TotalEnergies annonce des résultats solides
dans un environnement favorable quoiqu’en repli et met en œuvre sa
stratégie en concluant plusieurs opérations majeures dans le
pétrole, le GNL et l’électricité
ROACE à 22% à fin juin 2023* Pay-out
supérieur à 40% pour 2023 Acompte sur dividende en hausse de
7,3% 2 G$ de rachats d’actions au 3ème trimestre
Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
2T23
Variation vs 2T22
1S23
Variation vs 1S22
Résultat net part TotalEnergies (G$)
4,1
-28%
9,6
-9%
Résultat net ajusté part TotalEnergies(1)
- en milliards de dollars
(G$)
5,0
-49%
11,5
-39%
- en dollar par action
1,99
-47%
4,61
-35%
EBITDA ajusté(1) (G$)
11,1
-41%
25,3
-30%
DACF(1) (G$)
8,6
-37%
18,4
-28%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)
9,9
-39%
15,0
-37%
Ratio d’endettement(2) de 11,1% au 30 juin 2023 contre 11,5% au 31
mars 2023 Deuxième acompte sur dividende au titre de l'exercice
2023 de 0,74 €/action
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 26
juillet 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné,
Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie
pour le deuxième trimestre 2023. A cette occasion, Patrick Pouyanné
a déclaré :
« Dans un environnement de prix du pétrole et du gaz favorable
quoiqu’en repli, TotalEnergies confirme sa capacité à délivrer des
résultats solides, un cash-flow élevé et un retour à l’actionnaire
attractif. La Compagnie affiche ainsi au deuxième trimestre un
résultat net ajusté de 5,0 G$ et une rentabilité des capitaux
employés moyens à 22%. TotalEnergies a généré un cash-flow de 8,5
G$ sur le trimestre et 18 G$ sur le semestre.
L’Exploration-Production génère un résultat opérationnel net ajusté
de 2,3 G$ et un cash-flow de 4,4 G$. La production de 2,5 Mbep/j
est en hausse de 2% par rapport au deuxième trimestre 2022, grâce à
l’apport de nouveaux projets (Ikike au Nigeria, Mero 1 au Brésil,
Bloc 10 en Oman) et de l’intégration de SARB and Umm Lulu aux
Emirats. Le secteur Integrated LNG affiche un cash-flow de 1,8 G$
bénéficiant de marges élevées capturées en 2022. Le résultat
opérationnel net s’établit à 1,3 G$ reflétant la baisse des prix du
GNL (10 $/Mbtu en moyenne sur le trimestre) et de moindres
résultats de négoce dans des marchés moins volatils. Le résultat
opérationnel net ajusté et le cash-flow du secteur Integrated Power
sont en hausse et atteignent respectivement 450 M$ et 491 M$
démontrant la capacité de la Compagnie à devenir un acteur intégré
et profitable sur les marchés de l’électricité avec un ROACE de
10,1%. Le cash-flow de Integrated Power a ainsi atteint près de 1
G$ sur les six premiers mois de l’année 2023, plus que celui
réalisé sur la totalité de l’année 2022. L’Aval réalise un résultat
opérationnel net ajusté résilient de 1,5 G$ et un cash-flow de 2,1
G$ reflétant la baisse des marges de raffinage. Dans le cadre du
déploiement de sa stratégie multi-énergies, la Compagnie a annoncé
quatre opérations majeures ce trimestre : - le lancement du projet
multi-énergies GGIP en Irak, - le lancement du projet RGLNG au
Texas qui portera ses capacités d’export de GNL aux Etats-Unis à 15
Mt/an, - la finalisation de l’acquisition à 100% de Total Eren dans
l’électricité renouvelable, - l’attribution des contrats EPC du
projet pétrochimique Amiral en Arabie Saoudite. Ces projets
démontrent la capacité de TotalEnergies à saisir des opportunités
lui permettant de déployer son modèle multi-énergies basé sur deux
piliers : la production d’hydrocarbures (pétrole et GNL) à faibles
coûts et faibles émissions, et le développement d’un modèle intégré
profitable dans l’électricité. Dans ce contexte favorable, le
Conseil d’administration confirme pour 2023 une distribution aux
actionnaires supérieure à 40% du cash-flow. Il a ainsi décidé la
distribution d’un deuxième acompte sur dividende au titre de
l’exercice 2023 d’un montant de 0,74 €/action, en augmentation de
7,25% sur un an, et a autorisé la Compagnie à poursuivre les
rachats d’actions à hauteur de 2 G$ pour le troisième
trimestre.»
