TotalEnergies démontre une nouvelle fois sa capacité à générer de très bons résultats dans un environnement de prix en retrait sur le pétrole et le gaz
Dans le cadre de sa stratégie multi-énergies, TotalEnergies présente pour la première fois les résultats du secteur Integrated Power
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
TotalEnergies (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
|
1T23 |
4T22 |
Variation |
1T22 |
Variation |
|
| Résultat net part TotalEnergies (G$) |
5,6 |
3,3 |
+70% |
4,9 |
+12% |
| Résultat net ajusté part TotalEnergies(1) |
|
|
|
|
|
| – en milliards de dollars (G$) |
6,5 |
7,6 |
-13% |
9,0 |
-27% |
| – en dollar par action |
2,61 |
2,97 |
-12% |
3,40 |
-23% |
| EBITDA ajusté(1) (G$) |
14,2 |
16,0 |
-11% |
17,4 |
-19% |
| DACF(1) (G$) |
9,8 |
9,4 |
+4% |
12,0 |
-19% |
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
5,1 |
5,6 |
-9% |
7,6 |
-33% |
| Ratio d’endettement(2) de 11,5% au 31 mars 2023 contre 7,0% au 31 décembre 2022 | |||||
| Premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2023 de 0,74 €/action | |||||
(1) Définitions en page 3.
(2) Hors engagements liés aux contrats de location.
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 26 avril 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le premier trimestre 2023. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« TotalEnergies démontre une nouvelle fois sa capacité à générer de très bons résultats, affichant au premier trimestre 2023 un résultat net ajusté de 6,5 G$, un cash-flow de 9,6 G$ et une rentabilité des capitaux employés moyens à 25%, dans un environnement de prix en retrait sur le pétrole et le gaz. Le résultat net IFRS est de 5,6 G$ sur le trimestre.
Dans un environnement de prix du Brent à 81 $/b en moyenne, l’Exploration-Production génère ce trimestre un résultat opérationnel net ajusté de 2,7 G$ et un cash-flow de 4,9 G$ avec une production en croissance de 2% par rapport au trimestre précédent*, bénéficiant notamment du démarrage de la production de gaz sur le bloc 10 en Oman et de l’acquisition d’une participation de 20% dans les champs pétroliers de SARB / Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis.
Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 2,1 G$, tirant parti d’un portefeuille mondial intégré, dans un environnement de prix du gaz européens et asiatiques revenus à des niveaux proches de la parité Brent, à 16-17 $/Mbtu, compte-tenu de l’hiver doux et des stocks élevés en Europe. La Compagnie a lancé ce trimestre les études d’ingénierie intégrées (FEED) sur le projet Papua LNG qui contribuera à la croissance future du portefeuille GNL.
Le secteur Integrated Power génère au premier trimestre un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 0,4 G$. Le ROACE atteint près de 10% sur 12 mois, confirmant la capacité de la Compagnie à croitre de manière rentable dans cette activité. TotalEnergies a finalisé ce trimestre l’acquisition d’une participation de 34% dans Casa Dos Ventos au Brésil, contribuant à la croissance de sa capacité installée de génération électrique renouvelable qui atteint 18 GW.
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,9 G$ et un cash-flow de 2,2 G$, bénéficiant de marges de raffinage soutenues. TotalEnergies a annoncé la cession pour 3,1 G€ à Alimentation Couche-Tard de ses réseaux en Allemagne et aux Pays-Bas ainsi qu’un partenariat 40%/60% pour exploiter les stations en Belgique et au Luxembourg.
Conforté par ces bons résultats, le Conseil d’administration a confirmé l’augmentation de 7,25% du premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2023, à 0,74 € par action, ainsi que le rachat jusqu’à 2 G$ d’actions au deuxième trimestre 2023.»
