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Retour au sujet TOTALENERGIES

TOTALENERGIES : analyse pertinente

23 mai 2024 00:25

Le bilan de TotalEnergies est une forteresse (dette nette à USD 14.2 md à la fin du 1T24 ex-IFRS 16), avec une dette nette sur capitaux propre de 10.5%. TotalEnergies est la seule supermajor à ne pas avoir abaissé ses dividendes. La croissance du dividende est d'ailleurs la priorité du management en termes d'allocation du capital. Le groupe entend reverser plus de 40% de ses flux de trésorerie aux actionnaires au cours du cycle (dividendes et rachats d'actions). Avec un Brent moyen de USD 85/baril en 2024, nous prévoyons que TotalEnergies reversera USD 15.7 md de cash aux actionnaires en 2024E. Tout en se transformant d'une compagnie pétrolière intégrée en un groupe énergétique plus large, TotalEnergies est parvenu à se concentrer sur un point mort en termes de génération de trésorerie à USD 25/baril (avant dividende).

20/05/2024 : Secteur Pétrole et Gaz / En amont de la réunion de l'OPEP+
La semaine dernière, l'Agence internationale de l'Energie (AIE) a révisé à la baisse sa prévision de croissance mondiale de la demande de pétrole en 2024. L'organisation table désormais sur +1.1 millions de barils par jour (mb/j), contre +1.2 mb/j précédemment, en raison du ralentissement des économies au sein de l'OCDE. Malgré cette révision en baisse, nous maintenons nos chiffres inchangés au sein de notre modèle d'offre/demande pour le marché pétrolier mondial, visant toujours un léger déficit en 2024E (-0.1 mb/j). Aux Etats-Unis, nous maintenons aussi notre cible de croissance de la production de pétrole à 0.4 mb/j en 2024E et +0.5 mb/j en 2025E. Nous constatons d'ailleurs que l'objectif de croissance de la production du Département américain de l'Energie (DoE) est similaire à notre estimation. Malgré le non-respect des quotas de production par la Russie pour le moment au 2T24, nous continuons d'anticiper un déficit des marchés pétroliers sur le trimestre. Le prochain événement important sera la réunion de l'OPEP le 1/06. Deux sujets seront notamment au centre de l'attention : 1) l'extension ou non des mesures de réduction volontaire de la production de pétrole au 3T24 et 2) l'ajustement des quotas de production pour chaque pays en 2025. En cas de fin des mesures de réduction volontaire de la production de pétrole au 2S24, nous anticipons un marché pétrolier en excédent de 0.35 mb/j sur la période. A l'inverse, si les mesures de réduction de la production sont maintenues, nous prévoyons un déficit du marché pétrolier au 2S24. Selon nous, il y a des très grandes chances pour que l'OPEP+ poursuive la réduction de la production de pétrole au 3T24, ce qui soutiendra à la hausse le cours du baril. Nous sommes donc confiants sur notre prévision de prix du Brent, à USD 85/baril en moyenne pour 2024E. Pour rappel, ENI (Sélection de Valeurs, opinion positive, objectif de EUR 20) et BP (opinion positive, objectif de GBp 630) sont nos deux valeurs préférées du secteur.

29/04/2024 : Performance solide au 1T24.
Le 26/04, TotalEnergies a publié des résultats solides au titre du 1T24. En substance, le RN est ressorti en ligne avec les attentes à USD 5.1 md, reflétant une baisse de 22% sur un an. Les résultats dans l'Exploration-Production ont été inférieurs à nos attentes, tandis que les divisions Integrated LNG, Raffinage-Chimie et Marketing-Services ont enregistré une performance en ligne. La division Integrated Power s'est quant à elle démarquée, avec une rentabilité des capitaux employés moyens de 10%. La génération de trésorerie opérationnelle ajustée (ex-BFR) est ressortie à USD 8.2 md (vs USD 8.1 md E). Le management a émis un message positif concernant le redressement de la demande de GNL en Asie qui, combinée à une faible augmentation des capacités de production, continue de soutenir les prix sur les marchés du gaz à terme. Par ailleurs, TotalEnergies étudie « sérieusement » la possibilité d'une cotation primaire aux Etats Unis. Le groupe n'envisage pas de changer de siège social, mais plutôt de faciliter l'accès des investisseurs américains aux actions TotalEnergies. La décision pourrait être prise en septembre 2024 selon le Patrick Pouyanné. Concernant la redistribution aux actionnaires, TotalEnergies pourrait relever sa cible de rachats d'actions (USD 2 md par trimestre actuellement) si les prix du pétrole se maintiennent au niveau actuel (USD 85-90/baril). Au global, nous avons relevé notre cible de prix moyen du Brent à : 1) USD 85/baril en 2024E (vs USD 75/b précédemment) ; 2) USD 80/b en 2025E (vs USD 75/b) et 3) USD 75/b à partir de 2026E (vs USD 70/b). En effet, nous anticipons un marché pétrolier tendu au cours des prochaines années, en raison de la volonté de l'Arabie saoudite de réduire les stocks des pays de l'OCDE et des tensions géopolitiques persistantes. Sur la base de nos nouvelles prévisions, nous avons relevé nos estimations de flux de trésorerie opérationnels ajustés de respectivement 11/9/5% sur 2024- 26E. Notre objectif de cours a été rehaussé de EUR 72 à EUR 76. Opinion positive réitérée.