1. Faits marquants(3)
Stratégie multi-énergies
- Lancement de GGIP en Irak : projet multi-énergies majeur
(combinant l’accès à la production de pétrole à faibles coûts et à
faibles émissions du champ de Ratawi, la collecte et le traitement
de gaz pour la génération d’électricité, une ferme solaire d’une
capacité de 1 GW ainsi que la construction d’une usine de
traitement d’eau de mer) pour le développement durable des
ressources naturelles de la région de Bassorah
- Accords avec SONATRACH pour accroître la production des champs
de Tin Fouyé Tabankort, étendre à 2024 les livraisons en France de
2 Mt/an de GNL et développer des projets renouvelables en
Algérie
Amont
- Mise en production du champ de gaz à condensats Absheron, en
Azerbaïdjan
- Découverte de pétrole et de gaz sur le puits Ntokon du permis
offshore OML 102, au Nigeria
- Renouvellement pour 20 ans de la licence de production sur le
block OML 130 au Nigéria
- Exercice par ConocoPhillips de son droit de préemption sur
Surmont, à la suite de l’annonce de la cession à Suncor de
l’intégralité des titres de TotalEnergies EP Canada Ltd
- Signature de contrats de partage de production des blocs
d’exploration 6 et 8, au Suriname
- Signature d’un contrat de partage de production pour le bloc
d’exploration Agua Marinha, au Brésil
Aval
- Attribution des contrats d'ingénierie et construction (EPC)
pour 11 G$ du projet Amiral en Arabie Saoudite
- Réalignement avec INEOS de participations dans des actifs
pétrochimiques, en France
Integrated LNG
- Lancement du projet RGLNG au Texas: acquisition d’une
participation de 16.67% dans la JV en charge du développement du
projet d’une capacité de 17,5 Mt/an, prise d’une participation de
17.5% dans NextDecade, et signature d’un contrat d’enlèvement de
5,4 Mt/an pendant 20 ans
- Livraison de la première cargaison de GNL au terminal de Dhamra
LNG, en Inde
- Signature de contrats de vente de GNL à IOCL en Inde pour dix
ans et à ADNOC Gas pour trois ans
Integrated Power
- Acquisition à 100% de Total Eren, un leader dans la production
d’électricité renouvelable
- Obtention de concessions maritimes pour développer deux fermes
éoliennes d’une capacité totale de 3 GW en Allemagne
- Obtention des autorisations environnementales pour développer 3
GW de projets solaires en Espagne
- Contrat de vente d’électricité de 25 ans pour un projet éolien
de 1 GW avec stockage, au Kazakhstan
- Lancement à Anvers, en Belgique, d’un projet de stockage par
batteries de 75 MWh
- Collaboration stratégique avec Petronas pour développer des
projets d’énergies renouvelables en Asie-Pacifique et accord pour
développer le projet solaire Pleasant Hills de 100 MW en
Australie.
Décarbonation et nouvelles
molécules
- Partenariat avec TES pour développer une unité de production
d’e-gaz à échelle industrielle aux États-Unis
- Accord avec VNG sur l’approvisionnement en hydrogène vert de la
raffinerie de Leuna, en Allemagne
- Carburant aérien durable (SAF) : Doublement à 285 kt/an de la
capacité de production de SAF de Grandpuits, en France
- Biométhane:
- Prise d’une participation de 20% dans la start-up finlandaise
Ductor
- Signature avec Saint-Gobain France d’un accord de vente de
biométhane de 100 GWh sur 3 ans
- Construction à Grandpuits, en France, d’une unité de production
d’une capacité de 80 GWh par an
2. Principales données financières issues des comptes
consolidés de TotalEnergies(4)
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,le
résultat par action et le nombre d’actions
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
11 105
14 167
18 737
-41%
EBITDA ajusté (5)
25 272
36 161
-30%
5 582
6 993
10 500
-47%
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
12 575
19 958
-37%
2 349
2 653
4 719
-50%
Exploration-Production
5 002
9 734
-49%
1 330
2 072
2 215
-40%
Integrated LNG
3 402
5 348
-36%
450
370
340
+32%
Integrated Power
820
258
x3,2
1 004
1 618
2 760
-64%
Raffinage-Chimie
2 622
3 880
-32%
449
280
466
-4%
Marketing & Services
729
738
-1%
662
1 079
1 944
-66%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en
équivalence
1 741
3 805
-54%
37,3%
41,4%
39,4%
-
Taux moyen d'imposition (6)
39,7%
39,0%
-
4 956
6 541
9 796
-49%
Résultat net ajusté part TotalEnergies
11 497
18 773
-39%
1,99
2,61
3,75
-47%
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7)
4,61
7,14
-35%
1,84
2,43
3,50
-47%
Résultat net ajusté dilué par action (euros)*
4,27
6,53
-35%
2 448
2 479
2 592
-6%
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)
2 460
2 602
-5%
4 088
5 557
5 692
-28%
Résultat net part TotalEnergies
9 645
10 636
-9%
4 271
3 433
2 819
+51%
Investissements organiques (8)
7 704
4 800
+60%
320
2 987
2 076
-85%
Acquisitions nettes (9)
3 307
2 998
+10%
4 591
6 420
4 895
-6%
Investissements nets (10)
11 011
7 798
+41%
8 485
9 621
13 233
-36%
Marge brute d'autofinancement (11)
18 106
24 859
-27%
8 596
9 774
13 631
-37%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)
(12)
18 371
25 626
-28%
9 900
5 133
16 284
-39%
Flux de trésorerie d’exploitation
15 033
23 901
-37%
* Taux de change moyen €-$ : 1,0887 au 2ème trimestre 2023,
1,0807 au 1er semestre 2023.
