TotalEnergies : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2021

·14 min de lecture

Avec un résultat ajusté de 3,5 G$ et un EBITDA de 8,7 G$ ce trimestre, TotalEnergies tire pleinement parti de prix des hydrocarbures élevés et alloue une part de ses revenus supplémentaires à des rachats d’actions tout en poursuivant sa croissance dans les renouvelables et l’électricité

PARIS, July 29, 2021--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News:

2T21

Variation
vs 2T20

1S21

Variation
vs 1S20

Prix du pétrole - Brent ($/b)

69,0

x2,3

65,0

+62%

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)

6,6

+50%

6,3

+17%

Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)

10,2

-29%

7,6

-64%

Résultat net ajusté part TotalEnergies(1)

- en milliards de dollars (G$)

3,5

x27,5

6,5

x3,4

- en dollar par action

1,27

x60,8

2,38

x3,5

DACF(1) (G$)

6,8

+63%

12,5

+49%

Flux de trésorerie d'exploitation (G$)

7,6

x2,2

13,1

x2,8

Résultat net part TotalEnergies de 2,2 G$ au 2T21

Ratio d’endettement(2) de 18,5% au 30 juin 2021 contre 19,5% au 31 mars 2021

Production d’hydrocarbures de 2 747 kbep/j au 2T21, en baisse de 3% sur un an

Deuxième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 €/action

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE), réuni le 28 juillet 2021 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Au deuxième trimestre, grâce à la reprise progressive de la demande mondiale et à la discipline des pays de l’Opep+, TotalEnergies a bénéficié d’un marché du pétrole et du gaz en hausse de respectivement 13% et 28% sur un trimestre. Dans ce contexte, elle réalise un résultat net ajusté de 3,5 G$ en hausse de 15% par rapport au premier trimestre 2021 et supérieur à celui du deuxième trimestre 2019 avant crise dans un environnement de prix comparable, grâce notamment aux plans d’actions mis en œuvre depuis 2020.

TotalEnergies a généré un cash-flow (DACF) de 6,8 G$, en hausse de plus d’1 G$ par rapport au trimestre précédent et, compte tenu de la discipline maintenue sur les investissements, enregistre un cash-flow net de 3,2 G$ ce trimestre, qui couvre le dividende trimestriel de 2,1 G$ et permet de poursuivre la réduction de sa dette nette avec un taux d’endettement à 18,5%, inférieur à l’objectif annoncé de 20%. Le point mort cash organique est inférieur à 25 $/b sur le trimestre.

Conforté par les excellents résultats du deuxième trimestre, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un second acompte sur dividende au titre de l’exercice 2021 stable à 0,66 €/action.

De plus, compte tenu des prix élevés des hydrocarbures et du taux d’endettement inférieur à 20%, dans le respect de de la stratégie de TotalEnergies et en cohérence avec le schéma d’allocation du cash-flow présenté en février 2021, le Conseil d’administration a décidé d’allouer jusqu’à 40% du cash-flow supplémentaire généré au-dessus de 60 $/b à des rachats d’actions.

Le secteur iGRP confirme ses performances du premier trimestre avec un résultat net ajusté et un cash-flow de l’ordre de 900 M$. La croissance dans les activités Renouvelables et Électricité se poursuit avec plus de 500 MW de capacités brutes de production électrique renouvelable mises en service sur le trimestre et la prise de participation dans un projet éolien offshore de 640 MW en construction à Taiwan.

L’Exploration-Production bénéficie pleinement de l’augmentation du Brent et, malgré une baisse de sa production ce trimestre liée essentiellement à des programmes de maintenance planifiée, voit son résultat opérationnel net ajusté et son cash-flow progresser d’environ 10% par rapport au trimestre précédent à respectivement 2,2 G$ et 4,3 G$.

L’Aval affiche des très bonnes performances grâce à la force de son modèle intégré qui lui permet de bénéficier des marges très élevées dans la pétrochimie et du retour du Marketing & Services à ses résultats d’avant-crise, et cela malgré de très faibles marges de raffinage européennes. Ainsi l’Aval enregistre un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow en hausse d’environ 70% à respectivement 900 M$ et 1,5 G$. »

1. Faits marquants(3)

Responsabilité sociétale et environnementale

  • Total se transforme et devient TotalEnergies, dotée d’une nouvelle identité visuelle

  • 3ème place mondiale et 1ère place pour le secteur Pétrole et Gaz dans le classement BloombergNEF sur la prise en compte par les entreprises des Objectifs de Développement Durable des Nations Unies

  • Décision de TotalEnergies et Chevron de suspendre la distribution des dividendes de la société de transport de gaz au Myanmar

  • Partenariat avec Novatek en vue de réduire les émissions liées à la production de GNL, développer le captage et stockage du carbone à grande échelle et étudier des projets d’hydrogène et d’ammoniac décarbonés

  • Partenariat avec GHGSat pour surveiller par satellite les émissions de méthane en mer

Renouvelables et Électricité

  • Prise de participation de 23% dans un projet d’éolien offshore de 640 MW en construction à Taiwan

  • Acquisition par Adani Green Energy Ltd., dont TotalEnergies est actionnaire à hauteur de 20%, d’un portefeuille de 5 GW de capacité de production électrique renouvelable en opération et en construction en Inde qui contribuera à hauteur de 1 GW à l’objectif de TotalEnergies de 35 GW en 2025

  • Signature avec Merck & Co. d’un contrat portant sur la vente sur une période de 10 ans de 90 GWh/an d’électricité renouvelable en Espagne

  • Partenariat avec Amazon pour la fourniture de ses datas centers en électricité renouvelable (474 MW), en Europe et aux États-Unis, et l’accélération de la transformation numérique de TotalEnergies

  • Contrat de vente d’électricité renouvelable de 50 GWh/an sur 15 ans avec Air Liquide en Belgique

GNL

  • Remobilisation du projet Papua LNG en vue d’une décision finale d’investissement en 2023

  • Accord avec Novatek pour l’acquisition de 10% d’Arctic Transshipment LLC, qui opérera deux terminaux de transbordement de GNL en cours de construction en Russie

  • Accord de tolling avec GIP, pour un montant de plus de 750 M$, portant sur les infrastructures du projet Gladstone LNG en Australie

  • Retrait du projet Driftwood LNG et vente des participations de TotalEnergies dans Tellurian Inc.

