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TotalEnergies SE : Résultats du troisième trimestre 2022

TotalEnergies affiche un résultat net IFRS de 6,6 G$, porté par son activité GNL, conforte son bilan et partage la valeur avec ses collaborateurs et ses actionnaires

PARIS, October 27, 2022--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News:

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

3T22

Variation
vs 3T21

9M22

Variation
vs 9M21

Résultat net part TotalEnergies (G$)

6,6

+43%

17,3

+69%

Résultat net ajusté part TotalEnergies(1)

- en milliards de dollars (G$)

9,9

x2,1

28,6

x2,5

- en dollar par action

3,83

x2,2

10,96

x2,6

EBITDA ajusté(1) (G$)

19,4

+74%

55,6

+98%

DACF(1) (G$)

12,0

+44%

37,7

+80%

Flux de trésorerie d'exploitation (G$)

17,8

x3,2

41,7

x2,2

Ratio d’endettement(2) de 4,0% au 30 septembre 2022 contre 9,8% au 30 juin 2022

Acompte sur dividende exceptionnel de 1 €/action

Troisième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2022 de 0,69 €/action

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 26 octobre 2022 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le troisième trimestre 2022. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Dans un contexte marqué par un prix du Brent à 100 $/b en moyenne et des prix du gaz exacerbés par l’agression militaire de l’Ukraine par la Russie, TotalEnergies a su tirer parti de son modèle intégré, notamment dans le GNL, pour générer des résultats en ligne avec les trimestres précédents. La Compagnie réalise ainsi au troisième trimestre 2022 un résultat net ajusté de 9,9 G$ et un résultat net IFRS de 6,6 G$ après la prise en compte d’une nouvelle provision de 3,1 G$ sur la Russie. La marge brute d’autofinancement s’élève à 11,7 G$ et la Compagnie conforte son bilan avec un ratio d’endettement de 4%. La rentabilité sur capitaux propres est de plus de 30% sur 12 mois.

Le secteur iGRP (integrated Gas, Renewables & Power) réalise sur le trimestre un résultat opérationnel net ajusté record de 3,6 G$ en hausse de 1,1 G$ par rapport au deuxième trimestre, et un cash-flow de 2,7 G$, tirés par un prix moyen de vente GNL en hausse de plus de 50% par rapport au trimestre précédent et par la bonne performance des activités de négoce. La Compagnie a poursuivi sa stratégie de croissance avec une prise de participation dans le projet GNL North Field South au Qatar. Dans l’Électricité & Renouvelables, TotalEnergies a finalisé l’acquisition de 50% de Clearway Energy Group aux Etats-Unis et annoncé une nouvelle acquisition significative au Brésil.

L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 4,2 G$ et un cash-flow de 6,4 G$, malgré une baisse de sa production ce trimestre principalement due à des arrêts non planifiés sur Kashagan. TotalEnergies a démarré la production du champ d’Ikike au Nigéria, lancé les projets Begonia en Angola et Fenix en Argentine, et annoncé une découverte significative de gaz à Chypre.

L’Aval a bénéficié de marges soutenues sur les distillats, affichant un excellent résultat opérationnel net ajusté de 2,4 G$ ainsi qu’un cash-flow de 2,9 G$.

Dans ce contexte favorable, après avoir constaté une charge d’impôt sur les bénéfices et de taxes à la production de 26 G$ au niveau mondial, la Compagnie met en œuvre une politique équilibrée de partage de la valeur en décidant de verser un bonus exceptionnel d’un mois de salaire en 2022 à l’ensemble de ses collaborateurs(3) au niveau mondial et en mettant en œuvre la politique de retour à l’actionnaire annoncée le 28 septembre visant 35% à 40% du cash-flow dès 2022.