08/04/2024 : Secteur Pétrole et Gaz / Les prix du pétrole s'envolent !
Le Brent a repris de la hauteur au cours des dernières semaines en atteignant les USD 90/b, en raison : 1) des tensions géopolitiques au Moyen-Orient et en Ukraine/Russie ; 2) de la politique restrictive de l'OPEP+ et 3) de l'amélioration des perspectives de la demande. Concernant ce dernier point, la demande a été plus résiliente que prévu initialement au 1T24, en particulier en Europe et aux Etats-Unis. La croissance mondiale de la demande est désormais attendue à 1.3 millions de barils par jour (mb/j) en 2024 (vs +1.1 mb/j précédemment anticipé) par l'Agence Internationale de l'Energie (AIE). Par ailleurs, l'AIE a noté dans son rapport de mars que les stocks terrestres des membres de l'OCDE avaient diminué en début d'année, reflétant l'impact de l'allongement des routes commerciales (perturbations en mer Rouge). En Russie, le vice-Premier ministre russe chargé de l'Energie Alexandre Novak a ordonné aux producteurs de pétrole russe de réduire leur production de 500 000 b/j à partir du 2T24, passant ainsi de 9.5 m/j à 9 mb/j (en ligne avec la production saoudienne). A la suite de cette décision surprise, nous anticipons désormais un marché pétrolier mondial en déficit de 0.8 mb/j au 2T24 (vs -0.1 mb/j précédemment). En outre, nous n'anticipons aucun changement de politique pétrolière de la part de l'OPEP+ avant la réunion du 1er juin. Pour rappel, l'Arabie saoudite et les autres membres du cartel pétrolier s'étaient précédemment engagés à prolonger les réductions volontaires de production jusqu'à fin juin. Si ces mesures sont prolongées au 3T24, nous estimons que les prix du pétrole pourraient dépasser les USD 95/baril durant l'été, reflétant un marché en déficit de 0.9 mb/j. A l'inverse, si les mesures de l'OPEP+ ne sont pas prolongées, alors le marché pétrolier connaîtra un léger excédent au cours de la période. Nous continuons de penser que l'Arabie saoudite attendra que les stocks des membres de l'OCDE soient inférieurs de 10% à la moyenne historique (vs -6% actuellement) avant de mettre progressivement fin aux réductions volontaires de production. La Russie pourrait quant à elle se montrer très conciliante à l'égard des décisions de l'Arabie saoudite, car son objectif est de favoriser une élection de Donald Trump aux Etats-Unis (qui a l'intention de cesser de financer l'Ukraine) et que les prix élevés du pétrole pourraient peser sur l'aura de Joe Biden à l'approche des élections. Dans l'ensemble, nous maintenons pour le moment nos estimations de prix du pétrole à USD 75/b en moyenne en 2024E et USD 70/b à partir de 2025E, même si ces dernières sont manifestement trop conservatrices. Nous notons qu'avec un prix du Brent de USD 85/b en moyenne en 2024E, nos prévisions de FCF pour les grandes entreprises pétrolières européennes seraient supérieures de 24% à nos chiffres actuels (USD 75 md vs USD 60 md). Au global, nous réitérons notre opinion positive sur l'ensemble des sociétés de notre couverture, en raison de leur capacité à générer du cash et à redistribuer d'importantes liquidités aux actionnaires (rendement total de 10-11% en moyenne en 2024E).

25/03/2024 : Secteur Pétrole et Gaz / Focus sur le Gaz.
L'Europe est passé structurellement d'une dépendance au gaz naturel russe à une dépendance au gaz naturel liquéfié (GNL) américain. D'après nos estimations, l'Europe devra compter sur des volumes de GNL importés d'environ 140 millions de tonnes par an (mtpa) sur 2023-30, même dans un scénario de baisse de la demande de gaz dans la région. Sur ces 140 mtpa, seuls 50-70 mtpa (en fonction des années) font l'objet de contrat à long terme, laissant ainsi l'Europe à la merci des variations du prix du gaz sur 2023-30 (pour environ 80 mtpa de volumes de GNL au prix spot). Face à ce constat, nous comprenons que le prix du gaz naturel en Europe dépendra fortement de l'évolution de l'offre et de la demande du marché mondial du GNL. En évaluant les perspectives de prix du gaz naturel en Europe, nous notons deux issues possibles : 1) un marché du GNL tendu, où la demande européenne pour le gaz naturel américain devra rivaliser avec la demande asiatique et 2) un marché du GNL en surabondance, lié à une offre excédentaire. Au global, malgré la forte baisse des prix du gaz naturel en Europe au cours des six derniers mois, ils restent supérieurs aux coûts « tout compris » du GNL américain, qui correspond à : 115% du prix du gaz naturel américain + USD 2.25-3.5/mètre cube de gaz naturel (mbtu) de coût de transport/liquéfaction + USD 2/mbtu de coût de regazéification. Selon notre analyse, tant que le marché du GNL ne sera pas en situation excédentaire, les prix européens du gaz resteront supérieurs aux coûts « tout compris » du GNL américain livré en Europe. Cette situation devrait selon nous perdurer jusqu'à mi-2026, reflétant un marché du GNL tendu. A plus court terme (c'est-à-dire en 2024), nous anticipons une situation similaire à celle de 2023, avec : 1) un hiver doux qui a conduit à un niveau de stocks confortables (réservoirs remplis à 63% à fin février en Europe vs 61% l'année précédente) ; 2) un ajout limité de capacités de GNL ; 3) un rebond de la demande de GNL en Chine et en Asie du Sud-Est et 4) une forte concurrence entre l'Asie et l'Europe pour remplir au maximum les réservoirs de gaz naturel avant le début de l'hiver. Dans l'ensemble, nous estimons que le marché du GNL restera tendu au moins jusqu'en 2026, en raison d'une hausse limitée de l'offre et d'une croissance de la demande en Asie. Nous prévoyons donc un prix du gaz naturel de USD 11/mbtu en 2024E, USD 10.7/mbtu en 2025E et USD 10/mbtu à partir de 2026E (vs USD 8.8/mbtu en moyenne depuis le début 2024). Cette situation devrait soutenir les résultats et la génération de trésorerie des entreprises du secteur.

05/03/2024 : Secteur Pétrole et Gaz / OPEP+.
Le 3/03, l'OPEP+ a annoncé le prolongement des réductions volontaires de production de pétrole brut jusqu'à la fin du deuxièm e trimestre (fin juin), afin de soutenir l'équilibre des marchés pétroliers. Nous pensons que le cartel n'avait pas d'autres options, étant donné que les marchés pétroliers risquaient d'être en excédent de 1.5 millions de barils par jour (mb/j) au 2T24, si toutes les réductions volontaires de production avaient été suspendues. En janvier, les 9 membres de l'OPEP+ soumis aux quotas produisaient au total environ 0.5 mb/j de plus que les objectifs, à cause notamment des Emirats arabes unis et de l'Irak qui ne respectaient pas leurs engagements. Le niveau de conformité de ces pays continue donc d'être faible, comme c'était déjà le cas au 2S23. Pour sa part, l'Arabie saoudite continuera de produire 9 mb/j de pétrole jusqu'à la fin du mois de juin, alors que sa capacité nominale de production se situe autour des 12.5 mb/j. En somme, nous pensons que les marchés pétroliers seront probablement en léger déficit au 2T24E (-0.1 mb/j). A partir de juillet, nous estimons que l'OPEP+ pourrait progressivement mettre fin à ses réductions volontaires de production. Cependant, nous ne nous attendons pas à ce que l'Arabie saoudite produise plus de 10 mb/j au cours des prochaines années. Pour 2025E, nous anticipons un marché pétrolier en excédent d'environ 0.7 mb/j, avec : 1) une production de l'Arabie saoudite de 10 mb/j et 2) la suppression des réductions volontaires de production pour les autres membres de l'OPEP+. Pour le moment, nous n'effectuons pas de changement dans nos prévisions de prix du pétrole pour 2024E (USD 75/baril) et 2025E (USD 70/b), malgré u n Brent à USD 82/b en moyenne depuis le début de l'année.

