TotalEnergies bénéficie d’un environnement favorable et tire parti de sa position de leader du GNL, avec un résultat net ajusté de 4,8 G$ et un cash-flow de 8,4 G$
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
|
3T21 |
Variation |
9M21 |
Variation |
|
| Prix du pétrole – Brent ($/b) |
73,5 |
+71% |
67,9 |
+65% |
| Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) |
9,1 |
x2.5 |
7,3 |
+51% |
| Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t) |
20,5 |
ns |
12,3 |
-10% |
| Résultat net ajusté part TotalEnergies(1) |
|
|
|
|
| – en milliards de dollars (G$) |
4,8 |
x5.6 |
11,2 |
x4.1 |
| – en dollar par action |
1,76 |
x6.1 |
4,14 |
x4.3 |
| EBITDA ajusté(1) (G$) |
11,2 |
x2.1 |
28,0 |
+76% |
| DACF(1) (G$) |
8,4 |
+96% |
20,9 |
+65% |
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
5,6 |
+30% |
18,8 |
x2.1 |
| Résultat net part TotalEnergies de 4,6 G$ au 3T21 | ||||
| Ratio d’endettement(2) de 17,7% au 30 septembre 2021 contre 18,5% au 30 juin 2021 | ||||
| Troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2021 de 0,66 €/action | ||||
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 27 octobre 2021 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le troisième trimestre 2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« La reprise économique mondiale, notamment en Asie, a entraîné une forte hausse des prix de toutes les énergies au troisième trimestre compte tenu de l’interconnexion des systèmes énergétiques. Les prix du gaz en Asie et en Europe, en hausse de plus de 85% par rapport au trimestre précédent, ont atteint des niveaux inédits, et les prix du pétrole sont en hausse de 7%, poursuivant leur appréciation régulière depuis un an.
TotalEnergies réalise ainsi un résultat net ajusté de 4,8 G$ en hausse de 38% par rapport au deuxième trimestre 2021 en s’appuyant pleinement sur son modèle multi-énergies, et particulièrement ce trimestre sur sa position de leader mondial dans le GNL. La Compagnie a généré un cash-flow (DACF) de 8,4 G$, en hausse de près de 25% par rapport au trimestre précédent, et un EBITDA ajusté de 11,2 G$.
Le secteur integrated Gas Renewables & Power (iGRP) réalise un résultat net ajusté de 1,6 G$ et un cash-flow de 1,7 G$, les plus hauts de son histoire, grâce à une surperformance de ses activités de négoce qui tirent parti de son portefeuille de GNL intégré à l’échelle mondiale. Les activités renouvelables et électricité poursuivent leur croissance : les capacités brutes de production électrique renouvelable atteignent ainsi près de 10 GW, notamment grâce à la croissance d’1 GW sur le trimestre en Inde. Le nombre de clients électricité atteint 6 millions.
L’Exploration-Production bénéficie de l’augmentation de sa production de 2% sur le trimestre grâce à l’évolution des quotas de l’OPEP+ et de l’augmentation des prix du Brent et du gaz pour réaliser un résultat opérationnel net ajusté de 2,7 G$, en progression par rapport au trimestre précédent de plus de 20%, et un cash-flow de 4,9 G$.
L’Aval bénéficie de marges toujours élevées dans la pétrochimie et de l’amélioration des marges de raffinage européennes néanmoins impactées par la hausse du coût de l’énergie. Le Marketing & Services confirme quant à lui un retour à des résultats d’avant crise. Le secteur Aval enregistre un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow en hausse d’environ 10% sur le trimestre à respectivement 1 G$ et 1,6 G$.
Compte tenu de la discipline maintenue sur les investissements, TotalEnergies enregistre un cash-flow net de 6,2 G$ ce trimestre, couvrant le dividende trimestriel de 2,1 G$, et permettant de poursuivre la réduction de sa dette nette, avec un ratio d’endettement à 17,7% au 30 septembre 2021. La rentabilité des capitaux propres s’établit à 12% sur les douze derniers mois. La forte génération de cash provenant du pétrole et du gaz permet d’investir dans des projets de croissance rentable dans les renouvelables & l’électricité, et ainsi de construire une Compagnie multi-énergies durable, alliant transition énergétique et retour à l’actionnaire.
