TotalEnergies enregistre une provision de 4,1 G$ au titre de la Russie et affiche un résultat net IFRS de 4,9 G$
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
TotalEnergies (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
|
1T22 |
4T21 |
Variation vs 4T21 |
1T21 |
Variation vs 1T21 |
|
| Résultat net ajusté part TotalEnergies(1) | |||||
| – en milliards de dollars (G$) |
9,0 |
6,8 |
+32% |
3,0 |
x3 |
| – en dollar par action |
3,40 |
2,55 |
+33% |
1,10 |
x3.1 |
| Résultat net part TotalEnergies (G$) |
4,9 |
5,8 |
-15% |
3,3 |
+48% |
| EBITDA ajusté(1) (G$) |
17,4 |
14,3 |
+22% |
8,2 |
x2.1 |
| DACF(1) (G$) |
12,0 |
9,8 |
+23% |
5,8 |
x2.1 |
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
7,6 |
11,6 |
-34% |
5,6 |
+36% |
| Ratio d’endettement(2) de 12,5% au 31 mars 2022 contre 15,3% au 31 décembre 2021 | |||||
| Premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2022 de 0,69 €/action | |||||
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 27 avril 2022 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le premier trimestre 2022. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Le rebond des prix de l’énergie constaté au second semestre 2021 s’est amplifié au premier trimestre 2022 à la suite de l’agression militaire de l’Ukraine par la Russie, avec des prix du pétrole dépassant les 100 $/b et des prix du gaz en Europe et en Asie historiquement élevés au-dessus de 30 $/Mbtu sur le trimestre.
Dans ce contexte de fortes tensions géopolitiques, la Compagnie a énoncé des principes d’action clairs de gestion de ses activités en relation avec la Russie : au-delà d’assurer le strict respect des sanctions Européennes, actuelles et futures, TotalEnergies SE a pris la décision de ne plus apporter de capital au développement de projets en Russie et a engagé la suspension progressive de ses activités, en annonçant notamment la fin programmée de ses activités liées au pétrole et aux produits pétroliers russes. Prenant en compte notamment l’impact des nouvelles sanctions interdisant l’exportation de technologies GNL au profit d’une société russe sur la capacité d’exécution du projet Arctic LNG 2, TotalEnergies a inscrit dans ses comptes au 31 mars une provision de 4,1 G$.
La Compagnie réalise au premier trimestre 2022 un résultat net ajusté de 9 G$ et un résultat net IFRS de 4,9 G$. Elle a généré une marge brute d’autofinancement de 11,6 G$ (dont 0,3 G$ sur les actifs Upstream russes) et un cash-flow libre de 5,8 G$*. Son ratio d’endettement a ainsi baissé à 12,5% et sa rentabilité des capitaux employés moyens est de 18%.
Le secteur iGRP (integrated Gas, Renewables & Power) réalise un résultat opérationnel net ajusté de 3,1 G$ en hausse de 11% sur le trimestre et un cash-flow de 2,6 G$ au premier trimestre 2022. TotalEnergies a notamment tiré parti de son intégration midstream GNL pour saturer ses capacités de regazéification en Europe grâce à des achats record spot GNL (4,7 Mt) et affiche une très bonne performance des activités de négoce de gaz, de GNL et d’électricité. TotalEnergies a lancé avec ses partenaires le projet d’extension de Cameron LNG qui contribuera à la sécurité d’approvisionnement de l’Europe. Les investissements dans les renouvelables et l’électricité se sont élevés à 0,9 G$ en ligne avec l’objectif annuel de 3,5 G$. En particulier, TotalEnergies a conforté son portefeuille éolien offshore grâce à l’obtention de concessions pour développer des parcs de 3 GW aux Etats-Unis et de 2 GW en Ecosse.
L’Exploration-Production bénéficie d’une production stable et de prix du pétrole et du gaz élevés et affiche un résultat opérationnel net ajusté de 5 G$ et un cash-flow de 7,3 G$ au premier trimestre 2022. TotalEnergies a annoncé une découverte prometteuse dans le deep-offshore en Namibie.
