TotalEnergies : Résultats du quatrième trimestre 2022 et de l’année 2022

Regulatory News:

TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :

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$, soit 27% de son cash-flow) pour afficher un gearing de 7% à fin 2022. De plus, la Compagnie a veillé à l’équilibre du partage de la valeur avec ses salariés (prime exceptionnelle d’un mois de salaire* et hausse des salaires tenant compte de l’inflation constatée dans les différents pays) et avec ses clients en menant des opérations de rabais commerciaux sur divers produits énergétiques pour atténuer la hausse des prix de l’énergie. Les Etats ont par ailleurs bénéficié de plus de 33 G$ 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 à 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. »

1. Faits marquants⁽³⁾

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

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

* Taux de change moyen €-$ : 1,0205 au 4^ème trimestre 2022 et 1,0530 en 2022.

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 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⁾

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.

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%.

3.3 Production*

* 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.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)

4.1.1 Résultats iGRP

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location, hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables.
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Au quatrième trimestre 2022 :

• le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à 2 889 M$, en hausse de 5% sur un an, principalement du fait de la contribution croissante de l’activité Integrated Power,
• la marge brute d’autofinancement du secteur iGRP s’est établie à 3 127 M$, en hausse de 28% sur un an, principalement du fait de la performance de l’activité Integrated LNG ayant tiré parti de la hausse des prix et de la contribution croissante des activités Integrated Power,
• le besoin en fonds de roulement s’est accru au cours du trimestre compte tenu des appels de marge dans les activités de fourniture de gaz et d’électricité.

Sur l’année 2022 :

• le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à 12 144 M$, en hausse de 95% sur un an, grâce à son portefeuille GNL intégré et en particulier ses capacités de regazéification en Europe qui lui ont permis de tirer parti de l’environnement de prix favorable, et grâce à la croissance de l’activité Integrated Power,
• la marge brute d’autofinancement du secteur iGRP s’est établie à 10 754 M$ sur l’année 2022, en hausse de 76% sur un an, pour les mêmes raisons.

A compter du premier trimestre 2023, les résultats du secteur iGRP seront présentés selon deux secteurs :

• Integrated LNG couvrant les activités de production et de négoce de GNL ainsi que les activités biogaz et hydrogène,
• Integrated Power couvrant les activités de génération, stockage, négoce d’électricité et de distribution B2B B2C de gaz-électricité.

4.1.2 Integrated LNG

* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.

La production de GNL, de 4,4 Mt au quatrième trimestre, est en hausse de 10% par rapport au trimestre précédent, Ichthys LNG, en Australie, ayant bénéficié d’un trimestre complet suite à la maintenance planifiée au troisième trimestre. Elle affiche une baisse de 2% sur l’année, impactée par la fin de la licence d’exploitation de Qatargas 1 et les problèmes d’approvisionnement de Nigeria LNG, malgré le redémarrage de Snøhvit, en Norvège, au deuxième trimestre.

Les ventes totales de GNL sont en hausse de 22% sur le trimestre et de 15% sur l’année, soutenues par le fort appel de GNL en Europe.

Le résultat opérationnel net ajusté de l’activité Integrated LNG s’est établi à 11,2 G$ en 2022, soit le double de la contribution de 5,6 G$ de 2021, son portefeuille GNL intégré et en particulier ses capacités de regazéification en Europe lui ayant permis de tirer parti de l’environnement de prix favorable.

La marge brute d’autofinancement de l’activité Integrated LNG s’est établie à 9,8 G$ en 2022, en hausse de près de 80% par rapport à la contribution de 5,5 G$ en 2021, pour la même raison.