12/02/2024 : Un point sur les résultats du 4T23.
Le 7/02, TotalEnergies a publié des résultats globalement en ligne avec les attentes au titre du 4T23. En substance, le RN ajusté a atteint USD 5.2 md (-4% par rapport à nos estimations et -1% par rapport au consensus). La différence par rapport à nos attentes s'explique par la division Amont (5% en dessous de nos estimations), en raison d'un taux d'imposition plus élevé. Les autres activités sont ressorties globalement en ligne avec nos attentes. Les FCF opérationnels (hors BFR) se sont élevés à USD 8.5 md (vs USD 8.9 md E) et la dette nette a baissé à USD 10.4 md (vs USD 16.7 md à fin septembre 2023). Le bilan est donc toujours solide, ce qui pourrait permettre à TotalEnergies de surprendre en annonçant d'importantes redistributions à ses actionnaires au cours des prochains trimestres. Le groupe a d'ailleurs relevé son dividende trimestriel de 7% (en ligne avec nos attentes). En dehors de cet élément, nous n'avons pas noté de surprise particulière dans les objectifs du management pour 2024. Nous avons effectué quelques changements mineurs dans nos estimations pour 2024-25E, en relevant : 1) les flux de trésorerie de 0.8% et 2) les rachats d'actions à USD 8 md/an (vs USD 4-5 md précédemment). TotalEnergies sera en mesure de distribuer ~48% de ses flux de trésorerie aux actionnaires pour 2024E, soit un rendement total de 10.6% (dividendes et rachats d'actions).

02/02/2024 : Secteur Pétrole et Gaz / Un point sur le volte-face de l'Arabie saoudite.
Nous revenons sur la décision de l'Arabie saoudite de maintenir sa capacité de production de pétrole à 12 millions de barils par jour (mb/j), au lieu de la porter à 13 mb/j d'ici 2027. Cette annonce surprise peut selon nous être interprétée comme un « volte-face » de l'Arabie saoudite, indiquant que le pays s'est résigné à produire moins de 10 mb/j d'ici 2026-27. Cette situation s'explique notamment par des niveaux de production élevés des pays ne faisant pas partie de l'OPEP+ (Etats-Unis, Brésil, Guyana.) et une demande de pétrole relativement terne (ralentissement macroéconomique). Néanmoins, nous n'anticipons pas d'impact particulier sur les prix du pétrole à court terme, étant donné que l'Arabie saoudite produit déjà bien en dessous de ses capacités (9 mb/j). A plus long terme, cette décision pourrait toutefois avoir un impact positif sur les prix du pétrole (toute chose étant égale par ailleurs), car la différence entre la capacité de production et la production actuelle sera réduite au global de 1 mb/j 2027. De plus, la marge de manoeuvre pour les marchés pétroliers mondiaux sera donc plus limitée en cas de nette reprise de la demande au cours des 4 prochaines années, puisque l'Arabie saoudite a fait volte-face sur son engagement d'accroître ses capacités de production. Dans ce contexte, nous restons optimistes concernant les valeurs européennes du secteur pétrolier, qui disposent d'une génération de trésorerie solide et d'un rendement attractif pour les actionnaires (même en cas de prix du Brent à USD 70-75/b).

17/01/2024 : Secteur Pétrole et Gaz / Perspectives 2024.
Nous adoptons un point de vue moins optimiste sur les prix du pétrole, car il est clair que la réduction des stocks de l'OCDE ne s'est pas matérialisée au 4T23 en raison de la baisse de la demande, de l'augmentation de l'offre hors-OPEP (Etats-Unis, Brésil) et de la hausse des exportations iraniennes. La stratégie de l'OPEP+ (réduction de la production jusqu'en mars) visant à liquider progressivement les stocks des pays de l'OCDE est un échec pour le moment. Nous estimons même que les marchés pétroliers pourraient être excédentaires (plus d'offre que de demande) au 1T24E. En outre, si l'OPEP+ ne prolonge pas les réductions de production au-delà de mars, l'excédent sur le marché pétrolier pourrait s'élever à 1.5 millions de barils par jour (mb/j) au 2T24E. Notre scénario central consiste à penser que l'OPEP+ prolongera ses mesures au 2T24E, voire au-delà. Néanmoins, l'ampleur de son action pourrait être limitée, car : 1) il est peu probable que l'Arabie saoudite décide de produire moins de 9 mb/j (vs une capacité de 12.3 mb/j) et 2) les autres membres du cartel pétrolier, en particulier les Emirats arabes unis et la Russie, pourraient continuer à ne pas respecter leurs quotas de production. Concernant la demande de pétrole, nous pensons toujours que les moteurs de la croissance de la demande de pétrole post-Covid s'estomperont en 2024E, avec une plus faible demande en provenance de Chine. Par ailleurs, des incertitudes subsistent concernant d'éventuelles perturbations liées aux tensions au Moyen-Orient et une réduction potentielle des exportations iraniennes qui résulterait sur de nouvelles sanctions américaines (en cas de victoire de Donald Trump à l'élection présidentielle américaine en 2024). En prenant en compte tous ces éléments, nous pensons que le cours du Brent fluctuera dans la fourchette de USD 70-80/baril en 2024E (sauf cas de force majeure). Nous avons ainsi abaissé notre prix moyen du Brent à USD 75/b en 2024E (vs USD 85/b précédemment) et à USD 70/b en 2025E (vs USD 75/b). Nous avons en conséquence réduit nos estimations de flux de trésorerie du secteur de 10% en moyenne en 2024E et 6% en 2025E. Nous anticipons toujours un fort retour aux actionnaires, avec un rendement (dividendes et rachats d'actions) de 9-10% sur 2024-25E.

01/12/2023 : Secteur Pétrole et Gaz / OPEP+.
L'OPEP+ a organisé sa réunion interministérielle le 30/11 (initialement prévue le 26/11), jour du coup d'envoi de la Conférence des Nations unies sur le climat (COP28) à Dubaï (Emirats arabes unis). Dans l'ensemble, le communiqué officiel de l'OPEP+ a engendré certaines confusions, puisqu'il ne contenait pas de tableau actualisé des quotas de production par pays. Les membres du cartel pétrolier ont donc annoncé séparément leurs réductions volontaires supplémentaires de production, une démarche inhabituelle pour l'organisation. Le bilan de la réunion de l'OPEP+ a été conforme à nos attentes, puisque l'Arabie saoudite a prolongé sa réduction volontaire de production de 1 million de barils/jour (mb/j) jusqu'à fin mars. D'autres membres de l'OPEP+ (Russie, Koweït, Emirats arabes unis, Irak, Algérie et Kazakhstan) ont également annoncé des réductions supplémentaires pour le 1T24, pour un total de 1.15 mb/j. Les marchés devraient néanmoins rester sceptiques quant au niveau de conformité (respect ou non des quotas) attendu de ces pays (à l'exception de l'Arabie saoudite et du Koweït). En supposant que l'Arabie saoudite et le Koweït respectent à 100% leurs engagements et que les autres ne respectent que 30-40% des réductions supplémentaires annoncées, nous anticipons un déficit de 0.4 mb/j au 1T24 du marché pétrolier (vs une offre excédentaire de 0.2 mb/j précédemment anticipé). En maintenant ses réductions de production, l'Arabie saoudite souhaite faire tout son possible pour réduire les stocks de pétrole de l'OCDE. Ils se situaient d'ailleurs fin septembre 5% en dessous de la moyenne 2015-19. L'objectif serait de les descendre à 10% en dessous de la moyenne. Le pays pourrait donc être amené à prolonger ses coupes de production au-delà de mars, pour éviter une situation d'offre excédentaire sur les marchés pétroliers au-delà du 1T24. La réduction des stocks de l'OCDE pourrait effectivement prendre plus de temps que prévu en raison : 1) de l'augmentation de la production des Etats-Unis et de l'Iran, et 2) du probable non-respect des quotas des Emirats arabes unis, de l'Irak et de la Russie. Au global, malgré un environnement macroéconomique peu encourageant, nous restons toujours optimistes sur les prix du pétrole en 2024E, avec un Brent à USD 85/b en moyenne.