L’Aval bénéficie des marges de distillats élevées en Europe malgré la hausse des coûts de l’énergie, de la surperformance des activités de négoce pétrolier et affiche un résultat opérationnel net ajusté de 1,4 G$ et un cash-flow de 1,9 G$. TotalEnergies a lancé les études de faisabilité de deux projets de carburant aérien durable (SAF) en Chine avec Sinopec et au Japon avec Eneos.
Compte tenu de la forte génération de cash-flow et du bilan solide, le Conseil d’administration a décidé de donner la priorité aux opportunités contracycliques pour accélérer la transformation de la Compagnie. Il a confirmé l’augmentation de 5% du premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2022 d’un montant de 0,69 € par action et a autorisé la Compagnie à racheter jusqu’à 3 G$ d’actions au premier semestre 2022. »
1. Faits marquants(3)
Responsabilité sociétale et environnementale
- Enoncé des principes d’actions pour la gestion des activités en Russie
- Publication du rapport Sustainability & Climate – 2022 Progress Report présentant les avancées sur la stratégie de transformation de TotalEnergies et la mise à jour de son ambition climat
- Publication du premier rapport de transparence fiscale de TotalEnergies
- Mesures de solidarité prises par TotalEnergies en France visant à alléger la facture de gaz et de carburants de ses clients avec une remise de 10 cts sur chaque litre de carburant vendu dans ses stations-services et la mise en place d’un « chèque gaz » de 100 € pour ses clients gaz en situation de précarité énergétique
- Mise en œuvre du retrait responsable de TotalEnergies du Myanmar : transfert du rôle d’opérateur à PTTEP en veillant à une transition juste pour les principales parties prenantes, employés et communautés
Renouvelables et Électricité
-
Éolien offshore :
- Obtention de concessions pour développer des parcs éoliens offshore de 3 GW sur la côte Est des Etats-Unis, au large de New York et du New Jersey et de 2 GW en Écosse avec Green Investment Group (GIG) et RIDG ;
- Partenariat avec KGHM en Pologne en vue de participer aux appels d’offres des autorités polonaises portant sur le développement de projets éoliens en mer
-
Solaire :
- Acquisition des activités solaires industrielles et commerciales de SunPower aux Etats-Unis
- 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 dédié aux business de l’électricité
GNL
- Renforcement de l’alliance stratégique avec Sempra pour développer au Mexique le projet Vista Pacifico LNG et pour codévelopper plusieurs projets renouvelables à terre et en mer en Amérique du Nord
- Signature d’un protocole d’accord avec Sempra, Mitsui, Mitsubishi et NYK pour le lancement du projet d’extension de Cameron LNG d’une capacité de production maximale de 6,75 millions de tonnes de GNL par an (Mtpa) et l’augmentation de 5 % de la capacité de 13,5 Mtpa
Amont
- Retrait du projet North Platte en eaux profondes dans le Golfe du Mexique
- Nouvelle découverte significative de pétrole et de gaz associé sur le puits Krabdagu-1 situé sur le bloc 58 au Suriname
- Découverte significative d’huile légère et de gaz associé sur le prospect Venus situé sur le bloc 2913B en Namibie
Aval et nouvelles molécules
-
Carburant aérien durable :
- Démarrage de la production de carburant aérien durable sur la plateforme de Normandie, en France
- Association avec Eneos pour évaluer la faisabilité d’une unité de production de carburant aérien durable de 300 kt/an de capacité au sein de leur raffinerie de Negishi au Japon
- Économie circulaire : signature d’un accord avec Honeywell pour promouvoir le développement du recyclage chimique des plastiques en Europe
