Avec un résultat net ajusté de 5,1 G$ et un CFFO de 8,2 G$
TotalEnergies affiche des résultats solides
en ligne avec ses objectifs ambitieux pour l’année 2024
PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE):
1T24 | 4T23 |
Variation
| 1T23 |
Variation
| |
| Résultat net (part TotalEnergies) (G$) | 5.7 | 5.1 | +13% | 5.6 | +3% |
| Résultat net ajusté (part TotalEnergies)(1) |
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| - en milliards de dollars (G$) | 5.1 | 5.2 | -2% | 6.5 | -22% |
| - en dollar par action | 2.14 | 2.16 | -1% | 2.61 | -18% |
| EBITDA ajusté(1) (G$) | 11.5 | 11.7 | -2% | 14.2 | -19% |
| Marge brute d'autofinancement (CFFO)(1) (G$) | 8.2 | 8.5 | -4% | 9.6 | -15% |
| Flux de trésorerie d'exploitation (G$) | 2.2 | 16.2 | -87% | 5.1 | -58% |
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 25 avril 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le premier trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Célébrant cette année ses 100 ans, TotalEnergies démontre une nouvelle fois ce trimestre la pertinence de sa stratégie de transition équilibrée ancrée sur deux piliers, les hydrocarbures et l’électricité, permettant de délivrer des résultats solides et un retour à l’actionnaire attractif. Dans un environnement marqué par des prix du pétrole et des marges de raffinage soutenus, mais des prix du gaz en retrait, la Compagnie affiche au premier trimestre 2024 un résultat net ajusté de 5,1 G$ et un cash-flow de 8,2 G$, conformes à ses objectifs ambitieux pour l’année 2024.
Au premier trimestre, la production Oil & Gas s’établit à 2,46 Mbep/j, bénéficiant d’une croissance de la production de GNL de 6% sur le trimestre ainsi que des démarrages de Mero 2 au Brésil et d’Akpo West au Nigéria. La Compagnie a apprécié positivement les découvertes de Venus en Namibie et de Cronos à Chypre. L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,6 G$ et un cash-flow de 4,5 G$ et confirme son leadership en termes de maîtrise des coûts, avec des coûts opératoires inférieurs à 5 $/bep.
Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,2 G$ et un cash-flow de 1,3 G$ ce trimestre, dans un environnement baissier et peu volatil. La Compagnie a renforcé son intégration sur la chaine du GNL avec l’acquisition des actifs amonts de Lewis Energy Group dans le bassin d’Eagle Ford aux Etats-Unis et la signature d’un contrat de vente de GNL à Sembcorp en Asie. La Compagnie poursuit le déploiement de sa stratégie multi-énergies en Oman : elle a lancé le projet Marsa LNG d’un train 100% électrifié à très faibles émissions (3 kg/bep) destiné en priorité au marché des carburants maritimes et va développer un portefeuille de 800 MW de projets éoliens et solaires, dont le projet de 300 MW qui alimentera Marsa LNG.
Le secteur Integrated Power génère un résultat opérationnel net ajusté en hausse à 0,6 G$ et un cash-flow de 0,7 G$, avec une rentabilité des capitaux moyens employés atteignant 10%, confirmant la capacité de la Compagnie à croitre de manière rentable sur la chaine de valeur de l’électricité. TotalEnergies a renforcé son intégration au Texas en finalisant ce trimestre l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz flexibles.
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,2 G$ et un cash-flow de 1,8 G$, bénéficiant de la hausse des marges de raffinage sur le trimestre. La Compagnie a finalisé la cession à Alimentation Couche-Tard d’une partie de son réseau européen et a poursuivi son développement dans les carburants aériens durables (SAF) en nouant des partenariats avec Airbus et SINOPEC.
