TotalEnergies affiche un résultat net IFRS de 5,7 G$
et accélère sa transformation avec trois opérations majeures dans le GNL,
l’électricité renouvelable et l’hydrogène vert
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
|
2T22 |
|
Variation |
|
1S22 |
|
Variation |
||
| Résultat net part TotalEnergies (G$) |
5,7 |
|
x2.6 |
|
10,6 |
|
+92% |
|
| Résultat net ajusté part TotalEnergies(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– en milliards de dollars (G$) |
9,8 |
|
x2.8 |
|
18,8 |
|
x2.9 |
|
|
– en dollar par action |
3,75 |
|
x2.9 |
|
7,14 |
|
x3 |
|
| EBITDA ajusté(1) (G$) |
18,7 |
|
x2.2 |
|
36,2 |
|
x2.1 |
|
| DACF(1) (G$) |
13,6 |
|
x2 |
|
25,6 |
|
x2 |
|
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
16,3 |
|
x2.2 |
|
23,9 |
|
+82% |
|
| Ratio d’endettement(2) de 9,8% au 30 juin 2022 contre 12,5% au 31 mars 2022 | ||||||||
| Deuxième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2022 de 0,69 €/action | ||||||||
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 27 juillet 2022 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2022. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Les effets de l’invasion de l’Ukraine par la Russie sur les marchés énergétiques se sont poursuivis au deuxième trimestre, les prix du pétrole dépassant les 110 $/b en moyenne sur le trimestre, les marges de raffinage atteignant des niveaux exceptionnellement élevés, les prix du gaz demeurant au-delà des parités pétrole en Europe et en Asie.
Dans ce contexte, TotalEnergies s’est mobilisée afin d’accroître son offre, contribuant ainsi à la sécurité énergétique : les ventes de GNL ont atteint 25 Mt sur le semestre, dont 60% en Europe, et les raffineries de TotalEnergies ont enregistré un taux d’utilisation de près de 90%.
En ligne avec la priorité donnée par le Conseil d’administration à l’accélération de la transformation de la Compagnie, TotalEnergies a annoncé trois prises de participation majeures : dans le projet GNL géant NFE au Qatar, dans Clearway, cinquième acteur américain des énergies renouvelables, et dans un projet de production massive d’hydrogène vert en Inde en partenariat avec Adani.
La Compagnie réalise au deuxième trimestre 2022 un résultat net ajusté de 9,8 G$ et un résultat net IFRS de 5,7 G$. TotalEnergies a en effet inscrit dans ses comptes une nouvelle provision de 3,5 G$ liée principalement à la prise en compte de l’impact potentiel des sanctions internationales sur la valeur de sa participation dans Novatek. Hors Russie, le résultat net ajusté est de 9,1 G$.
Le secteur iGRP (integrated Gas, Renewables & Power) réalise un résultat opérationnel net ajusté de 2,6 G$ et un cash-flow de 2,4 G$ au deuxième trimestre 2022, confortant les niveaux atteints au cours des trimestres précédents.
L’Exploration Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 4,7 G$ et un cash-flow de 7,4 G$, malgré une baisse de sa production ce trimestre, liée à des arrêts de maintenance planifiés et à des interruptions au Nigéria et en Libye pour des raisons de sécurité. TotalEnergies a approuvé le lancement des projets Ballymore aux Etats-Unis, Begonia, CLOV Phase 3 en Angola, ainsi qu’Eldfisk North en Norvège.
L’Aval a bénéficié de marges de raffinage très élevées sur les distillats et l’essence pour afficher un résultat opérationnel net ajusté de 3,2 G$, en forte hausse sur le trimestre, et un cash-flow de 3,5 G$. Dans ce contexte, la Compagnie a annoncé un programme de réduction des prix à la pompe au bénéfice de ses consommateurs français.
La marge brute d’autofinancement s’établit à 13,2 G$ (12,4 G$ hors Russie) et le cash-flow libre(3) à 4,5 G$, après rachat de 2 G$ d’actions au deuxième trimestre comme annoncé. La Compagnie réduit ainsi son ratio d’endettement à moins de 10%.