  • Signature avec ArcelorMittal Nippon Steel d’un contrat portant sur la fourniture pour 5 ans jusqu’à 0,5 Mtpa de GNL en Inde

  • Accords de collaboration technique avec Siemens Energy et Technip Energies pour développer des technologies de GNL bas carbone

Amont

  • Démarrage de la production de Zinia Phase 2, projet de développement à cycle court sur le bloc 17 en Angola

  • Nouvelle découverte significative sur le puits Sapakara South au Suriname

  • Obtention de deux nouveaux permis d’exploration dans l’offshore conventionnel au Suriname en partenariat avec Qatar Petroleum

  • Entrée sur le permis d’exploration du bloc 29 en Angola en tant qu’opérateur

  • Accord en vue de la cession de la participation de TotalEnergies de 18% dans le bloc de Sarsang, au Kurdistan irakien

  • Cession de la participation de TotalEnergies dans Petrocedeño à PDVSA au Vénézuéla ce qui conduit à la reconnaissance d’une moins-value de cession exceptionnelle de 1,38 milliard de dollars sur le trimestre

Aval

  • Démarrage de la production en France par TotalEnergies de biocarburants aériens durables et réalisation, en partenariat avec Air France-KLM, Groupe ADP et Airbus, du premier vol long-courrier avec du carburant aérien durable (SAF) en France

  • Obtention de la concession pour l’extension du réseau public de recharge pour véhicules électriques de la Municipalité d’Amsterdam, avec 2 200 nouveaux points de recharge

  • Signature d’un partenariat mondial dans le domaine des lubrifiants et de la mobilité électrique avec Peugeot, Citroën, DS Automobiles, Opel et Vauxhall

  • Accord de partenariat avec Uber pour accélérer la transition des chauffeurs VTC vers la mobilité électrique en France

  • Prise de participation de 20% dans Hysetco, société française détenant la première flotte de taxis hydrogène au monde, exploitée sous la marque Hype, ainsi que des stations de recharge hydrogène

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(4)

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,
le résultat par action et le nombre d’actions

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

8 667

8 170

3 909

x2,2

8 550

+1%

EBITDA ajusté (5)

16 837

10 583

+59%

4 032

3 487

821

x4,9

3 589

+12%

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

7 519

3 121

x2,4

2 213

1 975

(209)

ns

2 022

+9%

Exploration-Production

4 188

494

x8,5

891

985

326

x2,7

429

x2,1

Integrated Gas, Renewables & Power

1 876

1 239

+51%

511

243

575

-11%

715

-29%

Raffinage-Chimie

754

957

-21%

417

284

129

x3,2

423

-1%

Marketing & Services

701

431

+63%

740

520

11

x67,3

457

+62%

Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence

1 260

669

+88%

34,3%

34,6%

-6,8%

33,0%

Taux moyen d'imposition (6)

34,4%

24,3%

3 463

3 003

126

x27,5

2 887

+20%

Résultat net ajusté part TotalEnergies

6 466

1 907

x3,4

1,27

1,10

0,02

x60,8

1,05

+21%

Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7)

2,38

0,68

x3,5

1,06

0,91

0,02

x53

0,94

+13%

Résultat net ajusté dilué par action (euros)*

1,97

0,62

x3,2

2 646

2 645

2 598

+2%

2 625

+1%

Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)

2 644

2 598

+2%

2 206

3 344

(8 369)

ns

2 756

-20%

Résultat net part TotalEnergies

5 550

(8 335)

ns

2 802

2 379

2 201

+27%

3 028

-7%

Investissements organiques (8)

5 181

4 724

+10%

396

1 590

721

-45%

402

-2%

Acquisitions nettes (9)

1 986

1 823

+9%

3 198

3 969

2 922

+9%

3 430

-7%

Investissements nets (10)

7 167

6 547

+9%

6 352

5 366

3 644

+74%

6 807

-7%

Marge brute d'autofinancement** (11)

11 718

7 409

+58%

6 761

5 750

4 143

+63%

7 308

-7%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (12)

12 511

8 420

+49%

7 551

5 598

3 479

x2,2

6 251

+21%

Flux de trésorerie d’exploitation

13 149

4 778

x2,8

Les données prennent en compte l’impact de la norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1er janvier 2019.
* Taux de change moyen €-$ : 1,2058 au 2ème trimestre 2021 et 1,2053 au 1er semestre 2021.
** Données 2T20, 2T19 et 1S20 retraitées.