Ainsi le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2022 d’un montant de 0.69 €/action identique au premier et deuxième acomptes 2022 et en hausse de 5% par rapport aux acomptes et au solde versés au titre de l’exercice 2021 et a fixé les dates de détachement et de paiement de l’acompte sur dividende exceptionnel d’un montant de 1 €/action en décembre 2022. »

1. Faits marquants(4)

Responsabilité sociétale et environnementale

  • Publication du « TotalEnergies Energy Outlook 2022 », contribution de TotalEnergies au débat sur la transition énergétique en vue de la COP27

  • Programme de réduction des prix des carburants jusqu’à la fin de l’année 2022 dans les stations-service en France : remise de 20 cts/l étendue jusqu’au 15 novembre, puis remise de 10 cts/l au-delà jusqu’au 31/12/2022

Électricité & Renouvelables

  • Acquisition d’une participation dans un portefeuille de plus de 12 GW de projets solaires et éoliens terrestres au Brésil

  • Éolien offshore :

    • Démarrage de Seagreen, plus grand parc éolien offshore d’Ecosse

  • Solaire :

    • Démarrage de la centrale solaire d’Al Kharsaah de 800 MW au Qatar

    • Objectif de 500 MW de capacités de production solaire distribuée (toits, ombrières, etc.) atteint dans le monde

GNL

  • Prise d’une participation de 9,375% dans le projet GNL North Field South de 16 Mt/an, au Qatar

  • Lancement du FEED pour les installations amont du projet Papua LNG, en Papouasie-Nouvelle-Guinée

Amont

  • Démarrage de la production du champ d’Ikike, au Nigéria

  • Lancement en Angola des développements du champ pétrolier de Begonia, des champs gaziers de Quiluma et Maboqueiro, ainsi que d’un premier projet solaire d’une capacité de 35 MW

  • Lancement du projet gazier offshore de Fenix en Argentine

  • Découverte significative de gaz offshore sur le puits Cronos-1, situé sur le Bloc 6 à Chypre

  • Signature d’un contrat d’exploration et de partage de production pour le Bloc 11 en Oman

  • Vente de la participation de 18% dans le champ pétrolier onshore de Sarsang en Irak

  • Cession à Novatek de la participation de 49% dans le champ de gaz de Termokarstovoye en Russie

Aval et nouvelles molécules

  • Accord avec SARIA pour développer la production de SAF sur la plateforme de Grandpuits en France

  • Cession à ADNOC de 50% de l’activité de distribution de carburants en Egypte

Décarbonation

  • Obtention d’une licence de séquestration de CO2 en Australie, en partenariat avec INPEX et Woodside

  • Premier accord commercial transfrontalier pour le transport et la séquestration de CO2 sur le projet Northern Lights en Norvège

  • Protocole d’accord avec Holcim pour un projet pilote de décarbonation d’une cimenterie en Belgique

  • Création avec l’Université Technique du Danemark d’un centre de recherche d’excellence dans les énergies décarbonées

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies(5)

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

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

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

19 420

18 737

11 180

+74%

EBITDA ajusté (6)

55 581

28 017

+98%

10 279

10 500

5 374

+91%

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

30 237

12 893

x2,3

4 217

4 719

2 726

+55%

Exploration-Production

13 951

6 914

x2

3 649

2 555

1 608

x2,3

Integrated Gas, Renewables & Power

9 255

3 484

x2,7

1 935

2 760

602

x3,2

Raffinage-Chimie

5 815

1 356

x4,3

478

466

438

+9%

Marketing & Services

1 216

1 139

+7%

2 576

1 944

1 143

x2,3

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

6 381

2 403

x2,7

44,1%

39,4%

39,6%

Taux moyen d'imposition (7)

40,8%

36,6%

9 863

9 796

4 769

x2,1

Résultat net ajusté part TotalEnergies

28 636

11 235

x2,5

3,83

3,75

1,76

x2,2

Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (8)

10,96

4,14

x2,6

3,78

3,50

1,49

x2,5

Résultat net ajusté dilué par action (euros)*

10,31

3,46

x3

2 560

2 592

2 655

-4%

Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)

2 589

2 648

-2%

6 626

5 692

4 645

+43%

Résultat net part TotalEnergies

17 262

10 195

+69%

3 116

2 819

2 813

+11%

Investissements organiques (9)

7 916

7 993

-1%

1 587

2 076

(958)

ns

Acquisitions nettes (10)