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
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
78,1
81,2
113,9
-31%
Brent ($/b)
79,7
107,9
-26%
2,3
2,8
7,5
-69%
Henry Hub ($/Mbtu)
2,5
6,1
-58%
10,5
16,1
22,2
-53%
NBP ($/Mbtu)
13,3
27,2
-51%
10,9
16,5
27,0
-60%
JKM ($/Mbtu)
13,7
29,1
-53%
72,0
73,4
102,9
-30%
Prix moyen de vente liquides ($/b)Filiales consolidées
72,7
96,3
-25%
5,98
8,89
11,01
-46%
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)Filiales consolidées
7,48
11,65
-36%
9,84
13,27
13,96
-30%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)Filiales consolidées et
sociétés mises en equivalence
11,59
13,77
-16%
42,7
87,8
145,7
-71%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)**
65,0
101,0
-36%
* Les indicateurs sont indiqués en page 23. ** 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).
3.2 Émissions de gaz à effet de serre(13)
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Emissions Scope 1+2 (MtCO2e)
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
9,1
9,1
9,6
-6%
Scope 1+2 des installations opérées (14)
18,2
19,3
-6%
7,9
7,6
8,1
-2%
dont Oil & Gas
15,5
16,0
-3%
1,1
1,5
1,5
-27%
dont CCGT
2,6
3,3
-21%
12,5
12,8
13,4
-7%
Scope 1+2 périmètre patrimonial
25,3
27,4
-8%
Emissions 2T23 et 1T23 estimées.
Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse
de 6% sur un an au deuxième trimestre 2023, en lien avec la baisse
de l’utilisation des centrales électriques à gaz dans un contexte
de moindre demande en Europe et compte-tenu de la baisse continue
du torchage sur les installations Exploration-Production.
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Emissions de Méthane (ktCH4)
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
8
9
10
-19%
Émissions de méthane des installations opérées
18
20
-13%
10
11
13
-22%
Émissions de méthane périmètre patrimonial
21
24
-15%
Émissions 2T23 et 1T23 estimées.
Émissions Scope 3 (MtCO2e)
1S23
2022
Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (15)
est. 180
389
3.3 Production*
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Production d'hydrocarbures
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
2 471
2 524
2 738
-10%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 498
2 791
-10%
1 416
1 398
1 268
+12%
Pétrole (y compris bitumes)
(kb/j)
1 407
1 287
+9%
1 055
1 126
1 470
-28%
Gaz (y compris Condensats et
LGN associés) (kbep/j)
1 091
1 504
-27%
2 471
2 524
2 738
-10%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 498
2 791
-10%
1 571
1 562
1 483
+6%
Liquides (kb/j)
1 567
1 505
+4%
4 845
5 191
6 835
-29%
Gaz (Mpc/j)
5 017
6 997
-28%
2 471
2 524
2 412
+2%
Production d'hydrocarbures hors Novatek (kbep/j)
2 498
2 460
+2%
* Production de la Compagnie = production de l’EP + production
d’Integrated LNG.
La production d’hydrocarbures a été de 2 471 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2023, en
hausse de 2% sur un an (hors Novatek) en raison des éléments
suivants :
- +4% lié à la montée en puissance de projets, notamment Ikike au
Nigéria, Mero 1 au Brésil, Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège et le
Bloc 10 en Oman,
- +1% lié à l’amélioration des conditions de sûreté au Nigéria et
en Libye,
- +1% d’effet prix,
- -1% d’effet périmètre, notamment lié à la fin des licences
d’exploitation de Bongkot en Thaïlande, à la sortie du champ de
Termokarstovoye en Russie, partiellement compensées par le plein
effet de l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu
au Brésil et dans la concession de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes
Unis,
- -3% lié au déclin naturel des champs.