Conforté par ces résultats solides, en ligne avec les objectifs ambitieux pour l’année 2024, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2024 d’un montant de 0,79 € par action, en hausse de près de 7% par rapport à 2023, et a autorisé des rachats d’actions pour 2 G$ au deuxième trimestre 2024. »
(1) | Se référer au Glossaire pages 23 & 24 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation. |
1. Faits marquants (2)
-
Célébration des 100 ans de TotalEnergies le 28 mars 2024 et lancement de l’opération « 100 pour 100 » :
- Plan d’attribution de 100 actions aux 100 000 collaborateurs de la Compagnie* dans le monde
- Offres de 100€ à 100 000 nouveaux clients électricité et à 100 000 clients particuliers station-service en France sous conditions
Responsabilité sociétale et environnementale
- Publication du Sustainability & Climate – 2024 Progress Report présentant les progrès réalisés par TotalEnergies en 2023 dans la mise en œuvre de sa stratégie et de son ambition climat
- TotalEnergies numéro 1 du classement Net Zero Standard for Oil & Gas publié par Climate Action 100+
- Lancement du programme mondial Care Together by TotalEnergies traduisant les engagements de la Compagnie en matière de responsabilité sociale vis-à-vis de ses collaborateurs
- Poursuite du prix plafond des carburants à 1,99 €/L, en France
- Lancement de l’opération annuelle d’augmentation de capital réservée aux salariés de TotalEnergies, numéro 1 de l’actionnariat salarié en Europe selon la Fédération Européenne de l’Actionnariat Salarié
- Mise à disposition d’un outil d’intelligence artificielle générative au service de l’ensemble des collaborateurs de TotalEnergies
Amont
- Mise en production de la seconde phase du champ de Mero au Brésil
- Démarrage de la production du champ d’Akpo West au Nigéria
- Démarrage de la production de gaz du hub de Tyra au Danemark, après un redéveloppement majeur
- Accords avec OMV et Sapura Upstream Assets pour l’acquisition de 100% des actions de SapuraOMV, producteur et opérateur de gaz, en Malaisie
- Acquisition d’une participation dans le permis d’exploration offshore 3B/4B, en Afrique du Sud
- Appréciation positive de la découverte de gaz de Cronos sur le Bloc 6 à Chypre
- Extension du partenariat avec Sonatrach dans la région de Timimoun, en Algérie
- Création d’une joint-venture avec Vantage (75%/25%) pour acquérir le navire de forage Tungsten Explorer
- Lancement d’une technologie sous-marine innovante de séparation et réinjection du gaz à haute teneur en CO2 sur le champ de Mero, au Brésil
Aval
- Finalisation de la cession de réseaux de stations-service au Benelux à Couche-Tard
- Coopération avec Bapco Energies à Bahreïn dans le trading de produits pétroliers
- Partenariat stratégique avec Airbus dans les carburants aériens durables (SAF)
- Partenariat avec SINOPEC pour développer conjointement une unité de production de SAF en Chine
Integrated LNG
- Lancement du projet Marsa LNG de 1 Mt/an en Oman, usine GNL 100% électrique à très faible émission (3 kg CO2/bep), alimentée par une usine solaire de 300 MW
- Acquisition des 20% de Lewis Energy Group dans les permis d’exploitation du champ gazier de Dorado (Eagle Ford) au Texas
- Signature d’un contrat de vente de 0,8 Mt/an de GNL pendant 16 ans à Sembcorp à Singapour
- Extension jusqu’en 2025 du contrat d’achat de GNL de 2 Mt/an avec Sonatrach, en Algérie
Integrated Power
- Finalisation de l’acquisition de 1,5 GW de capacité de production électrique flexible à gaz au Texas
- Lancement d’un nouveau projet de stockage d’électricité par batteries de 75 MWh, en Belgique
- Cap de 1,5 GW de PPA signés avec 600 clients industriels et commerciaux dans le monde
Décarbonation et molécules bas-carbone
- Acquisition de projets de stockage de carbone auprès de Talos Low Carbon Solutions aux Etats-Unis
- Création d’une joint-venture avec Vanguard Renewables (50%/50%), filiale de BlackRock, pour développer la production de biométhane aux Etats-Unis
- Membre fondateur de la coalition internationale « e-NG Coalition » visant à soutenir le développement de la filière industrielle de méthane synthétique
(2) | 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. | |
