TotalEnergies tire parti de son portefeuille global pour afficher un résultat net ajusté de 7,6 G$ au quatrième trimestre 2022 et un résultat net annuel IFRS de 20,5 G$
TotalEnergies confirme pour 2023 le pay-out de 35-40% pour les actionnaires tout en veillant au partage de la valeur avec ses salariés et ses clients
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
|
4T22 |
Variation |
2022 |
Variation |
|
| Résultat net part TotalEnergies (G$) |
3,3 |
-44% |
20,5 |
+28% |
| Résultat net ajusté part TotalEnergies(1) |
|
|
|
|
| – en milliards de dollars (G$) |
7,6 |
+11% |
36,2 |
x2 |
| – en dollar par action |
2,97 |
+17% |
13,94 |
x2.1 |
| EBITDA ajusté(1) (G$) |
16,0 |
+12% |
71,6 |
+69% |
| DACF(1) (G$) |
9,4 |
-4% |
47,0 |
+53% |
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
5,6 |
-52% |
47,4 |
+56% |
| Ratio d’endettement(2) de 7,0% au 31 décembre 2022 contre 4,0% au 30 septembre 2022 | ||||
| Solde du dividende au titre de l’exercice 2022 de 0,74 €/action | ||||
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 7 février 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour l’exercice 2022. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Quoiqu’en retrait par rapport au trimestre précédent du fait des incertitudes sur les perspectives de demande, les prix du pétrole et du gaz ainsi que les marges de raffinage sont restés élevés au quatrième trimestre, dans des marchés contraints par l’offre. Bénéficiant de cet environnement favorable ainsi que de la hausse de sa production d’hydrocarbures (+5%) et de ses ventes de GNL (+22%) grâce à sa position unique en Europe, TotalEnergies affiche une marge brute d’autofinancement de 9,1 G$ et un résultat net ajusté de 7,6 G$. Compte tenu de la dépréciation de 4,1 G$ liée à la déconsolidation de Novatek dans les comptes au 31 décembre 2022, le résultat net IFRS est de 3,3 G$.
Sur l’année 2022, la Compagnie a généré une marge brute d’autofinancement de 45,7 G$. Le résultat net IFRS s’établit à 20,5 G$ incluant près de 15 G$ de provisions sur la Russie (soit un résultat net ajusté de 36,2 G$). Elle présente une rentabilité des capitaux propres de 32% et une rentabilité des capitaux employés de 28%, démontrant la qualité de son portefeuille mondial.
Le secteur iGRP réalise un résultat opérationnel net ajusté de 2,9 G$ et un cash-flow de 3,1 G$, en hausse de 17% sur le trimestre portant les résultats et le cash-flow annuels à 12 G$ et 11 G$. La Compagnie a pleinement tiré parti de son portefeuille GNL global. L’activité Integrated Power (couvrant les business d’électricité et de renouvelables) atteint sur l’année un cash-flow d’1 G$, avec une production de 33 TWh en croissance de 57%, et près de 17 GW de capacité brute renouvelable installée à fin 2022. De façon à donner une meilleure lisibilité aux actionnaires de la stratégie de croissance de TotalEnergies dans le GNL et l’électricité/renouvelables, le Conseil d’administration a décidé qu’à compter du premier trimestre 2023 les résultats d’iGRP distingueront les contributions des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
Avec un résultat opérationnel net ajusté de 3,5 G$ et un cash-flow de 5,0 G$ sur le quatrième trimestre, l’Exploration-Production a fortement contribué au cash-flow de la Compagnie avec 26 G$ en 2022. Deux nouvelles découvertes, à Chypre et au Brésil, viennent s’ajouter aux découvertes déjà réalisées en Namibie et au Suriname cette année.
L’Aval réalise une performance historique sur 2022 avec 8,9 G$ de résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 10,1 G$, le taux d’utilisation des raffineries de 82% ayant permis de capter des marges de raffinage élevées. TotalEnergies poursuit sa croissance dans la pétrochimie avec le lancement du projet Amiral, complexe intégré de taille mondiale en Arabie Saoudite.