Le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2021 à 0,66 €/action et confirme la réalisation de rachats d’actions à hauteur de 1,5 G$ au 4ème trimestre 2021. »
1. Faits marquants(3)
- Signature d’accords majeurs en Irak, couvrant les investissements dans quatre projets (traitement de gaz pour génération électrique, électricité solaire, optimisation d’un champ existant, traitement d’eau de mer) pour le développement durable des ressources naturelles de la région de Bassorah
Responsabilité sociétale et environnementale
- Publication du « Panorama des Energies » et du « TotalEnergies Energy Outlook 2021 », contributions de TotalEnergies au dialogue sur la transition énergétique en vue de la COP26
- Emissions de méthane : déploiement d’une technologie innovante développée par Qnergy permettant de réduire significativement les émissions de méthane et partenariat avec GHGSat pour surveiller par satellite les émissions de méthane en mer
- CCS : Partenariat Aramis avec Shell, EBN et Gasunie, pour le développement d’une infrastructure de transport de CO2 à fin de stockage dans des champs de gaz déplétés aux Pays-Bas
Renouvelables et Électricité
- Acquisition par Adani Green Energy Limited (TotalEnergies 20%) du portefeuille de SB Energy India, de 5 GW de capacité de production électrique renouvelable en opération et en construction, en Inde
-
Eolien offshore :
- Dépôt d’une offre avec Green Investment Group (GIG) et RIDG pour un projet de 2 GW en Ecosse et étude d’un projet associé d’hydrogène vert à échelle industrielle
- Associations avec Simply Blue Group pour le développement d’éolien flottant aux États-Unis, et avec GIG et Qair pour le développement d’éolien flottant en France
-
Corporate PPA :
- Contrat de vente d’électricité renouvelable de 50 GWh/an sur 15 ans avec Air Liquide en Belgique
- Partenariat avec Amazon pour la fourniture de ses data centers en électricité renouvelable (474 MW), en Europe et aux États-Unis
-
Mobilité électrique :
- Entrée de Mercedes-Benz comme partenaire à parts égales avec TotalEnergies et Stellantis dans Automotive Cell Company (ACC), avec un objectif de capacité de fabrication de batteries pour véhicules électriques de 120 GWh minimum d’ici 2030
- Acquisition d’un réseau de 1500 bornes de recharge pour véhicules électriques à Singapour
- Obtention de la concession du réseau public de recharge pour véhicules électriques d’Anvers
- Association avec China Three Gorges Corporation pour développer plus de 11 000 bornes de recharge rapide pour véhicules électriques dans la province du Hubei en Chine
-
Hydrogène :
- Lancement avec d’autres acteurs industriels, du plus grand fonds mondial dédié au développement des infrastructures d’hydrogène décarboné, avec un objectif d’investissements de 1,5 G€
- Accord avec Air Liquide pour le développement de la production d’hydrogène bas carbone dans le bassin industriel normand, adossé à des technologies telles que CCS et électrolyse
Amont
- Lancement de la quatrième phase de développement du champ géant de Mero au Brésil
Aval
- Doublement des capacités de production de plastiques recyclés de TotalEnergies avec l’extension de Synova en Normandie
- Signature avec Safran d’un partenariat dans le domaine de la décarbonation du secteur aérien
2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(4)