4 585

1 029

x4,5

4 703

4 895

1 855

x2,5

Investissements nets (11)

12 501

9 022

+39%

11 736

13 233

8 060

+46%

Marge brute d'autofinancement (12)

36 595

19 778

+85%

12 040

13 631

8 390

+44%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (13)

37 665

20 901

+80%

17 848

16 284

5 640

x3,2

Flux de trésorerie d’exploitation

41 749

18 789

x2,2

* Taux de change moyen €-$ : 1,0070 au 3eme trimestre 2022 et 1,0638 sur les neuf premiers mois de 2022.

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

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

100,8

113,9

73,5

+37%

Brent ($/b)

105,5

67,9

+55%

7,9

7,5

4,3

+84%

Henry Hub ($/Mbtu)

6,7

3,3

x2

42,5

22,2

16,9

x2,5

NBP ($/Mbtu)

32,4

10,8

x3

46,5

27,0

18,6

x2,5

JKM ($/Mbtu)

34,9

12,9

x2,7

93,6

102,9

67,1

+40%

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

95,4

62,2

+53%

16,83

11,01

6,33

x2,7

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

13,28

4,95

x2,7

21,51

13,96

9,10

x2,4

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

16,26

7,25

x2,2

99,2

145,7

8,8

x11,3

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

100,3

8,0

x12,5

* Les indicateurs sont indiqués en page 21.
** Cet indicateur représente la marge moyenne sur coûts variables réalisée par le raffinage de TotalEnergies en Europe (égale à la différence entre les ventes de produits raffinés réalisées par le raffinage européen de TotalEnergies et les achats de pétrole brut avec les coûts variables associés, divisée par les quantités raffinées en tonnes). Les données 3T21 et 9M21 communiquées en 2021 incluaient le retraitement des données 3T21 dans l’environnement du 2T21 pour les coûts de l’énergie.

Le prix moyen de vente GNL est en hausse de 54% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, bénéficiant de façon différée de l’augmentation des indices pétrole et gaz sur les contrats long-terme ainsi que des prix spot élevés du gaz.

3.2 Émissions de gaz à effet de serre(14)

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

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

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

10,3

9,6

9,3

+10%

Scope 1+2 des installations opérées (15)

29,6

27,1

+9%

14,0

13,4

-

ns

Scope 1+2 périmètre patrimonial

41,4

-

ns

90

94

100

-10%

Scope 3 Pétrole et Gaz Monde (16)

282

293

-4%

65

65

74

-12%

dont Scope 3 Pétrole Monde (17)

196

210

-7%

Emissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.
Hors effet Covid-19 pour les données d’émissions du 2T20 au 2T22 inclus.

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

Emissions de Méthane (ktCH4)

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

10

10

12

-16%

Émissions de méthane des installations opérées

31

37

-16%

14

13

-

ns

Émissions de méthane périmètre patrimonial

38

-

ns

Émissions trimestrielles 2022 estimées. Les données patrimoniales trimestrielles 2021 ne sont pas disponibles.

L’évolution des émissions Scope 1+2 des installations opérées résulte de l’utilisation à capacité élevée des centrales électriques sur base gaz (CCGT) et des raffineries en Europe, avec notamment le redémarrage de la raffinerie de Donges en France.

3.3 Production*

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

Production d'hydrocarbures

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

2 669

2 738

2 814

-5%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 750

2 808

-2%

1 298

1 268

1 288

+1%

Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)

1 291

1 272

+1%

1 371

1 470

1 526

-10%

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

1 459

1 535

-5%

2 669

2 738

2 814

-5%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 750

2 808

-2%

1 494

1 483

1 517

-2%

Liquides (kb/j)

1 501

1 496

-

6 367

6 835

7 070

-10%

Gaz (Mpc/j)

6 785

7 161

-5%

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

La production d’hydrocarbures a été de 2 669 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2022, en baisse de 5% sur un an, en raison des éléments suivants :

  • +3% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets notamment Clov Phase 2 et Zinia Phase 2 en Angola, Mero 1 au Brésil et Ikike au Nigéria,