1. Faits marquants(3)
Responsabilité sociétale et environnementale
- Publication du rapport Sustainability & Climate – 2023 Progress Report présentant les avancées sur la stratégie de transformation de TotalEnergies et la mise à jour de son ambition climat
- TotalEnergies numéro 2 de l’actionnariat salarié en Europe selon le rapport de la Fédération Européenne de l’Actionnariat Salarié
- TotalEnergies garantit à ses clients que le prix des carburants ne dépassera pas 1,99€/l dans ses stations en France
Amont
- Acquisition des actifs amont de CEPSA aux Emirats Arabes Unis, représentant une quote-part de production de 50 kbep/j
- Accord avec le gouvernement irakien sur la mise en œuvre du projet multi-énergies, en Irak
- Lancement du projet Lapa South-West, au Brésil
Aval
- Cession à Alimentation Couche-Tard des réseaux en Allemagne et aux Pays-Bas et partenariat 40%/60% en Belgique et au Luxembourg
- Accord avec la société de recyclage de déchets Paprec pour développer des projets de recyclage chimique de plastiques en France
- Création d’une joint-venture avec Air Liquide pour développer un réseau de plus de 100 stations hydrogène pour poids lourds en Europe
Integrated LNG
- Démarrage de la production du Bloc 10, et signature d’un contrat long terme de LNG de 0,8 Mt/an, en Oman
- Lancement des études d’ingénierie intégrées du projet Papua LNG, en Papouasie-Nouvelle-Guinée
- Livraison de la première cargaison de GNL au terminal de Dhamra LNG, en Inde
- Mise en service du terminal flottant de regazéification de GNL à Lubmin, en Allemagne
- Autorisation des autorités françaises et européennes pour l’installation du terminal flottant de regazéification de GNL au Havre, en France
Integrated Power
- Finalisation de l’acquisition d’une participation de 34% dans Casa dos Ventos, premier développeur dans les renouvelables au Brésil
- Acquisition auprès de Corio Generation d’une participation de 50% (moins dix actions) dans le projet éolien offshore Formosa 3 de 600 MW, à Taiwan
- Signature de contrats de vente d’électricité renouvelable avec Sasol et Air Liquide en Afrique du Sud
Décarbonation & nouvelles molécules
- Acquisition de PGB, principal producteur de biogaz en Pologne
Entrée sur deux permis pour le stockage de CO2 en mer du Nord, au Danemark
(3) Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
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 |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| EBITDA ajusté (5) |
14 167 |
15 997 |
-11% |
17 424 |
-19% |
| Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
6 993 |
8 238 |
-15% |
9 458 |
-26% |
| Exploration-Production |
2 653 |
3 528 |
-25% |
5 015 |
-47% |
| Integrated LNG |
2 072 |
2 408 |
-14% |
3 133 |
-34% |
| Integrated Power |
370 |
481 |
-23% |
(82) |
ns |
| Raffinage-Chimie |
1 618 |
1 487 |
+9% |
1 120 |
+44% |
| Marketing & Services |
280 |
334 |
-16% |
272 |
+3% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
1 079 |
1 873 |
-42% |
1 861 |
-42% |
| Taux moyen d’imposition (6) |
41,4% |
41,4% |
– |
38,7% |
– |
| Résultat net ajusté part TotalEnergies |
6 541 |
7 561 |
-13% |
8 977 |
-27% |
| Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7) |
2,61 |
2,97 |
-12% |
3,40 |
-23% |
| Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
2,43 |
2,93 |
-17% |
3,03 |
-20% |
| Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 479 |
2 522 |
-2% |
2 614 |
-5% |
| Résultat net part TotalEnergies |
5 557 |
3 264 |
+70% |
4 944 |
+12% |
| Investissements organiques (8) |
3 433 |
3 935 |
-13% |
1 981 |
+73% |
| Acquisitions nettes (9) |
2 987 |
(133) |
ns |
922 |
x3,2 |
| Investissements nets (10) |
6 420 |
3 802 |
+69% |
2 903 |
x2,2 |
| Marge brute d’autofinancement (11) |
9 621 |
9 135 |
+5% |
11 626 |
-17% |
| Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF) (12) |
9 774 |
9 361 |
+4% |
11 995 |
-19% |
| Flux de trésorerie d’exploitation |
5 133 |
5 618 |
-9% |
7 617 |
-33% |
*Taux de change moyen €-$ : 1,0730 au 1er trimestre 2023, 1,0205 au 4ème trimestre 2022 et 1,1217 au 1er trimestre 2022.
(4) Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non-récurrents, et hors effet des variations de juste valeur. Le détail des éléments d’ajustement figure en page 19.
(5) L’EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) ajusté correspond au résultat ajusté avant amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles, corporelles et droits miniers ; charge d’impôt et coût de la dette nette, soit l’ensemble des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.