23/11/2023 : Secteur Pétrole & Gaz / OPEP.
Le 22/11, les prix du baril de Brent ont chuté de USD 4/b pour atteindre les USD 78.5/b, avant de se redresser en fin de séance. Cette baisse temporaire est relative au report de la prochaine réunion de l'OPEP, du 26/11 au 30/11. La raison du report de la réunion concerne un désaccord entre les pays d'Afrique de l'Ouest sur leurs quotas de production pour 2024. Nous estimons qu'il s'agit davantage d'un désaccord « technique » plutôt qu'un différend « fondamental » entre les membres les plus importants de l'OPEP+ (Arabie saoudite, Russie, Emirats arabes unis, Koweït et Irak). En attendant, l'Arabie saoudite peut à juste titre être mécontente de la production trop importante de certains membres de l'OPEP+ en octobre. La Russie n'a par exemple pas respecté les réductions supplémentaires de 300 kb/j auxquelles s'était engagé le pays jusqu'en décembre 2023. Les Emirats arabes unis et l'Irak produisent quant à eux respectivement 380 kb/j et 160kb/j de plus que leurs quotas de 2023. Ces 3 pays ont ainsi produit ensemble 840 kb/j de plus que ce qu'ils avaient promis. Cette situation pourrait exaspérer l'Arabie saoudite à l'approche de la prochaine réunion du cartel pétrolier, expliquant la nervosité des marchés quant à l'issue de cette réunion cruciale de l'OPEP+. Par ailleurs, des discussions ont également eu lieu récemment sur des réductions de production potentiellement plus importantes de l'OPEP+. Selon nous, la probabilité est très mince de voir l'Arabie saoudite produire en dessous du niveau actuel (9 mb/j). En revanche, le pays pourrait demander à d'autres membres de l'OPEP+ de fournir des efforts supplémentaires pour réduire leur production, sachant que l'offre hors pays de l'OPEP devrait encore progresser en 2023-24. Pour l'instant, nous attribuons une probabilité très faible (1 mb/j précédemment) et de 0.9 mb/j sur l'année entière (vs 0.3 mb/j). Au global, la diminution de la production pétrolière des pays de l'OPEP+ est évidemment très favorable aux cours du pétrole, le déficit engendré devrait effectivement soutenir les prix du baril et nous maintenons donc notre prévision d'un prix moyen du Brent à USD 90/baril en 2023E. La réaction du marché a d'ailleurs été immédiate ce lundi matin, le Brent se négociant à USD 84/baril (vs USD 79/baril vendredi dernier). En parallèle, la Russie a fait part de sa volonté d'étendre jusqu'à la fin de l'année la durée de la baisse de sa production de pétrole de 0.5 mb/j, annoncée début mars et qui devait initialement prendre fin en juin. Au vu de tous ces éléments, nous pensons que la tendance devrait rester haussière sur les cours du pétrole cette année. Nous réitérons donc notre optimisme sur les valeurs du secteur et en particulier sur ENI et TotalEnergies.

22/03/2023 : Retour sur Strategy, Sustainability & Climate, la stratégie multi-énergie équilibrée.
TotalEnergies (TTE) a présenté mardi (21/03) les avancées de son plan de transformation et la mise à jour de son ambition climat, Strategy, Sustainability & Climate. Au global, le groupe a indiqué vouloir : 1) maintenir le cap de sa stratégie multi-énergies équilibrée, conciliant croissance rentable et développement durable, mais aussi 2) renforcer ses objectifs en matière d'émissions de gaz à effet de serre. D'une part, TTE a poursuivi le recentrage de son portefeuille pétrolier sur des actifs/projets à bas coûts et à faibles émissions. Celles liées aux produits pétroliers utilisés par ses clients (Scope 3 Pétrole) ont fortement baissé (-19% en 2021 par rapport à 2015 à -27% en 2022). Dans ce contexte, le groupe s'est fixé un objectif plus ambitieux de Scope 3 Pétrole, celui-ci étant désormais porté à -40% en 2030 (vs -30% précédemment). Pour ce faire, le groupe a réitéré sa volonté de réduire de 40% ses ventes de produits pétroliers par rapport à 2019. Il est toutefois intéressant de noter que TTE n'a donné aucun engagement concernant sa production de pétrole d'ici 2030. Nous pensons que le groupe continuera de se concentrer sur des projets pétroliers particulièrement rentables, afin de compenser la rentabilité plus faible au niveau de ses projets renouvelables. De l'autre, le groupe a renforcé sa position d'acteur majeur dans le GNL, une énergie dite de transition, avec son entrée dans les projets NFE et NFS au Qatar, en augmentant ses ventes de GNL de 15% sur un an (plus forte demande en Europe). Les émissions de méthane (liées au GNL) de ses installations opérées ont pourtant été réduites de 34% par rapport à 2020. Dans les énergies bas carbone, le groupe a investi USD 4 md en 2022 et a porté sa capacité installée de génération d'électricité via des énergies renouvelables à 17 GW, en ligne avec son objectif de 35 GW d'ici 2025 (et 100 GW d'ici 2030). Au global, TTE s'est fixé des objectifs plus ambitieux d'émissions de CO2 dans tous les champs d'application confondu (Scope 1, 2 et 3). Le groupe a toutefois souligné que sa politique de rémunération restait inchangée, avec un programme de rachats d'action au 2T23, similaire au 1T23 (USD 2 md).