  • +2% lié à l’augmentation des quotas de production des pays de l’OPEP+,

  • -3% lié à une augmentation des maintenances planifiées, en particulier sur Ichthys, et des arrêts non planifiés sur Kashagan,

  • -3% d’effet périmètre, notamment lié à la fin des licences d’exploitation de Qatargas 1 et de Bongkot North en Thaïlande, ainsi qu’au retrait effectif du Myanmar, partiellement compensés par l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil,

  • -1% lié à des réductions de production liées à la sécurité en Libye et au Nigéria,

  • -1% lié à l’effet prix,

  • -2% lié au déclin naturel des champs.

Par rapport au trimestre précédent, la production est en baisse de 2,5%, principalement du fait d’opérations de maintenance planifiées en particulier sur Ichthys et d’arrêts non planifiés sur Kashagan, partiellement compensés par l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu et la montée en puissance de Mero 1 au Brésil.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)

4.1.1 Production et ventes de GNL et d’électricité

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

Production d'hydrocarbures pour le GNL

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

418

462

533

-21%

iGRP (kbep/j)

458

518

-12%

40

53

67

-41%

Liquides (kb/j)

51

61

-17%

2 067

2 233

2 527

-18%

Gaz (Mpc/j)

2 216

2 489

-11%

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

GNL (Mt)

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

10,4

11,7

10,0

+5%

Ventes totales de GNL

35,4

30,4

+16%

4,0

4,1

4,3

-6%

incl. Ventes issues des quotes-parts de production*

12,6

12,8

-2%

9,2

10,2

8,3

+12%

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

31,4

25,0

+26%

* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.

La production de GNL est en baisse de 6% au troisième trimestre 2022 sur un an, notamment du fait de la fin du contrat Qatargas 1, de la maintenance planifiée ce trimestre sur Ichthys LNG en Australie ainsi que de la baisse de l’approvisionnement de NLNG au Nigéria pour raison de sécurité.

Les ventes totales de GNL sont en baisse de 10% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, principalement du fait de l’indisponibilité de l’usine Freeport LNG, d’une maintenance planifiée sur Ichthys LNG et d’un arrêt de la production de l’usine Idku LNG en Egypte du fait d’un approvisionnement en gaz insuffisant.

Les ventes totales de GNL sont néanmoins en hausse de 5% au troisième trimestre 2022 sur un an, principalement en raison de l’augmentation des achats spots permettant de maximiser l’utilisation des capacités de regazéification de la Compagnie en Europe et de saisir des opportunités dans un marché volatil.

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

Électricité & Renouvelables

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

67,8

50,7

42,7

+59%

Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2),(3)

67,8

42,7

+59%

16,0

11,6

9,5

+68%

dont capacités installées

16,0

9,5

+68%

5,4

5,2

6,1

-11%

dont capacités en construction

5,4

6,1

-11%

46,4

33,9

27,1

+71%

dont capacités en développement

46,4

27,1

+71%

33,9

26,8

26,6

+28%

Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) (1),(2),(3)

33,9

26,6

+28%

45,2

38,4

31,7

+43%

Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) (1),(3)

45,2

31,7

+43%

7,4

5,8

4,7

+59%

dont capacités installées

7,4

4,7

+59%

3,5

3,7

4,0

-12%

dont capacités en construction

3,5

4,0

-12%

34,2

28,9

23,0

+49%

dont capacités en développement

34,2

23,0

+49%

8,5

7,7

4,7

+79%

Production nette d'électricité (TWh) (4)

23,7

14,5

+64%

2,4

2,5

1,7

+42%

dont à partir de sources renouvelables

7,1

4,9

+45%

6,3

6,2

6,0

+5%

Clients électricité - BtB et BtC (Million) (3)

6,3

6,0

+5%

2,8

2,7

2,7

+1%

Clients gaz - BtB et BtC (Million) (3)

2,8

2,7

+1%

12,1

12,3

11,7

+3%

Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)

40,7

40,5

+1%

14,2

19,1

13,2

+7%

Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)