* | TotalEnergies SE et les sociétés dont le capital social est détenu à plus de 50% par TotalEnergies SE ou sous contrôle conjoint, à l’exception d’un nombre limité de sociétés cogérées avec d’autres acteurs pétroliers, ainsi que celles enregistrées ou immatriculées dans un pays sous sanctions économiques. |
2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies (1)
| En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions |
1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
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| EBITDA ajusté (1) | 11,493 | 11,696 | -2% | 14,167 | -19% |
| Résultat opérationnel net ajusté des secteurs | 5,600 | 5,724 | -2% | 6,993 | -20% |
| Exploration-Production | 2,550 | 2,802 | -9% | 2,653 | -4% |
| Integrated LNG | 1,222 | 1,456 | -16% | 2,072 | -41% |
| Integrated Power | 611 | 527 | +16% | 370 | +65% |
| Raffinage-Chimie | 962 | 633 | +52% | 1,618 | -41% |
| Marketing & Services | 255 | 306 | -17% | 280 | -9% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence | 621 | 597 | +4% | 1,079 | -42% |
| Taux moyen d'imposition (3) | 37.8% | 37.7% | - | 41.4% | - |
| Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1) | 5,112 | 5,226 | -2% | 6,541 | -22% |
| Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (4) | 2.14 | 2.16 | -1% | 2.61 | -18% |
| Résultat net ajusté dilué par action (euros) (5) | 1.97 | 2.02 | -2% | 2.43 | -19% |
| Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) | 2,352 | 2,387 | -1% | 2,479 | -5% |
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| Résultat net (part TotalEnergies) | 5,721 | 5,063 | +13% | 5,557 | +3% |
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| Investissements organiques (1) | 4,072 | 6,139 | -34% | 3,433 | +19% |
| Acquisitions nettes de cessions (1) | (500) | (5,404) | ns | 2,987 | ns |
| Investissements nets (1) | 3,572 | 735 | x4,9 | 6,420 | -44% |
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| Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1) | 8,168 | 8,500 | -4% | 9,621 | -15% |
| Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (1) | 8,311 | 8,529 | -3% | 9,774 | -15% |
| Flux de trésorerie d’exploitation | 2,169 | 16,150 | -87% | 5,133 | -58% |
| Ratio d’endettement(1) de 10,5% au 31 mars 2024 contre 5,0% au 31 décembre 2023 | |||||
(3) | 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). | |
(4) | 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. | |
(5) | Taux de change moyen €-$ : 1,0858 au 1er trimestre 2024, 1,0751 au 4ème trimestre 2023 et 1,0730 au 1er trimestre 2023. |
3. Principales données d’environnement, d’émissions de gaz à effet de serre et de production
3.1 Environnement – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage
1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
| |
| Brent ($/b) | 83.2 | 84.3 | -1% | 81.2 | +3% |
| Henry Hub ($/Mbtu) | 2.1 | 2.9 | -28% | 2.7 | -22% |
| NBP ($/Mbtu) | 8.7 | 13.3 | -35% | 16.1 | -46% |
| JKM ($/Mbtu) | 9.3 | 15.2 | -39% | 16.5 | -44% |
| Prix moyen de vente liquides ($/b) (6),(7) Filiales consolidées |
78.9 | 80.2 | -2% | 73.4 | +7% |
| Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) (6),(8) Filiales consolidées |
5.11 | 6.17 | -17% | 8.89 | -43% |
| Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) (6),(9) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
9.58 | 10.28 | -7% | 13.27 | -28% |
| Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) (6),(10) | 71.7 | 52.6 | +36% | 90.7 | -21% |
3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)
| Émissions Scope 1+2 (MtCO2e) | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Scope 1+2 des installations opérées (12) | 8.2 | 7.9 | +4% | 9.1 | -10% |
| dont Oil & Gas | 7.1 | 7.2 | -1% | 7.6 | -7% |
| dont CCGT | 1.1 | 0.7 | +57% | 1.5 | -27% |
| Scope 1+2 périmètre patrimonial | 11.6 | 11.5 | +1% | 12.8 | -9% |
Emissions trimestrielles estimées. |
Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en en hausse de 4% sur le trimestre, compte-tenu de l’effet périmètre lié à l’acquisition de centrales à gaz au Texas pour une capacité de 1,5 GW. Elles sont néanmoins en baisse de 10% sur un an, en lien avec la moindre utilisation des centrales à gaz en Europe, la baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production et la mise en œuvre de projets de réduction d’émissions au Raffinage-Chimie.