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

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

69,0

61,1

29,6

x2,3

68,9

-

Brent ($/b)

65,0

40,1

+62%

3,0

2,7

1,8

+70%

2,5

+18%

Henry Hub ($/Mbtu)

2,9

1,8

+57%

8,7

6,8

1,7

x5,2

4,1

x2,1

NBP ($/Mbtu)

7,7

2,4

x3,2

10,0

10,0

2,1

x4,7

4,9

x2

JKM ($/Mbtu)

10,0

2,9

x3,5

62,9

56,4

23,4

x2,7

63,7

-1%

Prix moyen de vente liquides ($/b)
Filiales consolidées

59,7

33,8

+77%

4,43

4,06

2,61

+69%

3,82

+16%

Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)
Filiales consolidées

4,23

2,99

+41%

6,59

6,08

4,40

+50%

5,69

+16%

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)
Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence

6,33

5,42

+17%

10,2

5,3

14,3

-29%

27,6

-63%

Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)

7,6

21,0

-64%

* Les indicateurs sont indiqués en page 20.

Le prix moyen de vente GNL est en hausse de 8% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, bénéficiant de façon différée de l’augmentation du prix du pétrole sur les contrats long-terme de GNL indexés huile et de l’augmentation des prix du gaz naturel sur les contrats GNL indexés gaz et les ventes spot.

3.2 Émissions de gaz à effet de serre(13)

2T21

1T21

Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e)

2020

2020
(hors effet Covid-19)

7

8

Scope 1+2 des installations oil & gas opérées (14)

35,8

39

77

81

Scope 3 (15)

350

400

45

50

Scope 1+2+3 en Europe (16)

212

239

3.3 Production*

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Production d'hydrocarbures

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

2 747

2 863

2 846

-3%

2 957

-7%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 805

2 966

-5%

1 258

1 272

1 315

-4%

1 407

-11%

Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)

1 265

1 381

-8%

1 489

1 591

1 531

-3%

1 549

-4%

Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)

1 540

1 584

-3%

2 747

2 863

2 846

-3%

2 957

-7%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 805

2 966

-5%

1 464

1 508

1 553

-6%

1 624

-10%

Liquides (kb/j)

1 486

1 626

-9%

7 017

7 400

7 045

-

7 309

-4%

Gaz (Mpc/j)

7 208

7 302

-1%

* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’iGRP.

La production d’hydrocarbures a été de 2 747 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2021, en baisse de 3% sur un an, en raison des éléments suivants :

  • +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets,

  • -2% lié à l’effet prix,

  • -3% lié au déclin naturel des champs.

La production d’hydrocarbures a été de 2 747 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2021, en baisse de 4% sur un trimestre, en raison d’importants programmes de grands arrêts.

La production d’hydrocarbures a été de 2 805 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier semestre 2021, en baisse de 5% sur un an, en raison des éléments suivants :

  • +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment North Russkoye en Russie, Culzean au Royaume-Uni, Johan Sverdrup en Norvège et Iara au Brésil,

  • -1% d’effet périmètre, notamment lié aux cessions d’actifs au Royaume-Uni et du Bloc CA1 au Brunei,

  • -2% lié à des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés, notamment au Royaume-Uni, en Australie, en Norvège et au Nigéria,

  • -1% lié à l’effet prix,

  • -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

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Production d'hydrocarbures pour le GNL

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

502

518

520

-3%

559

-10%

iGRP (kbep/j)

510

536

-5%

52

64

66

-21%

73

-29%

Liquides (kb/j)

58

69

-17%

2 464

2 476

2 471

-

2 680

-8%

Gaz (Mpc/j)

2 470

2 541

-3%

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

GNL (Mt)

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

10,5

9,9

10,4

+1%

8,5

+23%

Ventes totales de GNL

20,4

20,2

+1%

4,2

4,4

4,3

-4%

4,1

+3%

incl. Ventes issues des quotes-parts de production*

8,5

9,0

-5%

8,8

7,9

8,7

+1%

6,7

+31%

incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers

16,7

16,5

+1%

* 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 baisse sur un an de respectivement 3% et 5% au deuxième trimestre 2021 et au premier semestre 2021, notamment du fait de l’arrêt de l’usine de Snøhvit LNG à la suite de l’incendie intervenu fin septembre 2020 et de l’arrêt planifié pour maintenance au deuxième trimestre 2021 sur les trains de liquéfaction d’Ichthys LNG en Australie.

Les ventes totales de GNL sont stables sur un an au deuxième trimestre 2021 et au premier semestre 2021.

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

Renouvelables et électricité

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

41,7

40,2

20,4

x2

Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable
(GW) (1),(2)

41,7

20,4

x2

8,3

7,8

5,1

+63%

dont capacités installées

8,3

5,1

+63%

5,4

5,1

2,9

+89%

dont capacités en construction

5,4

2,9

+89%

28,0

27,3

12,4

x2,3

dont capacités en développement

28,0

12,4

x2,3

22,6

21,2

11,2

x2

Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) (1),(2)

22,6

11,2

x2

30,7

30,1

13,6

x2,3

Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable
(GW) (1),(2)

30,7

13,6

x2,3

4,0

3,8

2,3

+76%

dont capacités installées

4,0

2,3

+76%

3,1

3,1

1,1

x3

dont capacités en construction

3,1

1,1

x3

23,6

23,3

10,3

x2,3

dont capacités en développement

23,6

10,3

x2,3

5,1

4,7

2,9

+73%

Production nette d'électricité (TWh) (3)

9,8

5,9

+67%

1,7

1,6

1,1

+47%

dont à partir de sources renouvelables

3,2

1,8

+79%

5,8

5,7

4,2

+38%

Clients électricité - BtB et BtC (Million) (2)

5,8

4,2

+38%

2,7

2,7

1,7

+58%

Clients gaz - BtB et BtC (Million) (2)

2,7

1,7

+58%

12,7

16,1

9,4

+35%

Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)

28,8

23,6

+22%

20,6

36,2

17,3

+19%

Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)

56,8

50,9

+12%

291

344

91

x3,2

EBITDA ajusté Renouvelables et électricité part TotalEnergies (M$) (4)

635

340

+87%

62

148

92

-32%

dont provenant des activités renouvelables

210

184

+14%

(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.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable croît à 8,3 GW à la fin du deuxième trimestre 2021.