Conformément à la politique annoncée en septembre 2022, TotalEnergies a mis en œuvre en 2022 une allocation du cash-flow équilibrée, entre actionnaires (pay-out de 37,2%), investissements (16,3 G$, soit 36% de son cash-flow, dont 4 G$ dans les énergies bas-carbone) et désendettement (réduction de la dette nette de 12,2 G$, soit 27% de son cash-flow) pour afficher un gearing de 7% à fin 2022. De plus, la Compagnie a veillé à l’équilibre du partage de la valeur avec ses salariés (prime exceptionnelle d’un mois de salaire* et hausse des salaires tenant compte de l’inflation constatée dans les différents pays) et avec ses clients en menant des opérations de rabais commerciaux sur divers produits énergétiques pour atténuer la hausse des prix de l’énergie. Les Etats ont par ailleurs bénéficié de plus de 33 G$ d’impôts et taxes au niveau mondial, plus du double de 2021, versés pour l’essentiel aux Etats producteurs.
Compte tenu de la croissance structurelle du cash-flow attendue pour 2023 et des rachats d’actions réalisés en 2022 (5% du capital), le Conseil d’administration propose à l’Assemblée Générale des actionnaires la distribution d’un solde de dividende au titre de l’exercice 2022 d’un montant de 0,74 €/action, soit une hausse de 6,5% du dividende ordinaire au titre de 2022 d’un montant de 2,81 €/action auquel s’ajoute le dividende exceptionnel de 1 €/action versé en décembre 2022. En outre, le Conseil d’administration a confirmé une politique de retour à l’actionnaire pour 2023 visant un pay-out entre 35% et 40%, qui combinera une augmentation des acomptes sur dividende de plus de 7% à 0,74 €/action, et des rachats d’actions pour 2 G$ au premier trimestre. »
1. Faits marquants(3)
Responsabilité sociétale et environnementale
- Rabais commerciaux sur les prix de l’électricité pour les TPE et PME
- TotalEnergies classée numéro 1 du CAC40 de la transparence aux investisseurs par le Forum pour l’Investissement Responsable
Integrated LNG
- Mise en service de l’unité flottante de regazéification de GNL au terminal de Lubmin, en Allemagne
- Démarrage de la production du Bloc 10, et signature d’un contrat long terme de LNG de 0,8 Mt/an, en Oman
Integrated Power
- Acquisition d’une participation dans le premier développeur renouvelable brésilien (Casa dos Ventos) disposant d’un portefeuille de plus de 6 GW de projets solaires et éoliens terrestres au Brésil
- Signature par Total Eren d’un accord en vue du développement d’un projet éolien de 1 GW au Kazakhstan
- Démarrage de la centrale solaire d’Al Kharsaah de 800 MW au Qatar
- Cession de 50% d’un portefeuille de 234 MW de projets renouvelables en France
Amont
- Retrait des représentants de TotalEnergies du Conseil d’administration de PAO Novatek et déconsolidation de la participation de 19,4% détenue par la Compagnie dans Novatek
- Acquisition d’une participation additionnelle de 4,08% dans les concessions de Waha, en Libye
- Cession du champ de Dunga, au Kazakhstan
- Acquisition par TotalEnergies EP Canada, en vue de son spin-off, d’une participation additionnelle dans Fort Hills
- Lancement du projet Lapa South-West, au Brésil
- Découverte de gaz sur le puits Zeus-1, situé sur le Bloc 6 à Chypre
- Découverte de pétrole dans la zone de Sépia, au Brésil
- Entrée sur le bloc exploration offshore Agua Marinha, au Brésil