4.1.3 Integrated Power

⁽¹⁾ Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
⁽²⁾ Dont 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group à partir du troisième trimestre 2022.
⁽³⁾ Données à fin de période.
⁽⁴⁾ Solaire, éolien, hydroélectricité et centrales à gaz à cycle combiné.
⁽⁵⁾ Somme des quotes-parts TotalEnergies (% de détention) des EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) des sociétés du périmètre Integrated Power (dénommé Électricité & Renouvelables jusqu’au 4^ème trimestre 2022), indépendamment de leur mode de consolidation.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 16,8 GW à fin 2022 en hausse de 6,5 GW sur un an, dont près de 4 GW liés à l’acquisition de 50% de Clearway Energy Group aux Etats-Unis et 0,8 GW liés au démarrage du projet photovoltaïque d’Al Kharsaah au Qatar.

La production nette d’électricité s’établit à 9,4 TWh sur le trimestre et à 33,2 TWh sur 2022, en hausse de 57% sur un an grâce aux taux d’utilisation plus élevés des centrales électriques flexibles (CCGT) ainsi qu’à la croissance de 53% de la production d’électricité de sources renouvelables.

Le résultat opérationnel net ajusté de l’activité Integrated Power s’est établi à 1,0 G$ en 2022, en hausse de près de 60% par rapport à la contribution de 0,6 G$ de 2021, tirée par la croissance de la génération d’électricité.

La marge brute d’autofinancement de l’activité Integrated Power s’est établie à 1,0 G$ en 2022, en hausse de près de 50% par rapport à la contribution de 0,7 G$ en 2021, pour la même raison.

4.2 Exploration-Production

4.2.1 Production

4.2.2 Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** 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).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à :

• 3 528 M$ au quatrième trimestre 2022 :
  • stable sur un an, grâce à la hausse des prix du pétrole et malgré la hausse de la fiscalité, en particulier au Royaume-Uni,
  • en baisse de 16% sur le trimestre, en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz,
• 17 479 M$ en 2022, en hausse de 67% sur un an, grâce à la hausse des prix du pétrole et du gaz.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à :

• 4 988 M$ au quatrième trimestre 2022 :
  • en baisse de 12% sur un an, en raison de la hausse de la fiscalité, en particulier au Royaume-Uni, et malgré la hausse des prix du pétrole,
  • en baisse de 22% sur le trimestre, en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz, et malgré la hausse de la production,
• 26 080 M$ en 2022, en hausse de 39% sur un an, grâce à la hausse des prix du pétrole et du gaz.

L’impact de l’Energy Profit Levy (EPL) au Royaume-Uni sur le résultat courant s’élève à 0,4 G$ au quatrième trimestre et 1,0 G$ sur 2022. L’impact négatif de l’EPL sur la position d’impôts différés est comptabilisé en éléments non récurrents, et s’élève à 0,6 G$ sur 2022, dont 0,3 G$ au quatrième trimestre.

4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.3.1 Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

4.4 Raffinage-Chimie

4.4.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation

* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année, hors Grandpuits (définitivement arrêtée au 1^er trimestre 2021) pour 2021 et hors Lindsey (cédée) à partir du 2^ème trimestre 2021.

* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année.

Les volumes raffinés sont :

• en baisse de 13% sur le trimestre en raison de l’impact des grèves sur les installations françaises et d’un arrêt planifié sur la plateforme d’Anvers en Belgique,
• en hausse de 9% sur un an au quatrième trimestre 2022, en raison de la reprise de la demande notamment en Europe et aux États-Unis et du redémarrage de la raffinerie de Donges en France au deuxième trimestre 2022, partiellement compensés par les éléments précédents,
• en hausse de 25% sur l’année 2022, en raison de la hausse du taux d’utilisation des raffineries.

La production de produits pétrochimiques est :

• en baisse sur un an au quatrième trimestre 2022 de 25% pour les monomères et 26% pour les polymères, en raison de l’impact des grèves sur les installations françaises et d’un arrêt non planifié sur la plateforme de BTP aux Etats-Unis,
• en baisse sur l’année 2022 de 13% pour les monomères et 8% pour les polymères, après la très forte hausse post-Covid observée en 2021.