(6) Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté – quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence – dividendes reçus des participations – dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
(7) Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
(8) Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
(9) Acquisitions nettes = acquisitions – cessions – autres opérations avec intérêts ne conférant pas le contrôle (voir page 21).
(10) Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 21).
(11) La marge brute d’autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables.
La méthode du coût de remplacement est explicitée page 25. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 21.
(12) DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d’autofinancement hors frais financiers.
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
|
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
|
| Brent ($/b) |
81,2 |
88,8 |
-9% |
102,2 |
-21% |
| Henry Hub ($/Mbtu) |
2,7 |
6,1 |
-55% |
4,6 |
-40% |
| NBP ($/Mbtu) |
16,1 |
32,3 |
-50% |
32,3 |
-50% |
| JKM ($/Mbtu) |
16,5 |
30,5 |
-46% |
31,1 |
-47% |
| Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées |
73,4 |
80,6 |
-9% |
90,1 |
-19% |
| Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées |
8,89 |
12,74 |
-30% |
12,27 |
-28% |
| Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
13,27 |
14,83 |
-11% |
13,60 |
-2% |
| Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t)** |
87,8 |
73,6 |
+19% |
46,3 |
+90% |
* Les indicateurs sont indiqués en page 26.
** Cet indicateur représente la marge moyenne sur coûts variables réalisée par le raffinage de TotalEnergies en Europe (égale à la différence entre les ventes de produits raffinés réalisées par le raffinage européen de TotalEnergies et les achats de pétrole brut avec les coûts variables associés, divisée par les quantités raffinées en tonnes).
3.2 Émissions de gaz à effet de serre(13)
| Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e) |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Scope 1+2 des installations opérées (14) |
9,1 |
10,1 |
-10% |
9,6 |
-6% |
| dont Oil & Gas |
7,6 |
8,3 |
-8% |
7,9 |
-4% |
| dont CCGT |
1,5 |
1,8 |
-17% |
1,7 |
-15% |
| Scope 1+2 périmètre patrimonial |
12,8 |
14,7 |
-13% |
14,0 |
-9% |
Emissions 1T23 estimées.
Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse sur le premier 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 du torchage sur les installations Exploration-Production.
| Emissions de Méthane (ktCH4) |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Émissions de méthane des installations opérées |
9 |
11 |
-17% |
10 |
-8% |
| Émissions de méthane périmètre patrimonial |
11 |
10 |
+12% |
12 |
-7% |
Émissions 1T23 estimées.
| Emissions Scope 3 (MtCO2e) |
1T23 |
2022 |
| Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (15) | est. 90 |
389 |
(13) Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO2, CH4, N2O, les HFC, les PFC et le SF6, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF6 sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et ne sont donc pas comptabilisés.
(14) Les émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement universel 2022 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H2).
(15) TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à l’utilisation par les clients des produits énergétiques, c’est-à-dire provenant de leur combustion pour obtenir de l’énergie. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole, biocarburants ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes. Le point le plus élevé pour chaque chaine de valeur pour l’année 2023 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres.
3.3 Production*
| Production d’hydrocarbures |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 524 |
2 812 |
-10% |
2 843 |
-11% |
| Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 398 |
1 357 |
+3% |
1 305 |
+7% |
| Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 126 |
1 455 |
-23% |
1 538 |
-27% |
| Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 524 |
2 812 |
-10% |
2 843 |
-11% |
| Liquides (kb/j) |
1 562 |
1 570 |
– |
1 527 |
+2% |
| Gaz (Mpc/j) |
5 191 |
6 681 |
-22% |
7 162 |
-28% |
| Production d’hydrocarbures hors Novatek (kbep/j) |
2 524 |
2 475 |
+2% |
2 508 |
+1% |
* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.
La production d’hydrocarbures a été de 2 524 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier trimestre 2023, en hausse de 1% sur un an (hors Novatek) en raison des éléments suivants :
- +4% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets notamment Mero 1 au Brésil et Ikike au Nigéria,
- +1% lié à l’augmentation des quotas des pays de l’OPEP+,
- -1% d’effet périmètre, notamment lié à la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande, à la sortie des champs de Termokarstovoye et Kharyaga en Russie et au retrait effectif du Myanmar, partiellement compensés par l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil et de SARB / Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, ainsi que l’augmentation de la participation dans les concessions de Waha en Libye,
- -3% lié au déclin naturel des champs.