20/03/2023 : Secteur Pétrole et Gaz.
Les prix du pétrole ont chuté dernièrement jusqu'à 71 USD/b pour le Brent, sur fond de craintes d'un nouveau « Black Swan » (cygne noir en français), c'est-à-dire un évènement imprévisible pouvant impacter significativement les marchés. La faillite de SVB et les difficultés croissantes rencontrées par Credit Suisse ont ainsi pesé sur le sentiment des investisseurs, craignant un effet de contagion à l'ensemble du système bancaire et in fine un risque de récession mondiale. Dans ce contexte peu reluisant, nous avons étudié plusieurs scénarios afin de déterminer l'impact potentiel pour nos hypothèses de prix du pétrole. Au global, nous nous attendons toujours à un déficit pour les marchés pétroliers au 2S23E (vs un léger excédent au 1S23E), à moins d'une situation similaire à la crise des subprimes de 2008. D'un côté, les deux seuls moteurs de la croissance de la demande de pétrole en 2023 que nous anticipons restent solides avec la réouverture de l'économie chinoise et la reprise du trafic aérien. Nous anticipons toujours, tout comme l'AIE, une hausse de la demande de pétrole provenant de Chine de 1+ mb/j cette année, dont 70% s'explique par la fin des mesures sanitaires dans le pays et 30% seulement par l'accélération de la croissance du PIB (5% attendu en 2023). Par ailleurs, la demande de kérosène devrait également augmenter de 1+ mb/j, et se rapprocher progressivement de ses niveaux de 2019. Au niveau de l'offre, nous tablons sur une progression plus limitée, en raison principalement d'une baisse à venir de la production en Russie. Les exportations russes ont d'ailleurs déjà baissé de 0.5 mb/j en février du fait selon nous des dernières sanctions mises en place sur ses produits pétroliers raffinés. De plus, si les prix du pétrole se maintenaient autour de USD 70/b, nous estimons que la production de pétrole américain stagnerait dans les années à venir, déstabilisant davantage le rapport entre l'offre/demande d'or noir. Pour toutes ces raisons, nous restons optimistes sur les prix du pétrole car nous anticipons toujours un déficit de 0.3 mb/j en 2023E (et plus de 1 mb/j au 2S23E). Seul un scénario similaire à la crise des subprimes pourrait suffisamment impacter la demande pour que nous nous retrouvions dans une situation d'offre excédentaire. Pour rappel, lors de la chute de Lehman Brothers, la demande d'or noir avait baissé jusqu'à 2 mb/j et les marchés pétroliers s'était retrouvés en en offre excédentaire (2008). Cette situation n'avait toutefois duré qu'un semestre. En attendant, la volatilité des prix du pétrole devrait prévaloir à court terme, car les stocks de l'OCDE ont bien progressé dernièrement (proches de leur niveau moyen des cinq dernière années pré-Covid, 2015-19). Nous réitérons notre optimisme sur les valeurs du secteur, malgré le recul du cours de leurs actions. Les perspectives de croissance et de génération de FCF restent bien orientées et ce, même dans un environnement de prix du pétrole à USD 70/b. Nous privilégions aussi toujours ENI et TotalEnergies.

17/03/2023 : Association à Couche-Tard en Belgique et au Luxembourg et cession de ses réseaux en Allemagne et aux Pays-Bas.
TotalEnergies (TE) a annoncé jeudi (16/03) la cession de l'intégralité de ses 1 590 stationsservice en Allemagne et aux Pays-Bas à Couche-Tard. La supermajor française et le groupe canadien spécialisé dans l'alimentation et les réseaux de distribution s'associeront également au sein d'une co-entreprise qui exploitera les 619 stations de TE en Belgique et au Luxembourg. Cette opération nous semble logique car elle s'inscrit à la fois dans : 1) la stratégie de TE de réduire son exposition aux carburants fossiles (objectif de réduire de 30% ses ventes de produits pétroliers d'ici 2030) et 2) la volonté de Couche-Tard de pénétrer le marché européen. Pour rappel, le groupe avait fait beaucoup parler de lui en 2021, lors de sa tentative de rachat de Carrefour pour EUR 16 md. Enfin, le montant de l'opération de EUR 3.1 md est globalement en ligne avec les multiples que nous utilisons pour la division Marketing & Services dans notre modèle de valorisation (Sommes de Parties), soit 8-9x l'EBE ajusté 2022.

07/03/2023 : Secteur Pétrole & gaz
Depuis plusieurs mois, les prix du pétrole ne remontent plus, et oscillent dans une fourchette comprise entre USD 80-85/b, contre plus de USD 95- 100/b en moyenne sur 2022. Cette situation s'explique en grande partie par la résilience des exportations d'hydrocarbures russes, qui a plus que compensé l'augmentation de la demande chinoise, dans un contexte d'assouplissement des mesures sanitaires. Ce maintien de la production a conduit in fine à une légère offre excédentaire sur les marchés pétroliers (~1mb/j au 1T23E). En substance, les sanctions européennes sur les hydrocarbures en provenance de Russie ont eu jusqu'à présent très peu d'impact. La mesure de plafonnement des prix du pétrole russe transporté par voie maritime, instaurée le 5/12 dernier, a été en quelque sorte un « échappatoire » à une interdiction totale d'importer des hydrocarbures russes. Cette mesure a finalement permis de maintenir l'approvisionnement de pétrole de l'Europe (de manière indirecte), tout en réduisant le prix de celui-ci. Toutefois, nous ne pensons pas que cette situation perdurera, et nous anticipons toujours une importante baisse de la production russe. L'interdiction de l'UE d'importer des produits pétroliers raffinés russes mise en place le 05/02 devrait selon nous avoir un impact bien plus important, car l'Inde et la Chine n'importent pas ces produits, étant donné leurs importantes capacités de raffinage. Nous constatons d'ailleurs que la Russie peine déjà à distribuer ses produits pétroliers. Selon nos estimations, le transport de 3.2 m de ses barils de diesel est au ralenti en mer depuis au moins une semaine. Par ailleurs, nous nous interrogeons si l'annonce faite par le vice-premier ministre (Alexander Novak) selon laquelle la Russie diminuerait sa production de 500kb/j à partir de mars, est une réduction volontaire ou si elle reflète l'incapacité du pays à trouver de nouvelles destinations d'exportation pour ses produits. L'AIE prévoit toujours que la production russe de liquides (brut + GNL) diminuera de 1.1 mb/j en 2023 par rapport à l'année dernière. De notre côté, nous préférons prendre un biais plus conservateur et tablons désormais sur une baisse de 0.7 mb/j (vs 1.4 mb/j précédemment). En parallèle, nous avons relevé nos prévisions de croissance de la demande de pétrole de 1.7mb/j à 2mb/j pour commencer à tenir compte de la réouverture de la Chine, car nous voyons désormais très peu de risque pour que le pays fasse à nouveau « volte-face » dans sa politique sanitaire et réimpose des restrictions de mobilité. Nous prévoyons ainsi une demande de pétrole record cette année, de 101.9 mb/j, soit 1.3mb/j supplémentaire par rapport au niveau pré-COVID de 2019. Enfin, concernant les stocks, nous pensons que ceux de l'OCDE resteront à des niveaux très faibles et ce, malgré le léger récent excédent sur les marchés pétroliers. Les exportations de pétroles russes qui résistent aux sanctions passent en moyenne beaucoup plus de temps en mer (allongement des routes d'exportation) et seront ainsi classées dans la catégorie « pétrole en transit ». Au vu de tous ces éléments, nous prévoyons désormais un déficit de 0.2mb/j en 2023E (vs 0.5mb/j précédemment), car les marchés ont été jusqu'à présent excédentaires. En revanche, ils devraient être fortement déficitaires au 2S23E. Nous restons d'ailleurs à l'aise avec notre hypothèse de prix du pétrole de USD 90/b en moyenne sur 2023E, avec un prix plus proche de USD 95/b en seconde partie d'année. Dans cet environnement de marché toujours aussi favorable, nous réitérons notre optimisme sur les acteurs pétrolier et gaziers.