Conforté par ces résultats, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un deuxième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2022 d’un montant de 0,69 €/action, en hausse de 5% sur un an, et a autorisé la Compagnie à poursuivre les rachats d’actions jusqu’à 2 G$ au troisième trimestre. »
1. Faits marquants(4)
Responsabilité sociétale et environnementale
- Résolution climat 2022 approuvée à 89% par les actionnaires lors de l’Assemblée générale du 25 mai 2022
- Lancement d’une campagne mondiale de détection et mesure des émissions de méthane par drone
- Programme de réduction des prix des carburants jusqu’à la fin de l’année 2022 dans les stations-service en France
Renouvelables et Électricité
- Acquisition de 50% de Clearway Energy Group, acteur majeur aux Etats-Unis, disposant de 7,7 GW d’actifs solaires et éoliens en opération ainsi que d’un portefeuille de 25 GW en développement
- Éolien offshore : obtention d’une concession maritime pour développer un parc éolien offshore de 1 GW sur la côte Est des Etats-Unis, au large de la Caroline du Nord
-
Solaire :
- Création d’une coentreprise avec ENEOS pour développer la production d’énergie décentralisée pour les clients B2B en Asie, avec un objectif de 2 GW de capacités dans les 5 prochaines années
- Acquisition de Core Solar qui dispose d’un pipeline de projets de 4 GW aux Etats-Unis
- Lancement du programme d’accélération de start-up TotalEnergies ON dédié aux business de l’électricité avec l’accueil des 10 premières start-up sélectionnées
GNL
- Prise d’une participation de 6,25% dans le projet GNL North Field East au Qatar d’une capacité de 32 Mt/an
- Lancement du FEED du projet d’extension de Cameron LNG aux USA d’une capacité de 6,75 Mt/an
- Lancement du FEED pour les installations amont du projet Papua LNG, en Papouasie-Nouvelle-Guinée
- Signature d’un contrat de vente de 600 kt/an de GNL sur 15 ans avec Hanwha Energy, en Corée du Sud
Amont
- Démarrage de la production de la première phase du champ de Mero au Brésil, via un FPSO d’une capacité de 180 000 b/j
- Approbation du développement du champ de Ballymore dans le Golfe du Mexique aux Etats-Unis, d’une capacité de production de 75 000 b/j, pour un démarrage prévu en 2025
- Extension de 25 ans des licences des blocs 404a et 208 dans le bassin de Berkine, en Algérie
- Accord en vue du transfert à Zarubezhneft des 20% d’intérêts résiduels dans le champ pétrolier de Kharyaga, en Russie
Aval et nouvelles molécules
- Démarrage du craqueur d’éthane de Port Arthur, aux Etats-Unis
- Hydrogène : acquisition d’une participation de 25% dans Adani New Industries Limited (ANIL), en vue de la production d’hydrogène vert en Inde
- Carburant durable : étude de faisabilité d’une unité de production de carburant aérien durable au Japon en coopération avec ENEOS
- Économie circulaire : accord commercial avec New Hope Energy pour la production de polymères à partir de plastique recyclé aux Etats-Unis
Puits de carbone
- Acquisition d’une participation de 49% dans la Compagnie des Bois du Gabon en vue de développer des puits naturels de carbone
- Lancement d’un projet de captage du CO2 pour décarboner la production de gaz naturel liquéfié de Cameron LNG aux Etats-Unis
2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(5)