4.4.2 Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à :

• 1 487 M$ au quatrième trimestre 2022 :
  • en baisse de 23% sur le trimestre, en raison de l’impact des grèves en France, d’une maintenance planifiée sur la raffinerie d’Anvers, et de conditions de marché moins favorables dans la pétrochimie,
  • 2,7 fois supérieur à celui du quatrième trimestre 2021, porté par les niveaux élevés des marges de raffinage,
• 7 302 M$ en 2022, multiplié par 3,8 sur un an, en raison du niveau élevé des marges de raffinage en Europe et aux Etats-Unis et de meilleurs taux d’utilisation des raffineries.

La marge brute d’autofinancement est de 1 144 M$ au quatrième trimestre 2022, en baisse de 47% sur le trimestre notamment en raison de l’impact au quatrième trimestre de la contribution européenne de solidarité pour les activités de raffinage à hauteur de 719 M$ sur 2022. Elle est en hausse de 32% au quatrième trimestre 2022 sur un an grâce à la hausse des marges et s’affiche sur l’année 2022 à 7 704 M$, 2,6 fois supérieure à 2021, grâce à la hausse des marges et des volumes raffinés.

4.5 Marketing & Services

4.5.1 Ventes de produits pétroliers

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage.

Au quatrième trimestre 2022, les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 3% sur un trimestre et de 7% sur un an, en raison d’une baisse de demande liée aux prix élevés des produits pétroliers et aux températures supérieures à la normale en Europe pour le fioul domestique.

Les ventes de l’année 2022 sont en légère baisse de 2% sur un an, la baisse des ventes aux clients professionnels et industriels notamment en Europe ayant été partiellement compensée par la reprise des activités aviation et réseau au niveau mondial.

4.5.2 Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 1 550 M$ sur l’année 2022, en baisse de 4% sur un an, principalement impacté par l’évolution du taux de change €-$.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 2 365 M$ sur l’année 2022, en baisse de 7% sur un an.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 8 238 M$ au quatrième trimestre 2022, contre 7 316 M$ un an auparavant, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz et des marges de raffinage,
• 38 475 M$ sur l’année 2022, contre 20 209 M$ un an auparavant, pour les mêmes raisons.

5.2 Résultat net ajusté part TotalEnergies

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 7 561 M$ au quatrième trimestre 2022 contre 6 825 M$ au quatrième trimestre 2021, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz, et des marges de raffinage.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur⁽¹⁷⁾.

Les éléments d’ajustement du résultat net⁽¹⁸⁾ représentent un montant de -4 297 M$ au quatrième trimestre 2022, constitués principalement de :

• -3,8 G$ de dépréciations et provisions exceptionnelles, dont notamment -4,1 G$ sur la Russie (déconsolidation de Novatek) et une reprise de dépréciation de +0,7 G$ sur le Canada,

• -0,7 G$ d’effet de stock,
• -1,4 G$ liés aux impacts de la contribution européenne de solidarité, de l’Energy Profits Levy sur la position d’impôt différé au Royaume-Uni, et de la contribution sur rente inframarginale en France,
• +2,0 G$ d’effets de variations de juste valeur.

Sur l’année, ces éléments représentent un montant de -15 671 M$, constitués principalement de :

• -15,7 G$ de dépréciations et provisions exceptionnelles, dont notamment -14,8 G$ sur la Russie et -1,0 G$ lié au retrait du projet North Platte aux Etats-Unis,
• -1,7 G$ liés aux impacts de la contribution européenne de solidarité, de l’Energy Profits Levy sur la position d’impôt différé au Royaume-Uni, et de la contribution sur rente inframarginale en France,
• +1.4 G$ de plus-value de cession partielle des titres SunPower et la revalorisation de la quote-part conservée et consolidée par mise en équivalence,
• +1,1 G$ d’effets de variations de juste valeur.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies s’est établi à 41,4% au quatrième trimestre 2022, contre 44,1% au troisième trimestre 2022, principalement du fait de la baisse du taux d’imposition de l’Exploration-Production, liée à la baisse des prix du pétrole et du gaz.