09/02/2023 : Retour sur les résultats du 4T22.
TotalEnergies a publié mercredi (08/02) des résultats particulièrement solides au titre de l'exercice 2022. Le groupe a enregistré le RN le plus élevé de son histoire, à plus de EUR 20 md. Ce record a d'ailleurs été battu alors que TotalEnergies a provisionné près de USD 15 md liés à la Russie. Ses ventes ont finalement été gonflées par les prix élevés du pétrole (USD >100/b de Brent en moyenne) et du gaz, mais aussi par ses raffineries qui ont été utilisées à 82% en moyenne, avec des marges élevées. Toutefois, malgré ces bons chiffres, le cours de l'action a reculé en séance car la publication du 4T22 est ressortie « seulement » en ligne avec les attentes, et le groupe a légèrement déçu au niveau de la génération de trésorerie. En substance, les FCF opérationnels ajustés (hors BFR) ont été inférieurs à nos attentes à USD 9.1 md (vs USD 10.2 md E). Sur une base déclarée, le constat est plus décevant, les FCF opérationnels (non ajustés) ont manqué les attentes du consensus de plus de 40%, à USD 5.6 md (vs USD ~10 md). Cette sous-performance serait due à une importante « dégradation » du BFR, en raison d'une augmentation des appels de marge et d'une certaine saisonnalité de l'activité de fourniture de gaz et d'électricité. Cette publication nous semble néanmoins positive au global. Nous avons apprécié le ton confiant du management lors de la conférence téléphonique qui a suivi. Ce dernier en a profité pour réitérer sa volonté de reverser 35-40% de ses FCF aux actionnaires et ce, à travers toutes les conditions de marché. Le dividende du 4T22 a en conséquence été relevé de 7.2% à EUR 0.74/action. Côté perspectives, le groupe a indiqué s'attendre à ce que sa génération de flux de trésorerie sous-jacent augmente encore en 2023 (hors impact de l'environnement : prix du pétrole, gaz naturel, etc.), de USD 1 md, notamment grâce à la croissance des volumes du GNL et de l'électricité intégrée. TotalEnergies s'est également montré particulièrement optimiste quant à sa découverte du site « Venus » en 2022 au large des côtes Namibiennes, et anticipe le démarrage de trois autres projets importants de GNL en 2023 (US Cameron expansion, PapuaLNG, Qatar-NFS expansion). Nous nous attendons à ce que le groupe restitue 40% de ses FCF aux actionnaires cette année (USD 16 md de liquidités), offrant ainsi un rendement intéressant de 10%.

18/01/2023 : Retour sur les résultats préliminaires du 4T22.
Nous revenons sur TotalEnergies (TTE) qui a publié mardi (17/01) ses principaux indicateurs du 4T22, à savoir ses prix de ventes moyens d'hydrocarbures et ses marges de raffinage. Dans l'ensemble, les indicateurs sont plutôt mitigés, mais le groupe a rassuré au niveau de ses distributions de liquidités aux actionnaires. Sans surprise, la production a légèrement augmenté (+5% par rapport au 3T22, alors que la déconsolidation de Novatek est attendue au 1T23), tandis que les prix des hydrocarbures ont baissé dans l'ensemble, après un 3T22 marqué par l'intensification de la crise énergétique en Europe. Les prix de ventes moyen de pétrole brut de TTE sont toutefois ressortis à des niveaux légèrement plus faibles que nos estimations, à USD 80.6/b (vs USD 93.6/b au 3T22 et USD 84.9/b E), principalement dû au décalage d'un contrat de ventes de pétrole provenant des Emirat arabes-unis. Les prix de ventes du gaz naturel sont quant à eux en ligne avec nos attentes, à USD 12.7/mbtu (vs USD 16.8/mbtu au 3T22 et USD 13/mbtu E). Au niveau de la rentabilité, les marges de raffinage en Europe ont, comme attendu, nettement baissé, de 26% par rapport au 3T22, en raison de l'impact négatif des grèves en France en octobre dernier. Enfin, TTE a indiqué vouloir poursuivre son programme de rachats d'actions au 1T23, au même rythme qu'au 4T22, soit environ USD 2 md. Pour ce faire, le groupe anticipe toujours une forte génération de FCF, provenant notamment de la vigueur de ses activités GNL et de négoce de gaz. Nous anticipons d'ailleurs de notre côté, des FCF ajustés (hors variation du BFR) de USD 10.2 md au 4T22.

16/01/2023 : Secteur / Pétrole & Gaz : Retour sur la crise énergétique en Europe.
Nous revenons sur le secteur Pétrole & Gaz et faisons un point sur les perspectives de prix de l'énergie en Europe. Au global, nous réitérons notre vue selon laquelle les acteurs du secteur devraient continuer à bénéficier d'un environnement de prix du pétrole et du gaz élevé et ce, malgré quelques vents contraires à court terme. En effet, au niveau du gaz, même si les prix ont baissé dernièrement en raison des conditions météorologiques hivernales très douces dans toute l'Europe, le marché du GNL devrait rester tendu selon nous à moyen terme, au moins jusqu'en 2025E. Cette pression baissière avait déjà commencé avant l'hiver du fait de la constitution de stocks très confortables en Europe, remplis à près de 95% de leur capacité maximale début novembre, soit un niveau largement supérieur à l'objectif des 90% fixé par l'Union Européenne (UE), pour faire face à l'arrêt de l'approvisionnement russe. En parallèle, les efforts d'économies d'énergie ont permis de réduire la demande de gaz naturel au sein de l'UE de 12% en 2022 (-50 md de m³, dont 20 md de m³ provenant des conditions météorologiques favorables), et de plus de 20% sur la fin d'année (août-novembre), par rapport à la moyenne des cinq années précédentes (> à l'objectif des 15% de l'UE). Dans ce contexte, le Vieux continent pourrait selon nous passer l'hiver sans trop de difficultés et être en mesure de remplir à nouveau ses réserves à 90-95% avant l'hiver prochain. Toutefois, la réduction de la dépendance européenne vis-à-vis du gaz russe ne se fera certainement pas en l'espace d'un an, mais plutôt à moyen terme, les autres saisons hivernales étant toujours à risque selon nous. Pour l'hiver prochain, l'UE devra par exemple encore augmenter ses importations de GNL de 60 md de m³ par rapport à 2021 et 20 md de m³ par rapport à l'année dernière, ce qui pourrait s'avérer compliqué selon nous. En effet, si l'Europe a réussi à augmenter considérablement ses importations de GNL en 2022, c'est notamment grâce à des prix au comptant plus élevés que ceux en Asie, une région également très dépendante de ce type d'énergie. Or les prix européens sont inférieurs à ceux visibles en Asie depuis la réouverture de l'économie chinoise. La concurrence entre les deux régions au niveau des approvisionnements en gaz devrait donc s'intensifier et compliquer la situation en Europe. Au niveau du pétrole, l'assouplissement des mesures sanitaires en Chine devrait également soutenir les prix de l'or noir. Les exportations de pétrole russe devraient aussi commencer à baisser à mesure que le prix de l'Urals s'effondre (USD 55/b vs USD >80/b en novembre dernier), à un niveau proche des coûts de production des entreprises pétrolières russes, ce qui constitue un effet encore positif pour les prix du pétrole au global (Brent, WTI). Enfin, l'interdiction prochaine des autres produits pétroliers russes par l'UE (à partir du 5/02) pourrait nettement soutenir les marges de raffinage des acteurs du secteur cette année. Nous réitérons donc nos hypothèses de prix du pétrole et du gaz à court et moyen terme ainsi que notre optimisme sur les valeurs du secteur comme ENI et TotalEnergies. Nous réduisons néanmoins légèrement nos estimations sur acteurs du secteur de notre couverture, en raison : 1) du décalage d'un an de nos modèles de valorisation ainsi que 2) d'un effet négatif plus important que prévu de la taxe sur les superprofits des supermajors au Royaume-Uni.