- Lancement des activités d’exploration du bloc 9 en vue d’un forage en 2023, au Liban
Aval et nouvelles molécules
- Décision finale d’investissement du complexe pétrochimique Amiral avec Aramco, en Arabie Saoudite
- Lancement avec Air Liquide d’un projet de production d’hydrogène renouvelable et bas carbone sur la plateforme de Grandpuits en France
- Démarrage de BioBéarn, la plus importante unité de production de biogaz en France d’une capacité de 160 GWh
- Protocole d’accord avec Air France-KLM pour la fourniture de 0,8 Mt de SAF sur 10 ans
- Création d’une joint-venture avec Air Liquide pour développer un réseau de plus de 100 stations hydrogène pour poids lourds en Europe
Décarbonation
- Protocole d’accord avec Holcim pour un projet pilote de décarbonation d’une cimenterie en Belgique
- Entrée sur deux permis pour le stockage de CO2 en mer du Nord, au Danemark
2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(4)
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat par action et le nombre d’actions |
2022 |
2021 |
2022 |
|
15 997 |
19 420 |
14 285 |
+12% |
EBITDA ajusté (5) |
71 578 |
42 302 |
+69% |
|
8 238 |
10 279 |
7 316 |
+13% |
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
38 475 |
20 209 |
+90% |
|
3 528 |
4 217 |
3 525 |
– |
Exploration-Production |
17 479 |
10 439 |
+67% |
|
2 889 |
3 649 |
2 759 |
+5% |
Integrated Gas, Renewables & Power |
12 144 |
6 243 |
+95% |
|
1 487 |
1 935 |
553 |
x2.7 |
Raffinage-Chimie |
7 302 |
1 909 |
x3.8 |
|
334 |
478 |
479 |
-30% |
Marketing & Services |
1 550 |
1 618 |
-4% |
|
1 873 |
2 576 |
1 787 |
+5% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
8 254 |
4 190 |
+97% |
|
41,4% |
44,1% |
40,2% |
|
Taux moyen d’imposition (6) |
40,9% |
37,9% |
|
|
7 561 |
9 863 |
6 825 |
+11% |
Résultat net ajusté part TotalEnergies |
36 197 |
18 060 |
x2 |
|
2,97 |
3,83 |
2,55 |
+17% |
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7) |
13,94 |
6,68 |
x2.1 |
|
2,93 |
3,78 |
2,19 |
+34% |
Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
13,24 |
5,65 |
x2.3 |
|
2 522 |
2 560 |
2 644 |
-5% |
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 572 |
2 647 |
-3% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 264 |
6 626 |
5 837 |
-44% |
Résultat net part TotalEnergies |
20 526 |
16 032 |
+28% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 935 |
3 116 |
4 681 |
-16% |
Investissements organiques (8) |
11 852 |
12 675 |
-6% |
|
(133) |
1 587 |
(396) |
ns |
Acquisitions nettes (9) |
4 451 |
632 |
x7 |
|
3 802 |
4 703 |
4 285 |
-11% |
Investissements nets (10) |
16 303 |
13 307 |
+23% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9 135 |
11 736 |
9 361 |
-2% |
Marge brute d’autofinancement (11) |
45 729 |
29 140 |
+57% |
|
9 361 |
12 040 |
9 759 |
-4% |
Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF) (12) |
47 025 |
30 660 |
+53% |
|
5 618 |
17 848 |
11 621 |
-52% |
Flux de trésorerie d’exploitation |
47 367 |
30 410 |
+56% |
* Taux de change moyen €-$ : 1,0205 au 4ème trimestre 2022 et 1,0530 en 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
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
2022 |
2021 |
2022 |
|
|
88,8 |
100,8 |
79,8 |
+11% |
Brent ($/b) |
101,3 |
70,9 |
+43% |
|
6,1 |
7,9 |
4,8 |
+26% |
Henry Hub ($/Mbtu) |
6,5 |
3,7 |
+76% |
|