Par rapport au trimestre précédent, la production est en baisse
de 2%, en lien avec l’augmentation des maintenances planifiées,
notamment en Mer du Nord, ainsi que la fin des licences
d’exploitation de Bongkot en Thaïlande, partiellement compensées
par le plein effet de l’entrée dans la concession de SARB Umm Lulu
aux Emirats Arabes Unis et la montée en puissance de projets,
notamment Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Exploration-Production
4.1.1 Production
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Production d'hydrocarbures
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
2 033
2 061
2 276
-11%
EP (kbep/j)
2 047
2 314
-12%
1 512
1 500
1 430
+6%
Liquides (kb/j)
1 506
1 449
+4%
2 778
3 012
4 602
-40%
Gaz (Mpc/j)
2 895
4 706
-38%
2 033
2 061
2 007
1%
EP hors Novatek (kbep/j)
2 047
2 040
-
4.1.2 Résultats
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars, sauf le taux moyen
d'imposition
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
2 349
2 653
4 719
-50%
Résultat opérationnel net ajusté*
5 002
9 734
-49%
149
135
287
-48%
Quote-part du résultat net
ajusté des sociétés mises en équivalence
284
642
-56%
49,7%
57,1%
47,2%
-
Taux moyen d'imposition**
53,9%
47,1%
-
2 424
2 134
1 873
+29%
Investissements organiques
4 558
3 299
+38%
176
1 938
2 225
-92%
Acquisitions nettes
2 114
2 541
-17%
2 600
4 072
4 098
-37%
Investissements nets
6 672
5 840
+14%
4 364
4 907
7 383
-41%
Marge brute d'autofinancement ***
9 271
14 686
-37%
4 047
4 536
8 768
-54%
Flux de trésorerie d’exploitation ***
8 583
14 536
-41%
* 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 2 349 M$ au deuxième trimestre 2023 en baisse de 11%
sur le trimestre, notamment en raison de la baisse des prix du
pétrole et du gaz.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 4 364 M$ au
deuxième trimestre 2023 en baisse de 11% sur le trimestre,
notamment en raison de la baisse des prix du gaz et du pétrole.
4.2 Integrated LNG
4.2.1 Production
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Production d'hydrocarbures pour le GNL
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
438
463
462
-5%
Integrated LNG (kbep/j)
451
477
-6%
59
62
53
+11%
Liquides (kb/j)
61
56
+7%
2 067
2 179
2 233
-7%
Gaz (Mpc/j)
2 122
2 291
-7%
438
463
405
+8%
Integrated LNG hors Novatek (kbep/j)
451
419
+8%
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
GNL (Mt)
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
11,0
11,0
11,7
-6%
Ventes totales de GNL
22,0
24,9
-12%
3,6
4,0
4,1
-12%
incl. Ventes issues des
quotes-parts de production*
7,6
8,6
-12%
10,0
9,9
10,2
-2%
incl. Ventes par TotalEnergies
issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de
tiers
19,9
22,2
-10%
* 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 hausse de 8%
sur un an au deuxième trimestre 2023 et au premier semestre 2023,
en lien avec la hausse de l’approvisionnement de NLNG du fait de
l’amélioration des conditions de sécurité au Nigéria et du
redémarrage de Snøhvit en Norvège au cours du 2ème trimestre
2022.
Au deuxième trimestre 2023, les ventes totales de GNL baissent
par rapport au deuxième trimestre 2022 en raison d’une moindre
demande de GNL en Europe et sont stables par rapport au premier
trimestre 2023 en lien avec le redémarrage de Freeport LNG.
4.2.2 Résultats
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
1 330
2 072
2 215
-40%
Résultat opérationnel net ajusté*
3 402
5 348
-36%
432
786
1 192
-64%
Quote-part du résultat net
ajusté des sociétés mises en équivalence
1 218
2 596
-53%
382
396
171
x2,2
Investissements organiques
779
110
x7,1
205
759
(36)
ns
Acquisitions nettes
964
(56)
ns
587
1 155
135
x4,3
Investissements nets
1 743
54
x32,3
1 801
2 081
2 112
-15%
Marge brute d'autofinancement **
3 882
4 604
-16%
1 332
3 536
3 802
-65%
Flux de trésorerie d’exploitation ***
4 868
6 021
-19%
* 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. ***
Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG
s’est établi à :
- 1 330 M$ au deuxième trimestre 2023 en baisse de 28% sur un an
(hors Novatek) et de 36% sur le trimestre, principalement en raison
de la baisse des prix du GNL sur les marchés spot et à terme,
- 3 402 M$ au premier semestre 2023 en baisse de 26% sur un an
(hors Novatek), en raison de la baisse des prix et des ventes de
GNL, ainsi que des résultats exceptionnels des activités de négoce
au premier trimestre 2022.
La marge brute d’autofinancement du secteur Integrated LNG s’est
établie à :
- 1 801 M$ au deuxième trimestre 2023, en baisse de 15% sur un an
(hors Novatek) et de 13% sur le trimestre, en raison de la baisse
du prix moyen de vente du GNL, partiellement compensés par les
marges élevées capturées en 2022 sur les cargos de GNL livrables en
2023,
- 3 882 M$ au premier semestre 2023, en baisse de 16% sur un an
(hors Novatek) pour les mêmes raisons.