68,3

70,0

-3%

460

462

291

+58%

EBITDA ajusté Électricité & Renouvelables part TotalEnergies (M$) (5)

1 097

946

+16%

120

131

104

+15%

dont provenant des activités renouvelables

341

334

+2%

(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
(2) Dont 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group à partir du troisième trimestre 2022.
(3) Données à fin de période.
(4) Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés.
(5) Somme des quotes-parts TotalEnergies (% de détention) des EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) des sociétés du périmètre Électricité & Renouvelables, indépendamment de leur mode de consolidation.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 16,0 GW à la fin du troisième trimestre 2022 en hausse de 4,4 GW sur le trimestre, dont 3,8 GW liés à l’acquisition de 50% de Clearway Energy Group aux Etats-Unis et 160 MW liés au démarrage du parc éolien offshore de Seagreen en Ecosse.

La capacité brute de génération électrique en développement augmente de 12,5 GW sur un trimestre, principalement du fait de l’acquisition de 50% de Clearway Energy Group aux Etats-Unis.

La production nette d’électricité s’établit à 8,5 TWh au troisième trimestre 2022 en hausse de 79% sur un an grâce aux taux d’utilisation plus élevés des centrales électriques flexibles (CCGT) ainsi qu’à la croissance de la production d’électricité de sources renouvelables.

L’EBITDA provenant de l’activité Électricité & Renouvelables atteint 460 M$ au troisième trimestre 2022, en hausse de 58% sur un an du fait du développement de l’activité.

4.1.2 Résultats

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

En millions de dollars

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

3 649

2 555

1 608

x2,3

Résultat opérationnel net ajusté*

9 255

3 484

x2,7

1 888

1 219

755

x2,5

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

4 537

1 375

x3,3

653

341

639

+2%

Investissements organiques

1 253

2 150

-42%

1 718

(58)

(941)

ns

Acquisitions nettes

2 301

1 119

x2,1

2 371

283

(302)

ns

Investissements nets

3 554

3 269

+9%

2 683

2 360

1 720

+56%

Marge brute d'autofinancement **

7 628

3 683

x2,1

4 390

3 970

(463)

ns

Flux de trésorerie d’exploitation ***

8 675

884

x9,8

* 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 comptabilisés en juste valeur du secteur et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables.
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

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

  • 3 649 M$ au troisième trimestre 2022, multiplié par 2,3 sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL, la performance des activités de négoce de gaz, GNL et électricité et à la contribution croissante des activités Électricité & Renouvelables,

  • 9 255 M$ sur les neuf premiers mois de 2022, multiplié par 2,7 sur un an pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement du secteur iGRP s’est établie à :

  • 2 683 M$ au troisième trimestre 2022, en hausse de 56% sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL, la performance des activités de négoce gaz, GNL et électricité et à la contribution croissante des activités Électricité & Renouvelables, malgré un effet retard sur le versement des dividendes des sociétés mises en équivalence,

  • 7 628 M$ sur les neuf premiers mois de 2022, multiplié par 2,1 sur un an pour les mêmes raisons.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 4 390 M$ sur le trimestre, en raison de l’impact positif sur le besoin en fonds de roulement de la réduction des appels de marge et de la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et d’électricité.

4.2 Exploration-Production

4.2.1 Production

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

Production d'hydrocarbures

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

2 251

2 276

2 281

-1%

EP (kbep/j)

2 292

2 290

-

1 454

1 430

1 450

-

Liquides (kb/j)

1 450

1 435

+1%

4 300

4 602

4 543

-5%

Gaz (Mpc/j)

4 569

4 672

-2%

4.2.2 Résultats

3T22

2T22

3T21

3T22
vs
3T21

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

9M22

9M21

9M22
vs
9M21

4 217

4 719

2 726

+55%

Résultat opérationnel net ajusté*

13 951

6 914

x2

377

287

315

+20%

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

1 019

864

+18%

55,4%

47,2%

46,4%

Taux moyen d'imposition**

49,9%

42,5%

1 989

1 873

1 656

+20%

Investissements organiques

5 288

4 494

+18%