32,3 |
42,5 |
32,8 |
-2% |
NBP ($/Mbtu) |
32,4 |
16,4 |
+97% |
|
30,5 |
46,5 |
35,0 |
-13% |
JKM ($/Mbtu) |
33,8 |
18,5 |
+83% |
|
80,6 |
93,6 |
72,6 |
+11% |
Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées |
91,3 |
65,0 |
+41% |
|
12,74 |
16,83 |
11,38 |
+12% |
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées |
13,15 |
6,60 |
+99% |
|
14,83 |
21,51 |
13,12 |
+13% |
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
15,90 |
8,80 |
+81% |
|
73,6 |
99,2 |
16,7 |
x4.4 |
Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t)** |
94,1 |
10,5 |
x9 |
* 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)
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e) |
2022 |
2021 |
2022 |
|
10,1 |
10,3 |
9,9 |
+2% |
Scope 1+2 des installations opérées (14) |
39,7 |
37,0 |
+7% |
|
8,3 |
8,2 |
8,5 |
-2% |
dont Oil & Gas |
32,5 |
33,1 |
-2% |
|
1,8 |
2,1 |
1,4 |
+24% |
dont CCGT |
7,2 |
3,8 |
+86% |
|
14,7 |
14,0 |
– |
– |
Scope 1+2 périmètre patrimonial |
56,1 |
53,7 |
+4% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
107 |
90 |
108 |
-1% |
Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (15) |
389 |
400 |
-3% |
|
58 |
65 |
75 |
-22% |
dont Scope 3 Pétrole Monde (16) |
254 |
285 |
-11% |
Emissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.
Hors effet Covid-19 pour les données d’émissions du 2T20 au 2T22 inclus.
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
Emissions de Méthane (ktCH4) |
2022 |
2021 |
2022 |
|
11 |
10 |
12 |
-8% |
Émissions de méthane des installations opérées |
42 |
49 |
-14% |
|
10 |
14 |
– |
– |
Émissions de méthane périmètre patrimonial |
47 |
51 |
-8% |
Émissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.
L’évolution des émissions Scope 1+2 des installations opérées sur l’année 2022 résulte principalement de l’utilisation en hausse des centrales électriques sur base gaz (7,2 Mt en 2022 versus 3,8 Mt en 2021), dans le contexte de baisse de la disponibilité des centrales nucléaires en France, ainsi que du démarrage de la centrale de Landivisiau. A l’inverse, les émissions des activités Oil & Gas ont baissé de 2%.
3.3 Production*
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
Production d’hydrocarbures |
2022 |
2021 |
2022 |
|
2 812 |
2 669 |
2 852 |
-1% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 765 |
2 819 |
-2% |
|
1 357 |
1 298 |
1 278 |
+6% |
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 307 |
1 274 |
+3% |
|
1 455 |
1 371 |
1 574 |
-8% |
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 458 |
1 545 |
-6% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 812 |
2 669 |
2 852 |
-1% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 765 |
2 819 |
-2% |
|
1 570 |
1 494 |
1 509 |
+4% |
Liquides (kb/j) |
1 519 |
1 500 |
+1% |
|
6 681 |
6 367 |
7 328 |
-9% |
Gaz (Mpc/j) |
6 759 |
7 203 |
-6% |
* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’iGRP.
La production d’hydrocarbures, de 2 812 milliers de barils équivalents pétrole au quatrième trimestre, est en hausse de 5% sur le trimestre, bénéficiant de la montée en puissance des projets (Mero 1 au Brésil, Ikike au Nigéria), du retour de la production de Kashagan au Kazakhstan, de travaux de maintenance en baisse (en particulier sur Ichthys en Australie), malgré la sortie du champ de Termokarstovoye, en Russie.
