalEnergies poursuit sa croissance dans la pétrochimie avec le lancement du projet Amiral, complexe intégré de taille mondiale en Arabie Saoudite.
Conformément à la politique annoncée en septembre 2022, TotalEnergies a mis en œuvre en 2022 une allocation du cash-flow équilibrée, entre actionnaires (pay-out de 37,2%), investissements (16,3 G$, soit 36% de son cash-flow, dont 4 G$ dans les énergies bas-carbone) et désendettement (réduction de la dette nette de 12,2 G$, soit 27% de son cash-flow) pour afficher un gearing de 7% à fin 2022. De plus, la Compagnie a veillé à l'équilibre du partage de la valeur avec ses salariés (prime exceptionnelle d'un mois de salaire* et hausse des salaires tenant compte de l'inflation
Définitions en page 3.
Hors engagements liés aux contrats de location.
Versement aux salariés de toutes les sociétés détenues à 100% ainsi qu'aux salariés des sociétés détenues à plus de 50% en cas d'accord de leurs organes de gouvernance et plafonné pour les salaires élevés.
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constatée dans les différents pays) et avec ses clients en menant des opérations de rabais commerciaux sur divers produits énergétiques pour atténuer la hausse des prix de l'énergie. Les Etats ont par ailleurs bénéficié de plus de 33 G$ d'impôts et taxes au niveau mondial, plus du double de 2021, versés pour l'essentiel aux Etats producteurs.
Compte tenu de la croissance structurelle du cash-flow attendue pour 2023 et des rachats d'actions réalisés en 2022 (5% du capital), le Conseil d'administration propose à l'Assemblée Générale des actionnaires la distribution d'un solde de dividende au titre de l'exercice 2022 d'un montant de 0,74 €/action, soit une hausse de 6,5% du dividende ordinaire au titre de 2022 d'un montant de 2,81 €/action auquel s'ajoute le dividende exceptionnel de 1 €/action versé en décembre 2022. En outre, le Conseil d'administration a confirmé une politique de retour
- l'actionnaire pour 2023 visant un pay-out entre 35% et 40%, qui combinera une augmentation des acomptes sur dividende de plus de 7% à 0,74 €/action, et des rachats d'actions pour 2 G$ au premier trimestre. »
Responsabilité sociétale et environnementale
- Rabais commerciaux sur les prix de l'électricité pour les TPE et PME
- TotalEnergies classée numéro 1 du CAC40 de la transparence aux investisseurs par le Forum pour l'Investissement Responsable
Integrated LNG
- Mise en service de l'unité flottante de regazéification de GNL au terminal de Lubmin, en Allemagne
- Démarrage de la production du Bloc 10, et signature d'un contrat long terme de LNG de 0,8 Mt/an, en Oman
Integrated Power
- Acquisition d'une participation dans le premier développeur renouvelable brésilien (Casa dos Ventos) disposant d'un portefeuille de plus de 6 GW de projets solaires et éoliens terrestres au Brésil
- Signature par Total Eren d'un accord en vue du développement d'un projet éolien de 1 GW au Kazakhstan
- Démarrage de la centrale solaire d'Al Kharsaah de 800 MW au Qatar
- Cession de 50% d'un portefeuille de 234 MW de projets renouvelables en France
Amont
- Retrait des représentants de TotalEnergies du Conseil d'administration de PAO Novatek et déconsolidation de la participation de 19,4% détenue par la Compagnie dans Novatek
- Acquisition d'une participation additionnelle de 4,08% dans les concessions de Waha, en Libye
- Cession du champ de Dunga, au Kazakhstan
- Acquisition par TotalEnergies EP Canada, en vue de son spin-off, d'une participation additionnelle dans Fort Hills
- Lancement du projet Lapa South-West, au Brésil
- Découverte de gaz sur le puits Zeus-1, situé sur le Bloc 6 à Chypre
- Découverte de pétrole dans la zone de Sépia, au Brésil
- Entrée sur le bloc exploration offshore Agua Marinha, au Brésil
- Lancement des activités d'exploration du bloc 9 en vue d'un forage en 2023, au Liban
Aval et nouvelles molécules
- Décision finale d'investissement du complexe pétrochimique Amiral avec Aramco, en Arabie Saoudite
- Lancement avec Air Liquide d'un projet de production d'hydrogène renouvelable et bas carbone sur la plateforme de Grandpuits en France
- Démarrage de BioBéarn, la plus importante unité de production de biogaz en France d'une capacité de 160 GWh
- Protocole d'accord avec Air France-KLM pour la fourniture de 0,8 Mt de SAF sur 10 ans
- Création d'une joint-venture avec Air Liquide pour développer un réseau de plus de 100 stations hydrogène pour poids lourds en Europe
Décarbonation
- Protocole d'accord avec Holcim pour un projet pilote de décarbonation d'une cimenterie en Belgique
- Entrée sur deux permis pour le stockage de CO2 en mer du Nord, au Danemark
(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.