Puits de carbone
- Participation à hauteur de 50 M$ au fonds Tropical Asia Forest Fund 2 visant à investir dans des projets de gestion forestière responsable en Asie du Sud-Est
- Démarrage du pilote industriel de captage de CO2 « 3D » sur le site ArcelorMittal de Dunkerque
2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(4)
| En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat par action et le nombre d’actions |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| EBITDA ajusté (5) |
17 424 |
14 285 |
+22% |
8 170 |
x2,1 |
| Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
9 458 |
7 316 |
+29% |
3 487 |
x2,7 |
| Exploration-Production |
5 015 |
3 525 |
+42% |
1 975 |
x2,5 |
| Integrated Gas, Renewables & Power |
3 051 |
2 759 |
+11% |
985 |
x3,1 |
| Raffinage-Chimie |
1 120 |
553 |
x2 |
243 |
x4,6 |
| Marketing & Services |
272 |
479 |
-43% |
284 |
-4% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
1 861 |
1 787 |
+4% |
520 |
x3,6 |
| Taux moyen d’imposition (6) |
38,7% |
40,2% |
|
34,6% |
|
| Résultat net ajusté part TotalEnergies |
8 977 |
6 825 |
+32% |
3 003 |
x3 |
| Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7) |
3,40 |
2,55 |
+33% |
1,10 |
x3,1 |
| Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
3,03 |
2,19 |
+38% |
0,91 |
x3,3 |
| Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 614 |
2 644 |
-1% |
2 645 |
-1% |
|
|
|
|
|
|
|
| Résultat net part TotalEnergies |
4 944 |
5 837 |
-15% |
3 344 |
+48% |
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques (8) |
1 981 |
4 681 |
-58% |
2 379 |
-17% |
| Acquisitions nettes (9) |
922 |
(396) |
ns |
1 590 |
-42% |
| Investissements nets (10) |
2 903 |
4 285 |
-32% |
3 969 |
-27% |
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement (11) |
11 626 |
9 361 |
+24% |
5 366 |
x2,2 |
| Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF) (12) |
11 995 |
9 759 |
+23% |
5 750 |
x2,1 |
| Flux de trésorerie d’exploitation |
7 617 |
11 621 |
-34% |
5 598 |
+36% |
* Taux de change moyen €-$ : 1,1217 au 1er trimestre 2022, 1,1435 au 4ème trimestre 2021, 1,2048 au 1er trimestre 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
|
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
|
| Brent ($/b) |
102,2 |
79,8 |
+28% |
61,1 |
+67% |
| Henry Hub ($/Mbtu) |
4,6 |
4,8 |
-5% |
2,7 |
+69% |
| NBP ($/Mbtu) |
32,3 |
32,8 |
-2% |
6,8 |
x4,8 |
| JKM ($/Mbtu) |
31,1 |
35,0 |
-11% |
10,0 |
x3,1 |
| Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées |
90,1 |
72,6 |
+24% |
56,4 |
+60% |
| Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées |
12,27 |
11,38 |
+8% |
4,06 |
x3 |
| Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
13,60 |
13,12 |
+4% |
6,08 |
x2,2 |
| Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t)** |
46,3 |
16,7 |
x2,8 |
5,3 |
x8,7 |
* 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 à 13,60 $/Mbtu est en hausse de 4% 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)
| Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e) |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Scope 1+2 des installations opérées (14) |
9,6 |
9,9* |
-3% |
9,2* |
+5% |
| Scope 1+2 périmètre patrimonial |
14,0 |
– |
– |
– |
– |
|
|
|
|
|
|
|
| Scope 3 Pétrole et Gaz Monde (15) |
98* |
108* |
-9% |
98* |
– |
| dont Scope 3 Pétrole Monde (16) |
66* |
75* |
-12% |
69* |
-4% |
|
|
|
|
|
|
|
| Scope 1+2+3 en Europe (17) |
66* |
69* |
-4% |
64* |
+3% |
| dont Scope 3 en Europe |
60* |
63* |
-4% |
58* |
+3% |
Emissions 1T22 estimées
* Hors effet Covid.
