TotalEnergies SE : Résultats du quatrième trimestre 2024 et de l’année 2024

TotalEnergies affiche un résultat net ajusté en hausse de 8% à 4,4 G$ au quatrième trimestre grâce à la bonne performance de ses activités GNL et électricité

En 2024, dans un environnement moins favorable qu’en 2023, TotalEnergies tire parti de sa stratégie multi-énergies intégrée avec un résultat net ajusté de plus de 18 G$ et une rentabilité de 14,8%, au meilleur des majors

Dividende au titre de 2024 en hausse de 7% - 8 G$ de rachats d’actions en 2024
Ratio d’endettement à fin 2024 de 8,3%

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

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

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 4 février 2025 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le quatrième trimestre 2024 et l’année 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« TotalEnergies a démontré au quatrième trimestre sa capacité à tirer parti de son modèle multi-énergies intégré, bénéficiant notamment de la bonne performance des secteurs Integrated LNG et Integrated Power sur le trimestre, pour afficher un résultat net ajusté de 4,4 G$, en hausse de 8%, et un cash-flow en hausse de 5% à 7,2 G$.

Sur l’année 2024, la Compagnie affiche un résultat net ajusté de 18,3 G$ et un cash-flow de 29,9 G$ dans un environnement de prix moins favorable, avec notamment des marges de raffinage en fort repli, après deux années exceptionnelles. Le résultat net IFRS est de 15,8 G$ en 2024 (14,6 G€). La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie cette année à près de 15%, au meilleur des majors pour la troisième année consécutive. TotalEnergies a poursuivi de manière disciplinée la mise en œuvre de sa stratégie équilibrée de croissance en investissant 17,8 G$ en 2024, dont un tiers pour les nouveaux projets Oil & Gas et 4,8 G$ dans les énergies bas-carbone, dont 3,9 G$ dans l’électricité. Avec des rachats d’actions* de 8 G$ sur l’année, le pay-out s’établit à 50% du cash-flow. TotalEnergies termine l’année avec un ratio d’endettement sous les 10%, soulignant l’excellente santé financière de l’entreprise.

La production Oil & Gas du quatrième trimestre s’est établie à 2,43 Mbep/j, bénéficiant notamment de la montée en puissance des projets démarrés en 2024. L’Exploration-Production réalise un trimestre solide, avec un résultat opérationnel net ajusté de 2,3 G$ et un cash-flow de 3,9 G$ dans un environnement de prix du pétrole en repli de 5 $/b par rapport au trimestre précédent, partiellement compensé par la hausse des prix du gaz. En 2024, TotalEnergies a lancé la production de cinq projets majeurs (Mero-2 et Mero-3 au Brésil, Anchor aux Etats-Unis, Fenix en Argentine et Tyra au Danemark) qui contribueront à la croissance de la production de 2025 attendue à plus de 3%. L’Exploration-Production a généré un résultat opérationnel net ajusté de 10 G$ et un cash-flow de 17 G$. L’année a par ailleurs été marquée par les lancements de projets majeurs au Suriname, au Brésil et en Angola qui contribuent à un excellent taux de renouvellement des réserves (157%) d’une durée de vie de plus de 12 ans qui témoignent de la profondeur du portefeuille amont de TotalEnergies. En outre, TotalEnergies a confirmé en 2024 son modèle Oil & Gas à faibles coûts et à faibles émissions, avec des coûts opératoires sous les 5 $/bep et des émissions de gaz à effet de serre^†, et notamment de méthane, en baisse respectivement de 3% et 15% sur l’année.

Le secteur Integrated LNG progresse fortement sur le trimestre avec un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 1,4 G$, en hausse respectivement de 35% et 63%, porté par une croissance de la production de 6%, des prix moyens de vente de GNL au-dessus de 10 $/Mbtu et des activités de négoce de GNL qui retrouvent sur ce trimestre une performance en ligne avec 2023 tirant parti d’une plus grande volatilité des marchés. Sur l’année 2024, Integrated LNG génère un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 4,9 G$. Le portefeuille de la Compagnie s’est enrichi en 2024 avec les lancements des projets Marsa LNG en Oman, Ubeta au Nigéria et les acquisitions de SapuraOMV en Malaisie et d’intérêts dans des permis gaziers dans le bassin de l’Eagle Ford au Texas. TotalEnergies a par ailleurs poursuivi avec succès la commercialisation de ses ressources en GNL avec la signature de plusieurs nouveaux contrats de vente à moyen terme (6 Mt/an) en Asie, principalement indexés Brent.

