Ses marges de raffinage se sont dégradées au troisième trimestre (à 99,2 $/t contre 145,7 $ un trimestre plus tôt), au cours duquel le Brent s’est établi en moyenne à 100,8 $ par baril contre 113,9 $ un trimestre auparavant. Le prix moyen de vente liquides (hors activités de négoce de pétrole) s'est replié, à 93,6 $ le baril contre 102,9 $ un trimestre avant. Mais le groupe français a performé, sans surprise, sur ses activités en lien avec le gaz.
Le prix moyen de vente de l’énergie tant convoitée (hors activités de négoce de gaz) a grimpé au cours du troisième trimestre pour s’établir à 16,83 $/MMbtu (unité de mesure de référence, million de British thermal unit) contre 11,01 $ un trimestre plus tôt, et celui du GNL (hors activités de négoce) progresse à 21,51 $/MMbtu. Si le prix moyen a augmenté d'environ 7,55 $ par rapport au trimestre précédent, il a plus que doublé par rapport aux 9,10 $ de la même période en 2021.
Performance des actifs GNL
La publication des résultats trimestriels de la major française, attenue le 27 octobre, devrait confirmer la performance des actifs GNL « en raison d'un prix moyen du GNL plus élevé, de 50 % », a confirmé TotalEnergies.
C’est aussi cette envolée du GNL qui explique le bénéfice d'exploitation net ajusté de 2,55 Md$ au deuxième trimestre du segment du gaz, des énergies renouvelables et de l'électricité, multiplié par trois par rapport à la même période de l’an passé.
Les ventes de GNL ont augmenté de 11 %, à 11,7 Mt, au deuxième trimestre par rapport à la même période de l'année précédente mais sont toutefois en retrait par rapport aux 13,3 Mt du trimestre précédent.
TotalEnergies sans la Russie ?
TotalEnergies est attendu sur le GNL dans un contexte sans la Russie bien qu’il n’ait pas totalement quitté le pays contrairement à ses rivaux BP, Shell, Equinor … qui ont fait le ménage dans leurs participations suite aux sanctions européennes. La société détient toujours des participations dans le complexe de Yamal LNG, dans le projet Arctic LNG 2 et dans le groupe gazier Novatek (dont il est actionnaire à près de 20 %), continue d'approvisionner l'Europe en gaz russe mais a annoncé qu'il n'investirait plus désormais (notamment dans Arctic LNG 2) et mettrait fin à ses achats de pétrole et produits pétroliers en provenance du pays d'ici à la fin de l'année. Il a aussi cédé des participations dans des champs pétroliers et gaziers.
Pour rappel, Arctic LNG 2 prévoit la construction de trois trains de liquéfaction de GNL d’une capacité de production de 6,6 Mt par an chacun, ainsi que de 1,6 Mt de condensats de gaz par an. Il devrait être lancé en 2023 pour atteindre en 2026 sa pleine capacité. Mais il a été retardé de plusieurs mois en raison de la situation, a prévenu Novatek. Près de 800 M$ ont déjà été alloués à la construction de méthaniers pour le projet Arctic LNG 2, dont tous les financements ont été ficelés fin 2019 . Dans ce projet, Novatek (60 % du capital) est associé à Total (10 %), Japan Arctic LNG B.V., China National Petroleum Corporation (CNPC) et China National Offshore Oil Corporation (CNOOC).
Arctic LNG 2 est le clone du projet Yamal LNG, qui exploite déjà les ressources de gaz du champ South Tambey sur la péninsule de Yamal au nord-ouest de la Sibérie. Il est exploité par un consortium international qui réunit Novatek (50,1 % des parts), Total (20 %), CNPC (20 %) et Silk Road Fund (9,9 %). Il avait également nécessité la construction de brise-glace Arc7, tous opérationnels.
Revoyure à la baisse des ambitions dans le GNL
Il y a un an, à l’occasion d’une journée investisseurs, le groupe pluri-énergies estimait la croissance de sa production de GNL de 30 % d'ici 2025, soit plus ou moins 25 Mt/an tandis que la demande était projetée en hausse de 5 à 7 % par an. Une prospective alors considérée par les analystes comme « l'une des plus optimistes du secteur ». L’abandon de certains actifs russes, qui pourrait se matérialiser, selon Jefferies, par un manque à gagner de 1,3 à 2 Mt/an de croissance, l’obligera à revoir ses ambitions à la baisse. La production de GNL de TotalEnergies ne devrait donc plus atteindre que 20 Mt/an environ d'ici 2026. Sur un plan financier, l’impact est moindre. La Russie n'a représenté qu'une faible part de ce cash-flow en 2021 (1,5 Md$ sur un total de 30,7 milliards).
Toutefois, le français a chercé à compensé. Il a lancé l'extension du terminal de GNL de Cameron, aux États-Unis. Il a surtout signé en juin dernier avec QatarEnergy un accord dans le cadre du projet North Field East, l’une des plus grandes réserves mondiales de GNL. Il deviendrait ainsi le deuxième actionnaire à hauteur de 25 % d’une coentreprise détenue avec le géant gazier et pétrolier du Qatar. La joint-venture deviendra à son tour partie prenante du NFE avec 25 % des parts d’un des trains de liquéfaction du complexe qui en comprend quatre pour une capacité nominale combinée de 32 Mt/an.
Adeline Descamps