En 2022, le taux moyen d’imposition de la Compagnie s’établit à 40,9%, contre 37,9% en 2021, principalement du fait de la hausse du taux d’imposition de l’Exploration-Production, liée notamment à la hausse des prix du pétrole et du gaz. L’impôt courant sur le résultat et les taxes à la production s’élèvent à 33,0 G$ en 2022, contre 15,9 G$ en 2021.

5.3 Résultat net ajusté par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :

• 2,97 $ au quatrième trimestre 2022, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 522 millions, contre 2,55 $ un an plus tôt,
• 13,94 $ sur l’année 2022, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 572 millions, contre 6,68 $ un an plus tôt.

Au 31 décembre 2022, le nombre d’actions dilué était de 2 502 millions.

Dans le cadre de sa politique de retour à l’actionnaire, comme annoncé en octobre 2022, TotalEnergies a procédé au quatrième trimestre 2022 au rachat de 34,7 millions d’actions en vue de leur annulation, pour un montant de 2 G$. Sur l’année 2022, 128,9 millions d’actions ont été rachetées en vue de leur annulation, soit 4,92% du capital social, pour un montant de 7 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

• 292 M$ au quatrième trimestre 2022, notamment au titre de l’acquisition de 4,08% supplémentaires sur les concessions de Waha, en Libye,

• 5 872 M$ sur l’année 2022 liés à l’élément ci-dessus ainsi qu’aux paiements liés à l’attribution des contrats de partage de production d’Atapu et Sépia au Brésil, à l’acquisition d’une participation dans Clearway Energy Group et au bonus lié à la concession éolien offshore de New York Bight aux Etats-Unis.

Les cessions ont représenté :

• 425 M$ au quatrième trimestre 2022, en lien notamment avec des cessions partielles d’actifs de l’activité Integrated Power et la cession des intérêts dans le bloc 14, en Angola,
• 1 421 M$ sur l’année 2022 lié aux éléments ci-dessus ainsi qu’à la cession par SunPower de ses titres Enphase, la cession partielle de l’usine de génération électrique de Landivisiau en France, la vente de la participation dans le champ de Sarsang en Irak, et un paiement complémentaire lié à la cession en 2020 des intérêts dans le bloc offshore CA1 au Brunei.

5.5 Cash-flow net

Le cash-flow net⁽¹⁹⁾ de TotalEnergies ressort à :

• 5 333 M$ au quatrième trimestre 2022 contre 5 076 M$ un an auparavant, compte tenu de la baisse de 226 M$ de la marge brute d’autofinancement et de la baisse de 483 M$ des investissements nets à 3 802 M$ ce trimestre,
• 29 426 M$ sur l’année 2022 contre 15 833 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 16,6 G$ de la marge brute d’autofinancement et de la hausse de 3,0 G$ des investissements nets à 16 303 M$ cette année.

Le flux de trésorerie d’exploitation de 5 618 M$ sur le trimestre, comparé à la marge brute d’autofinancement de 9 135 M$, est impacté par une augmentation du besoin en fonds de roulement de 3,1 G$ portée principalement par :

• une baisse des dettes fiscales liée au rythme de paiement des impôts et à la baisse des prix du pétrole et du gaz, notamment en Norvège et au Royaume-Uni, partiellement compensée par la contribution européenne de solidarité,
• l’augmentation des appels de marge et la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et d’électricité,
• l’effet prix et volume sur les stocks.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 32,5% sur la période du 1^er janvier 2022 au 31 décembre 2022.

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 28,2% sur la période du 1^er janvier 2022 au 31 décembre 2022.

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 7 835 millions d’euros sur l’année 2022, contre 6 868 millions d’euros un an auparavant.

7. Sensibilités sur l’année 2023*

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2023. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie.
** Environnement Brent à 80 $/b.

La révision des sensibilités sur 2023 du résultat opérationnel net ajusté et de la marge brute d’autofinancement tient compte notamment de l’Energy Profit Levy au Royaume-Uni et de la déconsolidation de la participation dans la société PAO Novatek.