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat par action et le nombre d’actions |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
18 737 |
|
17 424 |
|
8 667 |
|
x2.2 |
EBITDA ajusté (6) |
36 161 |
|
16 837 |
|
x2.1 |
||
|
10 500 |
|
9 458 |
|
4 032 |
|
x2.6 |
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
19 958 |
|
7 519 |
|
x2.7 |
||
|
4 719 |
|
5 015 |
|
2 213 |
|
x2.1 |
Exploration-Production |
9 734 |
|
4 188 |
|
x2.3 |
||
|
2 555 |
|
3 051 |
|
891 |
|
x2.9 |
Integrated Gas, Renewables & Power |
5 606 |
|
1 876 |
|
x3 |
||
|
2 760 |
|
1 120 |
|
511 |
|
x5.4 |
Raffinage-Chimie |
3 880 |
|
754 |
|
x5.1 |
||
|
466 |
|
272 |
|
417 |
|
+12% |
Marketing & Services |
738 |
|
701 |
|
+5% |
||
|
1 944 |
|
1 861 |
|
740 |
|
x2.6 |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
3 805 |
|
1 260 |
|
x3 |
||
|
39,4% |
|
38,7% |
|
34,3% |
|
|
Taux moyen d’imposition (7) |
39,0% |
|
34,4% |
|
|
||
|
9 796 |
|
8 977 |
|
3 463 |
|
x2.8 |
Résultat net ajusté part TotalEnergies |
18 773 |
|
6 466 |
|
x2.9 |
||
|
3,75 |
|
3,40 |
|
1,27 |
|
x2.9 |
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (8) |
7,14 |
|
2,38 |
|
x3 |
||
|
3,50 |
|
3,03 |
|
1,06 |
|
x3.3 |
Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
6,53 |
|
1,97 |
|
x3.3 |
||
|
2 592 |
|
2 614 |
|
2 646 |
|
-2% |
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 602 |
|
2 644 |
|
-2% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
5 692 |
|
4 944 |
|
2 206 |
|
x2.6 |
Résultat net part TotalEnergies |
10 636 |
|
5 550 |
|
+92% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2 819 |
|
1 981 |
|
2 802 |
|
+1% |
Investissements organiques (9) |
4 800 |
|
5 181 |
|
-7% |
||
|
2 076 |
|
922 |
|
396 |
|
x5.2 |
Acquisitions nettes (10) |
2 998 |
|
1 986 |
|
+51% |
||
|
4 895 |
|
2 903 |
|
3 198 |
|
+53% |
Investissements nets (11) |
7 798 |
|
7 167 |
|
+9% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
13 233 |
|
11 626 |
|
6 352 |
|
x2.1 |
Marge brute d’autofinancement (12) |
24 859 |
|
11 718 |
|
x2.1 |
||
|
13 631 |
|
11 995 |
|
6 761 |
|
x2 |
Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF) (13) |
25 626 |
|
12 511 |
|
x2 |
||
|
16 284 |
|
7 617 |
|
7 551 |
|
x2.2 |
Flux de trésorerie d’exploitation |
23 901 |
|
13 149 |
|
+82% |
* Taux de change moyen €-$ : 1,0647 au 2eme trimestre 2022 et 1,0934 au 1er semestre 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
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
|||
|
113,9 |
|
102,2 |
|
69,0 |
|
+65% |
Brent ($/b) |
107,9 |
|
65,0 |
|
+66% |
||
|
7,5 |
|
4,6 |
|
3,0 |
|
x2.5 |
Henry Hub ($/Mbtu) |
6,1 |
|
2,9 |
|
x2.1 |
||
|
22,2 |
|
32,3 |
|
8,7 |
|
x2.6 |
NBP ($/Mbtu) |
27,2 |
|
7,7 |
|
x3.5 |
||
|
27,0 |
|
31,1 |
|
10,0 |
|
x2.7 |
JKM ($/Mbtu) |
29,1 |
|
10,0 |
|
x2.9 |
||
|
102,9 |
|
90,1 |
|
62,9 |
|
+64% |
Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées |
96,3 |
|
59,7 |
|
+61% |
||
|
11,01 |
|
12,27 |
|
4,43 |
|
x2.5 |
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées |
11,65 |
|
4,23 |
|
x2.8 |
||
|
13,96 |
|
13,60 |
|
6,59 |
|
x2.1 |
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
13,77 |
|
6,33 |
|
x2.2 |
||
|
145,7 |
|
46,3 |
|
10,2 |
|
x14.3 |
Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t)** |
101,0 |
|
7,6 |
|
x13.3 |
* Les indicateurs sont indiqués en page 21.