La production nette d’électricité s’établit à 5,1 TWh au deuxième trimestre 2021, en hausse de 73% 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.

Les ventes d’électricité et de gaz, saisonnièrement plus basses au deuxième trimestre, sont en hausse de 35% et 19% respectivement sur un an au deuxième trimestre 2021 grâce à la croissance du nombre de clients, TotalEnergies ayant notamment dépassé le cap des 5 millions de clients (BtC et BtB) en France.

L’EBITDA ajusté part TotalEnergies de l’activité Renouvelables et Électricité s’élève à 291 M$ au deuxième trimestre 2021 et a plus que triplé 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

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

En millions de dollars

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

891

...

985

326

x2,7

429

x2,1

Résultat opérationnel net ajusté*

1 876

1 239

+51%

356

264

(69)

ns

195

+83%

Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence

620

179

x3,5

759

753

618

+23%

442

+72%

Investissements organiques

1 512

1 264

+20%

166

1 893

433

-62%

159

+4%

Acquisitions nettes

2 059

1 570

+31%

925

2 646

1 051

-12%

601

+54%

Investissements nets

3 571

2 834

+26%

904

1 059

1 051

-14%

969

-7%

Marge brute d'autofinancement **

1 963

1 652

+19%

567

780

1 389

-59%

641

-12%

Flux de trésorerie d’exploitation ***

1 347

900

+50%

* 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. Données 2T20, 2T19 et 1S20 retraitées (voir note 11 en page 3).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à :

  • 891 M$ au deuxième trimestre 2021 et a plus que doublé sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL et à la contribution croissante des activités Renouvelables et Électricité,

  • 1 876 M$ au premier semestre 2021, en hausse de 51% sur un an pour les mêmes raisons ainsi que grâce à la bonne performance des activités de négoce au premier trimestre 2021.

La marge brute d’autofinancement est :

  • En recul de 14% sur un an à 904 M$ au deuxième trimestre 2021, le deuxième trimestre 2020 ayant bénéficié d’une excellente performance des activités de négoce dans un contexte de forte volatilité des marchés,

  • En hausse de 19% sur un an à 1 963 M$ au premier semestre 2021, en lien avec la hausse des prix du GNL et la contribution croissante des activités Renouvelables et Électricité.

4.2 Exploration-Production

4.2.1 Production

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Production d'hydrocarbures

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

2 245

2 345

2 326

-3%

2 398

-6%

EP (kbep/j)

2 295

2 430

-6%

1 412

1 444

1 487

-5%

1 551

-9%

Liquides (kb/j)

1 428

1 557

-8%

4 553

4 924

4 574

-

4 629

-2%

Gaz (Mpc/j)

4 738

4 761

-

4.2.2 Résultats

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

2 213

1 975

(209)

ns

2 022

+9%

Résultat opérationnel net ajusté*

4 188

494

x8,5

279

270

48

x5,8

239

+17%

Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence

549

438

+25%

38,2%

41,0%

56,6%

39,5%

Taux moyen d'imposition**

39,5%

69,6%

1 559

1 279

1 112

+40%

1 995

-22%

Investissements organiques

2 838

2 684

+6%

231

(202)

311

-26%

204

+13%

Acquisitions nettes

29

305

-90%

1 790

1 077

1 423

+26%

2 199

-19%

Investissements nets

2 867

2 989

-4%

4 262

3 824

1 810

x2,4

4 882

-13%

Marge brute d'autofinancement ***

8 086

4 386

+84%

4 835

3 736

910

x5,3

3 768

+28%

Flux de trésorerie d’exploitation ***

8 571

4 833

+77%

* 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 :

  • 2 213 M$ au deuxième trimestre 2021 contre une perte de 209 M$ au deuxième trimestre 2020, grâce à la forte hausse des prix du pétrole et du gaz,

  • 4 188 M$ au premier semestre 2021, plus de huit fois supérieur au premier semestre 2020, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 4 262 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 1 810 M$ un an plus tôt et est en hausse de 84% à 8 086 M$ sur le premier semestre 2021, en lien avec la hausse des prix du pétrole et du gaz.

4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.3.1 Résultats

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

En millions de dollars

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

928

527

704

+32%

1 138

-18%

Résultat opérationnel net ajusté*

1 455

1 388

+5%

468

335

457

+2%

557

-16%

Investissements organiques

803

734

+9%

(1)

(103)

(20)

ns

38

ns

Acquisitions nettes

(104)

(50)

ns

467

232

437

+7%

595

-22%

Investissements nets

699

684

+2%

1 460

872

1 488

-2%

1 432

+2%

Marge brute d'autofinancement **

2 332

2 552

-9%

2 669

1 661

1 899

+41%

2 269

+18%

Flux de trésorerie d’exploitation **

4 330

317

x13,7

* 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.

4.4 Raffinage-Chimie

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

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Volumes raffinés et taux d’utilisation*

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

1 070

1 147

1 249

-14%

1 595

-33%

Total volumes raffinés (kb/j)

1 109

1 347

-18%

148

114

205

-28%

447

-67%

France

131

230

-43%

495

660

595

-17%

679

-27%

Reste de l'Europe

578

676

-14%

427

373

449

-5%

469

-9%

Reste du monde

400

441

-9%

58%

58%

59%

77%

Taux d’utilisation sur bruts traités**

58%

64%

* 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.