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat par action et le nombre d’actions |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
11 180 |
8 667 |
5 321 |
x2.1 |
8 989 |
+24% |
EBITDA ajusté (5) |
28 017 |
15 904 |
+76% |
|
5 374 |
4 032 |
1 459 |
x3.7 |
3 673 |
+46% |
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
12 893 |
4 580 |
x2.8 |
|
2 726 |
2 213 |
801 |
x3.4 |
1 734 |
+57% |
Exploration-Production |
6 914 |
1 295 |
x5.3 |
|
1 608 |
891 |
285 |
x5.6 |
574 |
x2.8 |
Integrated Gas, Renewables & Power |
3 484 |
1 524 |
x2.3 |
|
602 |
511 |
(88) |
ns |
952 |
-37% |
Raffinage-Chimie |
1 356 |
869 |
+56% |
|
438 |
417 |
461 |
-5% |
413 |
+6% |
Marketing & Services |
1 139 |
892 |
+28% |
|
1 143 |
740 |
352 |
x3.2 |
521 |
x2.2 |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
2 403 |
1 021 |
x2.4 |
|
39,6% |
34,3% |
45,7% |
|
30,7% |
|
Taux moyen d’imposition (6) |
36,6% |
32,3% |
|
|
4 769 |
3 463 |
848 |
x5.6 |
3 017 |
+58% |
Résultat net ajusté part TotalEnergies |
11 235 |
2 755 |
x4.1 |
|
1,76 |
1,27 |
0,29 |
x6.1 |
1,13 |
+56% |
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7) |
4,14 |
0,97 |
x4.3 |
|
1,49 |
1,06 |
0,24 |
x6.2 |
1,01 |
+48% |
Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
3,46 |
0,86 |
x4 |
|
2 655 |
2 646 |
2 637 |
+1% |
2 614 |
+2% |
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 648 |
2 612 |
+1% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 645 |
2 206 |
202 |
x23 |
2 800 |
+66% |
Résultat net part TotalEnergies |
10 195 |
(8 133) |
ns |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 813 |
2 802 |
2 184 |
+29% |
3 296 |
-15% |
Investissements organiques (8) |
7 993 |
6 908 |
+16% |
|
(958) |
396 |
(272) |
ns |
3 422 |
ns |
Acquisitions nettes (9) |
1 029 |
1 551 |
-34% |
|
1 855 |
3 198 |
1 912 |
-3% |
6 718 |
-72% |
Investissements nets (10) |
9 022 |
8 459 |
+7% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 060 |
6 352 |
3 791 |
x2.1 |
6 737 |
+20% |
Marge brute d’autofinancement (11) |
19 778 |
11 199 |
+77% |
|
8 390 |
6 761 |
4 281 |
+96% |
7 269 |
+15% |
Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF) (12) |
20 901 |
12 701 |
+65% |
|
5 640 |
7 551 |
4 351 |
+30% |
8 206 |
-31% |
Flux de trésorerie d’exploitation |
18 789 |
9 129 |
x2.1 |
* Taux de change moyen €-$ : 1,1788 au 3ème trimestre 2021 et 1,1962 sur les neuf premiers mois de 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
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
|
73,5 |
69,0 |
42,9 |
+71% |
62,0 |
+19% |
Brent ($/b) |
67,9 |
41,1 |
+65% |
|
4,3 |
3,0 |
2,1 |
x2 |
2,3 |
+85% |
Henry Hub ($/Mbtu) |
3,3 |
1,9 |
+74% |
|
16,9 |
8,7 |
2,9 |
x5.9 |
3,9 |
x4.3 |
NBP ($/Mbtu) |
10,8 |
2,5 |
x4.3 |
|
18,6 |
10,0 |
3,6 |
x5.1 |
4,7 |
x4 |
JKM ($/Mbtu) |
12,9 |
3,1 |
x4.2 |
|
67,1 |
62,9 |
39,9 |
+68% |
58,0 |
+16% |
Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées |
62,2 |
35,6 |
+75% |
|
6,33 |
4,43 |
2,52 |
x2.5 |
3,48 |
+82% |
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées |
4,95 |
2,84 |
+74% |
|
9,10 |
6,59 |
3,57 |
x2.5 |
5,93 |
+53% |
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
7,25 |
4,81 |
+51% |
|
20,5 |
10,2 |
-2,7 |
ns |
47,4 |
-57% |
Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t)** |
12,3 |
13,6 |
-10% |
* Les indicateurs sont indiqués en page 20.
