TotalEnergies SE : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2024

Avec près de 10 G$ de résultat net ajusté au premier semestre, TotalEnergies poursuit l’exécution de sa stratégie équilibrée de transition avec le soutien de ses salariés et de ses actionnaires

PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News:

TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE):

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 24 juillet 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« TotalEnergies a généré au deuxième trimestre des résultats financiers robustes. La Compagnie affiche un résultat net ajusté de 4,7 G$ et un cash-flow de 7,8 G$, portant le résultat du semestre à près de 10 G$ et la génération de cash-flow à 16 G$.

Au cours du premier semestre, TotalEnergies a mis en œuvre la stratégie équilibrée de transition présentée aux actionnaires en septembre 2023 :

• d’une part, TotalEnergies a lancé plusieurs projets Amont qui confortent l’objectif de croissance de 2-3 %/an de la production Amont et des cash-flow correspondants : Kaminho en Angola, Sépia 2 et Atapu 2 au Brésil, Marsa LNG en Oman et le projet gazier Ubeta au Nigéria pour alimenter l’usine Nigeria LNG ;
• d’autre part, TotalEnergies a complété son portefeuille Integrated Power par l’acquisition de plusieurs actifs flexibles qui permettent de tirer la valeur des actifs renouvelables : centrales à gaz au Texas et au Royaume-Uni, agrégateur d’énergies renouvelables et batteries en Allemagne.

Au cours du deuxième trimestre, la production Amont s’établit à 2,44 Mbep/j, bénéficiant d’une bonne disponibilité des installations. L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,7 G$ et un cash-flow de 4,4 G$, en ligne avec l’évolution des environnements de prix du pétrole et du gaz. La Compagnie a poursuivi la gestion active de son portefeuille avec notamment des acquisitions en Malaisie et en offshore profond au Congo et des cessions d’actifs matures au Nigéria, au Congo, au Royaume-Uni et au Brunei.

Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 1,2 G$ ce trimestre, reflétant le prix moyen du GNL. TotalEnergies poursuit activement la commercialisation de ses ressources GNL en signant deux nouveaux contrats de vente moyen terme indexés Brent pour 1,3 Mt/an en Asie.

Le secteur Integrated Power affiche un résultat opérationnel net ajusté de 0,5 G$ et un cash-flow de 0,6 G$. Il présente une rentabilité sur capitaux employés au-delà de 10 %. Sur le semestre, le cash-flow s’établit à 1,3 G$, en ligne avec la guidance annuelle de plus de 2,5 G$.

L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,0 G$ et un cash-flow de 1,8 G$, dans un environnement de marges de raffinage moins favorable compensé pour partie par une meilleure utilisation des raffineries et un résultat en hausse des activités marketing bénéficiant d’un approvisionnement meilleur marché.

Au cours du trimestre, TotalEnergies a émis avec succès des obligations sénior sur le marché américain sous format conventionnel d’un montant global de 4,25 G$ avec une maturité moyenne de 27 ans. Le Conseil d’administration a en effet décidé de conserver la flexibilité quant au format de ses émissions obligataires sénior tout en favorisant des maturités longues.

Conforté par ces résultats solides en ligne avec les objectifs de l’année 2024, le Conseil d’administration a décidé le maintien du deuxième 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 jusqu’à 2 G$ au troisième trimestre 2024.

En outre, le Conseil s’est réjoui du succès de l’opération d’augmentation de capital réservée aux salariés qui porte à plus de 8 % leur participation au capital et du soutien apporté par les actionnaires à l’ensemble des résolutions présentées au vote en Assemblée Générale. »

1. Faits marquants ⁽²⁾

Responsabilité sociétale et environnementale

• Ambition, annoncée lors du Sommet pour le Clean Cooking organisé par l’AIE à Paris, de donner accès au clean cooking (solutions de cuisson durable) à 100 millions de personnes en Afrique et en Inde d’ici 2030.
• Partenariat avec SLB sur le digital et la solarisation de sites, au service d’une énergie plus durable

Amont

• Démarrage de la production des projets Eldfisk North et Kristin South, en Norvège
• Lancement du projet pétrolier Kaminho, d’une capacité de 70 000 b/j, dans le bassin de Kwanza en Angola
• Lancement des projets pétroliers Sépia 2 et Atapu 2, d’une capacité de 225 000 b/j chacun, au Brésil
• Accord sur les aires de développement des champs et réservation de la coque du FPSO du Bloc 58, au Suriname, étapes-clé vers la décision finale d’investissement prévue au second semestre 2024
• Accords avec OMV et Sapura Upstream Assets pour l’acquisition de 100% de SapuraOMV, producteur et opérateur de gaz, en Malaisie
• Accord avec Trident Energy pour l’acquisition de 10 % supplémentaires dans le champ de Moho et la cession de Nkossa au Congo
• Accord avec Chappal Energies pour la cession de la participation de 10 % dans la JV SPDC au Nigéria, en conservant les intérêts économiques gaz en vue de l’approvisionnement en gaz de Nigeria LNG
• Accord avec Hibiscus Petroleum Berhad pour la cession de la filiale au Brunei
• Accord avec The Prax Group pour la cession des actifs gaziers de West of Shetland, au Royaume-Uni
• Acquisition d’un permis d’exploration offshore à São Tomé et Príncipe

Aval

• Acquisition de Tecoil, société finlandaise spécialiste du retraitement des huiles usagées pour lubrifiants