La production d’hydrocarbures a été de 2 765 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) en 2022, en baisse de 2% sur un an, en raison des éléments suivants :
- +3% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets notamment Clov Phase 2 et Zinia Phase 2 en Angola, Mero 1 au Brésil et Ikike au Nigéria,
- +2% lié à l’augmentation des quotas de production des pays de l’OPEP+,
- -3% d’effet périmètre, notamment lié à la fin des licences d’exploitation de Qatargas 1 et de Bongkot North en Thaïlande, au retrait effectif du Myanmar, à la sortie des champs de Termokarstovoye et Kharyaga en Russie, partiellement compensés par l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil,
- -1% lié à des réductions de production liées à la sécurité en Libye et au Nigéria,
- -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 Résultats iGRP
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
En millions de dollars |
2022 |
2021 |
2022 |
|
2 889 |
3 649 |
2 759 |
+5% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
12 144 |
6 243 |
+95% |
|
1 301 |
1 888 |
1 321 |
-2% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
5 838 |
2 696 |
x2,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
650 |
653 |
1 190 |
-45% |
Investissements organiques |
1 904 |
3 341 |
-43% |
|
(211) |
1 718 |
47 |
ns |
Acquisitions nettes |
2 089 |
1 165 |
+79% |
|
439 |
2 371 |
1 237 |
-65% |
Investissements nets |
3 993 |
4 506 |
-11% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 127 |
2 683 |
2 440 |
+28% |
Marge brute d’autofinancement ** |
10 754 |
6 124 |
+76% |
|
995 |
4 390 |
(57) |
ns |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
9 670 |
827 |
x11,7 |
* 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.
Au quatrième trimestre 2022 :
- le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à 2 889 M$, en hausse de 5% sur un an, principalement du fait de la contribution croissante de l’activité Integrated Power,
- la marge brute d’autofinancement du secteur iGRP s’est établie à 3 127 M$, en hausse de 28% sur un an, principalement du fait de la performance de l’activité Integrated LNG ayant tiré parti de la hausse des prix et de la contribution croissante des activités Integrated Power,
- le besoin en fonds de roulement s’est accru au cours du trimestre compte tenu des appels de marge dans les activités de fourniture de gaz et d’électricité.
Sur l’année 2022 :
- le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à 12 144 M$, en hausse de 95% sur un an, grâce à son portefeuille GNL intégré et en particulier ses capacités de regazéification en Europe qui lui ont permis de tirer parti de l’environnement de prix favorable, et grâce à la croissance de l’activité Integrated Power,
- la marge brute d’autofinancement du secteur iGRP s’est établie à 10 754 M$ sur l’année 2022, en hausse de 76% sur un an, pour les mêmes raisons.
A compter du premier trimestre 2023, les résultats du secteur iGRP seront présentés selon deux secteurs :
- Integrated LNG couvrant les activités de production et de négoce de GNL ainsi que les activités biogaz et hydrogène,
- Integrated Power couvrant les activités de génération, stockage, négoce d’électricité et de distribution B2B B2C de gaz-électricité.
4.1.2 Integrated LNG
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
Production d’hydrocarbures pour le GNL |
2022 |
2021 |
2022 |
|
503 |
418 |
562 |
-11% |
iGRP (kbep/j) |
469 |
529 |
-11% |
|
58 |
40 |
68 |
-14% |
Liquides (kb/j) |
53 |
63 |
-16% |
|
2 420 |
2 067 |
2 697 |
-10% |
Gaz (Mpc/j) |
2 267 |
2 541 |
-11% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
GNL (Mt) |
2022 |
2021 |
2022 |
|
12,7 |
10,4 |
11,6 |
+10% |
Ventes totales de GNL |
48,1 |
42,0 |
+15% |
|
4,4 |
4,0 |
4,6 |
-4% |
incl. Ventes issues des quotes-parts de production* |
17,0 |
17,4 |
-2% |
|
11,4 |
9,2 |
10,1 |
+13% |
incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
42,8 |
35,1 |
+22% |
* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.