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

1 424

1 405

1 391

+2%

993

+43%

Monomères* (kt)

2 829

2 778

+2%

1 212

1 165

1 193

+2%

1 127

+8%

Polymères (kt)

2 377

2 395

-1%

88%

87%

84%

64%

Taux d’utilisation des vapocraqueurs **

88%

83%

* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année.

Les volumes raffinés sont :

  • En baisse de 14% au deuxième trimestre 2021 sur un an, en raison notamment de la prolongation de l’arrêt conjoncturel volontaire de la raffinerie de Donges compte tenu des marges européennes de raffinage dégradées, du grand arrêt planifié de la raffinerie de Leuna en Allemagne, de l’arrêt de la raffinerie de Grandpuits en vue de sa conversion en plateforme zéro-pétrole au cours du premier trimestre 2021 et de la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni. Cette baisse a été partiellement compensée par le redémarrage de la raffinerie de Feyzin, en France, ainsi que de l’unité de distillation de la plateforme de Normandie, à la suite de l’incendie survenu fin 2019,

  • En baisse de 18% au premier semestre 2021 sur un an pour les mêmes raisons.

La production de monomères est en légère croissance au deuxième trimestre 2021 sur un an du fait du redémarrage de la raffinerie de Feyzin, en France, après son grand arrêt courant 2020.

La production de polymères est également en légère croissance au deuxième trimestre 2021 sur un an, malgré le grand arrêt au deuxième trimestre 2021 de l’usine de Feluy en Belgique.

4.4.2 Résultats

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

En millions de dollars

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

511

243

575

-11%

715

-29%

Résultat opérationnel net ajusté*

754

957

-21%

279

222

302

-8%

353

-21%

Investissements organiques

501

470

+7%

2

(57)

(15)

ns

(58)

ns

Acquisitions nettes

(55)

(51)

ns

281

165

287

-2%

295

-5%

Investissements nets

446

419

+6%

753

394

996

-24%

806

-7%

Marge brute d'autofinancement **

1 147

1 670

-31%

2 232

996

1 080

x2,1

1 658

+35%

Flux de trésorerie d’exploitation **

3 228

(103)

ns

* 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.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie est :

  • En baisse de 11% sur un an à 511 M$ au deuxième trimestre 2021. Cette baisse est liée aux marges européennes de raffinage, toujours très dégradées, du fait de la remontée des prix du pétrole et de la demande toujours faible notamment en distillats liée à l’activité réduite dans le transport aérien et à la surperformance des activités de négoce au deuxième trimestre 2020. Les résultats de ce trimestre bénéficient néanmoins des très bonnes performances de la pétrochimie,

  • En baisse de 21% sur un an à 754 M$ au premier semestre 2021, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement est en baisse de 24% sur un an à 753 M$ au deuxième trimestre 2021 et de 31% à 1 147 M$ au premier semestre 2021.

Le flux de trésorerie d’exploitation est en hausse à 2 232 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 1 080 M$ au deuxième trimestre 2020, notamment du fait d’une baisse du besoin en fonds de roulement et d’un effet de stock positif.

4.5 Marketing & Services

4.5.1 Ventes de produits pétroliers

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Ventes en kb/j*

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

1 473

1 442

1 301

+13%

1 860

-21%

Total des ventes du Marketing & Services

1 458

1 478

-1%

791

776

740

+7%

1 004

-21%

Europe

783

823

-5%

682

666

561

+22%

856

-20%

Reste du monde

674

656

+3%

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage

Les ventes de produits pétroliers affichent une croissance sur un an de 13% au deuxième trimestre 2021, grâce à l’amélioration de la situation sanitaire et au rebond économique au niveau mondial. Cette hausse est notamment soutenue par la reprise des ventes de l’activité réseau.

4.5.2 Résultats

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

En millions de dollars

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

417

284

129

x3,2

423

-1%

Résultat opérationnel net ajusté*

701

431

+63%

189

113

155

+22%

204

-7%

Investissements organiques

302

264

+14%

(3)

(46)

(5)

ns

96

ns

Acquisitions nettes

(49)

1

ns

186

67

150

+24%

300

-38%

Investissements nets

253

265

-5%

707

478

492

+44%

626

+13%

Marge brute d'autofinancement **

1 185

882

+34%

437

665

819

-47%

611

-28%

Flux de trésorerie d’exploitation **

1 102

420

x2,6

* 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.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 417 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 129 M$ un an plus tôt. Cette hausse est principalement liée à la hausse des volumes de ventes mondiaux dans un contexte de marges en progression.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 707 M$ au deuxième trimestre 2021 et 1 185 M$ au premier semestre.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

  • 4 032 M$ au deuxième trimestre 2021, contre 821 M$ un an auparavant, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz,

  • 7 519 M$ au premier semestre 2021, contre 3 121 M$ un an auparavant, pour les mêmes raisons.

5.2 Résultat net ajusté part TotalEnergies

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à :

  • 3 463 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 126 M$ un an plus tôt, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz,

  • 6 466 M$ au premier semestre 2021 contre 1 907 M$ un an plus tôt, pour les mêmes raisons.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur(17).