| Émissions de Méthane (ktCH4) | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Émissions de méthane des installations opérées | 8 | 9 | -11% | 9 | -11% |
| Émissions de méthane périmètre patrimonial | 9 | 11 | -18% | 11 | -18% |
Émissions trimestrielle estimées. |
| Émissions Scope 3 (MtCO2e) | 1T24 | 2023 |
| Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (13) | est. 85 | 355 |
(6) | Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement. | |
(7) | Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées. | |
(8) | Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées. | |
(9) | Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. | |
(10) | Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies. | |
(11) | 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. | |
(12) | 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 2023 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H2). | |
(13) | TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à l’usage final des produits énergétiques vendus aux clients, 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 chaîne de valeur pour l’année 2024 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 (14)
| Production d'hydrocarbures | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Production d'hydrocarbures (kbep/j) | 2,461 | 2,462 | - | 2,524 | -2% |
| Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) | 1,322 | 1,341 | -1% | 1,398 | -5% |
| Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) | 1,139 | 1,121 | +2% | 1,126 | +1% |
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| |
| Production d'hydrocarbures (kbep/j) | 2,461 | 2,462 | - | 2,524 | -2% |
| Liquides (kb/j) | 1,482 | 1,506 | -2% | 1,562 | -5% |
| Gaz (Mpc/j) | 5,249 | 5,158 | +2% | 5,191 | +1% |
La production d’hydrocarbures, de 2 461 milliers de barils équivalent pétrole par jour au premier trimestre 2024, est stable sur le trimestre, portée par la hausse de la production GNL et les démarrages de Mero 2 au Brésil et d’Akpo West au Nigéria, compensant la cession des actifs canadiens effective au cours du quatrième trimestre 2023. Hors Canada, la production est en hausse de 1% sur le trimestre.
La production d’hydrocarbures est en hausse de 1,5% sur un an (hors Canada) en raison des éléments suivants :
- +2% lié à la montée en puissance de projets, notamment Mero 2 au Brésil, Bloc 10 en Oman, Tommeliten Alpha en Norvège et Absheron en Azerbaïdjan,
- +1% lié à la baisse des maintenances planifiées et arrêts non planifiés,
- +1% d’effet périmètre, notamment lié à l’entrée dans les champs en production de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, partiellement compensée par la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande,
- -2,5% lié au déclin naturel des champs.
En incluant l’effet de la cession des actifs canadiens, la production est en baisse de 2% sur un an.