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2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(4)
4T22 | 3T22 | 4T21 | 4T22 | En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, | 2022 | 2021 | 2022 |
vs | vs | ||||||
le résultat par action et le nombre d'actions | |||||||
4T21 | 2021 | ||||||
15 997 | 19 420 | 14 285 | +12% | EBITDA ajusté (5) | 71 578 | 42 302 | +69% |
8 238 | 10 279 | 7 316 | +13% | Résultat opérationnel net ajusté des secteurs | 38 475 | 20 209 | +90% |
3 528 | 4 217 | 3 525 | - | Exploration-Production | 17 479 | 10 439 | +67% |
2 889 | 3 649 | 2 759 | +5% | Integrated Gas, Renewables & Power | 12 144 | 6 243 | +95% |
1 487 | 1 935 | 553 | x2,7 | Raffinage-Chimie | 7 302 | 1 909 | x3,8 |
334 | 478 | 479 | -30% | Marketing & Services | 1 550 | 1 618 | -4% |
1 873 | 2 576 | 1 787 | +5% | Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence | 8 254 | 4 190 | +97% |
41,4% | 44,1% | 40,2% | Taux moyen d'imposition (6) | 40,9% | 37,9% | ||
7 561 | 9 863 | 6 825 | +11% | Résultat net ajusté part TotalEnergies | 36 197 | 18 060 | x2 |
2,97 | 3,83 | 2,55 | +17% | Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7) | 13,94 | 6,68 | x2,1 |
2,93 | 3,78 | 2,19 | +34% | Résultat net ajusté dilué par action (euros)* | 13,24 | 5,65 | x2,3 |
2 522 | 2 560 | 2 644 | -5% | Nombre moyen pondéré dilué d'actions (millions) | 2 572 | 2 647 | -3% |
3 264 | 6 626 | 5 837 | -44% | Résultat net part TotalEnergies | 20 526 | 16 032 | +28% |
3 935 | 3 116 | 4 681 | -16% | Investissements organiques (8) | 11 852 | 12 675 | -6% |
(133) | 1 587 | (396) | ns | Acquisitions nettes (9) | 4 451 | 632 | x7 |
3 802 | 4 703 | 4 285 | -11% | Investissements nets (10) | 16 303 | 13 307 | +23% |
9 135 | 11 736 | 9 361 | -2% | Marge brute d'autofinancement (11) | 45 729 | 29 140 | +57% |
9 361 | 12 040 | 9 759 | -4% | Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (12) | 47 025 | 30 660 | +53% |
5 618 | 17 848 | 11 621 | -52% | Flux de trésorerie d'exploitation | 47 367 | 30 410 | +56% |
- Taux de change moyen €-$ : 1,0205 au 4ème trimestre 2022 et 1,0530 en 2022.
(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 18.
- 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.
- 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).
- 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.
- Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
- Acquisitions nettes = acquisitions - cessions - autres opérations avec intérêts ne conférant pas le contrôle (voir page 20).
- Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 20).
- 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 22. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 20.
- DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d'autofinancement hors frais financiers.
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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
4T22 | 3T22 | 4T21 | 4T22 | 2022 | 2021 | 2022 | |
vs | vs | ||||||
4T21 | 2021 | ||||||
88,8 | 100,8 | 79,8 | +11% | Brent ($/b) | 101,3 | 70,9 | +43% |
6,1 | 7,9 | 4,8 | +26% | Henry Hub ($/Mbtu) | 6,5 | 3,7 | +76% |
32,3 | 42,5 | 32,8 | -2% | NBP ($/Mbtu) | 32,4 | 16,4 | +97% |
30,5 | 46,5 | 35,0 | -13% | JKM ($/Mbtu) | 33,8 | 18,5 | +83% |
80,6 | 93,6 | 72,6 | +11% | Prix moyen de vente liquides ($/b) | 91,3 | 65,0 | +41% |
Filiales consolidées | |||||||
12,74 | 16,83 | 11,38 | +12% | Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) | 13,15 | 6,60 | +99% |
Filiales consolidées | |||||||
14,83 | 21,51 | 13,12 | +13% | Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) | 15,90 | 8,80 | +81% |
Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence | |||||||
73,6 | 99,2 | 16,7 | x4,4 | Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)** | 94,1 | 10,5 | x9 |
- Les indicateurs sont indiqués en page 23.
- 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).