Le total des éléments d’ajustement du résultat net(18) représente un montant de -1 257 M$ au deuxième trimestre 2021, principalement constitué de l’effet de la cession de la participation de TotalEnergies dans Petrocedeño à PDVSA au Venezuela pour un montant de -1 379 M$, d’un effet de stock positif de 375 M$. et de charges de restructurations liées au plan de départ volontaire en France et en Belgique.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies s’est établi à 34,3% au deuxième trimestre 2021, contre -6,8% au deuxième trimestre 2020. Ce taux négatif en 2020 s’expliquait par un résultat opérationnel net ajusté négatif dans l’Exploration-Production, qui supporte un taux d’imposition élevé, non compensé par le résultat positif moins fiscalisé des activités Aval.

5.3 Résultat net ajusté par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :

  • 1,27 $ au deuxième trimestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 646 millions, contre 0,02 $ un an plus tôt,

  • 2,38 $ au premier semestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 644 millions, contre 0,68 $ un an plus tôt.

Au 30 juin 2021, le nombre d’actions dilué était de 2 654 millions.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

  • 662 M$ au deuxième trimestre 2021 et incluent notamment la prise de participation de 23% dans un projet d’éolien offshore de 640 MW à Taiwan, l’acquisition de Fonroche Biogaz en France et l’acquisition des participations de Repsol dans le champ de Tin Fouyé Tabankort II en Algérie,

  • 2 870M$ au premier semestre 2021 lié aux éléments ci-dessus ainsi qu’à l’acquisition, pour 2 G$, d’une participation de 20% dans le développeur de projets renouvelables en Inde Adani Green Energy Limited.

Les cessions ont représenté :

  • 266 M$ au deuxième trimestre 2021 et incluent notamment la cession de la participation de TotalEnergies dans le gazoduc TBG au Brésil, la vente de parts dans la société Clean Energy Fuels Corp. et la vente de ses actions dans la société Tellurian Inc. aux États-Unis,

  • 884 M$ au premier semestre 2021 lié aux éléments ci-dessus ainsi qu’à la cession en France d’une participation de 50% dans un portefeuille de projets renouvelables d’une capacité totale de 285 MW (100%), la cession de la participation de 10% dans le bloc Onshore OML 17 au Nigéria, un complément de prix relatif à la vente du Bloc CA1 au Brunei et la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni.

5.5 Cash-flow net

Le cash-flow net(19) de TotalEnergies ressort à :

  • 3 154 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 722 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 2,7 G$ de la marge brute d’autofinancement et de la légère hausse de 276 M$ des investissements nets à 3 198 M$ au deuxième trimestre 2021,

  • 4 551 M$ au premier semestre 2021 contre 862 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 4,3 G$ de la marge brute d’autofinancement, atténuée par une hausse de 620 M$ des investissements nets à 7 167 M$ au premier semestre 2021.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 8,4% sur la période du 1er juillet 2020 au 30 juin 2021.

En millions de dollars

Période du 1er juillet 2020

Période du 1er avril 2020

Période du 1er juillet 2019

au 30 juin 2021

au 31 mars 2021

au 30 juin 2020

Résultat net ajusté

8 786

5 330

8 214

Capitaux propres retraités moyens

105 066

109 135

109 448

Rentabilité des capitaux propres (ROE)

8,4%

4,9%

7,5%

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 7,2% sur la période du 1er juillet 2020 au 30 juin 2021.

En millions de dollars

Période du 1er juillet 2020

Période du 1er avril 2020

Période du 1er juillet 2019

au 30 juin 2021

au 31 mars 2021

au 30 juin 2020

Résultat opérationnel net ajusté

10 252

6 915

10 125

Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement

142 172

148 777

145 621

ROACE

7,2%

4,6%

7,0%

6. Comptes de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 4 568 millions d’euros au premier semestre 2021, contre 4 710 millions d’euros un an auparavant.

7. Sensibilités 2021*

Variation

Impact estimé sur le
résultat opérationnel
net ajusté

Impact estimé sur les
flux de trésorerie
d'exploitation

Dollar

+/- 0,1 $ par €

-/+ 0,1 G$

~0 G$

Prix moyen de vente liquides**

+/- 10 $/b

+/- 2,7 G$

+/- 3,2 G$

Prix du gaz européen - NBP

+/- 1 $/Mbtu

+/- 0,3 G$

+/- 0,25 G$

Marge sur coûts variables - raffinage Europe (MCV)

+/- 10 $/t

+/- 0,4 G$

+/- 0,5 G$

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2021. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie. Pour les indicateurs, se reporter à la page 20.
** Environnement Brent à 50 $/b.

8. Synthèse et perspectives

Dans un contexte de reprise de la demande mondiale en produits pétroliers, les quotas de production des pays de l’OPEP+ sur le premier semestre 2021 ont contribué à une diminution rapide des stocks de brut, qui sont passés sous leur moyenne des cinq dernières années. Le prix du pétrole s’est ainsi maintenu au-dessus de 60 $/b depuis début février 2021 et a dépassé 70 $/b fin juin. Les décisions récentes de l’OPEP+ confortent la discipline collective au sein de cette organisation pour adapter pas à pas l’offre à la croissance de la demande.

Compte tenu des perspectives d’évolution des quotas des pays de l’OPEP+ au second semestre 2021, TotalEnergies anticipe désormais une production d’hydrocarbures sur l’année 2021 aux environs de 2,85 Mbep/j. Le démarrage et la montée en puissance de projets, notamment Zinia Phase 2 en Angola, North Russkoye en Russie et Iara au Brésil contribueront à la hausse des productions de TotalEnergies sur la seconde partie de l’année.