4.3 Integrated Power
4.3.1 Capacités, productions, clients et ventes
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Integrated Power
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
74,7
70,4
50,7
+47%
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique
renouvelable (GW) (1),(2)
74,7
50,7
+47%
19,0
17,9
11,6
+63%
dont capacités installées
19,0
11,6
+63%
5,7
6,2
5,2
+11%
dont capacités en
construction
5,7
5,2
+11%
50,0
46,3
33,9
+47%
dont capacités en
développement
50,0
33,9
+47%
46,9
44,4
38,4
+22%
Capacités nettes en portefeuille de génération électrique
renouvelable (GW) (2)
46,9
38,4
+22%
8,9
8,4
5,8
+53%
dont capacités installées
8,9
5,8
+53%
3,9
4,0
3,7
+7%
dont capacités en
construction
3,9
3,7
+7%
34,1
32,0
28,9
+18%
dont capacités en
développement
34,1
28,9
+18%
5,8
5,8
5,8
-
Capacités brutes installées de génération électrique à gaz
(GW) (2)
5,8
5,8
-
4,3
4,3
4,3
-
Capacités nettes installées de génération électrique à gaz
(GW) (2)
4,3
4,3
-
8,2
8,4
7,7
+8%
Production nette d'électricité (TWh) (3)
16,6
15,2
+9%
4,2
3,8
2,5
+69%
dont à partir de sources
renouvelables
8,1
4,7
+70%
6,0
6,0
6,2
-3%
Clients électricité - BtB et BtC (Million) (2)
6,0
6,2
-3%
2,8
2,8
2,7
+1%
Clients gaz - BtB et BtC (Million) (2)
2,8
2,7
+1%
11,5
15,5
12,3
-7%
Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)
27,0
28,6
-6%
19,2
37,3
19,1
-
Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)
56,4
54,1
+4%
(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à
partir du premier trimestre 2021, 50% des capacités brutes de
Clearway Energy Group à partir du troisième trimestre 2022 et 49%
des capacités brutes de Casa dos Ventos à partir du premier
trimestre 2023. (2) Données à fin de période. (3) Solaire, éolien,
hydroélectricité et centrales à gaz à cycle combiné.
La production nette d’électricité s’établit à :
- 8,2 TWh au deuxième trimestre 2023 en hausse de 8% sur un an,
portée par la croissance de la production d’électricité de sources
renouvelables et malgré la plus faible génération des capacités
flexibles dans un contexte de moindre demande,
- 16,6 TWh au premier semestre 2023 en hausse de 9% sur un an,
pour les mêmes raisons.
La capacité brute installée de génération électrique
renouvelable atteint 19 GW à la fin du deuxième trimestre 2023, en
hausse de plus de 1 GW par rapport au trimestre précédent, dont 0,5
GW mis en service aux Etats-Unis et 0,3 GW mis en service sur le
projet éolien en mer de Seagreen au Royaume-Uni.
4.3.2 Résultats
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
450
370
340
+32%
Résultat opérationnel net ajusté*
820
258
x3,2
23
56
27
-15%
Quote-part du résultat net
ajusté des sociétés mises en équivalence
79
53
+49%
753
577
170
x4,4
Investissements organiques
1 330
489
x2,7
(42)
519
(22)
ns
Acquisitions nettes
477
639
-25%
711
1 096
148
x4,8
Investissements nets
1 807
1 128
+60%
491
440
248
+98%
Marge brute d'autofinancement **
931
341
x2,7
2 284
(1 285)
168
x13,6
Flux de trésorerie d’exploitation ***
999
(1 736)
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, 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. Hors
appels de marges, classés dans l’activité Integrated LNG depuis la
mise en place en 2022 d’une gestion centralisée.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power
s’est établi à 450 M$ et la marge brute d’autofinancement à 491 M$
au deuxième trimestre 2023, en hausse de 22% et 12% respectivement
sur le trimestre, grâce à la performance de son portefeuille
intégré.
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
4.4.1 Résultats
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
1 453
1 898
3 226
-55%
Résultat opérationnel net ajusté*
3 351
4 618
-27%
686
290
586
+17%
Investissements organiques
976
878
+11%
(19)
(229)
(91)
ns
Acquisitions nettes
(248)
(125)
ns
667
61
495
+35%
Investissements nets
728
753
-3%
2 085
2 189
3 548
-41%
Marge brute d'autofinancement **
4 274
5 444
-21%
2 588
(1 524)
4 106
-37%
Flux de trésorerie d’exploitation **
1 064
6 111
-83%
* 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.
4.5 Raffinage-Chimie
4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et
taux d’utilisation
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Volumes raffinés et taux d’utilisation*
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
1 472
1 403
1 575
-7%
Total volumes raffinés (kb/j)
1 437
1 448
-1%
364
357
395
-8%
France
360
324
+11%
601
596
648
-7%
Reste de l'Europe
598
627
-5%
507
450
532
-5%
Reste du monde
479
497
-4%
82%
78%
88%
-
Taux d’utilisation sur bruts traités**
80%
81%
-
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur
Marketing & Services. ** Sur la base de la capacité de
distillation en début d’année.
