TotalEnergies annonce des résultats solides dans un environnement favorable quoiqu’en repli et met en œuvre sa stratégie en concluant plusieurs opérations majeures dans le pétrole, le GNL et l’électricité
ROACE à 22% à fin juin 2023*
Pay-out supérieur à 40% pour 2023
Acompte sur dividende en hausse de 7,3%
2 G$ de rachats d’actions au 3ème trimestre
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
|
2T23 |
Variation |
1S23 |
Variation |
|
| Résultat net part TotalEnergies (G$) |
4,1 |
-28% |
9,6 |
-9% |
| Résultat net ajusté part TotalEnergies(1) |
|
|
|
|
|
– en milliards de dollars (G$) |
5,0 |
-49% |
11,5 |
-39% |
|
– en dollar par action |
1,99 |
-47% |
4,61 |
-35% |
| EBITDA ajusté(1) (G$) |
11,1 |
-41% |
25,3 |
-30% |
| DACF(1) (G$) |
8,6 |
-37% |
18,4 |
-28% |
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
9,9 |
-39% |
15,0 |
-37% |
| Ratio d’endettement(2) de 11,1% au 30 juin 2023 contre 11,5% au 31 mars 2023 | ||||
| Deuxième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2023 de 0,74 €/action | ||||
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 26 juillet 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2023. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Dans un environnement de prix du pétrole et du gaz favorable quoiqu’en repli, TotalEnergies confirme sa capacité à délivrer des résultats solides, un cash-flow élevé et un retour à l’actionnaire attractif. La Compagnie affiche ainsi au deuxième trimestre un résultat net ajusté de 5,0 G$ et une rentabilité des capitaux employés moyens à 22%. TotalEnergies a généré un cash-flow de 8,5 G$ sur le trimestre et 18 G$ sur le semestre.
L’Exploration-Production génère un résultat opérationnel net ajusté de 2,3 G$ et un cash-flow de 4,4 G$. La production de 2,5 Mbep/j est en hausse de 2% par rapport au deuxième trimestre 2022, grâce à l’apport de nouveaux projets (Ikike au Nigeria, Mero 1 au Brésil, Bloc 10 en Oman) et de l’intégration de SARB and Umm Lulu aux Emirats.
Le secteur Integrated LNG affiche un cash-flow de 1,8 G$ bénéficiant de marges élevées capturées en 2022. Le résultat opérationnel net s’établit à 1,3 G$ reflétant la baisse des prix du GNL (10 $/Mbtu en moyenne sur le trimestre) et de moindres résultats de négoce dans des marchés moins volatils.
Le résultat opérationnel net ajusté et le cash-flow du secteur Integrated Power sont en hausse et atteignent respectivement 450 M$ et 491 M$ démontrant la capacité de la Compagnie à devenir un acteur intégré et profitable sur les marchés de l’électricité avec un ROACE de 10,1%. Le cash-flow de Integrated Power a ainsi atteint près de 1 G$ sur les six premiers mois de l’année 2023, plus que celui réalisé sur la totalité de l’année 2022.
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté résilient de 1,5 G$ et un cash-flow de 2,1 G$ reflétant la baisse des marges de raffinage.
Dans le cadre du déploiement de sa stratégie multi-énergies, la Compagnie a annoncé quatre opérations majeures ce trimestre :
– le lancement du projet multi-énergies GGIP en Irak,
– le lancement du projet RGLNG au Texas qui portera ses capacités d’export de GNL aux Etats-Unis à 15 Mt/an,
– la finalisation de l’acquisition à 100% de Total Eren dans l’électricité renouvelable,
– l’attribution des contrats EPC du projet pétrochimique Amiral en Arabie Saoudite.
Ces projets démontrent la capacité de TotalEnergies à saisir des opportunités lui permettant de déployer son modèle multi-énergies basé sur deux piliers : la production d’hydrocarbures (pétrole et GNL) à faibles coûts et faibles émissions, et le développement d’un modèle intégré profitable dans l’électricité.
Dans ce contexte favorable, le Conseil d’administration confirme pour 2023 une distribution aux actionnaires supérieure à 40% du cash-flow. Il a ainsi décidé la distribution d’un deuxième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2023 d’un montant de 0,74 €/action, en augmentation de 7,25% sur un an, et a autorisé la Compagnie à poursuivre les rachats d’actions à hauteur de 2 G$ pour le troisième trimestre.»