(14) | Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG. |
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Exploration-Production
4.1.1 Production
| Production d'hydrocarbures | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
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| EP (kbep/j) | 1,969 | 1,998 | -1% | 2,061 | -4% |
| Liquides (kb/j) | 1,419 | 1,448 | -2% | 1,500 | -5% |
| Gaz (Mpc/j) | 2,937 | 2,946 | - | 3,012 | -2% |
4.1.2 Résultats
| En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Résultat opérationnel net ajusté | 2,550 | 2,802 | -9% | 2,653 | -4% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
145 | 130 | +12% | 135 | +7% |
| Taux moyen d'imposition (15) | 48.5% | 47.7% | - | 57.1% | - |
|
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|
|
| |
| Investissements organiques (1) | 2,041 | 3,117 | -35% | 2,134 | -4% |
| Acquisitions nettes (1) | 36 | (4,306) | ns | 1,938 | -98% |
| Investissements nets (1) | 2,077 | (1,189) | ns | 4,072 | -49% |
|
|
|
|
| |
| Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1) | 4,478 | 4,690 | -5% | 4,907 | -9% |
| Flux de trésorerie d’exploitation | 3,590 | 5,708 | -37% | 4,536 | -21% |
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 550 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 9% sur le trimestre et de 4% sur un an, principalement en raison de la baisse des prix du gaz et de la production.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 478 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 5% sur le trimestre et de 9% sur un an, pour les mêmes raisons.
(15) | 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). |
4.2 Integrated LNG
4.2.1 Production
| Production d'hydrocarbures pour le GNL | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Integrated LNG (kbep/j) | 492 | 464 | +6% | 463 | +6% |
| Liquides (kb/j) | 63 | 58 | +9% | 62 | +1% |
| Gaz (Mpc/j) | 2,312 | 2,212 | +5% | 2,179 | +6% |
| GNL (Mt) | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Ventes totales de GNL | 10.7 | 11.8 | -9% | 11.0 | -3% |
| incl. Ventes issues des quotes-parts de production* | 4.2 | 4.0 | +5% | 4.0 | +5% |
| incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers |
9.3 | 10.8 | -14% | 9.9 | -6% |
* | 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 a augmenté de 6% sur le trimestre, portée par une disponibilité accrue des installations, notamment Ichthys en Australie et QatarEnergy LNG N(2) au Qatar, et par la hausse de l’approvisionnement de NLNG au Nigéria.
Les ventes de GNL sont en baisse de 9% par rapport au trimestre précédent, la demande étant moins élevée en Europe du fait d’un hiver doux et de niveaux de stocks élevés. A noter que les volumes ont été impactés par l’indisponibilité partielle ce trimestre de Freeport LNG, aux Etats-Unis.
4.2.2 Résultats
| En millions de dollars | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Résultat opérationnel net ajusté | 1,222 | 1,456 | -16% | 2,072 | -41% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
494 | 500 | -1% | 786 | -37% |
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| |
| Investissements organiques (1) | 540 | 790 | -32% | 396 | +36% |
| Acquisitions nettes de cessions (1) | (12) | 48 | ns | 759 | ns |
| Investissements nets (1) | 528 | 838 | -37% | 1,155 | -54% |
|
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| |
| Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1) | 1,348 | 1,763 | -24% | 2,081 | -35% |
| Flux de trésorerie d’exploitation | 1,710 | 2,702 | -37% | 3,536 | -52% |
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 222 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 16% sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix et des ventes de GNL. Compte tenu de la faible volatilité des prix ce trimestre, le résultat des activés de négoce de GNL a été en ligne avec la moyenne historique.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 348 M$ au premier trimestre 2024 en baisse de 24% sur le trimestre, pour les mêmes raisons, ainsi qu’en raison d’un effet timing sur le paiement des dividendes reçus par certaines sociétés mises en équivalence.