** 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) – donnée 3T21 retraitée dans l’environnement du 2T21 pour les coûts d’énergie.
Le prix moyen de vente GNL est en hausse de 38% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, bénéficiant de façon différée de l’augmentation des index pétrole et gaz sur les contrats long-terme.
3.2 Émissions de gaz à effet de serre(5)
|
3T21* |
2T21* |
Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e) |
2020 |
2020 |
|
8 |
7 |
Scope 1+2 des installations oil & gas opérées (14) |
35,8 |
39 |
|
81 |
77 |
Scope 3 des ventes d’énergies (15) |
350 |
400 |
|
46 |
45 |
Scope 1+2+3 en Europe* (16) |
212 |
239 |
* Émissions estimées.
3.3 Production*
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
Production d’hydrocarbures |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
2 814 |
2 747 |
2 715 |
+4% |
3 040 |
-7% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 808 |
2 882 |
-3% |
|
1 288 |
1 258 |
1 196 |
+8% |
1 441 |
-11% |
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 272 |
1 319 |
-4% |
|
1 526 |
1 489 |
1 519 |
– |
1 599 |
-5% |
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 535 |
1 563 |
-2% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 814 |
2 747 |
2 715 |
+4% |
3 040 |
-7% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 808 |
2 882 |
-3% |
|
1 517 |
1 464 |
1 437 |
+6% |
1 720 |
-12% |
Liquides (kb/j) |
1 496 |
1 563 |
-4% |
|
7 070 |
7 017 |
6 973 |
+1% |
7 200 |
-2% |
Gaz (Mpc/j) |
7 161 |
7 193 |
– |
* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’iGRP.
La production d’hydrocarbures a été de 2 814 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2021, en hausse de 4% sur un an, en raison des éléments suivants :
- +6% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment North Russkoye en Russie et Iara au Brésil, ainsi que la reprise de la production en Libye,
- +5% lié à l’augmentation de la demande gaz et des quotas de production des pays de l’OPEP+,
- -1% lié à l’effet prix,
- -3% lié à des maintenances et des arrêts non planifiés notamment en Norvège (Snøhvit),
- -3% lié au déclin naturel des champs.
La production d’hydrocarbures a été de 2 814 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2021, en hausse de 2% sur un trimestre, en raison de la reprise de production sur la fin du trimestre à la suite des programmes estivaux de maintenance, et de la hausse des quotas de production décidés par les pays de l’OPEP+.
La production d’hydrocarbures a été de 2 808 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) sur les neuf premiers mois de 2021, en baisse de 3% sur un an, en raison des éléments suivants :
- +3% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment North Russkoye en Russie, Iara au Brésil et Johan Sverdrup en Norvège, ainsi que la reprise de la production en Libye,
- +2% lié à l’augmentation de la demande gaz, notamment en Norvège, et des quotas de production des pays de l’OPEP+,
- -1% d’effet périmètre, notamment lié aux cessions d’actifs au Royaume-Uni et du bloc CA1 au Brunei,
- -1% lié à l’effet prix,
- -3% lié à des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés, notamment au Royaume-Uni et en Norvège (Snøhvit),
- -3% 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
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
Production d’hydrocarbures pour le GNL |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
533 |
502 |
518 |
+3% |
539 |
-1% |
iGRP (kbep/j) |
518 |
530 |
-2% |
|
67 |
52 |
70 |
-3% |
73 |
-8% |
Liquides (kb/j) |
61 |
70 |
-12% |
|
2 527 |
2 464 |
2 445 |
+3% |
2 546 |
-1% |
Gaz (Mpc/j) |
2 489 |
2 509 |
-1% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
GNL (Mt) |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
10,0 |
10,5 |
8,1 |
+24% |
7,4 |
+34% |
Ventes totales de GNL |
30,4 |
28,3 |
+7% |
|
4,3 |
4,2 |
4,3 |
-1% |
4,2 |
+2% |
incl. Ventes issues des quotes-parts de production* |
12,8 |
13,3 |
-4% |
|
8,3 |
8,8 |
6,6 |
+25% |
5,5 |
+50% |
incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
25,0 |
23,2 |
+8% |
* 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 6% par rapport au trimestre précédent, en raison notamment de la fin du programme de maintenance planifiée d’Ichthys, en Australie.