2T23
1T23
2T22
2T23 vs2T22 Production de produits
pétrochimiques et taux d'utilisation
1S23
1S22
1S23 vs1S22
1 157
1 295
1 206
-4%
Monomères* (kt)
2 452
2 611
-6%
963
1 111
1 187
-19%
Polymères (kt)
2 074
2 461
-16%
67%
75%
71%
-
Taux d’utilisation des vapocraqueurs **
71%
78%
-
* 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 7% sur un an au deuxième trimestre 2023, notamment
en raison de maintenances planifiées et d’arrêts non planifiés sur
la raffinerie d’Anvers en Belgique ainsi que de limitations
logistiques liées aux stocks élevés sur la raffinerie de Normandie
en France,
- en baisse de 1% sur un an au premier semestre 2023, les
éléments précédents ayant été contrebalancés par le redémarrage de
la raffinerie de Donges en France au deuxième trimestre 2022.
Le taux d’utilisation sur bruts traités est en hausse sur un
trimestre à 82% au deuxième trimestre 2023, compte-tenu de la fin
des mouvements sociaux en France.
La production de polymères est en baisse sur un an de 19% au
deuxième trimestre 2023 et 16% au premier semestre 2023, en raison
du ralentissement de la demande mondiale.
4.5.2 Résultats
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
1 004
1 618
2 760
-64%
Résultat opérationnel net ajusté*
2 622
3 880
-32%
454
198
313
+45%
Investissements organiques
652
510
+28%
(15)
5
(34)
ns
Acquisitions nettes
(10)
(34)
ns
439
203
279
+57%
Investissements nets
642
476
+35%
1 329
1 733
2 963
-55%
Marge brute d'autofinancement **
3 062
4 396
-30%
1 923
(851)
3 526
-45%
Flux de trésorerie d’exploitation **
1 072
4 633
-77%
* 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
s’établit à :
- 1 004 M$ au deuxième trimestre 2023, en baisse de 38% sur un
trimestre, en lien avec la baisse des marges de raffinage en Europe
impactées en début de période par les exportations chinoises et la
réorganisation plus rapide que prévue des flux russes à la suite de
l’embargo européen, bien que soutenues sur la fin du trimestre par
la hausse des exportations d’essence vers les Etats-Unis et la
baisse des importations européennes de diesel en provenance de
Chine,
- 2 622 M$ au premier semestre 2023, en baisse de 32% sur un an,
pour les mêmes raisons.
La marge brute d’autofinancement est de 1 329 M$ au deuxième
trimestre 2023 et de 3 062 M$ au premier semestre 2023, en baisse
de 55% et 30% respectivement sur un an, le deuxième trimestre 2022
ayant bénéficié de conditions exceptionnelles.
4.6 Marketing & Services
4.6.1 Ventes de produits pétroliers
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Ventes en kb/j*
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
1 397
1 360
1 477
-5%
Total des ventes du Marketing & Services
1 379
1 464
-6%
799
757
817
-2%
Europe
778
804
-3%
598
602
660
-9%
Reste du monde
600
661
-9%
* Hors négoce international (trading) et ventes massives
Raffinage.
Les ventes de produits pétroliers sont en baisse sur un an de 5%
au deuxième trimestre 2023 et 6% au premier semestre 2023, la
baisse de la demande des clients industriels et professionnels en
Europe et l’effet de périmètre lié à la cession de 50% de
l’activité de distribution de carburants en Egypte ayant été
partiellement compensés par la reprise de l’activité aviation.
4.6.2 Résultats
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
449
280
466
-4%
Résultat opérationnel net ajusté*
729
738
-1%
232
92
273
-15%
Investissements organiques
324
368
-12%
(4)
(234)
(57)
ns
Acquisitions nettes
(238)
(91)
ns
228
(142)
216
+6%
Investissements nets
86
277
-69%
756
456
585
+29%
Marge brute d'autofinancement **
1 212
1 048
+16%
665
(673)
580
+15%
Flux de trésorerie d’exploitation **
(8)
1 478
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 Marketing &
Services s’élève à 449 M$ au deuxième trimestre 2023, en baisse de
4% sur un an, et à 729 M$ au premier semestre 2023, en léger
retrait sur un an, en lien avec la baisse des ventes.
La marge brute d’autofinancement est quant à elle en hausse de
29% sur un an à 756 M$ au deuxième trimestre 2023, et de 16% à 1
212 M$ au premier semestre, l’année 2022 ayant été négativement
impactée par l’effet fiscal de la hausse des prix sur la
valorisation des stocks de produits pétroliers.