1. Faits marquants(3)
Stratégie multi-énergies
- Lancement de GGIP en Irak : projet multi-énergies majeur (combinant l’accès à la production de pétrole à faibles coûts et à faibles émissions du champ de Ratawi, la collecte et le traitement de gaz pour la génération d’électricité, une ferme solaire d’une capacité de 1 GW ainsi que la construction d’une usine de traitement d’eau de mer) pour le développement durable des ressources naturelles de la région de Bassorah
- Accords avec SONATRACH pour accroître la production des champs de Tin Fouyé Tabankort, étendre à 2024 les livraisons en France de 2 Mt/an de GNL et développer des projets renouvelables en Algérie
Amont
- Mise en production du champ de gaz à condensats Absheron, en Azerbaïdjan
- Découverte de pétrole et de gaz sur le puits Ntokon du permis offshore OML 102, au Nigeria
- Renouvellement pour 20 ans de la licence de production sur le block OML 130 au Nigéria
- Exercice par ConocoPhillips de son droit de préemption sur Surmont, à la suite de l’annonce de la cession à Suncor de l’intégralité des titres de TotalEnergies EP Canada Ltd
- Signature de contrats de partage de production des blocs d’exploration 6 et 8, au Suriname
- Signature d’un contrat de partage de production pour le bloc d’exploration Agua Marinha, au Brésil
Aval
- Attribution des contrats d’ingénierie et construction (EPC) pour 11 G$ du projet Amiral en Arabie Saoudite
- Réalignement avec INEOS de participations dans des actifs pétrochimiques, en France
Integrated LNG
- Lancement du projet RGLNG au Texas: acquisition d’une participation de 16.67% dans la JV en charge du développement du projet d’une capacité de 17,5 Mt/an, prise d’une participation de 17.5% dans NextDecade, et signature d’un contrat d’enlèvement de 5,4 Mt/an pendant 20 ans
- Livraison de la première cargaison de GNL au terminal de Dhamra LNG, en Inde
- Signature de contrats de vente de GNL à IOCL en Inde pour dix ans et à ADNOC Gas pour trois ans
Integrated Power
- Acquisition à 100% de Total Eren, un leader dans la production d’électricité renouvelable
- Obtention de concessions maritimes pour développer deux fermes éoliennes d’une capacité totale de 3 GW en Allemagne
- Obtention des autorisations environnementales pour développer 3 GW de projets solaires en Espagne
- Contrat de vente d’électricité de 25 ans pour un projet éolien de 1 GW avec stockage, au Kazakhstan
- Lancement à Anvers, en Belgique, d’un projet de stockage par batteries de 75 MWh
- Collaboration stratégique avec Petronas pour développer des projets d’énergies renouvelables en Asie-Pacifique et accord pour développer le projet solaire Pleasant Hills de 100 MW en Australie.