** Cet indicateur représente la marge moyenne sur coûts variables réalisée par le raffinage de TotalEnergies en Europe (égale à la différence entre les ventes de produits raffinés réalisées par le raffinage européen de TotalEnergies et les achats de pétrole brut avec les coûts variables associés, divisée par les quantités raffinées en tonnes).
Le prix moyen de vente GNL s’élève à 13,96 $/Mbtu sur le trimestre et 13,77 $/Mbtu sur le semestre, plus du double des prix sur ces mêmes périodes en 2021, bénéficiant de façon différée de l’augmentation des indices pétrole et gaz sur les contrats long-terme ainsi que des prix spot élevés du gaz sur ces périodes.
3.2 Émissions de gaz à effet de serre(14)
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T22 |
Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e) |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
9,6 |
|
9,6 |
|
+12% |
Scope 1+2 des installations opérées (15) |
19,3 |
|
17,8* |
|
+9% |
||
|
13,4 |
|
14,0 |
|
– |
Scope 1+2 périmètre patrimonial |
27,4 |
|
– |
|
– |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
94* |
|
98* |
|
– |
Scope 3 Pétrole et Gaz Monde (16) |
192* |
|
193* |
|
– |
||
|
65* |
|
66* |
|
-5% |
dont Scope 3 Pétrole Monde (17) |
131* |
|
137* |
|
-4% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
63* |
|
66* |
|
+9% |
Scope 1+2+3 en Europe (18) |
129* |
|
121* |
|
+6% |
||
|
57* |
|
60* |
|
+8% |
dont Scope 3 en Europe |
117* |
|
111* |
|
+6% |
Emissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.
* Hors effet Covid-19.
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T22 |
Emissions de Méthane (ktCH4) |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
10 |
|
10 |
|
-11% |
Émissions de méthane des installations opérées |
20 |
|
24 |
|
-18% |
||
|
13 |
|
12 |
|
– |
Émissions de méthane périmètre patrimonial |
24 |
|
– |
|
– |
Émissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.
L’évolution des émissions Scope 1+2 des installations opérées résulte de l’utilisation à capacité élevée des centrales électriques sur base gaz (CCGT) et des raffineries en Europe, TotalEnergies s’étant mobilisée pour accroitre son offre et contribuer ainsi à la sécurité énergétique.
3.3 Production*
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
Production d’hydrocarbures |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
2 738 |
|
2 843 |
|
2 747 |
|
– |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 791 |
|
2 805 |
|
-0,5% |
||
|
1 268 |
|
1 305 |
|
1 258 |
|
+1% |
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 287 |
|
1 265 |
|
+2% |
||
|
1 470 |
|
1 538 |
|
1 489 |
|
-1% |
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 504 |
|
1 540 |
|
-2% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2 738 |
|
2 843 |
|
2 747 |
|
– |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 791 |
|
2 805 |
|
-0,5% |
||
|
1 483 |
|
1 527 |
|
1 464 |
|
+1% |
Liquides (kb/j) |
1 505 |
|
1 486 |
|
+1% |
||
|
6 835 |
|
7 162 |
|
7 017 |
|
-3% |
Gaz (Mpc/j) |
6 997 |
|
7 208 |
|
-3% |
* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’iGRP.
La production d’hydrocarbures a été de 2 738 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2022, stable sur un an, en raison des éléments suivants :
- +3% lié à l’augmentation des quotas de production des pays de l’OPEP+,
- +3% lié à une réduction des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés,
- +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets,
- -2% lié à des réductions de production liées à la sécurité en Libye et au Nigéria,
- -2% d’effet périmètre, notamment lié à la fin des licences d’exploitation de Qatargas 1 et de Bongkot North en Thaïlande, partiellement compensées par l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil,
- -1% lié à l’effet prix,
- -3% lié au déclin naturel des champs.
Par rapport au trimestre précédent, la production est en baisse de 4%, principalement du fait d’opérations de maintenance planifiées pour -2%, de réductions de production subies au Nigéria et en Libye pour -1%, la fin de la licence de Bongkot North en Thaïlande, partiellement compensées par l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil.
