TotalEnergies bénéficie d’un environnement très favorable au 4^ème trimestre et affiche sur l’année 2021 un cash-flow net de plus de 15 G$

PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE), 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 4^ème 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 4^ème 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 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 :
  • Démarrage de la production d’électricité du parc éolien offshore de Yunlin (capacité totale de 640 MW), au large de Taïwan
  • Obtention avec Green Investment Group (GIG) et RIDG d’une concession pour développer un parc éolien offshore de 2 GW en Écosse
• Solaire :
  • 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
  • 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 13^ème tranche de l’appel d’offres CRE 4
• Stockage :
  • Mise en service du plus grand site de stockage d’électricité par batteries (61 MW) en France
• Mobilité électrique :
  • 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
• 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 :
  • 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
  • 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

   

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

* Taux de change moyen €-$ : 1,1435 au 4^ème trimestre 2021 et 1,1827 en 2021.

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 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⁾

* Émissions estimées.

3.3 Production*

* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’iGRP.

La production d’hydrocarbures a été de 2 852 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au quatrième trimestre 2021, stable 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, et le train 4 de Yamal LNG, ainsi que la reprise de la production en Libye,
• +3% lié à l’augmentation des quotas de production des pays de l’OPEP+,
• -1% d’effet périmètre, notamment lié à la cession de l’actif Utica aux États-Unis et aux cessions d’actifs non opérés notamment au Gabon,
• -1% lié à l’effet prix,
• -1% lié à des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés, notamment au Canada, au Nigéria et au Royaume-Uni,
• -2% lié au déclin naturel des champs.

La production d’hydrocarbures a été de 2 819 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) sur l’année 2021, 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 North Russkoye en Russie, Iara au Brésil et Johan Sverdrup en Norvège, ainsi que la reprise de la production en Libye,
• +3% lié à l’augmentation de la demande de gaz et des quotas de production des pays de l’OPEP+,
• -1% d’effet périmètre, notamment lié aux cessions d’actifs au Royaume-Uni et du bloc CA1 au Brunei,
• -1% lié à l’effet prix,
• -3% lié à des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés, notamment au Royaume-Uni et en Norvège (Snøhvit),
• -3% 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

* 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 est en hausse de 6% sur un an au quatrième trimestre 2021, des maintenances non planifiées ayant impacté la production du quatrième trimestre 2020. Elle est stable sur l’année 2021.

Les ventes totales de GNL, soutenues par la hausse de la production de Cameron LNG et de Freeport LNG aux États-Unis, sont en forte hausse sur un an de 16% au quatrième trimestre 2021 et de 10% sur l’année 2021.

⁽¹⁾ Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.

⁽²⁾ Données à fin de période.

⁽³⁾ Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés.

⁽⁴⁾ Somme des quote-part TotalEnergies (% de détention) des EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) des sociétés du périmètre Renouvelables et Électricité, indépendamment de leur mode de consolidation.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable croît à 10,3 GW à la fin du quatrième trimestre 2021 en hausse de 800 MW, notamment grâce à la poursuite de la croissance des mises en opération en Inde et la mise en service du site de stockage d’électricité par batteries de Dunkerque en France.

La production nette d’électricité s’établit à 6,7 TWh au quatrième trimestre 2021, en hausse de 57% sur un an, grâce à la forte croissance de la production d’électricité de sources renouvelables ainsi que celle des centrales à cycle combiné au gaz naturel (CCGT), renforcée par l’acquisition de quatre centrales en France et en Espagne au quatrième trimestre 2020.

L’EBITDA ajusté part TotalEnergies de l’activité Renouvelables et Électricité s’élève à 447 M$ au quatrième trimestre 2021 et a été multiplié par 2,5 sur un an, porté par la forte croissance de la production d’électricité, et a pleinement tiré parti de l’intégration sur la chaine de valeur de l’électricité en Europe.

4.1.2 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, hors impact des contrats compatibilisés 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.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à :

• 2 759 M$ au quatrième trimestre 2021, multiplié par 10,9 sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne performance des activités de négoce de gaz, de GNL et d’électricité,
• 6 243 M$ sur l’année 2021, multiplié par 3,5 sur un an, pour les mêmes raisons.

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

• 2 440 M$ au quatrième trimestre 2021, 2,3 fois plus qu’au quatrième trimestre 2020, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne performance des activités de négoce de gaz, de GNL et d’électricité,
• 6 124 M$ sur l’année 2021, en hausse de 79% sur un an, pour les mêmes raisons.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de -57 M$ sur le trimestre et 827 M$ sur l’année 2021, principalement en raison des variations des appels de marge liés aux mécanismes de couverture dans un contexte de forte volatilité des marchés du gaz et de l’électricité.

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 :

• 3 525 M$ au quatrième trimestre 2021, plus de trois fois supérieur au quatrième trimestre 2020, grâce à la forte hausse des prix du pétrole et du gaz,
• 10 439 M$ sur l’année 2021, plus de quatre fois supérieur à l’année 2020, pour les mêmes raisons.

Contacts

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Relations Investisseurs : +33 (0)1 47 44 46 46 l ir@totalenergies.com

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