Décarbonation et nouvelles molécules
- Partenariat avec TES pour développer une unité de production d’e-gaz à échelle industrielle aux États-Unis
- Accord avec VNG sur l’approvisionnement en hydrogène vert de la raffinerie de Leuna, en Allemagne
- Carburant aérien durable (SAF) : Doublement à 285 kt/an de la capacité de production de SAF de Grandpuits, en France
-
Biométhane:
- Prise d’une participation de 20% dans la start-up finlandaise Ductor
- Signature avec Saint-Gobain France d’un accord de vente de biométhane de 100 GWh sur 3 ans
- Construction à Grandpuits, en France, d’une unité de production d’une capacité de 80 GWh par an
2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(4)
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat par action et le nombre d’actions |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
||
|
11 105 |
|
14 167 |
|
18 737 |
|
-41% |
EBITDA ajusté (5) |
25 272 |
|
36 161 |
|
-30% |
||
|
5 582 |
|
6 993 |
|
10 500 |
|
-47% |
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
12 575 |
|
19 958 |
|
-37% |
||
|
2 349 |
|
2 653 |
|
4 719 |
|
-50% |
Exploration-Production |
5 002 |
|
9 734 |
|
-49% |
||
|
1 330 |
|
2 072 |
|
2 215 |
|
-40% |
Integrated LNG |
3 402 |
|
5 348 |
|
-36% |
||
|
450 |
|
370 |
|
340 |
|
+32% |
Integrated Power |
820 |
|
258 |
|
x3,2 |
||
|
1 004 |
|
1 618 |
|
2 760 |
|
-64% |
Raffinage-Chimie |
2 622 |
|
3 880 |
|
-32% |
||
|
449 |
|
280 |
|
466 |
|
-4% |
Marketing & Services |
729 |
|
738 |
|
-1% |
||
|
662 |
|
1 079 |
|
1 944 |
|
-66% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
1 741 |
|
3 805 |
|
-54% |
||
|
37,3% |
|
41,4% |
|
39,4% |
|
– |
Taux moyen d’imposition (6) |
39,7% |
|
39,0% |
|
– |
||
|
4 956 |
|
6 541 |
|
9 796 |
|
-49% |
Résultat net ajusté part TotalEnergies |
11 497 |
|
18 773 |
|
-39% |
||
|
1,99 |
|
2,61 |
|
3,75 |
|
-47% |
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7) |
4,61 |
|
7,14 |
|
-35% |
||
|
1,84 |
|
2,43 |
|
3,50 |
|
-47% |
Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
4,27 |
|
6,53 |
|
-35% |
||
|
2 448 |
|
2 479 |
|
2 592 |
|
-6% |
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 460 |
|
2 602 |
|
-5% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
4 088 |
|
5 557 |
|
5 692 |
|
-28% |
Résultat net part TotalEnergies |
9 645 |
|
10 636 |
|
-9% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
4 271 |
|
3 433 |
|
2 819 |
|
+51% |
Investissements organiques (8) |
7 704 |
|
4 800 |
|
+60% |
||
|
320 |
|
2 987 |
|
2 076 |
|
-85% |
Acquisitions nettes (9) |
3 307 |
|
2 998 |
|
+10% |
||
|
4 591 |
|
6 420 |
|
4 895 |
|
-6% |
Investissements nets (10) |
11 011 |
|
7 798 |
|
+41% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
8 485 |
|
9 621 |
|
13 233 |
|
-36% |
Marge brute d’autofinancement (11) |
18 106 |
|
24 859 |
|
-27% |
||
|
8 596 |
|
9 774 |
|
13 631 |
|
-37% |
Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF) (12) |
18 371 |
|
25 626 |
|
-28% |
||
|
9 900 |
|
5 133 |
|
16 284 |
|
-39% |
Flux de trésorerie d’exploitation |
15 033 |
|
23 901 |
|
-37% |
* Taux de change moyen €-$ : 1,0887 au 2ème trimestre 2023, 1,0807 au 1er semestre 2023.
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
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
|||
|
78,1 |
|
81,2 |
|
113,9 |
|
-31% |
Brent ($/b) |
79,7 |
|
107,9 |
|
-26% |
||
|
2,3 |
|
2,8 |
|
7,5 |
|
-69% |
Henry Hub ($/Mbtu) |
2,5 |
|
6,1 |
|
-58% |
||
|
10,5 |
|
16,1 |
|
22,2 |
|
-53% |
NBP ($/Mbtu) |
13,3 |
|
27,2 |
|
-51% |
||
|
10,9 |
|
16,5 |
|
27,0 |
|
-60% |
JKM ($/Mbtu) |
13,7 |
|
29,1 |
|
-53% |
||
|
72,0 |
|
73,4 |
|
102,9 |
|
-30% |
Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées |
72,7 |
|
96,3 |
|
-25% |
||
|
5,98 |
|
8,89 |
|
11,01 |
|
-46% |
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées |
7,48 |
|
11,65 |
|
-36% |
||
|
9,84 |
|
13,27 |
|
13,96 |
|
-30% |
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
11,59 |
|
13,77 |
|
-16% |
||
|
42,7 |
|
87,8 |
|
145,7 |
|
-71% |
Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t)** |
65,0 |
|
101,0 |
|
-36% |
* 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)
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
Emissions Scope 1+2 (MtCO2e) |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
||
|
9,1 |
|
9,1 |
|
9,6 |
|
-6% |
Scope 1+2 des installations opérées (14) |
18,2 |
|
19,3 |
|
-6% |
||
|
7,9 |
|
7,6 |
|
8,1 |
|
-2% |
dont Oil & Gas |
15,5 |
|
16,0 |
|
-3% |
||
|
1,1 |
|
1,5 |
|
1,5 |
|
-27% |
dont CCGT |
2,6 |
|
3,3 |
|
-21% |
||
|
12,5 |
|
12,8 |
|
13,4 |
|
-7% |
Scope 1+2 périmètre patrimonial |
25,3 |
|
27,4 |
|
-8% |
Emissions 2T23 et 1T23 estimées.
Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 6% sur un an au deuxième trimestre 2023, en lien avec la baisse de l’utilisation des centrales électriques à gaz dans un contexte de moindre demande en Europe et compte-tenu de la baisse continue du torchage sur les installations Exploration-Production.
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
|
Emissions de Méthane (ktCH4) |
|
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
|
8 |
|
9 |
|
10 |
|
-19% |
|
Émissions de méthane des installations opérées |
|
18 |
|
20 |
|
-13% |
|
10 |
|
11 |
|
13 |
|
-22% |
|
Émissions de méthane périmètre patrimonial |
|
21 |
|
24 |
|
-15% |
Émissions 2T23 et 1T23 estimées.
| Émissions Scope 3 (MtCO2e) |
1S23 |
|
2022 |
|
| Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (15) |
est. 180 |
|
389 |
3.3 Production*
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
Production d’hydrocarbures |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
||
|
2 471 |
|
2 524 |
|
2 738 |
|
-10% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 498 |
|
2 791 |
|
-10% |
||
|
1 416 |
|
1 398 |
|
1 268 |
|
+12% |
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 407 |
|
1 287 |
|
+9% |
||
|
1 055 |
|
1 126 |
|
1 470 |
|
-28% |
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 091 |
|
1 504 |
|
-27% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2 471 |
|
2 524 |
|
2 738 |
|
-10% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 498 |
|
2 791 |
|
-10% |
||
|
1 571 |
|
1 562 |
|
1 483 |
|
+6% |
Liquides (kb/j) |
1 567 |
|
1 505 |
|
+4% |
||
|
4 845 |
|
5 191 |
|
6 835 |
|
-29% |
Gaz (Mpc/j) |
5 017 |
|
6 997 |
|
-28% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2 471 |
|
2 524 |
|
2 412 |
|
+2% |
Production d’hydrocarbures hors Novatek (kbep/j) |
2 498 |
|
2 460 |
|
+2% |
* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.
La production d’hydrocarbures a été de 2 471 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2023, en hausse de 2% sur un an (hors Novatek) en raison des éléments suivants :
- +4% lié à la montée en puissance de projets, notamment Ikike au Nigéria, Mero 1 au Brésil, Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège et le Bloc 10 en Oman,
- +1% lié à l’amélioration des conditions de sûreté au Nigéria et en Libye,
- +1% d’effet prix,
- -1% d’effet périmètre, notamment lié à la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande, à la sortie du champ de Termokarstovoye en Russie, partiellement compensées par le plein effet de l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil et dans la concession de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis,
- -3% lié au déclin naturel des champs.