Les ventes totales de GNL sont en forte hausse par rapport à 2020, de 24% sur le trimestre et de 7% sur les neuf premiers mois de l’année.
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
Renouvelables et électricité |
9M21 |
9M20 |
9M21 vs 9M20 |
|
42,7 |
41,7 |
26,3 |
+62% |
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2) |
42,7 |
26,3 |
+62% |
|
9,5 |
8,3 |
5,1 |
+87% |
dont capacités installées |
9,5 |
5,1 |
+87% |
|
6,1 |
5,4 |
4,0 |
+52% |
dont capacités en construction |
6,1 |
4,0 |
+52% |
|
27,1 |
28,0 |
17,3 |
+57% |
dont capacités en développement |
27,1 |
17,3 |
+57% |
|
26,6 |
22,6 |
14,2 |
+88% |
Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) (1),(2) |
26,6 |
14,2 |
+88% |
|
31,7 |
30,7 |
18,0 |
+77% |
Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2) |
31,7 |
18,0 |
+77% |
|
4,7 |
4,0 |
2,3 |
x2.1 |
dont capacités installées |
4,7 |
2,3 |
x2.1 |
|
4,0 |
3,1 |
1,6 |
x2.5 |
dont capacités en construction |
4,0 |
1,6 |
x2.5 |
|
23,0 |
23,6 |
14,1 |
+64% |
dont capacités en développement |
23,0 |
14,1 |
+64% |
|
4,7 |
5,1 |
4,1 |
+17% |
Production nette d’électricité (TWh) (3) |
14,5 |
9,9 |
+46% |
|
1,7 |
1,7 |
1,0 |
+67% |
dont à partir de sources renouvelables |
4,9 |
2,8 |
+75% |
|
6,0 |
5,8 |
4,4 |
+37% |
Clients électricité – BtB et BtC (Million) (2) |
6,0 |
4,4 |
+37% |
|
2,7 |
2,7 |
1,7 |
+56% |
Clients gaz – BtB et BtC (Million) (2) |
2,7 |
1,7 |
+56% |
|
11,7 |
12,7 |
10,2 |
+15% |
Ventes électricité – BtB et BtC (TWh) |
40,5 |
33,8 |
+20% |
|
13,2 |
20,6 |
13,5 |
-2% |
Ventes gaz – BtB et BtC (TWh) |
70,0 |
64,4 |
+9% |
|
|
|
|
|
||||
|
291 |
310* |
64 |
x4.6 |
EBITDA ajusté Renouvelables et électricité part TotalEnergies (M$) (4) |
946 |
404 |
x2.3 |
|
104 |
82* |
66 |
+57% |
dont provenant des activités renouvelables |
334 |
250 |
+34% |
(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
(2) Données à fin de période.
(3) Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés.
(4) Somme des quote-part TotalEnergies (% de détention) des EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) des sociétés du périmètre Renouvelables et Électricité, indépendamment de leur mode de consolidation. Données 2T21 corrigées du résultat d’AGEL.
* Données 2T21 corrigées du résultat estimé d’AGEL.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable croît à 9,5 GW à la fin du troisième trimestre 2021 en hausse de 1,2 GW notamment grâce à l’acquisition par AGEL (TotalEnergies 20%) des actifs en opération du portefeuille renouvelable de 5 GW de SB Energy India au cours du trimestre. Les capacités brutes totales augmentent de 1 GW sur le trimestre, à 42,7 GW, principalement en raison de l’ajout d’un projet de centrale solaire de 1 GW en Irak.