5. Résultats de TotalEnergies
5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :
- 5 582 M$ au deuxième trimestre 2023, contre 6 993 M$ au premier
trimestre 2023, en raison de la baisse des prix du gaz et des
marges de raffinage,
- 12 575 M$ au premier semestre 2023, contre 19 958 M$ un an
auparavant, en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz
ainsi que des marges de raffinage.
5.2 Résultat net ajusté part TotalEnergies
Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 4 956
M$ au deuxième trimestre 2023 contre 6 541 M$ au premier trimestre
2023, en raison de la baisse des prix du gaz et des marges de
raffinage.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les
éléments non-récurrents et les effets des variations de juste
valeur(16).
Les éléments d’ajustement du résultat net(17) représentent un
montant de -868 M$ au deuxième trimestre 2023, constitués
principalement de :
- -0,5 G$ de dépréciations et provisions exceptionnelles,
notamment sur des actifs amont au Kenya et le projet éolien
offshore de Yunlin à Taiwan,
- -0,4 G$ d’effet de stock.
Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :
- 37,3% au deuxième trimestre 2023 contre 41,4% au premier
trimestre 2023, en raison notamment d’un moindre taux d’imposition
de l’Exploration-Production lié à la baisse des prix,
- 39,7% au premier semestre 2023 contre 39,0% au premier semestre
2022, notamment en raison de l’augmentation du taux d’imposition de
l’Exploration-Production, liée notamment à l’Energy Profits Levy au
Royaume-Uni.
5.3 Résultat net ajusté par action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :
- 1,99 $ au deuxième trimestre 2023, calculé sur la base d’un
nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 448 millions, contre 2,61
$ au premier trimestre 2023,
- 4,61 $ au premier semestre 2023, calculé sur la base d’un
nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 460 millions, contre 7,14
$ un an plus tôt.
Au 30 juin 2023, le nombre d’actions dilué était de 2 443
millions.
Dans le cadre de sa politique de retour à l’actionnaire,
TotalEnergies a procédé au rachat de :
- 32,8 millions d’actions au deuxième trimestre 2023 en vue de
leur annulation, pour un montant de 2 G$,
- 65,0 millions d’actions au premier semestre 2023 en vue de leur
annulation, pour un montant de 4 G$.
5.4 Acquisitions - cessions
Les acquisitions ont représenté :
- 482 M$ au deuxième trimestre 2023, notamment lié à la prise de
participation de 9,375% dans le projet GNL NFS au Qatar, le
renouvellement de la licence OML130 au Nigéria, et l’acquisition
d’une première tranche de 5,06 % dans NextDecade en lien avec le
lancement du projet RGLNG aux Etats-Unis,
- 3 738 M$ au premier semestre 2023, notamment lié aux éléments
ci-dessus ainsi que l’acquisition de 20% dans la concession de SARB
and Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, la prise de participation de
6,25% dans le projet GNL NFE au Qatar, et la prise d’une
participation de 34% dans une joint-venture avec Casa dos Ventos au
Brésil.
Les cessions ont représenté :
- 162 M$ au deuxième trimestre 2023, notamment lié à la cession
de titres Maxeon,
- 431 M$ au premier semestre 2023, notamment lié à l’élément
ci-dessus ainsi que la cession de 50% de la filiale Marketing &
Services en Egypte.
5.5 Cash-flow net
Le cash-flow net(18) de TotalEnergies ressort à :
- 3 894 M$ au deuxième trimestre 2023 contre 3 201 M$ le
trimestre précédent, compte tenu de la baisse de 1 136 M$ de la
marge brute d’autofinancement et de la baisse de 1 829 M$ des
investissements nets à 4 591 M$ au deuxième trimestre 2023,
- 7 095 M$ au premier semestre 2023 contre 17 061 M$ un an
auparavant, compte tenu de la baisse de 6 753 M$ de la marge brute
d’autofinancement et de la hausse de 3 213 M$ des investissements
nets à 11 011 M$ au premier semestre 2023.
Au deuxième trimestre 2023, le flux de trésorerie d’exploitation
de 9 900 M$, comparé à une marge brute d’autofinancement de 8 485
M$, est impacté positivement par une diminution du besoin de fonds
de roulement de 1,5 G$ portée principalement par la diminution des
stocks, la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et
d’électricité, et partiellement compensée par la diminution des
dettes fiscales et le rythme de paiement des impôts notamment du
secteur Exploration-Production.
5.6 Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 25,2% sur la
période du 1er juillet 2022 au 30 juin 2023.
En millions de dollars
Période du 1er juillet
2022
Période du 1er avril
2022
Période du 1er juillet
2021
au 30 juin 2023
au 31 mars 2023
au 30 juin 2022
Résultat net ajusté
29 351
34 219
30 716
Capitaux propres retraités moyens
116 329
115 233
113 333
Rentabilité des capitaux propres (ROE)
25,2%
29,7%
27,1%
La rentabilité des capitaux employés moyens(19) s’est établie à
22,4% sur la période du 1er juillet 2022 au 30 juin 2023.