Par rapport au trimestre précédent, la production est en baisse de 2%, en lien avec l’augmentation des maintenances planifiées, notamment en Mer du Nord, ainsi que la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande, partiellement compensées par le plein effet de l’entrée dans la concession de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis et la montée en puissance de projets, notamment Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Exploration-Production
4.1.1 Production
|
2T23 |
1T23 |
2T22 |
2T23 |
Production d’hydrocarbures |
1S23 |
1S22 |
1S23 |
|||||||
|
2 033 |
2 061 |
2 276 |
-11% |
EP (kbep/j) |
2 047 |
2 314 |
-12% |
|||||||
|
1 512 |
1 500 |
1 430 |
+6% |
Liquides (kb/j) |
1 506 |
1 449 |
+4% |
|||||||
|
2 778 |
3 012 |
4 602 |
-40% |
Gaz (Mpc/j) |
2 895 |
4 706 |
-38% |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
2 033 |
2 061 |
2 007 |
1% |
EP hors Novatek (kbep/j) |
2 047 |
2 040 |
– |
4.1.2 Résultats
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
||
|
2 349 |
|
2 653 |
|
4 719 |
|
-50% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
5 002 |
|
9 734 |
|
-49% |
||
|
149 |
|
135 |
|
287 |
|
-48% |
Quote-part du résultat net ajusté des |
284 |
|
642 |
|
-56% |
||
|
49,7% |
|
57,1% |
|
47,2% |
|
– |
Taux moyen d’imposition** |
53,9% |
|
47,1% |
|
– |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2 424 |
|
2 134 |
|
1 873 |
|
+29% |
Investissements organiques |
4 558 |
|
3 299 |
|
+38% |
||
|
176 |
|
1 938 |
|
2 225 |
|
-92% |
Acquisitions nettes |
2 114 |
|
2 541 |
|
-17% |
||
|
2 600 |
|
4 072 |
|
4 098 |
|
-37% |
Investissements nets |
6 672 |
|
5 840 |
|
+14% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
4 364 |
|
4 907 |
|
7 383 |
|
-41% |
Marge brute d’autofinancement *** |
9 271 |
|
14 686 |
|
-37% |
||
|
4 047 |
|
4 536 |
|
8 768 |
|
-54% |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
8 583 |
|
14 536 |
|
-41% |
* 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 2 349 M$ au deuxième trimestre 2023 en baisse de 11% sur le trimestre, notamment en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 4 364 M$ au deuxième trimestre 2023 en baisse de 11% sur le trimestre, notamment en raison de la baisse des prix du gaz et du pétrole.
4.2 Integrated LNG
4.2.1 Production
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
Production d’hydrocarbures pour le GNL |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
||
|
438 |
|
463 |
|
462 |
|
-5% |
Integrated LNG (kbep/j) |
451 |
|
477 |
|
-6% |
||
|
59 |
|
62 |
|
53 |
|
+11% |
Liquides (kb/j) |
61 |
|
56 |
|
+7% |
||
|
2 067 |
|
2 179 |
|
2 233 |
|
-7% |
Gaz (Mpc/j) |
2 122 |
|
2 291 |
|
-7% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
438 |
|
463 |
|
405 |
|
+8% |
Integrated LNG hors Novatek (kbep/j) |
451 |
|
419 |
|
+8% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
GNL (Mt) |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
||
|
11,0 |
|
11,0 |
|
11,7 |
|
-6% |
Ventes totales de GNL |
22,0 |
|
24,9 |
|
-12% |
||
|
3,6 |
|
4,0 |
|
4,1 |
|
-12% |
incl. Ventes issues des quotes-parts de production* |
7,6 |
|
8,6 |
|
-12% |
||
|
10,0 |
|
9,9 |
|
10,2 |
|
-2% |
incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
19,9 |
|
22,2 |
|
-10% |
* 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 8% sur un an au deuxième trimestre 2023 et au premier semestre 2023, en lien avec la hausse de l’approvisionnement de NLNG du fait de l’amélioration des conditions de sécurité au Nigéria et du redémarrage de Snøhvit en Norvège au cours du 2ème trimestre 2022.
Au deuxième trimestre 2023, les ventes totales de GNL baissent par rapport au deuxième trimestre 2022 en raison d’une moindre demande de GNL en Europe et sont stables par rapport au premier trimestre 2023 en lien avec le redémarrage de Freeport LNG.
4.2.2 Résultats
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
En millions de dollars |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
||
|
1 330 |
|
2 072 |
|
2 215 |
|
-40% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
3 402 |
|
5 348 |
|
-36% |
||
|
432 |
|
786 |
|
1 192 |
|
-64% |
Quote-part du résultat net ajusté des |
1 218 |
|
2 596 |
|
-53% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
382 |
|
396 |
|
171 |
|
x2,2 |
Investissements organiques |
779 |
|
110 |
|
x7,1 |
||
|
205 |
|
759 |
|
(36) |
|
ns |
Acquisitions nettes |
964 |
|
(56) |
|
ns |
||
|
587 |
|
1 155 |
|
135 |
|
x4,3 |
Investissements nets |
1 743 |
|
54 |
|
x32,3 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
1 801 |
|
2 081 |
|
2 112 |
|
-15% |
Marge brute d’autofinancement ** |
3 882 |
|
4 604 |
|
-16% |
||
|
1 332 |
|
3 536 |
|
3 802 |
|
-65% |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
4 868 |
|
6 021 |
|
-19% |
* 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.