4.3 Integrated Power
4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes
| Integrated Power | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Production nette d'électricité (TWh) * | 9.6 | 8.0 | +20% | 8.4 | +14% |
| dont à partir de sources renouvelables | 6.0 | 5.5 | +10% | 3.8 | +56% |
| dont à partir de capacités flexibles à gaz | 3.6 | 2.5 | +42% | 4.5 | -21% |
| Capacités nettes installées de génération électrique (GW) ** | 19.5 | 17.3 | +13% | 12.7 | +54% |
| dont renouvelables | 13.7 | 13.0 | +5% | 8.4 | +64% |
| dont capacités flexibles à gaz | 5.8 | 4.3 | +35% | 4.3 | +35% |
| Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) **,*** | 84.1 | 80.1 | +5% | 70.4 | +19% |
| dont capacités installées | 23.5 | 22.4 | +5% | 17.9 | +31% |
| Clients électricité - BtB et BtC (Million) ** | 6.0 | 5.9 | +1% | 6.0 | -1% |
| Clients gaz - BtB et BtC (Million) ** | 2.8 | 2.8 | - | 2.8 | - |
| Ventes électricité - BtB et BtC (TWh) | 14.9 | 13.9 | +7% | 15.5 | -4% |
| Ventes gaz - BtB et BtC (TWh) | 35.7 | 30.7 | +16% | 37.3 | -4% |
* | Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz. | |
** | Données à fin de période. | |
*** | Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49% des capacités brutes de Casa dos Ventos. |
La production nette d'électricité s’établit à 9,6 TWh au premier trimestre 2024, en hausse de 20% sur le trimestre. La production de source renouvelable est en croissance de 10% sur le trimestre et la croissance de la production des capacités flexibles à gaz bénéficie de l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable est de 23,5 GW à la fin du premier trimestre 2024, en croissance de plus de 1 GW sur le trimestre, dont 0,5 GW de nouvelles capacités installées aux États-Unis (Clearway, Danish Fields) et 0,4 GW en Inde.
4.3.2 Résultats
| En millions de dollars | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
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| Résultat opérationnel net ajusté | 611 | 527 | +16% | 370 | +65% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
(39) | 21 | ns | 56 | ns |
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| Investissements organiques (1) | 943 | 674 | +40% | 577 | +63% |
| Acquisitions nettes de cessions (1) | 735 | 532 | +38% | 519 | +42% |
| Investissements nets (1) | 1,678 | 1,206 | +39% | 1,096 | +53% |
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| |
| Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1) | 692 | 705 | -2% | 440 | +57% |
| Flux de trésorerie d’exploitation | (249) | 638 | ns | (1,285) | ns |
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’établit à 611 M$ au premier trimestre 2024, en hausse de 16% sur le trimestre, en lien avec la croissance de l’activité.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 692 M$, le quatrième trimestre 2023 ayant bénéficié de dividendes plus élevés de la part des sociétés mises en équivalence.
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
4.4.1 Résultats
| En millions de dollars | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
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| Résultat opérationnel net ajusté | 1,217 | 939 | +30% | 1,898 | -36% |
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| Investissements organiques (1) | 520 | 1,504 | -65% | 290 | +79% |
| Acquisitions nettes de cessions (1) | (1,258) | (1,679) | ns | (229) | ns |
| Investissements nets (1) | (738) | (175) | ns | 61 | ns |
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| Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1) | 1,770 | 1,692 | +5% | 2,189 | -19% |
| Flux de trésorerie d’exploitation | (2,237) | 6,584 | ns | (1,524) | ns |
4.5 Raffinage-Chimie
4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation
| Volumes raffinés et taux d’utilisation* | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Total volumes raffinés (kb/j) | 1,424 | 1,381 | +3% | 1,403 | +2% |
| France | 382 | 444 | -14% | 357 | +7% |
| Reste de l'Europe | 618 | 582 | +6% | 596 | +4% |
| Reste du monde | 424 | 355 | +19% | 450 | -6% |
| Taux d’utilisation sur bruts traités** | 79% | 79% | - | 78% | - |
* | Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services. | |
** | Sur la base de la capacité de distillation en début d’année. |
| Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation | 1T24 | 4T23 |
1T24
| 1T23 |
1T24
|
| Monomères* (kt) | 1,287 | 1,114 | +16% | 1,295 | -1% |
| Polymères (kt) | 1,076 | 985 | +9% | 1,111 | -3% |
| Taux d’utilisation des vapocraqueurs ** | 73% | 60% | - | 75% | - |
Contacts
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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
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