Integrated LNG

• Lancement du projet Marsa LNG de 1 Mt/an en Oman, usine GNL 100 % électrique à faible intensité carbone (3 kg CO₂/bep), alimentée par une usine solaire de 300 MW
• Entrée dans Ruwais LNG, projet d’usine GNL à faible intensité carbone aux Émirats Arabes Unis
• Lancement du développement du champ gazier d’Ubeta pour alimenter l’usine Nigeria LNG
• Acquisition d’intérêts dans des permis gaziers de la zone de Dorado (Eagle Ford) au Texas
• Signature de deux contrats de livraison de GNL en Asie : 0,8 Mt/a sur 10 ans à IOCL en Inde et 0,5 Mt/y sur 5 ans à Korea South East Power en Corée du Sud

Integrated Power

• Acquisition d’une centrale à gaz à cycle combiné (CCGT) de 1,3 GW de capacité brute au Royaume-Uni
• Obtention d’une concession pour développer une ferme éolienne offshore de 1,5 GW en Allemagne
• Lancement d’un projet de stockage par batteries de 100 MW développé par Kyon Energy en Allemagne
• Création d'une joint-venture avec SSE pour développer la mobilité électrique au Royaume-Uni et en Irlande

Décarbonation et molécules bas-carbone

• Accord pour la fourniture de 70 kt/an sur 15 ans d’hydrogène vert par Air Products, dans le cadre de l’appel d’offres visant à décarboner les raffineries européennes de la Compagnie
• Acquisition de 50 % d'une ferme éolienne en mer de 795 MW aux Pays-Bas afin de produire de l'hydrogène vert destiné à décarboner les raffineries européennes

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies ⁽¹⁾

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

3.2 Émissions de gaz à effet de serre ⁽¹¹⁾

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en en baisse de 6 % sur le trimestre, en lien avec la baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production et la moindre utilisation des centrales à gaz en Europe dans un contexte de baisse de la demande.

3.3 Production ⁽¹⁴⁾

La production d’hydrocarbures, de 2 441 milliers de barils équivalent pétrole par jour au deuxième trimestre 2024, est en baisse de 1 % sur le trimestre, en lien avec l’augmentation des maintenances planifiées, notamment en Mer du Nord.

La production d’hydrocarbures du deuxième trimestre 2024 est en hausse de 3 % sur un an (hors Canada) en raison des éléments suivants :

• +2 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero 2 au Brésil, Bloc 10 en Oman, Tommeliten Alpha et Eldfisk North en Norvège, Akpo West au Nigéria, et Absheron en Azerbaïdjan,
• +1 % d’effet périmètre, notamment lié aux entrées dans les champs en production de Ratawi en Irak et de Dorado aux Etats-Unis, partiellement compensées par la cession de Dunga au Kazakhstan,
• +3 % lié à la meilleure disponibilité des installations,
• -3 % lié au déclin naturel des champs.

En incluant l’effet de la cession des actifs canadiens, la production est en baisse de 1 % sur un an.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

4.1.2 Résultats

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 667 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de 5 % sur le trimestre, en lien avec la hausse du prix du pétrole, compensée pour partie par la baisse des réalisations gaz et de la production.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 353 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 3 % sur le trimestre. L’écart de variations entre résultat et marge brute d’autofinancement (CFFO) s’explique principalement par un effet fiscal lié à une position de sur-enlèvement à la fin du trimestre en Norvège.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

La production d'hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 1 % sur le trimestre, notamment du fait de l’entrée en début de trimestre dans le champ en production de Dorado, dans le bassin de l’Eagle Ford, aux Etats-Unis.

Les ventes de GNL sont en baisse de 18 % sur le trimestre, notamment du fait de la baisse des achats spots, dans un contexte de moindre demande de GNL en Europe.

4.2.2 Résultats

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 152 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 6 % sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix et des ventes de GNL. Par ailleurs, le trading gaz n’a pas pu tirer parti de marchés moins volatils qu’au premier semestre 2023.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 220 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 9 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

La production nette d'électricité s’établit à 9,1 TWh au deuxième trimestre 2024, en baisse de 5 % sur le trimestre, du fait de la baisse de production des capacités flexibles à gaz liée à une moindre demande en Europe, partiellement compensée par la hausse de 13 % de la production de source renouvelable.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable est de 24,0 GW à la fin du deuxième trimestre 2024, en croissance de 0,5 GW sur le trimestre, dont 0,2 GW de nouvelles capacités installées aux Etats-Unis et 0,2 GW en Inde.

4.3.2 Résultats

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’établit à 502 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de 12 % sur un an, en lien avec la croissance de l’activité. La baisse du résultat opérationnel net ajusté sur le trimestre reflète en particulier la saisonnalité de la demande d’électricité en Europe.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 623 M$, en hausse de 27 % sur un an, et en baisse de 10 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’établit à 1 113 M$ au premier semestre 2024, en hausse de 36 % sur un an, en lien avec la croissance de l’activité.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 1 315 M$ au premier semestre 2024, en hausse de 41 % sur un an, pour la même raison.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

4.5 Raffinage-Chimie

4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation

Les volumes raffinés sont en hausse de 6 % sur le trimestre, principalement du fait de moins d’arrêts planifiés. Le taux d’utilisation sur bruts traités s’établit à 84,5 % au deuxième trimestre.

4.5.2 Résultats

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 639 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 34 % sur le trimestre, en lien avec la baisse des marges de raffinage principalement en Europe (ERM en baisse de 37 % sur le trimestre) et au Moyen-Orient, partiellement compensée par la hausse du taux d’utilisation des raffineries.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 1 117 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 13 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

Les ventes de produits pétroliers au deuxième trimestre 2024 sont en baisse de 2 % sur un an principalement du fait de la baisse de la demande de diesel en Europe partiellement compensée par la hausse de l’activité aviation.

4.6.2 Résultats

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