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à :
- 1 330 M$ au deuxième trimestre 2023 en baisse de 28% sur un an (hors Novatek) et de 36% sur le trimestre, principalement en raison de la baisse des prix du GNL sur les marchés spot et à terme,
- 3 402 M$ au premier semestre 2023 en baisse de 26% sur un an (hors Novatek), en raison de la baisse des prix et des ventes de GNL, ainsi que des résultats exceptionnels des activités de négoce au premier trimestre 2022.
La marge brute d’autofinancement du secteur Integrated LNG s’est établie à :
- 1 801 M$ au deuxième trimestre 2023, en baisse de 15% sur un an (hors Novatek) et de 13% sur le trimestre, en raison de la baisse du prix moyen de vente du GNL, partiellement compensés par les marges élevées capturées en 2022 sur les cargos de GNL livrables en 2023,
- 3 882 M$ au premier semestre 2023, en baisse de 16% sur un an (hors Novatek) pour les mêmes raisons.
4.3 Integrated Power
4.3.1 Capacités, productions, clients et ventes
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
Integrated Power |
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
||
|
74,7 |
|
70,4 |
|
50,7 |
|
+47% |
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2) |
74,7 |
|
50,7 |
|
+47% |
||
|
19,0 |
|
17,9 |
|
11,6 |
|
+63% |
dont capacités installées |
19,0 |
|
11,6 |
|
+63% |
||
|
5,7 |
|
6,2 |
|
5,2 |
|
+11% |
dont capacités en construction |
5,7 |
|
5,2 |
|
+11% |
||
|
50,0 |
|
46,3 |
|
33,9 |
|
+47% |
dont capacités en développement |
50,0 |
|
33,9 |
|
+47% |
||
|
46,9 |
|
44,4 |
|
38,4 |
|
+22% |
Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (2) |
46,9 |
|
38,4 |
|
+22% |
||
|
8,9 |
|
8,4 |
|
5,8 |
|
+53% |
dont capacités installées |
8,9 |
|
5,8 |
|
+53% |
||
|
3,9 |
|
4,0 |
|
3,7 |
|
+7% |
dont capacités en construction |
3,9 |
|
3,7 |
|
+7% |
||
|
34,1 |
|
32,0 |
|
28,9 |
|
+18% |
dont capacités en développement |
34,1 |
|
28,9 |
|
+18% |
||
|
5,8 |
|
5,8 |
|
5,8 |
|
– |
Capacités brutes installées de génération électrique à gaz (GW) (2) |
5,8 |
|
5,8 |
|
– |
||
|
4,3 |
|
4,3 |
|
4,3 |
|
– |
Capacités nettes installées de génération électrique à gaz (GW) (2) |
4,3 |
|
4,3 |
|
– |
||
|
8,2 |
|
8,4 |
|
7,7 |
|
+8% |
Production nette d’électricité (TWh) (3) |
16,6 |
|
15,2 |
|
+9% |
||
|
4,2 |
|
3,8 |
|
2,5 |
|
+69% |
dont à partir de sources renouvelables |
8,1 |
|
4,7 |
|
+70% |
||
|
6,0 |
|
6,0 |
|
6,2 |
|
-3% |
Clients électricité – BtB et BtC (Million) (2) |
6,0 |
|
6,2 |
|
-3% |
||
|
2,8 |
|
2,8 |
|
2,7 |
|
+1% |
Clients gaz – BtB et BtC (Million) (2) |
2,8 |
|
2,7 |
|
+1% |
||
|
11,5 |
|
15,5 |
|
12,3 |
|
-7% |
Ventes électricité – BtB et BtC (TWh) |
27,0 |
|
28,6 |
|
-6% |
||
|
19,2 |
|
37,3 |
|
19,1 |
|
– |
Ventes gaz – BtB et BtC (TWh) |
56,4 |
|
54,1 |
|
+4% |
(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021, 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group à partir du troisième trimestre 2022 et 49% des capacités brutes de Casa dos Ventos à partir du premier trimestre 2023.
(2) Données à fin de période.