TotalEnergies anticipe que la hausse du pétrole observée au cours du premier semestre 2021 aura un impact positif sur son prix moyen de vente de GNL pour les six prochains mois, compte tenu de l’effet retard sur les formules de prix. Il devrait s’établir à plus de 7,5 $/Mbtu au troisième trimestre 2021. Par ailleurs, les marchés du gaz asiatique et européen bénéficient de la forte croissance de la demande liée à la reprise de l’économie mondiale.

TotalEnergies maintient la discipline sur les dépenses, avec des investissements nets prévus entre 12 et 13 G$ en 2021, dont la moitié dédiée à sa croissance future. Sur ces investissements de croissance, 50% seront consacrés aux renouvelables et à l’électricité.

Dans un environnement de prix des hydrocarbures qui se maintiendrait sur le second semestre au niveau du premier semestre (65 $/b pour le Brent, 8 $/Mbtu pour les prix du gaz européen) et de marge de raffinage européenne qui s’établiraient à 10-15 $/t, TotalEnergies prévoit une génération de cash-flow (DACF) supérieure à 25 G$ en 2021 et une rentabilité des capitaux employés supérieure à 10%.

Dans ce contexte favorable, la Compagnie confirme ses priorités en termes d’allocation du cash-flow : investir dans des projets rentables pour mettre en œuvre la stratégie de transformation de TotalEnergies en une compagnie multi-énergies, soutenir le dividende à travers les cycles économiques, maintenir un bilan solide et une notation long-terme à un niveau minimum « A » en ancrant durablement son ratio d’endettement sous les 20% et partager les revenus supplémentaires avec ses actionnaires via des rachats d’actions en cas de prix élevés.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 15h00 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 70 70 82 21 (code d’accès 3586957). L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.

* * * *

9. Principales données opérationnelles des secteurs

9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production + iGRP)

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Production combinée liquides/gaz
par zone géographique (kbep/j)

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

985

1 050

1 032

-4%

997

-1%

Europe et Asie centrale

1 018

1 064

-4%

533

551

653

-18%

686

-22%

Afrique

542

677

-20%

654

651

641

+2%

703

-7%

Moyen-Orient et Afrique du Nord

652

661

-1%

378

376

314

+20%

358

+6%

Amériques

377

343

+10%

197

235

206

-4%

214

-8%

Asie Pacifique

216

220

-2%

2 747

2 863

2 846

-3%

2 957

-7%

Production totale

2 805

2 966

-5%

750

729

699

+7%

750

-

dont filiales mises en équivalence

740

726

+2%

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Production de liquides
par zone géographique (kb/j)

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

351

374

381

-8%

328

+7%

Europe et Asie centrale

363

392

-8%

399

415

514

-22%

549

-27%

Afrique

407

534

-24%

502

499

494

+2%

546

-8%

Moyen-Orient et Afrique du Nord

500

505

-1%

183

179

127

+44%

160

+15%

Amériques

181

153

+19%

29

41

37

-21%

41

-29%

Asie Pacifique

35

42

-17%

1 464

1 508

1 553

-6%

1 624

-10%

Production totale

1 486

1 626

-9%

213

201

199

+7%

225

-5%

dont filiales mises en équivalence

207

207

-

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Production de gaz
par zone géographique (Mpc/j)

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

3 411

3 636

3 506

-3%

3 639

-6%

Europe et Asie centrale

3 523

3 620

-3%

680

693

706

-4%

703

-3%

Afrique

686

726

-6%

847

843

818

+3%

866

-2%

Moyen-Orient et Afrique du Nord

845

865

-2%

1 095

1 100

1 047

+5%

1 107

-1%

Amériques

1 098

1 069

+3%

984

1 128

968

+2%

994

-1%

Asie Pacifique

1 056

1 022

+3%

7 017

7 400

7 045

-

7 309

-4%

Production totale

7 208

7 302

-1%

2 895

2 855

2 698

+7%

2 868

+1%

dont filiales mises en équivalence

2 875

2 802

+3%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Ventes de produits raffinés
par zone géographique (kb/j)

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

1 521

1 558

1 449

+5%

2 018

-25%

Europe*

1 540

1 610

-4%

663

667

463

+43%

751

-12%

Afrique

665

573

+16%

799

772

861

-7%

846

-6%

Amériques

785

814

-3%

492

495

433

+13%

536

-8%

Reste du monde

493

439

+12%

3 475

3 492

3 208

+8%

4 152

-16%

Total des ventes

3 483

3 435

+1%

334

402

366

-9%

535

-38%

dont ventes massives raffinage*

368

432

-15%

1 668

1 648

1 541

+8%

1 757

-5%

dont négoce international

1 658

1 525

+9%

* Données 1T21 corrigées

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

2T21
vs
2T19

Production de produits pétrochimiques* (kt)

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

1 166

1 346

1 275

-9%

1 318

-11%

Europe

2 512

2 547

-1%

725

510

637

+14%

475

+53%

Amériques

1 235

1 301

-5%

744

714

672

+11%

327

x2,3

Moyen-Orient et Asie

1 459

1 324

+10%

* Oléfines, Polymères

9.3 Renouvelables

2T21

1T21

Capacités brutes installées de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2)

