(AOF) - TotalEnergies annonce la signature d’accords avec Conoil Producing Limited, prévoyant l’acquisition par TotalEnergies d’une participation opérée de 50% dans le bloc OPL257. Il est prévu aussi que Conoil acquiert une participation de 40% détenue par TotalEnergies dans le bloc OML136. Ces deux blocs sont situés au large du Nigeria. Une fois cette transaction finalisée, la participation de TotalEnergies dans OPL257 augmentera de 40% à 90%, tandis que Conoil conservera une participation de 10% dans ce bloc.
La finalisation de la transaction est soumise aux conditions habituelles, notamment l'approbation du régulateur.
Couvrant une superficie d'environ 370 kilomètres carrés, le bloc OPL257 est situé à 150 kilomètres au large des côtes nigérianes. Il est adjacent au bloc PPL261, où TotalEnergies (24%) et ses partenaires ont découvert en 2005 le gisement d'Egina South, qui s'étend également sur le bloc OPL257.
Il est prévu de forer en 2026 un puits d'appréciation d'Egina South sur OPL257, en vue d'un développement de ce gisement par raccordement au FPSO Egina, situé à environ 30 km.
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Points clés
- Groupe intégré de l’énergie, 3ème compagnie pétrolière mondiale, 2ème gazière et numéro mondial du solaire avec Sun Power ;
- Activité de 215 Mds$ organisée en 4 branches : 43% dans le raffinage & chimie, 39% dans le marketing & services (réseaux de distribution…), 10% dans la production d’électricité, 4,6% dans le gaz liquéfié et le reste dans l’exploration-production ;
- Ambition : transformation en moins de dix ans en un groupe multi-énergies, ancrée sur le métier historique de production de pétrole & GNL (gaz naturel liquéfié), et sur l’électricité, notamment à partir d’énergies renouvelables & électricité et hydrogène & biomasse ;
- Capital ouvert (8,13% détenus par les salariés), le conseil de 10 administrateurs étant présidé par Patrick Pouyanné, également directeur général.
Enjeux
- Agilité du modèle d’affaires «2020-2030 « + d’énergie, - d’émissions » :
- croissance de 30% de production d’énergies, alimentée à 50% par l’électricité renouvelable, à 50% par le GNL, la part du pétrole revenant de 55 à 30%,
- évolution de la répartition des ventes -30% de produits pétroliers, 50% de gaz, 15% d’électricité et 5% de biomasse et d’hydrogène,
- discipline dans les investissements -17 à 18 Mds$ en 2022-2025 -50% alloués aux renouvelables et à l’électricité et 50% au gaz naturel- et dans les allocations de capital (rotation programmée des actifs renouvelables…),
- innovation menée par One Tech, dotée de 850 M$ pour 18 centres de R&D :
- 3 hubs : industriel, de développement et de support,
- 5 programmes : production, CO2 et durabilité, efficacité opérationnelle de l’upstream, aval & polymères, fuel et lubrifiants,
- usine digitale pour dégager 1,5 Md$ d’économies d’ici 2025
- Stratégie environnementale 2050 de neutralité carbone pour les opérations du groupe et les produits vendus en Europe et de baisse de 60% de l’intensité carbone des produits utilisés hors Europe :
- 4 axes : croissance dans les chaînes de valeur du gaz (naturel, biogaz et hydrogène), dans l'électricité bas carbone (enveloppe annuelle de 1,5 à 2 Md$,) dans le pétrole à point mort bas et dans les biocarburants,
- accords d’approvisionnement en hydrogène vert pour les raffineries européennes avec RWE et Air Liquide,
- hausse des activités contribuant à la neutralité carbone (puits naturels, forêts, éoliennes en mer…) ;
- Excellence industrielle de la production de pétrole avec un point mort à moins de 45$/b ;
- Position de 1er importateur de gaz GNL des Etats-Unis ;
- Montée en puissance des activités renouvelables & électricité : capacités, sécurisées par des contrats d'achat à long terme, de 35 GW en 2025 et attendues à 100 GW pour 2030 ;
- Bilan solide : ratio d’endettement de 8,3% sur 120 Mds$ de capitaux propres, rentabilité des capitaux employés de 15,8%, autofinancement libre de 12,1 Mds$ et trésorerie de 25,8 Mds$.
Défis
- Sensibilité aux cours du baril de pétrole : impact de 100 M$ sur le bénéfice opérationnel avec une variation de 0,1 $ le baril et de 2,7 Mds$ avec une variation de 10$ ;
- Evolution des marges de raffinage européennes, en fort repli en 2024 ;
- Impact limité des tarifs douaniers américains sur l’acier, hors projets en développement ;
- Incertitudes des investisseurs sur la capacité à dégager en 2025 un flux de trésorerie suffisant pour financer les investissements et la distribution aux actionnaires, soit 33 Mds$ ;
- Après un repli de 5 % du bénéfice net au 1er trimestre, objectifs 2025 confirmés :
- croissance à 2,5 à 2,55 Mbep/j de la production d’hydrocarbures et à 50 TWh de la production nette d’électricité,
- 17 à 17,5 Mds$ d’investissements dont 4,5-5 Mds$ dans les énergies bas carbone ;
- Dividende de 3,22 € versé en 4 acomptes dont le dernier sera rehaussé à 0,85 € et programme de rachats d’actions de 2 Mds$ déclenchés par trimestre selon la formule de 40% du cash-flow généré par des prix d’hydrocarbures supérieurs à 60 $ le baril.
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