La production d’hydrocarbures a été de 2 791 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier semestre 2022, en légère baisse de 0,5% sur un an, en raison des éléments suivants :
- +2% lié à l’augmentation des quotas de production des pays de l’OPEP+,
- +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment Clov Phase 2 et Zinia Phase 2 en Angola, et Iara au Brésil,
- +2% lié à une réduction des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés,
- -2% d’effet périmètre, notamment lié à la fin de la licence d’exploitation de Qatargas 1,
- -1% lié à des réductions de production liées à la sécurité en Libye et au Nigéria,
- -1% lié à l’effet prix,
- -2,5% 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
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
Production d’hydrocarbures pour le GNL |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
462 |
|
492 |
|
502 |
|
-8% |
iGRP (kbep/j) |
477 |
|
510 |
|
-6% |
||
|
53 |
|
60 |
|
52 |
|
+1% |
Liquides (kb/j) |
56 |
|
58 |
|
-2% |
||
|
2 233 |
|
2 349 |
|
2 464 |
|
-9% |
Gaz (Mpc/j) |
2 291 |
|
2 470 |
|
-7% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
GNL (Mt) |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
11,7 |
|
13,3 |
|
10,5 |
|
+11% |
Ventes totales de GNL |
24,9 |
|
20,4 |
|
+22% |
||
|
4,1 |
|
4,4 |
|
4,2 |
|
-1% |
incl. Ventes issues des quotes-parts de production* |
8,6 |
|
8,5 |
|
– |
||
|
10,2 |
|
11,9 |
|
8,8 |
|
+16% |
incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
22,2 |
|
16,7 |
|
+33% |
* 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 baisse sur un an de respectivement 8% et 6% au deuxième trimestre 2022 et au premier semestre 2022, notamment du fait de la fin du contrat Qatargas 1 et de la baisse d’approvisionnement de NLNG pour raison de sécurité, au Nigéria. La production de Snøhvit, en Norvège, a redémarré au cours du deuxième trimestre.
Les ventes totales de GNL sont en hausse sur un an, de 11% au deuxième trimestre 2022 et de 22% au premier semestre 2022, en raison de l’augmentation des achats spots permettant de maximiser l’utilisation de la capacité de regazéification de la Compagnie en Europe.
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
Renouvelables et électricité |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
50,7 |
|
46,8 |
|
41,7 |
|
+22% |
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2) |
50,7 |
|
41,7 |
|
+22% |
||
|
11,6 |
|
10,7 |
|
8,3 |
|
+40% |
dont capacités installées |
11,6 |
|
8,3 |
|
+40% |
||
|
5,2 |
|
6,1 |
|
5,4 |
|
-4% |
dont capacités en construction |
5,2 |
|
5,4 |
|
-4% |
||
|
33,9 |
|
30,1 |
|
28,0 |
|
+21% |
dont capacités en développement |
33,9 |
|
28,0 |
|
+21% |
||
|
26,8 |
|
26,8 |
|
22,6 |
|
+19% |
Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) (1),(2) |
26,8 |
|
22,6 |
|
+19% |
||
|
38,4 |
|
34,4 |
|
30,7 |
|
+25% |
Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2) |
38,4 |
|
30,7 |
|
+25% |
||
|
5,8 |
|
5,4 |
|
4,0 |
|
+46% |
dont capacités installées |
5,8 |
|
4,0 |
|
+46% |
||
|
3,7 |
|
4,2 |
|
3,1 |
|
+17% |
dont capacités en construction |
3,7 |
|
3,1 |
|
+17% |
||
|
28,9 |
|
24,8 |
|
23,6 |
|
+22% |
dont capacités en développement |
28,9 |
|
23,6 |
|
+22% |
||
|
7,7 |
|
7,6 |
|
5,1 |
|
+51% |
Production nette d’électricité (TWh) (3) |
15,2 |
|
9,8 |
|
+56% |
||
|
2,5 |
|
2,2 |
|
1,7 |
|
+50% |
dont à partir de sources renouvelables |
4,7 |
|
3,2 |
|
+47% |
||
|
6,2 |
|
6,1 |
|
5,8 |
|
+6% |
Clients électricité – BtB et BtC (Million) (2) |
6,2 |
|
5,8 |
|
+6% |
||
|
2,7 |
|
2,7 |
|
2,7 |
|
+1% |
Clients gaz – BtB et BtC (Million) (2) |
2,7 |
|
2,7 |
|
+1% |
||
|
12,3 |
|
16,3 |
|
12,7 |
|
-3% |
Ventes électricité – BtB et BtC (TWh) |
28,6 |
|
28,8 |
|
– |
||
|
19,1 |
|
35,0 |
|
20,6 |
|
-7% |
Ventes gaz – BtB et BtC (TWh) |
54,1 |
|
56,8 |
|
-5% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
462 |
|
175 |
|
310* |
|
+49% |
EBITDA ajusté Renouvelables et Électricité part TotalEnergies (M$) (4) |
637 |
|
654* |
|
-3% |
||
|
131 |
|
91 |
|
82* |
|
+59% |
dont provenant des activités renouvelables |
222 |
|
230* |
|
-4% |
(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 quotes-parts 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.