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

France

0,5

0,5

0,0

0,1

1,0

0,4

0,5

0,0

0,1

1,0

Reste de l'Europe

0,1

1,0

0,0

0,1

1,1

0,1

0,8

0,0

0,1

1,0

Afrique

0,1

0,0

0,0

0,0

0,1

0,1

0,0

0,0

0,0

0,1

Moyent Orient

0,3

0,0

0,0

0,0

0,3

0,3

0,0

0,0

0,0

0,3

Amérique du Nord

0,8

0,0

0,0

0,0

0,9

0,8

0,0

0,0

0,0

0,8

Amérique du Sud

0,4

0,1

0,0

0,0

0,5

0,2

0,1

0,0

0,0

0,3

Inde

3,5

0,1

0,0

0,0

3,6

3,4

0,1

0,0

0,0

3,5

Asie Pacifique

0,7

0,0

0,0

0,0

0,7

0,7

0,0

0,0

0,0

0,7

Total

6,4

1,8

0,0

0,1

8,3

6,1

1,5

0,0

0,1

7,8

2T21

1T21

Capacités brutes en construction de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2)

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

France

0,3

0,1

0,0

0,1

0,5

0,3

0,0

0,0

0,1

0,4

Reste de l'Europe

0,1

0,1

1,1

0,0

1,3

0,1

0,3

1,1

0,0

1,5

Afrique

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Moyent Orient

0,8

0,0

0,0

0,0

0,8

0,8

0,0

0,0

0,0

0,8

Amérique du Nord

0,3

0,0

0,0

0,0

0,3

0,3

0,0

0,0

0,0

0,3

Amérique du Sud

0,0

0,2

0,0

0,0

0,2

0,2

0,2

0,0

0,0

0,3

Inde

0,9

0,2

0,0

0,0

1,1

0,9

0,4

0,0

0,0

1,3

Asie Pacifique

0,5

0,0

0,6

0,0

1,1

0,4

0,0

0,0

0,0

0,5

Total

2,8

0,6

1,8

0,1

5,4

2,9

0,9

1,1

0,1

5,1

2T21

1T21

Capacités brutes en développement de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2)

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

France

3,2

0,8

0,0

0,0

4,0

3,2

1,0

0,0

0,0

4,2

Reste de l'Europe

5,3

0,3

2,3

0,0

7,9

5,2

0,3

2,3

0,0

7,8

Afrique

0,4

0,1

0,0

0,2

0,6

0,1

0,1

0,0

0,0

0,2

Moyent Orient

0,1

0,0

0,0

0,0

0,1

0,2

0,0

0,0

0,0

0,2

Amérique du Nord

3,5

0,2

0,0

0,7

4,3

3,4

0,2

0,0

0,7

4,2

Amérique du Sud

0,6

1,0

0,0

0,0

1,7

0,8

0,8

0,0

0,0

1,6

Inde

6,2

0,1

0,0

0,0

6,3

6,2

0,1

0,0

0,0

6,2

Asie Pacifique

1,1

0,0

2,1

0,0

3,2

0,8

0,0

2,1

0,0

2,9

Total

20,3

2,5

4,4

0,8

28,0

19,8

2,5

4,4

0,7

27,3

(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
(2) Données à fin de période.

En opération

En construction

En développement

Capacité brute de génération électrique renouvelable (solaire et éolien)
bénéficiant de PPA au 30 juin 2021 (GW)

Solaire

Eolien terrestre

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Europe

0,6

1,5

X

2,2

0,3

X

0,8

X

1,4

4,0

0,3

X

X

4,3

Asie

4,5

X

X

4,6

2,2

0,3

0,6

-

3,1

3,9

X

-

-

4,0

Amérique du Nord

0,8

X

X

0,8

0,3

X

-

X

0,3

0,3

X

-

X

0,4

Reste du Monde

0,5

X

X

0,7

X

X

-

X

X

0,4

X

-

X

0,7

Total

6,3

1,8

X

8,2

2,8

0,6

1,4

X

5,0

8,6

0,5

X

0,2

9,3

En opération

En construction

En développement

Prix moyen des PPA au 30 juin 2021
($/MWh)

Solaire

Eolien terrestre

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Europe

239

120

X

154

68

X

61

X

64

42

73

X

X

46

Asie

85

X

X

84

47

56

187

-

77

40

X

-

-

40

Amérique du Nord

155

X

X

158

26

X

-

X

31

31

X

-

X

49

Reste du Monde

82

X

X

82

X

X

-

X

X

97

X

-

X

97

Total

107

112

X

108

48

66

106

X

70

43

79

X

145

45

10. Éléments d’ajustement du résultat net part TotalEnergies

2T21

1T21

2T20

2T19

En millions de dollars

1S21

1S20

(1 588)

(342)

(8 321)

(56)

Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)

(1 930)

(8 655)

(1 379)

-

-

-

Plus ou moins value de cession*

(1 379)

-

(110)

(161)

(20)

(31)

Charges de restructuration

(271)

(100)

(49)

(144)

(8 101)

(57)

Dépréciations exceptionnelles

(193)

(8 101)

(50)

(37)

(200)

32

Autres éléments

(87)

(454)

375

689

(94)

(28)

Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt

1 064

(1 508)

(44)

(6)

(80)

(47)

Effet des variations de juste valeur

(50)

(79)

(1 257)

341

(8 495)

(131)

Total des éléments d’ajustement du résultat net

(916)

(10 242)

* dont -1379 M$ liés à l’effet de la cession de la participation de TotalEnergies dans Petrocedeño à PDVSA au Venezuela

11. Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états financiers consolidés

11.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies à l’EBITDA ajusté

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

1T21
vs
1T19

En millions de dollars

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

2 206

3 344

(8 369)

ns

2 756

-20%

Résultat net part TotalEnergies

5 550

(8 335)

ns

1 257

(341)

8 495

-85%

131

x9,6

Moins: éléments d'ajustement du résultat net part TotalEnergies

916

10 242

-91%

3 463

3 003

126

x27,5

2 887

+20%

Résultat net ajusté part TotalEnergies

6 466

1 907

x3,4