La production est en hausse de 2% sur le trimestre (hors Novatek), bénéficiant notamment du démarrage de la production de gaz sur le Bloc 10 en Oman, de l’acquisition d’une participation dans les champs pétroliers de SARB / Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, et de la montée en puissance du projet Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Integrated LNG
4.1.1 Production
| Production d’hydrocarbures pour le GNL |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Integrated LNG (kbep/j) |
463 |
503 |
-8% |
492 |
-6% |
| Liquides (kb/j) |
62 |
58 |
+6% |
60 |
+3% |
| Gaz (Mpc/j) |
2 179 |
2 420 |
-10% |
2 349 |
-7% |
| Integrated LNG hors Novatek (kbep/j) |
463 |
445 |
+4% |
433 |
+7% |
| GNL (Mt) |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Ventes totales de GNL |
11,0 |
12,7 |
-13% |
13,3 |
-17% |
| incl. Ventes issues des quotes-parts de production* |
4,0 |
4,4 |
-11% |
4,4 |
-11% |
| incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
9,9 |
11,4 |
-14% |
11,9 |
-17% |
* 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 7% sur un an (hors Novatek), en raison du redémarrage de Snøhvit en Norvège au cours du 2ème trimestre 2022.
Les ventes totales de GNL au premier trimestre 2023 sont en baisse de 17% sur l’année, principalement en raison de la baisse des volumes spots, liée à la moindre demande de GNL en Europe du fait du climat clément durant l’hiver et des stocks élevés.
4.1.2 Résultats
| En millions de dollars |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
2 072 |
2 408 |
-14% |
3 133 |
-34% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
786 |
1 213 |
-35% |
1 404 |
-44% |
| Investissements organiques |
396 |
195 |
x2 |
(61) |
ns |
| Acquisitions nettes |
759 |
19 |
x39,9 |
(20) |
ns |
| Investissements nets |
1 155 |
214 |
x5,4 |
(81) |
ns |
| Marge brute d’autofinancement *** |
2 081 |
2 688 |
-23% |
2 492 |
-16% |
| Flux de trésorerie d’exploitation *** |
3 536 |
134 |
x26,4 |
2 219 |
+59% |
* 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 2 072 M$ au premier trimestre 2023 :
- en baisse de 10% sur le trimestre (hors Novatek), principalement en raison de la baisse des prix des hydrocarbures,
- en baisse de 25% sur un an (hors Novatek) en raison de la baisse des ventes GNL et des prix, 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 2 081 M$ au premier trimestre 2023 :
- en baisse de 23% sur le trimestre (hors Novatek), en raison de la baisse des prix ainsi qu’un effet retard sur le paiement des dividendes reçus des sociétés mises en équivalence,
- En baisse de 16% sur un an (hors Novatek), en raison de la baisse des prix.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de 3 536 M$ sur le trimestre, en raison de l’impact positif sur le besoin en fonds de roulement de la réduction des appels de marge et du recouvrement de créances clients.
4.2 Integrated Power
4.2.1 Capacités, productions, clients et ventes
| Integrated Power |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2) |
70,4 |
69,0 |
+2% |
46,8 |
+50% |
| dont capacités installées |
17,9 |
16,8 |
+7% |
10,7 |
+68% |
| dont capacités en construction |
6,2 |
6,1 |
+1% |
6,1 |
+2% |
| dont capacités en développement |
46,3 |
46,0 |
+1% |
30,1 |
+54% |
| Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (2) |
44,4 |
45,5 |
-2% |
34,4 |
+29% |
| dont capacités installées |
8,4 |
7,7 |
+9% |
5,4 |
+55% |
| dont capacités en construction |
4,0 |
4,1 |
-2% |
4,2 |
-3% |
| dont capacités en développement |
32,0 |
33,6 |
-5% |
24,8 |
+29% |
| Capacités brutes installées de génération électrique à gaz (GW) (2) |
5,8 |
5,8 |
– |
5,8 |
– |
| Capacités nettes installées de génération électrique à gaz (GW) (2) |
4,3 |
4,3 |
– |
4,5 |
-5% |
| Production nette d’électricité (TWh) (3) |
8,4 |
9,4 |
-11% |
7,6 |
+10% |
| dont à partir de sources renouvelables |
3,8 |
3,3 |
+16% |
2,2 |
+72% |
| Clients électricité – BtB et BtC (Million) (2) |
6,0 |
6,1 |
-2% |
6,1 |
-1% |
| Clients gaz – BtB et BtC (Million) (2) |
2,8 |
2,7 |
– |
2,7 |
+1% |
| Ventes électricité – BtB et BtC (TWh) |
15,5 |
14,6 |
+6% |
16,3 |
-5% |
| Ventes gaz – BtB et BtC (TWh) |
37,3 |
28,1 |
+33% |
35,0 |
+7% |
(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 capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint près de 18 GW à la fin du premier trimestre 2023, en hausse de plus de 1 GW par rapport au trimestre précédent, dont 0,6 GW liés la prise d’une participation dans le portefeuille de projets renouvelables de Casa Dos Ventos au Brésil et 0,3 GW mis en service sur le projet éolien en mer de Seagreen au Royaume-Uni.