La production de GNL, de 4,4 Mt au quatrième trimestre, est en hausse de 10% par rapport au trimestre précédent, Ichthys LNG, en Australie, ayant bénéficié d’un trimestre complet suite à la maintenance planifiée au troisième trimestre. Elle affiche une baisse de 2% sur l’année, impactée par la fin de la licence d’exploitation de Qatargas 1 et les problèmes d’approvisionnement de Nigeria LNG, malgré le redémarrage de Snøhvit, en Norvège, au deuxième trimestre.
Les ventes totales de GNL sont en hausse de 22% sur le trimestre et de 15% sur l’année, soutenues par le fort appel de GNL en Europe.
Le résultat opérationnel net ajusté de l’activité Integrated LNG s’est établi à 11,2 G$ en 2022, soit le double de la contribution de 5,6 G$ de 2021, son portefeuille GNL intégré et en particulier ses capacités de regazéification en Europe lui ayant permis de tirer parti de l’environnement de prix favorable.
La marge brute d’autofinancement de l’activité Integrated LNG s’est établie à 9,8 G$ en 2022, en hausse de près de 80% par rapport à la contribution de 5,5 G$ en 2021, pour la même raison.
4.1.3 Integrated Power
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
Integrated Power |
2022 |
2021 |
2022 |
|
69,0 |
67,8 |
43,0 |
+61% |
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2),(3) |
69,0 |
43,0 |
+61% |
|
16,8 |
16,0 |
10,3 |
+64% |
dont capacités installées |
16,8 |
10,3 |
+64% |
|
6,1 |
5,4 |
6,5 |
-6% |
dont capacités en construction |
6,1 |
6,5 |
-6% |
|
46,0 |
46,4 |
26,2 |
+76% |
dont capacités en développement |
46,0 |
26,2 |
+76% |
|
33,4 |
33,9 |
28,0 |
+19% |
Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) (1),(2),(3) |
33,4 |
28,0 |
+19% |
|
45,5 |
45,2 |
31,7 |
+43% |
Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (3) |
45,5 |
31,7 |
+43% |
|
7,7 |
7,4 |
5,1 |
+50% |
dont capacités installées |
7,7 |
5,1 |
+50% |
|
4,1 |
3,5 |
4,6 |
-10% |
dont capacités en construction |
4,1 |
4,6 |
-10% |
|
33,6 |
34,2 |
22,0 |
+53% |
dont capacités en développement |
33,6 |
22,0 |
+53% |
|
9,4 |
8,5 |
6,7 |
+42% |
Production nette d’électricité (TWh) (4) |
33,2 |
21,2 |
+57% |
|
3,3 |
2,4 |
1,9 |
+74% |
dont à partir de sources renouvelables |
10,4 |
6,8 |
+53% |
|
6,1 |
6,3 |
6,1 |
+1% |
Clients électricité – BtB et BtC (Million) (3) |
6,1 |
6,1 |
+1% |
|
2,7 |
2,8 |
2,7 |
+1% |
Clients gaz – BtB et BtC (Million) (3) |
2,7 |
2,7 |
+1% |
|
14,6 |
12,1 |
16,1 |
-10% |
Ventes électricité – BtB et BtC (TWh) |
55,3 |
56,6 |
-2% |
|
28,1 |
14,2 |
31,2 |
-10% |
Ventes gaz – BtB et BtC (TWh) |
96,3 |
101,2 |
-5% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
767 |
460 |
447 |
+72% |
EBITDA ajusté Integrated Power part TotalEnergies (M$) (5) |
1 864 |
1 393 |
+34% |
(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
(2) Dont 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group à partir du troisième trimestre 2022.
(3) Données à fin de période.
(4) Solaire, éolien, hydroélectricité et centrales à gaz à cycle combiné.
(5) Somme des quotes-parts TotalEnergies (% de détention) des EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) des sociétés du périmètre Integrated Power (dénommé Électricité & Renouvelables jusqu’au 4ème trimestre 2022), indépendamment de leur mode de consolidation.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 16,8 GW à fin 2022 en hausse de 6,5 GW sur un an, dont près de 4 GW liés à l’acquisition de 50% de Clearway Energy Group aux Etats-Unis et 0,8 GW liés au démarrage du projet photovoltaïque d’Al Kharsaah au Qatar.