La production nette d’électricité s’établit à 4,7 TWh au troisième trimestre 2021, en hausse de 17% sur un an, notamment du fait de la forte croissance de la production d’électricité de source renouvelable et de l’acquisition de quatre centrales à cycle combiné au gaz naturel (CCGT) en France et en Espagne au quatrième trimestre 2020.
L’EBITDA ajusté part TotalEnergies de l’activité Renouvelables et Électricité s’élève à 291 M$ au troisième trimestre 2021 et a été multiplié par 4,6 sur un an, porté par la croissance de la production d’électricité en particulier renouvelable et du nombre de clients gaz et électricité.
4.1.2 Résultats
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
En millions de dollars |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
1 608 |
891 |
285 |
x5.6 |
574 |
x2.8 |
Résultat opérationnel net ajusté* |
3 484 |
1 524 |
x2.3 |
|
755 |
356 |
99 |
x7.6 |
206 |
x3.7 |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
1 375 |
278 |
x4.9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
639 |
759 |
450 |
+42% |
640 |
– |
Investissements organiques |
2 150 |
1 714 |
+25% |
|
(941) |
166 |
36 |
ns |
3 375 |
ns |
Acquisitions nettes |
1 119 |
1 606 |
-30% |
|
(302) |
925 |
486 |
ns |
4 015 |
ns |
Investissements nets |
3 269 |
3 320 |
-2% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 720 |
904 |
695 |
x2.5 |
732 |
x2.3 |
Marge brute d’autofinancement ** |
3 683 |
2 346 |
+57% |
|
(463) |
567 |
654 |
ns |
401 |
ns |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
884 |
1 554 |
-43% |
* 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 :
- 1 608 M$ au troisième trimestre 2021, multiplié par 5,6 sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne performance des activités de négoce gaz et électricité,
- 3 484 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, multiplié par 2,3 sur un an, pour les mêmes raisons.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à :
- 1 720 M$ au troisième trimestre 2021, 2,5 fois plus qu’au troisième trimestre 2020, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne performance des activités de négoce gaz et électricité,
- 3 683 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, en hausse de 57% sur un an, pour les mêmes raisons.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de -463 M$ sur le trimestre en raison des variations des appels de marge liés aux mécanismes de couverture dans un contexte de forte volatilité des marchés du gaz et de l’électricité.
4.2 Exploration-Production
4.2.1 Production
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
Production d’hydrocarbures |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
2 281 |
2 245 |
2 197 |
+4% |
2 501 |
-9% |
EP (kbep/j) |
2 290 |
2 352 |
-3% |
|
1 450 |
1 412 |
1 367 |
+6% |
1 647 |
-12% |
Liquides (kb/j) |
1 435 |
1 493 |
-4% |
|
4 543 |
4 553 |
4 528 |
– |
4 654 |
-2% |
Gaz (Mpc/j) |
4 672 |
4 684 |
– |
4.2.2 Résultats
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
2 726 |
2 213 |
801 |
x3.4 |
1 734 |
+57% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
6 914 |
1 295 |
x5.3 |
|
315 |
279 |
268 |
+18% |
297 |
+6% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
864 |
706 |
+22% |
|
46,4% |
38,2% |
32,9% |
|
39,7% |
|
Taux moyen d’imposition** |
42,5% |
39,7% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 656 |
1 559 |
1 266 |
+31% |
2 064 |
-20% |
Investissements organiques |
4 494 |
3 950 |
+14% |
|
(34) |
231 |
(309) |
ns |
(3) |
ns |
Acquisitions nettes |
(5) |
(4) |
ns |
|
1 622 |
1 790 |
957 |
+69% |
2 061 |
-21% |
Investissements nets |
4 489 |
3 946 |
+14% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 943 |
4 262 |
2 646 |
+87% |
4 451 |
+11% |
Marge brute d’autofinancement *** |
13 029 |
7 032 |
+85% |
|
4 814 |
4 835 |
2 043 |
x2.4 |
5 007 |
-4% |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
13 385 |
6 876 |
+95% |
* 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 :
- 2 726 M$ au troisième trimestre 2021, plus de trois fois supérieur au troisième trimestre 2020, grâce à la forte hausse des prix du pétrole et du gaz,
- 6 914 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, plus de cinq fois supérieur aux neuf premiers mois de 2020, pour les mêmes raisons.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 4 943 M$ au troisième trimestre 2021, en augmentation de 87% sur un an, et à 13 029 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, en hausse de 85% sur un an, en lien avec la hausse des prix du pétrole et du gaz.