| Emissions de Méthane (ktCH4) |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Émissions de méthane des installations opérées |
10 |
12 |
-17% |
13 |
-23% |
| Émissions de méthane périmètre patrimonial |
12 |
– |
– |
– |
– |
Emissions 1T22 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles
3.3 Production*
| Production d’hydrocarbures |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 843 |
2 852 |
– |
2 863 |
-1% |
| Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 305 |
1 278 |
+2% |
1 272 |
+3% |
| Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 538 |
1 574 |
-2% |
1 591 |
-3% |
|
|
|
|
|
|
|
| Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 843 |
2 852 |
– |
2 863 |
-1% |
| Liquides (kb/j) |
1 527 |
1 509 |
+1% |
1 508 |
+1% |
| Gaz (Mpc/j) |
7 162 |
7 328 |
-2% |
7 400 |
-3% |
* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’iGRP.
La production d’hydrocarbures a été de 2 843 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier trimestre 2022, en baisse de 1% 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, ainsi que Iara au Brésil,
- +2% lié à l’augmentation des quotas de production des pays de l’OPEP+,
- -2% d’effet périmètre, notamment lié à la fin de la licence d’exploitation de Qatargas 1 et la cession de l’actif Utica aux États-Unis,
- -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 Production et ventes de GNL et d’électricité
| Production d’hydrocarbures pour le GNL |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| iGRP (kbep/j) |
492 |
562 |
-13% |
518 |
-5% |
| Liquides (kb/j) |
60 |
68 |
-11% |
64 |
-5% |
| Gaz (Mpc/j) |
2 349 |
2 697 |
-13% |
2 476 |
-5% |
|
|
|
|
|
|
|
| GNL (Mt) |
1T22 |
4T21 |
1T22 |
1T21 |
1T22 |
| Ventes totales de GNL |
13,3 |
11,6 |
+15% |
9,9 |
+34% |
| incl. Ventes issues des quotes-parts de production* |
4,4 |
4,6 |
-4% |
4,4 |
+2% |
| incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
11,9 |
10,1 |
+18% |
7,9 |
+51% |
* 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 au premier trimestre 2022 est en baisse de 5% sur un an, notamment du fait de la fin de la licence d’exploitation de Qatargas 1.
Les ventes totales de GNL au premier trimestre 2022 sont en hausse de 34% sur un an, soutenues par le fort appel de GNL en Europe.
| Renouvelables et Électricité |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2) |
46,8 |
43,0 |
+9% |
40,2 |
+16% |
| dont capacités installées |
10,7 |
10,3 |
+4% |
7,8 |
+37% |
| dont capacités en construction |
6,1 |
6,5 |
-7% |
5,1 |
+19% |
| dont capacités en développement |
30,1 |
26,2 |
+15% |
27,3 |
+10% |
| Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) (1),(2) |
26,8 |
28,0 |
-4% |
21,2 |
+26% |
| Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2) |
34,4 |
31,7 |
+8% |
30,1 |
+14% |
| dont capacités installées |
5,4 |
5,1 |
+6% |
3,8 |
+45% |
| dont capacités en construction |
4,2 |
4,6 |
-9% |
3,1 |
+33% |
| dont capacités en développement |
24,8 |
22,0 |
+13% |
23,2 |
+7% |
| Production nette d’électricité (TWh) (3) |
7,6 |
6,7 |
+14% |
4,7 |
+61% |
| dont à partir de sources renouvelables |
2,2 |
1,9 |
+18% |
1,6 |
+43% |
| Clients électricité – BtB et BtC (Million) (2) |
6,1 |
6,1 |
– |
5,7 |
+6% |
| Clients gaz – BtB et BtC (Million) (2) |
2,7 |
2,7 |
– |
2,7 |
+2% |
| Ventes électricité – BtB et BtC (TWh) |
16,3 |
16,1 |
+1% |
16,1 |
+2% |
| Ventes gaz – BtB et BtC (TWh) |
35,0 |
31,2 |
+12% |
36,2 |
-3% |
|
|
|
|
|
|
|
| EBITDA ajusté Renouvelables et Électricité part TotalEnergies (M$) (4) |
175 |
447 |
-61% |
344 |
-49% |
| dont provenant des activités renouvelables |
91 |
84 |
+9% |
148 |
-39% |
(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 10,7 GW à la fin du premier trimestre 2022 en hausse de 400 MW par rapport au trimestre précédent, notamment grâce à la poursuite de la croissance des mises en opération en Inde.