La production nette d’électricité s’établit à 9,4 TWh sur le trimestre et à 33,2 TWh sur 2022, en hausse de 57% sur un an grâce aux taux d’utilisation plus élevés des centrales électriques flexibles (CCGT) ainsi qu’à la croissance de 53% de la production d’électricité de sources renouvelables.
Le résultat opérationnel net ajusté de l’activité Integrated Power s’est établi à 1,0 G$ en 2022, en hausse de près de 60% par rapport à la contribution de 0,6 G$ de 2021, tirée par la croissance de la génération d’électricité.
La marge brute d’autofinancement de l’activité Integrated Power s’est établie à 1,0 G$ en 2022, en hausse de près de 50% par rapport à la contribution de 0,7 G$ en 2021, pour la même raison.
4.2 Exploration-Production
4.2.1 Production
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
Production d’hydrocarbures |
2022 |
2021 |
2022 |
|
2 309 |
2 251 |
2 290 |
+1% |
EP (kbep/j) |
2 296 |
2 290 |
– |
|
1 512 |
1 454 |
1 441 |
+5% |
Liquides (kb/j) |
1 466 |
1 437 |
+2% |
|
4 261 |
4 300 |
4 631 |
-8% |
Gaz (Mpc/j) |
4 492 |
4 662 |
-4% |
4.2.2 Résultats
|
4T22 |
3T22 |
4T21 |
4T22 |
En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition |
2022 |
2021 |
2022 |
|
3 528 |
4 217 |
3 525 |
– |
Résultat opérationnel net ajusté* |
17 479 |
10 439 |
+67% |
|
316 |
377 |
366 |
-14% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
1 335 |
1 230 |
+9% |
|
54,4% |
55,4% |
49,7% |
– |
Taux moyen d’imposition** |
50,8% |
45,2% |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 219 |
1 989 |
2 196 |
+1% |
Investissements organiques |
7 507 |
6 690 |
+12% |
|
105 |
(126) |
(162) |
ns |
Acquisitions nettes |
2 520 |
(167) |
ns |
|
2 324 |
1 863 |
2 034 |
+14% |
Investissements nets |
10 027 |
6 523 |
+54% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 988 |
6 406 |
5 688 |
-12% |
Marge brute d’autofinancement *** |
26 080 |
18 717 |
+39% |
|
4 035 |
9 083 |
8 624 |
-53% |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
27 654 |
22 009 |
+26% |
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté – quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence – dividendes reçus des participations – dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à :
-
3 528 M$ au quatrième trimestre 2022 :
- stable sur un an, grâce à la hausse des prix du pétrole et malgré la hausse de la fiscalité, en particulier au Royaume-Uni,
- en baisse de 16% sur le trimestre, en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz,
- 17 479 M$ en 2022, en hausse de 67% sur un an, grâce à la hausse des prix du pétrole et du gaz.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à :
-
4 988 M$ au quatrième trimestre 2022 :
- en baisse de 12% sur un an, en raison de la hausse de la fiscalité, en particulier au Royaume-Uni, et malgré la hausse des prix du pétrole,
- en baisse de 22% sur le trimestre, en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz, et malgré la hausse de la production,
- 26 080 M$ en 2022, en hausse de 39% sur un an, grâce à la hausse des prix du pétrole et du gaz.
L’impact de l’Energy Profit Levy (EPL) au Royaume-Uni sur le résultat courant s’élève à 0,4 G$ au quatrième trimestre et 1,0 G$ sur 2022. L’impact négatif de l’EPL sur la position d’impôts différés est comptabilisé en éléments non récurrents, et s’élève à 0,6 G$ sur 2022, dont 0,3 G$ au quatrième trimestre.
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