(3) Solaire, éolien, hydroélectricité et centrales à gaz à cycle combiné.
La production nette d’électricité s’établit à :
- 8,2 TWh au deuxième trimestre 2023 en hausse de 8% sur un an, portée par la croissance de la production d’électricité de sources renouvelables et malgré la plus faible génération des capacités flexibles dans un contexte de moindre demande,
- 16,6 TWh au premier semestre 2023 en hausse de 9% sur un an, pour les mêmes raisons.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 19 GW à la fin du deuxième trimestre 2023, en hausse de plus de 1 GW par rapport au trimestre précédent, dont 0,5 GW mis en service aux Etats-Unis et 0,3 GW mis en service sur le projet éolien en mer de Seagreen au Royaume-Uni.
4.3.2 Résultats
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
|
En millions de dollars |
|
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
|
450 |
|
370 |
|
340 |
|
+32% |
|
Résultat opérationnel net ajusté* |
|
820 |
|
258 |
|
x3,2 |
|
23 |
|
56 |
|
27 |
|
-15% |
|
Quote-part du résultat net ajusté des |
|
79 |
|
53 |
|
+49% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
753 |
|
577 |
|
170 |
|
x4,4 |
|
Investissements organiques |
|
1 330 |
|
489 |
|
x2,7 |
|
(42) |
|
519 |
|
(22) |
|
ns |
|
Acquisitions nettes |
|
477 |
|
639 |
|
-25% |
|
711 |
|
1 096 |
|
148 |
|
x4,8 |
|
Investissements nets |
|
1 807 |
|
1 128 |
|
+60% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
491 |
|
440 |
|
248 |
|
+98% |
|
Marge brute d’autofinancement ** |
|
931 |
|
341 |
|
x2,7 |
|
2 284 |
|
(1 285) |
|
168 |
|
x13,6 |
|
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
|
999 |
|
(1 736) |
|
ns |
* 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. Hors appels de marges, classés dans l’activité Integrated LNG depuis la mise en place en 2022 d’une gestion centralisée.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’est établi à 450 M$ et la marge brute d’autofinancement à 491 M$ au deuxième trimestre 2023, en hausse de 22% et 12% respectivement sur le trimestre, grâce à la performance de son portefeuille intégré.
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
4.4.1 Résultats
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
|
En millions de dollars |
|
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
|
1 453 |
|
1 898 |
|
3 226 |
|
-55% |
|
Résultat opérationnel net ajusté* |
|
3 351 |
|
4 618 |
|
-27% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
686 |
|
290 |
|
586 |
|
+17% |
|
Investissements organiques |
|
976 |
|
878 |
|
+11% |
|
(19) |
|
(229) |
|
(91) |
|
ns |
|
Acquisitions nettes |
|
(248) |
|
(125) |
|
ns |
|
667 |
|
61 |
|
495 |
|
+35% |
|
Investissements nets |
|
728 |
|
753 |
|
-3% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 085 |
|
2 189 |
|
3 548 |
|
-41% |
|
Marge brute d’autofinancement ** |
|
4 274 |
|
5 444 |
|
-21% |
|
2 588 |
|
(1 524) |
|
4 106 |
|
-37% |
|
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
|
1 064 |
|
6 111 |
|
-83% |
* 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.
4.5 Raffinage-Chimie
4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation
|
2T23 |
|
1T23 |
|
2T22 |
|
2T23 |
|
Volumes raffinés et taux d’utilisation* |
|
1S23 |
|
1S22 |
|
1S23 |
|
1 472 |
|
1 403 |
|
1 575 |
|
-7% |
|
Total volumes raffinés (kb/j) |
|
1 437 |
|
1 448 |
|
-1% |
|
364 |
|
357 |
|
395 |
|
-8% |
|
France |
|
360 |
|
324 |
|
+11% |
|
601 |
|
596 |
|
648 |
|
-7% |
|
Reste de l’Europe |
|
598 |
|
627 |
|
-5% |
|
507 |
|
450 |
|
532 |
|
-5% |
|
Reste du monde |
|
479 |
|
497 |
|
-4% |
|
82% |
|
78% |
|
88% |
|
– |
|
Taux d’utilisation sur bruts traités** |
|
80% |
|
81% |
|
– |
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