Au quatrième trimestre, le secteur Integrated Power a confirmé sa performance des trimestres précédents avec un résultat opérationnel net ajusté en hausse à 575 M$ et un cash-flow de 604 M$. Sur l’année 2024, le cash-flow s’élève à 2,6 G$, en hausse de 19% par rapport à 2023 et en ligne avec l’objectif annoncé. La rentabilité des capitaux moyens employés est de 10%. La production nette d’électricité s’établit à 41 TWh en hausse de 23% sur l’année, contribuant à réduire l’intensité carbone moyenne de l’ensemble des produits énergétiques vendus par la Compagnie à ses clients (-17% par rapport à 2015). TotalEnergies a poursuivi en 2024 le déploiement de son modèle intégré électricité dans ses marchés cibles avec plusieurs acquisitions stratégiques : Quadra Energy et VSB qui permettent à la Compagnie de se renforcer en Allemagne et des centrales électriques à gaz aux Etats-Unis et au Royaume-Uni venant renforcer ses capacités de génération flexibles. Grâce à son portefeuille, TotalEnergies prévoit de produire plus de 50 TWh d’électricité en 2025 et d’atteindre l’équivalent de 10% de sa production d’hydrocarbures.

Dans un environnement restant globalement déprimé au quatrième trimestre, l’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 680 M$ en hausse de 12% et un cash-flow de 1,4 G$ en hausse de 15% reflétant la hausse de 10 $/t des marges de raffinage européennes sur le trimestre. Sur l’année 2024, le résultat opérationnel net ajusté s’établit à 3,5 G$, en retrait par rapport à 2023 du fait de la forte baisse (-44%) des marges de raffinage en Europe et de performances opérationnelles dégradées de certaines unités. Le cash-flow se maintient au-dessus des 6 G$, démontrant la résilience du modèle intégré aval.

Compte-tenu des perspectives de croissance du free cash-flow et des rachats d’actions réalisés en 2024 (5% du capital), le Conseil d’administration propose à l’Assemblée Générale des actionnaires, prévue le 23 mai 2025, la distribution d’un solde de dividende de 0,85 €/action au titre de l’exercice 2024 portant le dividende au titre de 2024 à 3,22 €/action, soit une hausse de 7,0% par rapport au dividende de l’exercice 2023. En outre, le Conseil confirme sa politique de retour à l’actionnaire à plus de 40% du cash-flow pour 2025, qui combinera une augmentation des acomptes sur dividende de 7,6% à 0,85 €/action et des rachats d’actions pour 2 G$ par trimestre, niveau qui sera poursuivi dans des conditions de marché raisonnables.»

1. Faits marquants ⁽²⁾

Amont

• Finalisation de l’acquisition des actifs amont gaziers de SapuraOMV, en Malaisie
• Démarrage de la production de Mero-3, au Brésil, d’une capacité de 180 000 b/j
• Lancement, dans le cadre du projet GGIP en Irak, de la construction d’une première unité de traitement de gaz pour arrêter le torchage et alimenter des centrales électriques

Integrated LNG

• Signature d’un contrat de vente de 2 Mt/an de GNL sur 15 ans avec Sinopec en Chine à partir de 2028

Integrated Power

• Signature du contrat d’acquisition du développeur d’énergies renouvelables allemand VSB
• Cession de 50% d’un portefeuille de 2 GW d’actifs solaires et BESS, aux Etats-Unis
• Cession de 50% des intérêts dans la CCGT de West Burton à EPUKI, filiale de EPH, au Royaume-Uni
• Attribution d’un projet solaire de 300 MW à TotalEnergies et Aljomaih Energy & Water Company, en Arabie Saoudite
• Signature d’un accord avec OQ Alternative Energy pour le développement de 300 MW de projets d’énergie renouvelable en Oman
• Signature d’un contrat Clean Firm Power avec STMicroelectronics de 1,5 TWh sur 15 ans

Décarbonation et molécules bas-carbone

• Décision de déploiement d’équipements de détection continue et en temps réel des émissions de méthane sur l’ensemble des sites Amont opérés
• Lancement de Northern Endurance, premier projet CCS du Royaume-Uni (TotalEnergies, 10%)
• Lancement d’un projet de production d’hydrogène renouvelable (bioH₂) avec Air Liquide sur la plateforme de La Mède

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⁾

En 2024, les émissions Scope 1+2 des installations opérées se montent à 34,3 millions de tonnes de CO₂e.