4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
4.3.1 Résultats
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
En millions de dollars |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
1 040 |
928 |
373 |
x2.8 |
1 365 |
-24% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
2 495 |
1 761 |
+42% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
506 |
468 |
449 |
+13% |
570 |
-11% |
Investissements organiques |
1 309 |
1 183 |
+11% |
|
17 |
(1) |
2 |
x8.5 |
52 |
-67% |
Acquisitions nettes |
(87) |
(48) |
ns |
|
523 |
467 |
451 |
+16% |
622 |
-16% |
Investissements nets |
1 222 |
1 135 |
+8% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 611 |
1 460 |
971 |
+66% |
1 995 |
-19% |
Marge brute d’autofinancement ** |
3 943 |
3 523 |
+12% |
|
1 644 |
2 669 |
2 060 |
-20% |
3 058 |
-46% |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
5 974 |
2 377 |
x2.5 |
* 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
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
Volumes raffinés et taux d’utilisation* |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
1 225 |
1 070 |
1 212 |
+1% |
1 719 |
-29% |
Total volumes raffinés (kb/j) |
1 147 |
1 302 |
-12% |
|
274 |
148 |
267 |
+3% |
503 |
-46% |
France |
179 |
242 |
-26% |
|
505 |
495 |
540 |
-6% |
757 |
-33% |
Reste de l’Europe |
553 |
630 |
-12% |
|
446 |
427 |
405 |
+10% |
459 |
-3% |
Reste du monde |
415 |
429 |
-3% |
|
69% |
58% |
57% |
|
82% |
|
Taux d’utilisation sur bruts traités** |
62% |
62% |
|
* 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.
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
Production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
1 486 |
1 424 |
1 255 |
+18% |
1 402 |
+6% |
Monomères* (kt) |
4 315 |
4 033 |
+7% |
|
1 330 |
1 212 |
1 248 |
+7% |
1 268 |
+5% |
Polymères (kt) |
3 707 |
3 642 |
+2% |
|
93% |
88% |
75% |
|
91% |
|
Taux d’utilisation des vapocraqueurs ** |
89% |
81% |
|
* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année.
4.4.2 Résultats
|
3T21 |
2T21 |
3T20 |
3T21 |
3T19 |
3T21 |
En millions de dollars |
9M21 |
9M20 |
9M21 |
|
602 |
511 |
(88) |
ns |
952 |
-37% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
1 356 |
869 |
+56% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
321 |
279 |
291 |
+10% |
355 |
-10% |
Investissements organiques |
822 |
761 |
+8% |
|
(6) |
2 |
(1) |
ns |
19 |
ns |
Acquisitions nettes |
(61) |
(52) |
ns |
|
315 |
281 |
290 |
+9% |
374 |
-16% |
Investissements nets |
761 |
709 |
+7% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
934 |
753 |
242 |
x3.9 |
1 373 |
-32% |
Marge brute d’autofinancement ** |
2 081 |
1 912 |
+9% |
|
799 |
2 232 |
1 027 |
-22% |
1 575 |
-49% |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
4 027 |
924 |
x4.4 |
Contacts
Contacts TotalEnergies
Relations Médias : +33 1 47 44 46 99 l presse@totalenergies.com l @TotalEnergiesPress
Relations Investisseurs : +44 (0)207 719 7962 l ir@totalenergies.com