8. Perspectives sur l’année 2023

En ce début d’année 2023, les marchés du pétrole évoluent entre 80 $/b et 90 $/b dans un environnement incertain où le possible ralentissement économique à l’échelle mondiale pourrait être contrebalancé par le redémarrage de la Chine, la demande mondiale étant attendue en 2023 en croissance à plus de 100 Mb/j. Dans ce contexte, les pays de l’OPEP+ ont affiché leur volonté de maintenir les prix à des niveaux supérieurs à 80 $/b. Les marges de raffinage en Europe, notamment sur les distillats, devraient rester soutenues par les effets de l’embargo européen sur les produits pétroliers russes à compter du 5 février 2023.

Les tensions sur les prix du gaz européen constatées en 2022 devraient perdurer en 2023, la croissance limitée de la production mondiale de GNL devant à la fois satisfaire une demande de GNL en Europe en hausse pour remplacer le gaz russe reçu en 2022 et la reprise attendue de la demande de GNL en Chine.

Depuis le 31 décembre 2022, la production liée à la participation de TotalEnergies dans Novatek, de 0,3 Mbep/j en 2022, n’est plus comptabilisée. TotalEnergies anticipe une croissance de sa production d’hydrocarbures sur l’année 2023 d’environ 2% à 2,5 Mbep/j, portée notamment par trois démarrages principaux prévus cette année : le bloc 10 en Oman, Mero 2 au Brésil, et Absheron en Azerbaïdjan.

Poursuivant sa dynamique de croissance dans le GNL, TotalEnergies renforce en 2023 sa position unique en Europe avec la mise en service de deux terminaux flottants de regazéification dont le premier, situé à Lubmin en Allemagne, est déjà opérationnel.

Ayant atteint 1 G$ de cash-flow en 2022, l’activité Integrated Power poursuit sa croissance en 2023 avec une production d’électricité anticipée à plus de 40 TWh en hausse de 30% par rapport à 2022, bénéficiant de la pleine intégration de Total Eren et conduisant à un cash-flow attendu en hausse dans les mêmes proportions.

La mise en œuvre d’un programme d’efficacité énergétique renforcera la compétitivité de l‘Aval, lui permettant de tirer parti d’un environnement de raffinage européen favorable.

En 2023, TotalEnergies prévoit des investissements nets à hauteur de 16 à 18 G$, dont 5 G$ dédiés aux énergies bas carbone.

Conforté par la solidité du bilan de la Compagnie et par ses perspectives de génération de cash, le Conseil d’administration a confirmé une politique de retour à l’actionnaire pour 2023 visant un cash pay-out entre 35% et 40% et les priorités d’allocation du cash-flow suivantes :

• un dividende ordinaire durable à travers les cycles, qui n’a pas baissé pendant la crise du Covid, et dont la hausse est soutenue par la croissance structurelle du cash-flow,
• des investissements en appui d’une stratégie équilibrée entre les diverses énergies,
• le maintien d’un bilan solide avec un objectif de notation à un niveau « AA »,
• des rachats d’actions pour partager l’excédent de cash-flow généré à prix élevés et éventuellement la distribution de dividende exceptionnel en cas de prix très élevés.

Pour 2023, cette politique de retour à l’actionnaire combinera d’une part une augmentation des acomptes sur dividende de 7,2% à 0,74 € par action et d’autre part des rachats d’actions prévus à hauteur de 2 G$ pour le premier trimestre.

TotalEnergies confirme son projet de spin-off de sa filiale, TotalEnergies EP Canada, en l’introduisant à la bourse de Toronto. TotalEnergies a l'intention de conserver une participation de 30% dans l'entité cotée et de distribuer 70% des actions aux actionnaires de TotalEnergies SE, sous forme d'un dividende exceptionnel en nature. Cette opération serait soumise au vote de l’Assemblée générale annuelle des actionnaires du 26 mai 2023.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 11h00 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 70 91 87 03. L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.

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9. Résultats des actifs russes

Les capitaux employés par TotalEnergies en Russie au 31 décembre 2022 ressortent à 2 874 M$ après prise en compte des effets de la déconsolidation de la participation dans Novatek dans les comptes pour 4,1 G$.