La production nette d’électricité s’établit à 8,4 TWh sur le trimestre :
- en hausse de 10% sur un an, grâce à la croissance de la production d’électricité de sources renouvelables, compensant la plus faible génération des capacités flexibles,
- en baisse de 11% sur le trimestre en raison de la plus faible génération des capacités flexibles dans un contexte de moindre demande, partiellement compensée par la croissance de la production d’électricité de sources renouvelables.
4.2.2 Résultats
| En millions de dollars |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
370 |
481 |
-23% |
(82) |
ns |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
56 |
88 |
-36% |
26 |
x2,2 |
| Investissements organiques |
577 |
455 |
+27% |
319 |
+81% |
| Acquisitions nettes |
519 |
(230) |
ns |
661 |
-22% |
| Investissements nets |
1 096 |
225 |
x4,9 |
980 |
+12% |
| Marge brute d’autofinancement *** |
440 |
439 |
– |
93 |
x4,7 |
| Flux de trésorerie d’exploitation *** |
(1 285) |
861 |
ns |
(1 904) |
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 370 M$ au premier trimestre 2023 :
- significativement supérieur à celui du premier trimestre 2022, grâce à la contribution des centrales électriques à gaz et la performance des activités de négoce d’électricité, compensant l’impact de la saisonnalité des activités de fourniture d’électricité,
- en baisse de 23% sur le trimestre, en raison de l’impact de la saisonnalité des activités de fourniture d’électricité.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de -1 285 M$ sur le trimestre, principalement en raison de l’impact négatif sur le besoin en fonds de roulement de la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et d’électricité (décalage entre un coût d’approvisionnement mensuel saisonnier et un règlement des clients particuliers mensuel fixe estimé sur la base de la consommation de l’année précédente).
4.3 Exploration-Production
4.3.1 Production
| Production d’hydrocarbures |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| EP (kbep/j) |
2 061 |
2 309 |
-11% |
2 351 |
-12% |
| Liquides (kb/j) |
1 500 |
1 512 |
-1% |
1 467 |
+2% |
| Gaz (Mpc/j) |
3 012 |
4 261 |
-29% |
4 813 |
-37% |
| EP hors Novatek (kbep/j) |
2 061 |
2 030 |
+2% |
2 075 |
-1% |
4.3.2 Résultats
| En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition |
1T23 |
4T22 |
1T23 vs 4T22 |
1T22 |
1T23 vs 1T22 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
2 653 |
3 528 |
-25% |
5 015 |
-47% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
135 |
316 |
-57% |
355 |
-62% |
| Taux moyen d’imposition** |
57,1% |
54,4% |
47,0% |
||
| Investissements organiques |
2 134 |
2 219 |
-4% |
1 426 |
+50% |
| Acquisitions nettes |
1 938 |
105 |
x18,5 |
316 |
x6,1 |
| Investissements nets |
4 072 |
2 324 |
+75% |
1 742 |
x2,3 |
| Marge brute d’autofinancement *** |
4 907 |
4 988 |
-2% |
7 303 |
-33% |
| Flux de trésorerie d’exploitation *** |
4 536 |
4 035 |
+12% |
5 768 |
-21% |
* 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 2 653 M$ au premier trimestre 2023 :
- en baisse de 22% sur le trimestre (hors Novatek), en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz,
- en baisse de 45% sur un an (hors Novatek) pour les mêmes raisons, ainsi que la hausse de la fiscalité, en particulier au Royaume-Uni.
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