La capacité brute de génération électrique en développement augmente principalement du fait de l’obtention de concessions pour développer des parcs éoliens offshore de 3 GW sur la côte est des Etats-Unis, au large de New York et du New Jersey et de 2 GW en Écosse.
La production nette d’électricité s’établit à 7,6 TWh au premier trimestre 2022, en hausse de 61% sur un an, grâce aux taux d’utilisation plus élevés des centrales électriques flexibles (CCGT) pour saisir les marges plus élevées ainsi qu’à la croissance de la production d’électricité de sources renouvelables.
L’EBITDA provenant des activités renouvelables augmente au premier trimestre 2022 du fait de la croissance de la production par rapport au quatrième trimestre 2021. Au premier trimestre 2021, il incluait une plus-value de cession partielle d’un portefeuille de projets.
L’EBITDA ajusté part TotalEnergies de l’activité Renouvelables et Électricité s’élève à 175 M$ au premier trimestre 2022, en baisse de 49% sur un an du fait de la saisonnalité des activités de fourniture d’électricité dans le contexte de la volatilité des prix de l’électricité et du mécanisme de fixation du tarif régulé de vente d’électricité en France.
4.1.2 Résultats
| En millions de dollars |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
3 051 |
2 759 |
+11% |
985 |
x3,1 |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
1 430 |
1 321 |
+8% |
264 |
x5,4 |
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
258 |
1 190 |
-78% |
753 |
-66% |
| Acquisitions nettes |
641 |
47 |
x13,7 |
1 893 |
-66% |
| Investissements nets |
899 |
1 237 |
-27% |
2 646 |
-66% |
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement ** |
2 585 |
2 440 |
+6% |
1 059 |
x2,4 |
| Flux de trésorerie d’exploitation *** |
315 |
(57) |
ns |
780 |
-60% |
* 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 3 051 M$ au premier trimestre 2022, multiplié par 3,1 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.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 2 585 M$ au premier trimestre 2022, 2,4 fois plus élevée qu’au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de 315 M$ sur le trimestre, principalement en raison de l’impact sur le besoin en fonds de roulement de la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et électricité et de l’effet prix sur les créances clients.
4.2 Exploration-Production
4.2.1 Production
| Production d’hydrocarbures |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| EP (kbep/j) |
2 351 |
2 290 |
+3% |
2 345 |
– |
| Liquides (kb/j) |
1 467 |
1 441 |
+2% |
1 444 |
+2% |
| Gaz (Mpc/j) |
4 813 |
4 631 |
+4% |
4 924 |
-2% |
4.2.2 Résultats
| En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
5 015 |
3 525 |
+42% |
1 975 |
x2,5 |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
355 |
366 |
-3% |
270 |
+31% |
| Taux moyen d’imposition** |
47,0% |
49,7% |
|
41,0% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
1 426 |
2 196 |
-35% |
1 279 |
+11% |
| Acquisitions nettes |
316 |
(162) |
ns |
(202) |
ns |
| Investissements nets |
1 742 |
2 034 |
-14% |
1 077 |
+62% |
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement *** |
7 303 |
5 688 |
+28% |
3 824 |
+91% |
| Flux de trésorerie d’exploitation *** |
5 768 |
8 624 |
-33% |
3 736 |
+54% |
* 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 5 015 M$ au premier trimestre 2022, 2,5 fois supérieur au premier trimestre 2021, en raison de la hausse des prix du pétrole du gaz.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 7 303 M$ au premier trimestre 2022, en hausse de 91% sur un an pour les mêmes raisons.