Les émissions de méthane des installations opérées sont en baisse de 15% en 2024 sur un an, grâce notamment à la baisse continue du torchage et des émissions fugitives sur les installations de l’Exploration-Production et de 55% par rapport à l’année de référence 2020, atteignant l’objectif de -50% avec un an d’avance. En 2025, TotalEnergies renforce son ambition avec un nouvel objectif de réduction des émissions de méthane de -60% par rapport à 2020.

Les émissions de Scope 3 ⁽¹³⁾ Catégorie 11 de l’année 2024 sont estimées à 347 Mt CO₂e vs 355 Mt CO₂e en 2023.

3.3 Production ⁽¹⁴⁾

La production d’hydrocarbures a été de 2 434 milliers de barils équivalent pétrole par jour en 2024, en hausse de 2% (hors cession Canada qui représente 3,5%), en raison des éléments suivants :

• +3% lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero-2 et Mero-3 au Brésil, Absheron en Azerbaïdjan, le Bloc 10 en Oman, Tommeliten Alpha en Norvège, Akpo West au Nigéria, Fenix en Argentine et Anchor aux Etats-Unis,
• +1% lié à une meilleure disponibilité des installations,
• +1% d’effet périmètre, notamment lié aux entrées dans les champs en production de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis et de Ratawi en Irak et à l’acquisition d’intérêts dans des permis gaziers dans le bassin de l’Eagle Ford au Texas,
• -3% lié au déclin naturel des champs.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

4.1.2 Résultats

Au quatrième trimestre 2024, pour le secteur de l’Exploration-Production :

• le résultat opérationnel net ajusté s’est établi à 2 305 M$, en baisse de 7% sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix du pétrole partiellement compensée par l’augmentation de la production et la hausse des prix du gaz,
• la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 3 945 M$, en baisse de 8% pour les mêmes raisons.

Sur l’année 2024, le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 10 004 M$, en baisse de 9% sur un an et la marge brute d’autofinancement (CFFO) à 17 049 M$ en baisse de 11% sur un an, principalement en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz et de la cession des actifs dans les sables bitumineux au Canada.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

La production d'hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 6% sur le trimestre, notamment grâce à la fin d’une maintenance non planifiée sur Ichthys LNG, intervenue au troisième trimestre.

Les ventes de GNL, bien qu’en baisse sur l’année dans un contexte de moindre demande de GNL en Europe, sont en hausse de 14% sur le trimestre, notamment du fait de la hausse des volumes spots saisonniers destinés à la reconstitution des stocks.

4.2.2 Résultats

Au quatrième trimestre 2024, pour le secteur Integrated LNG :

• le résultat opérationnel net ajusté s’est établi à 1 432 M$, en hausse de 35% sur le trimestre, porté par la hausse de la production d’hydrocarbures pour le GNL, un prix moyen de vente du GNL au-delà de 10 $/Mbtu et des résultats d’activités de négoce de GNL tirant parti d’une plus grande volatilité des marchés,
• la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 1 447 M$, en hausse de 63% sur le trimestre, pour les mêmes raisons ainsi qu’en raison d’un effet timing positif de l’ordre de 150 M$ sur le paiement des dividendes reçus de certaines sociétés mises en équivalence.

En 2024, pour le secteur Integrated LNG :

• le résultat opérationnel net ajusté s’est établi à 4 869 M$, en baisse de 21% sur un an, en raison principalement de la baisse du prix moyen de vente du GNL et de marchés peu volatils sur les trois premiers trimestres affectant les résultats des activités de négoce de gaz,
• la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 903 M$, en baisse de 33% sur un an, pour les mêmes raisons.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

La production nette d'électricité s’établit à 11,4 TWh au quatrième trimestre 2024, en hausse de 2% sur le trimestre, du fait de l’augmentation saisonnière de la production d’électricité issue de capacités flexibles en Europe.

Sur l’année, la production nette d'électricité croît de 23%, à 41 TWh. En particulier, la production issue de sources renouvelables croît de 38% et représente plus de 60% de l’électricité générée.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 26 GW à la fin du quatrième trimestre 2024, en croissance de 1,8 GW sur le trimestre.

4.3.2 Résultats

Au quatrième trimestre 2024, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’est établi à 575 M$, en hausse de 19% sur le trimestre.

En 2024, le résultat opérationnel net ajusté et la marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power se sont établis respectivement à 2 173 M$ et 2 555 M$, en croissance de près de 20% sur l’année, en lien avec la croissance de l’activité. Ils démontrent la pertinence du modèle intégré, tous les segments de la chaîne de valeur ayant contribué au dépassement de l’objectif de l’année (> 2,5 G$ de CFFO).

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

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