12/12/2022 : Déconsolidation de Novatek et dépréciation de USD 3.7 md.
TotalEnergies (TTE) a annoncé vendredi (09/12) vouloir se désengager de Novatek à la suite de la démission de ses deux représentants au Conseil d'administration de la société russe. Cette décision entrainera la déconsolidation de sa participation de 19.4% dans Novatek ainsi qu'une dépréciation d'environ USD 3.7 md (vs une valeur comptable de USD 6.24 md à fin 2021). En effet, TTE ne peut pas vendre cette participation compte tenu des pactes d'actionnaires en vigueur (i.e. interdiction de vendre à un acheteur non russe). Par ailleurs, le groupe a pris la décision de ne plus enregistrer les réserves pétrolières liées à cette participation, soit 1.7 md de barils en moins sur ses réserves prouvées déclarées à fin 2021. Le groupe continuera néanmoins à consolider sa participation de 20% dans le projet gazier Yamal LNG. Cette participation restera alors le dernier et unique actif russe de TTE pour une valeur comptable de USD 2.7 md. De notre côté, nous ne sommes pas étonnés de cette annonce car nous soulignions déjà en mars dernier que la déconsolidation de Novatek était inévitable. Nous avions alors retiré la contribution de la société russe aux chiffres de TTE (i.e. production, RN, FCF, dividendes). Nous ne tenions plus compte non plus de sa participation dans Yamal LNG bien que nous sommes conscients que TTE ne peut pas se retirer unilatéralement de son obligation contractuelle sur ce projet gazier. Le groupe s'est engagé contractuellement jusqu'en 2038 à acheter 4 millions de tonnes de GNL par an. Au global, cette annonce n'entraine donc aucun changement dans nos chiffres et nous réitérons notre optimisme sur TTE.

02/12/2022 : Secteur : Pétrole & Gaz.
Nous faisons un point sur le secteur Pétrole & Gaz en amont de la mise en place du plafonnement des prix du pétrole russe le 5/12 prochain. Bien que cette mesure ainsi que la dégradation de la situation sanitaire en Chine ont fait baisser les prix de l'or noir dernièrement, nous réitérons notre vue selon laquelle la situation du marché du pétrole restera tendue. Nous anticipons effectivement un déficit de 0.5 mb/j en moyenne en 2023E, dans un contexte de stocks de pétrole de l'OCDE très bas, ce qui devrait maintenir les prix du pétrole à un niveau élevé et ce, malgré la dégradation du contexte macroéconomique. D'une part, la demande de pétrole devrait progresser en raison d'une certaine fin de la normalisation de la consommation post-COVID (reprise du trafic aérien). De l'autre, nous nous attendons à une baisse non négligeable de la production russe, car le pays n'acceptera pas selon nous de se faire imposer un prix de vente sur ses exportations de pétrole par les pays occidentaux. Le vice-premier ministre russe, M. Novak, a d'ailleurs déclaré à plusieurs reprises que la Russie serait prête à réduire sa production pour compenser le plafonnement des prix de son pétrole. Au-delà de cet élément, nous ne voyons toujours pas comment la Russie réallouer vers d'autres pays les 2.5mb/j de pétrole qu'elle exportait auparavant à l'Europe. La Chine et l'Inde, qui avaient massivement augmenté leurs achats opportunistes de pétrole russe pour bénéficier de la décote importante de l'Oural, sont déjà dépendants à respectivement 20% et 22%. Nous serions alors très surpris que ces pays continuent d'augmenter leur dépendance vis-à-vis de la Russie, qui utilise son énergie comme d'une « arme » géopolitique. Enfin, concernant la Chine, nous avons observé par le passé que sa consommation de pétrole augmentait année après année et ce, même en période de récession. Nous sommes donc très à l'aise avec nos estimations de demande chinoise de pétrole qui devrait selon nous légèrement progresser l'année prochaine, même en tenant compte d'un potentiel risque de dégradation de la situation sanitaire dans le pays. Dans ce contexte, nous réitérons nos hypothèses de prix du pétrole Brent de USD 90/b pour 2023E et USD 70/b à long terme et maintenons notre optimisme sur les acteurs du secteur, et plus particulièrement sur ENI, BP et TotalEnergies.