* Données 2T21 et 1S21 corrigées après prise en compte du résultat d’AGEL.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable croît à 11,6 GW à la fin du deuxième trimestre 2022 en hausse de 0,9 GW sur le trimestre, dont 0,4 GW liés au démarrage de la phase 1 du projet photovoltaïque d’Al Kharsaah au Qatar.
La capacité brute de génération électrique en développement augmente de 3,8 GW sur un trimestre, principalement du fait de l’acquisition du portefeuille de projets de Core Solar, aux Etats-Unis.
La production nette d’électricité s’établit à 7,7 TWh au deuxième trimestre 2022 et 15,2 TWh au premier semestre 2022, en hausse respectivement de 51% et 56% sur un an, grâce aux taux d’utilisation plus élevés des centrales électriques flexibles (CCGT) ainsi qu’à la croissance de la production d’électricité de sources renouvelables.
L’EBITDA provenant de l’activité Renouvelables et Electricité atteint 462 M$ au deuxième trimestre 2022, en hausse de 49% sur un an du fait du développement de l’activité.
4.1.2 Résultats
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
En millions de dollars |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
2 555 |
|
3 051 |
|
891 |
|
x2.9 |
Résultat opérationnel net ajusté* |
5 606 |
|
1 876 |
|
x3 |
||
|
1 219 |
|
1 430 |
|
356 |
|
x3.4 |
Quote-part du résultat net ajusté des |
2 649 |
|
620 |
|
x4.3 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
341 |
|
258 |
|
759 |
|
-55% |
Investissements organiques |
599 |
|
1 512 |
|
-60% |
||
|
(58) |
|
641 |
|
166 |
|
ns |
Acquisitions nettes |
583 |
|
2 059 |
|
-72% |
||
|
283 |
|
899 |
|
925 |
|
-69% |
Investissements nets |
1 182 |
|
3 571 |
|
-67% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2 360 |
|
2 585 |
|
904 |
|
x2.6 |
Marge brute d’autofinancement ** |
4 945 |
|
1 963 |
|
x2.5 |
||
|
3 970 |
|
315 |
|
567 |
|
x7 |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
4 285 |
|
1 347 |
|
x3.2 |
* 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 :
- 2 555 M$ au deuxième trimestre 2022 et a presque triplé sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL, la performance des activités de négoce gaz, GNL et électricité et à la contribution croissante des activités Renouvelables et Électricité,
- 5 606 M$ au premier semestre 2022, un triplement sur un an pour les mêmes raisons.
La marge brute d’autofinancement est :
- 2,6 fois supérieure sur un an à 2 360 M$ au deuxième trimestre 2022, grâce à la hausse des prix du GNL, la performance des activités de négoce gaz, GNL et électricité et à la contribution croissante des activités Renouvelables et Électricité,
- 2,5 fois supérieure sur un an à 4 945 M$ au premier semestre 2022, pour les mêmes raisons.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de 3 970 M$ sur le trimestre, principalement en raison de réductions d’appels de marge, et de l’impact positif sur le besoin en fonds de roulement de la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et d’électricité.