4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
4.3.1 Résultats
| En millions de dollars |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
1 392 |
1 032 |
+35% |
527 |
x2,6 |
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
292 |
1 267 |
-77% |
335 |
-13% |
| Acquisitions nettes |
(34) |
(281) |
ns |
(103) |
ns |
| Investissements nets |
258 |
986 |
-74% |
232 |
+11% |
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement ** |
1 896 |
1 559 |
+22% |
872 |
x2,2 |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
2 005 |
2 832 |
-29% |
1 661 |
+21% |
* 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
| Volumes raffinés et taux d’utilisation* |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Total volumes raffinés (kb/j) |
1 317 |
1 279 |
+3% |
1 147 |
+15% |
| France |
252 |
223 |
+13% |
114 |
x2,2 |
| Reste de l’Europe |
605 |
612 |
-1% |
660 |
-8% |
| Reste du monde |
460 |
444 |
+4% |
373 |
+23% |
| Taux d’utilisation sur bruts traités** |
74% |
73% |
|
58% |
|
* 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 1er trimestre 2021) pour 2021 et hors Lindsey (cédée) à partir du 2ème trimestre 2021.
| Production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Monomères* (kt) |
1 404 |
1 460 |
-4% |
1 405 |
– |
| Polymères (kt) |
1 274 |
1 231 |
+4% |
1 165 |
+9% |
| Taux d’utilisation des vapocraqueurs** |
86% |
90% |
|
87% |
|
* 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 hausse de 15% sur un an au premier trimestre 2022, en raison de la reprise de la demande notamment en Europe et aux États-Unis, et du redémarrage courant 2021 de l’unité de distillation de la plateforme de Normandie en France.
La production de monomères est stable sur un an au premier trimestre 2022.
La production de polymères est en hausse de 9% sur un an au premier trimestre, grâce notamment à la mise en service d’une nouvelle ligne de polypropylène au deuxième trimestre 2021 sur la plateforme intégrée raffinage-pétrochimie de Daesan, en Corée du Sud. La production du premier trimestre 2021 avait par ailleurs été négativement impactée par l’arrêt temporaire des installations aux États-Unis en raison de la tempête Uri au Texas.
4.4.2 Résultats
| En millions de dollars |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
1 120 |
553 |
x2 |
243 |
x4,6 |
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
197 |
680 |
-71% |
222 |
-11% |
| Acquisitions nettes |
– |
(156) |
-100% |
(57) |
-100% |
| Investissements nets |
197 |
524 |
-62% |
165 |
+19% |
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement ** |
1 433 |
865 |
+66% |
394 |
x3,6 |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
1 107 |
2 446 |
-55% |
996 |
+11% |
* 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 est en forte hausse à 1 120 M$ au premier trimestre 2022, contre 243 M$ au premier trimestre 2021, liée à la progression des marges de distillats en Europe dans le contexte de réduction des imports de produits pétroliers russes ainsi qu’à la surperformance des activités de négoce de bruts et de produits pétroliers.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 1 433 M$ au premier trimestre 2022, 3,6 fois supérieure au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.
4.5 Marketing & Services
4.5.1 Ventes de produits pétroliers
| Ventes en kb/j* |
1T22 |
4T21 |
1T22 vs 4T21 |
1T21 |
1T22 vs 1T21 |
| Total des ventes du Marketing & Services |
1 452 |
1 553 |
-7% |
1 442 |
+1% |
| Europe |
790 |
868 |
-9% |
776 |
+2% |
| Reste du monde |
662 |
684 |
-3% |
666 |
-1% |
* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage.
Les ventes de produits pétroliers sont en légère hausse de 1% sur un an au premier trimestre 2022, la reprise de l’activité aviation au niveau mondial ayant été compensée notamment par la baisse des ventes en Asie, liée à la situation sanitaire.
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