22/11/2022 : Secteur : Pétrole & Gaz.
Les prix du pétrole brut ont été particulièrement volatils lundi (21/11). Le Brent a chuté dans un premier temps de plus de USD 5/baril, sur la base d'un article du Wall Street Journal indiquant que l'OPEP+ envisageait une forte augmentation de sa production (+500k b/j) lors de sa prochaine réunion le 4/12. Dans un second temps, les cours du pétrole sont nettement remontés, effaçant ainsi toutes les pertes de la séance, après que l'Arabie saoudite a démenti cette annonce. De notre côté, nous estimons toujours que les prix du pétrole devraient se maintenir à des niveaux élevés à moyen terme. Nous pensons effectivement que le marché de l'or noir restera tendu l'année prochaine (déficit de 0.5mb/j en moyenne en 2023E). D'un côté, la demande de pétrole devrait progresser (+1.6mb/j en 2023E), tirée principalement par la reprise du trafic aérien en Asie. De l'autre, l'offre pourrait chuter (-1.4mb/j) en raison de la mise en place de sanctions occidentales vis-à-vis du pétrole russe. Celui-ci ne pourrait pas être totalement détourné selon nous vers d'autres pays et ce, malgré la décote importante de l'Oural (pétrole brut russe) par rapport au Brent ou au WTI (~25%). En effet, bien que l'Inde et la Chine ont augmenté de façon opportuniste leurs achats de pétrole russe, nous ne pensons pas que cette tendance pourrait perdurer dans la mesure où ces pays chercheront à garder une certaine diversification de leur approvisionnement énergétique. A titre d'exemple, l'Inde dépend déjà à 22% de la Russie pour ses importations de pétrole. Dans ce contexte, nous réitérons notre optimisme sur les acteurs du secteur, notamment BP, ENI et TotalEnergies. Ces groupes devraient bénéficier d'un environnement de prix de l'énergie élevé (USD 90/b de Brent en moyenne en 2023E), améliorant in fine leur rentabilité. Nous convenons toutefois que de nombreuses inconnues subsistent, comme l'évolution de la situation sanitaire en Chine ou encore les pressions politiques que l'administration Biden exerce sur l'Arabie saoudite pour que le pays augmente sa production afin de limiter la hausse des prix de l'énergie.

31/10/2022 : Retour sur les résultats solides du 3T22 et de l'exposition du groupe au GNL.
TotalEnergies (TTE) a publié jeudi dernier (27/10) des résultats solides et supérieurs aux attentes au titre du 3T22, une fois de plus tirés par son activité GNL, alors que les prix du gaz ont explosé depuis la guerre en Ukraine. Au global, nous constatons que TTE est la valeur la mieux positionnée de notre couverture pour bénéficier de cet environnement très favorable de prix du gaz. En effet, le groupe est structurellement massivement acheteur de gaz naturel sur le marché, de 19 millions de tonnes (mt) contre « seulement » 4 mt pour Shell par exemple. Concrètement, TTE dispose d'un portefeuille d'approvisionnements en gaz (30 mt) nettement supérieur à ses engagements de livraisons (11 mt) et bénéficie donc de la hausse des prix sur le marché au comptant. Davantage exposé que ses concurrents au GNL américain en termes d'approvisionnements ainsi que de capacités de regazéification en Europe, TTE devrait aussi fortement bénéficier de l'augmentation des importations européennes de GNL en provenance des Etats-Unis, alors que le Vieux continent cherche à compenser l'arrêt de ses approvisionnements russes. Dans ce contexte, nous avons mis à jour notre modèle de valorisation pour tenir compte notamment : 1) de revenus issus du GNL finalement plus élevés que prévu et 2) d'une baisse de la dette nette et du nombre d'actions en circulation à la suite de différents programmes de rachats d'actions.

06/10/2022 : Secteur : Pétrole & Gaz.
L'OPEP+ a convenu mercredi (05/10), à l'issue d'une réunion des pays membres à Vienne, d'une réduction de leur production de pétrole de 2 millions de barils par jour (mb/j). Cette réduction sera effective à partir de novembre prochain et se basera sur les niveaux d'août. L'organisation cherche ainsi à soutenir les cours du pétrole qui ont souffert ces derniers temps face aux craintes de récession. De notre côté, nous avons trouvé que cette décision était bien adaptée au contexte actuel. D'une part, il s'agit d'une réduction de production par rapport aux niveaux réellement produits précédemment et non pas d'une réduction de quotas, car de nombreux pays, comme l'Angola, le Nigeria, le Kazakhstan, l'Azerbaïdjan et la Russie n'arrivaient plus à les atteindre dernièrement. D'autre part, ces baisses de production proviendront quasiment exclusivement des pays du Golfe, nettement moins impactés par la dégradation du contexte macroéconomique mondial que les autres membres du cartel. Enfin, ces réductions ne concernent pas la Russie, qui a d'ailleurs été écartée volontairement de la scène médiatique afin de ne pas « politiser » la décision de l'OPEP+ et in fine se mettre à dos les Etats- Unis. Pour rappel, la Russie fait actuellement face à de nombreuses sanctions occidentales visant notamment ses exportations d'hydrocarbures. Le pays commence alors à connaitre un déclin de sa production (comme attendu) car il devient de plus en plus compliqué de rediriger ses exportations de pétrole, initialement destinées à l'Europe, vers d'autres pays. En effet, l'Inde, qui avait importé dernièrement de façon massive du pétrole russe (l'Oural) profitant des prix moins élevés sur le marché que d'autres type de pétrole brut (i.e. Brent, WTI), est désormais davantage dépendant de la Russie pour ses approvisionnements (à 22% selon nous). Nous doutons alors que l'Inde continuera ses achats opportunistes pour des raisons de stratégie de diversification d'approvisionnement évidente. Nous pensons qu'il en sera de même pour la Chine qui s'est d'ailleurs abstenu ces six derniers mois d'augmenter ses achats de pétrole russe. Nous nous attendons donc à ce que la Russie annonce prochainement des réductions volontaires de production (probablement en décembre) lorsque le pays ne sera vraiment plus en mesure de réacheminer ses exportations de pétrole. Dans ce contexte, nous avons mis à jour notre modèle d'offre/demande de pétrole pour tenir compte des réductions de l'OPEP+ et anticipons désormais un marché pétrolier déficitaire de 0.7 mb/j l'année prochaine, ce qui devrait fortement soutenir les cours de l'or noir. Nous réitérons ainsi notre hypothèse de prix du Brent à USD 90/b pour 2023, qui reste selon nous conservatrice (hors dégradation de la situation sanitaire en Chine). Cet environnement de prix élevé est toujours très favorable pour les supermajors de notre couverture, notamment pour ENI, BP et TotalEnergies

03/10/2022 : Retour sur le CMD.
TotalEnergies a organisé sa journée de rencontre avec les investisseurs (CMD) mardi dernier (27/09). Dans l'ensemble, nous avons apprécié le message donné par le management et réitérons notre optimisme sur la valeur. En effet, même si nous avons été déçus dans un premier temps que le groupe n'ait pas voulu verser son dividende en USD (vs EUR actuellement) par le décalage du dividende en USD, nous pensons que la politique en matière de redistribution aux actionnaires reste attractive. D'une part, TotalEnergies a annoncé un dividende exceptionnel de EUR 2.62 md qui augmentera selon nous de 36% le montant total des dividendes versés pour 2022E, et fera donc plus que compenser l'effet lié à l'appréciation du dollar face à l'euro cette année. D'autre part, TotalEnergies a indiqué vouloir redistribuer en moyenne 35-40% de ses FCF aux actionnaires (dividendes + programme de rachats d'actions) et ce, quel que soit le cycle économique. Le groupe devrait ainsi verser jusqu'à USD 17 md à ses actionnaires en 2022 (rendement attrayant de ~14% au cours actuel) et USD 12-13 md/an en moyenne, en tenant compte de notre hypoth

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