4.2 Exploration-Production
4.2.1 Production
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
Production d’hydrocarbures |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
2 276 |
|
2 351 |
|
2 245 |
|
+1% |
EP (kbep/j) |
2 314 |
|
2 295 |
|
+1% |
||
|
1 430 |
|
1 467 |
|
1 412 |
|
+1% |
Liquides (kb/j) |
1 449 |
|
1 428 |
|
+1% |
||
|
4 602 |
|
4 813 |
|
4 553 |
|
+1% |
Gaz (Mpc/j) |
4 706 |
|
4 738 |
|
-1% |
4.2.2 Résultats
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
4 719 |
|
5 015 |
|
2 213 |
|
x2.1 |
Résultat opérationnel net ajusté* |
9 734 |
|
4 188 |
|
x2.3 |
||
|
287 |
|
355 |
|
279 |
|
+3% |
Quote-part du résultat net ajusté des |
642 |
|
549 |
|
+17% |
||
|
47,2% |
|
47,0% |
|
38,2% |
|
|
Taux moyen d’imposition** |
47,1% |
|
39,5% |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
1 873 |
|
1 426 |
|
1 559 |
|
+20% |
Investissements organiques |
3 299 |
|
2 838 |
|
+16% |
||
|
2 225 |
|
316 |
|
231 |
|
x9.6 |
Acquisitions nettes |
2 541 |
|
29 |
|
x87.6 |
||
|
4 098 |
|
1 742 |
|
1 790 |
|
x2.3 |
Investissements nets |
5 840 |
|
2 867 |
|
x2 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
7 383 |
|
7 303 |
|
4 262 |
|
+73% |
Marge brute d’autofinancement *** |
14 686 |
|
8 086 |
|
+82% |
||
|
8 768 |
|
5 768 |
|
4 835 |
|
+81% |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
14 536 |
|
8 571 |
|
+70% |
* 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 :
- 4 719 M$ au deuxième trimestre 2022, le double du deuxième trimestre 2021, grâce à la forte hausse des prix du pétrole et du gaz,
- 9 734 M$ au premier semestre 2022, 2,3 fois supérieur au premier semestre 2021, pour les mêmes raisons.
Le résultat trimestriel est en retrait de 296 M$ par rapport à celui du premier trimestre compte tenu de la baisse de la production et de l’impact des sanctions sur les résultats des actifs russes.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 7 383 M$ au deuxième trimestre 2022 contre 4 262 M$ un an plus tôt et est en progression de 82% à 14 686 M$ sur le premier semestre 2022, bénéficiant de la hausse des prix du pétrole et du gaz.
4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
4.3.1 Résultats
|
2T22 |
|
1T22 |
|
2T21 |
|
2T22 |
En millions de dollars |
1S22 |
|
1S21 |
|
1S22 |
||
|
3 226 |
|
1 392 |
|
928 |
|
x3.5 |
Résultat opérationnel net ajusté* |
4 618 |
|
1 455 |
|
x3.2 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
586 |
|
292 |
|
468 |
|
+25% |
Investissements organiques |
878 |
|
803 |
|
+9% |
||
|
(91) |
|
(34) |
|
(1) |
|
ns |
Acquisitions nettes |
(125) |
|
(104) |
|
ns |
||
|
495 |
|
258 |
|
467 |
|
+6% |
Investissements nets |
753 |
|
699 |
|
+8% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
3 548 |
|
1 896 |
|
1 460 |
|
x2.4 |
Marge brute d’autofinancement ** |
5 444 |
|
2 332 |
|
x2.3 |
||
|
4 106 |
|
2 005 |
|
2 669 |
|
+54% |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
6 111 |
|
4 330 |
|
+41% |
* 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 pé
Contacts
Contacts TotalEnergies
Relations Médias : +33 (0)1 47 44 46 99 l presse@totalenergies.com l @TotalEnergiesPR
Relations Investisseurs : +33 (0)1 47 44 46 46 l ir@totalenergies.com