3.2 Émissions de gaz à effet de serre(13)
4T22 | 3T22 | 4T21 | 4T22 | Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e) | 2022 | 2021 | 2022 | ||
vs | vs | ||||||||
4T21 | 2021 | ||||||||
10,1 | 10,3 | 9,9 | +2% | Scope 1+2 des installations opérées (14) | 39,7 | 37,0 | +7% | ||
8,3 | 8,2 | 8,5 | -2% | dont Oil & Gas | 32,5 | 33,1 | -2% | ||
1,8 | 2,1 | 1,4 | +24% | dont CCGT | 7,2 | 3,8 | +86% | ||
14,7 | 14,0 | - | - | Scope 1+2 périmètre patrimonial | 56,1 | 53,7 | |||
+4% | |||||||||
107 | 90 | 108 | -1% | Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (15) | 389 | 400 | -3% | ||
58 | 65 | 75 | -22% | dont Scope 3 Pétrole Monde (16) | 254 | 285 | -11% | ||
Emissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles. | |||||||||
Hors effet Covid-19 pour les données d'émissions du 2T20 au 2T22 inclus. | |||||||||
4T22 | 3T22 | 4T21 | 4T22 | Emissions de Méthane (ktCH4) | 2022 | 2021 | 2022 | ||
vs | vs | ||||||||
4T21 | 2021 | ||||||||
11 | 10 | 12 | -8% | Émissions de méthane des installations opérées | 42 | 49 | -14% | ||
10 | 14 | - | - | Émissions de méthane périmètre patrimonial | 47 | 51 | -8% | ||
Émissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.
L'évolution des émissions Scope 1+2 des installations opérées sur l'année 2022 résulte principalement de l'utilisation en hausse des centrales électriques sur base gaz (7,2 Mt en 2022 versus 3,8 Mt en 2021), dans le contexte de baisse de la disponibilité des centrales nucléaires en France, ainsi que du démarrage de la centrale de Landivisiau. A l'inverse, les émissions des activités Oil & Gas ont baissé de 2%.
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.
- 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).
- 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 les chaînes de valeur pétrole, biocarburants ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes. Pour TotalEnergies, en 2022, le calcul des émissions de GES Scope 3 pour les chaines de valeur pétrole et biocarburants prend en compte les ventes de produits pétroliers et biocarburants (supérieures à la production) et pour la chaîne de valeur gaz la production (supérieure aux ventes sous forme de GNL ou dans le cadre de marketing aux clients B2B/B2C).
- Émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées aux ventes de produits pétroliers.
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3.3 Production*
4T22 | 3T22 | 4T21 | 4T22 | Production d'hydrocarbures | 2022 | 2021 | 2022 |
vs | vs | ||||||
4T21 | 2021 | ||||||
2 812 | 2 669 | 2 852 | -1% | Production d'hydrocarbures (kbep/j) | 2 765 | 2 819 | -2% |
1 357 | 1 298 | 1 278 | +6% | Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) | 1 307 | 1 274 | +3% |
1 455 | 1 371 | 1 574 | -8% | Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) | 1 458 | 1 545 | -6% |
2 812 | 2 669 | 2 852 | -1% | Production d'hydrocarbures (kbep/j) | 2 765 | 2 819 | -2% |
1 570 | 1 494 | 1 509 | +4% | Liquides (kb/j) | 1 519 | 1 500 | +1% |
6 681 | 6 367 | 7 328 | -9% | Gaz (Mpc/j) | 6 759 | 7 203 | -6% |
- Production de la Compagnie = production de l'EP + production d'iGRP.
La production d'hydrocarbures, de 2 812 milliers de barils équivalents pétrole au quatrième trimestre, est en hausse de 5% sur le trimestre, bénéficiant de la montée en puissance des projets (Mero 1 au Brésil, Ikike au Nigéria), du retour de la production de Kashagan au Kazakhstan, de travaux de maintenance en baisse (en particulier sur Ichthys en Australie), malgré la sortie du champ de Termokarstovoye, en Russie.
La production d'hydrocarbures a été de 2 765 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) en 2022, en baisse de 2% sur un an, en raison des éléments suivants :
- +3% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets notamment Clov Phase 2 et Zinia Phase 2 en Angola, Mero 1 au Brésil et Ikike au Nigéria,
- +2% lié à l'augmentation des quotas de production des pays de l'OPEP+,
- -3%d'effet périmètre, notamment lié à la fin des licences d'exploitation de Qatargas 1 et de Bongkot North en Thaïlande, au retrait effectif du Myanmar, à la sortie des champs de Termokarstovoye et Kharyaga en Russie, partiellement compensés par l'entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil,
- -1%lié à des réductions de production liées à la sécurité en Libye et au Nigéria,
- -1%lié à l'effet prix,
- -2%lié au déclin naturel des champs.
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TotalEnergies SE published this content on 08 February 2023 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 08 February 2023 14:22:54 UTC.