10. Principales données opérationnelles des secteurs

10.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production + iGRP)

10.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

* Oléfines, Polymères.

10.3 Renouvelables

⁽¹⁾ Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd et 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group.
⁽²⁾ Données à fin de période.

11. Éléments d’ajustement du résultat net part TotalEnergies

12. Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états financiers consolidés

12.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies à l’EBITDA ajusté

12.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA ajusté et au résultat net part TotalEnergies

13. Investissements – Désinvestissements

* Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire.

14. Cash-flow

* 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.
Les chiffres historiques ont été retraités pour annuler l’impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP.
** La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP.

15. Ratio d’endettement

⁽¹⁾ Hors créances et dettes de location.
⁽²⁾ Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.

16. Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1^er janvier 2022 au 31 décembre 2022

Période du 1^er octobre 2021 au 30 septembre 2022

Période du 1^er janvier 2021 au 31 décembre 2021

* Au coût de remplacement (retraités de l’effet de stock après impôts).

Avertissement :

Les termes « TotalEnergies », « compagnie TotalEnergies » et « Compagnie » qui figurent dans ce document sont utilisés pour désigner TotalEnergies SE et les entités consolidées que TotalEnergies SE contrôle directement ou indirectement. De même, les termes « nous », « nos », « notre » peuvent également être utilisés pour faire référence à ces entités ou à leurs collaborateurs. Les entités dans lesquelles TotalEnergies SE détient directement ou indirectement une participation sont des personnes morales distinctes et autonomes.

Ce communiqué de presse présente les résultats du quatrième trimestre 2022 et de l’exercice 2022, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 décembre 2022 (non audités). Les procédures d’audit par les Commissaires aux Comptes sont en cours. Les états financiers consolidés (non audités) sont disponibles sur le site totalenergies.com. Ce document ne constitue pas le rapport financier annuel au sens de l’article L.451-1-2 du Code monétaire et financier.

Ce document peut contenir des déclarations prospectives (forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie industrielle de TotalEnergies. Il peut notamment contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre ne dépendent pas que de TotalEnergies. Ces déclarations prospectives peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document.

Ces déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux de change, ainsi que les évolutions économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines informations financières reposent sur des estimations notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles dépréciations d’actifs.

Ni TotalEnergies SE ni aucune de ses filiales ne prennent l’engagement ou la responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs décrits dans les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »).

L’information financière sectorielle est présentée selon les principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la marge brute d’autofinancement (MBA), le taux de retour à l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la performance de TotalEnergies.

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.

(ii) l’effet de stock

Les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents de TotalEnergies.

Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non par la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement.

(iii) l’effet des variations de juste valeur

L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour certaines transactions, à des différences entre la mesure interne de la performance utilisée par la Direction générale de TotalEnergies et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.

Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward.

Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.

Enfin, TotalEnergies souscrit des instruments dérivés dans le but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs opérationnels. En application des normes IFRS, ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au dénouement des transactions.

Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et hors effet des variations de juste valeur.

Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars convertis sur la base des taux de change moyen euro/US dollar (€-$) des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité tenue en euros.

Avertissement aux investisseurs américains - La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes "réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TotalEnergies SE, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce document est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.

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⁽¹⁾ Définitions en page 3.
⁽²⁾ 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.
⁽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.
⁽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.
⁽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 20).
⁽¹⁰⁾ Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 20).
⁽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 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.
⁽¹²⁾ DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d’autofinancement hors frais financiers.
⁽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 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).
⁽¹⁶⁾ Émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées aux ventes de produits pétroliers.
⁽¹⁷⁾ Ces éléments d’ajustement sont explicités page 22.
⁽¹⁸⁾ Le total des éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 18 ainsi que dans les annexes aux comptes.
⁽¹⁹⁾ Cash-flow net = marge brute d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle).

Comptes TotalEnergies
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Comptes consolidés du quatrième trimestre et de l’année 2022, normes IFRS