En millions de dollars
Période du 1er juillet
2022
Période du 1er avril
2022
Période du 1er juillet
2021
au 30 juin 2023
au 31 mars 2023
au 30 juin 2022
Résultat opérationnel net ajusté
30 776
35 712
32 177
Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement
137 204
140 842
139 377
ROACE
22,4%
25,4%
23,1%
6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 7 040
millions d’euros au premier semestre 2023, contre 3 702 millions
d’euros au premier semestre 2022.
7. Sensibilités sur l’année 2023*
Variation
Impact estimé sur le résultat
opérationnel net ajusté
Impact estimé sur la marge
brute d'autofinancement
Dollar
+/- 0,1 $ par €
-/+ 0,1 G$
~0 G$
Prix moyen de vente liquides **
+/- 10 $/b
+/- 2,5 G$
+/- 3,0 G$
Prix du gaz européen - NBP / TTF
+/- 2 $/Mbtu
+/- 0,4 G$
+/- 0,4 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
2023. 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.
** Environnement Brent à 80 $/b.
8. Perspectives
Les prix du pétrole restent soutenus autour de 75 $/b depuis
plusieurs mois compte tenu de l’action de l’OPEP+. La demande de
produits pétroliers devrait être soutenue par la période estivale
et la reprise mondiale du transport aérien.
Les prix du gaz européen se situent autour de 10 $/Mbtu en
raison des niveaux élevés de stockage de gaz naturel en Europe. La
reprise de la demande en Asie et la tension sur les capacités
d’approvisionnement en Europe soutiennent les prix sur le marché à
terme à plus de 15 $/Mbtu pour l'hiver 2023/2024.
Compte tenu de l'évolution des prix du pétrole et du gaz ces
derniers mois et de l'effet de décalage sur les formules de prix,
TotalEnergies anticipe que son prix moyen de vente du GNL devrait
se situer entre 9 et 10 $/Mbtu au troisième trimestre 2023.
Pour le troisième trimestre 2023, TotalEnergies anticipe une
production d'hydrocarbures d'environ 2,5 Mbep/j, compte tenu
notamment du démarrage du champs d’Absheron en Azerbaïdjan. Le taux
d'utilisation des raffineries devrait se maintenir au-dessus de
80%.
La Compagnie confirme sa guidance en matière d’investissements
nets pour l’année 2023 entre 16 et 18 G$, dont 5 G$ dans les
énergies bas-carbone.
* * * *
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 12h (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
91 87 04. 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 +
Integrated LNG)
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Production combinée liquides/gazpar zone géographique
(kbep/j)
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
537
583
907
-41%
Europe et Asie centrale
559
933
-40%
481
494
460
+5%
Afrique
488
479
+2%
767
718
680
+13%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
743
675
+10%
443
441
420
+5%
Amériques
442
403
+10%
243
288
271
-10%
Asie Pacifique
266
301
-12%
2 471
2 524
2 738
-10%
Production totale
2 498
2 791
-10%
338
344
690
-51%
dont filiales mises en
équivalence
341
702
-51%
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Production de liquidespar zone géographique (kb/j)
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
227
235
267
-15%
Europe et Asie centrale
231
283
-18%
359
371
351
+2%
Afrique
365
362
+1%
615
578
546
+13%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
596
542
+10%
268
263
231
+16%
Amériques
266
216
+23%
102
116
88
+16%
Asie Pacifique
109
102
+6%
1 571
1 562
1 483
+6%
Production totale
1 567
1 505
+4%
153
150
201
-24%
dont filiales mises en
équivalence
152
206
-26%
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Production de gazpar zone géographique (Mpc/j)
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
1 671
1 879
3 440
-51%
Europe et Asie centrale
1 774
3 498
-49%
610
615
545
+12%
Afrique
612
594
+3%
834
772
742
+12%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
803
734
+9%
976
994
1 063
-8%
Amériques
985
1 052
-6%
754
931
1 045
-28%
Asie Pacifique
843
1 119
-25%
4 845
5 191
6 835
-29%
Production totale
5 017
6 997
-28%
1 004
1 054
2 633
-62%
dont filiales mises en
équivalence
1 029
2 673
-62%
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Ventes de produits raffinéspar zone géographique
(kb/j)
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
1 709
1 600
1 814
-6%
Europe*
1 655
1 724
-4%
599
667
734
-18%
Afrique
633
747
-15%
918
849
922
-
Amériques
883
849
+4%
665
623
705
-6%
Reste du monde
644
618
+4%
3 892
3 739
4 176
-7%
Total des ventes*
3 815
3 939
-3%
424
387
409
+4%
dont ventes massives
raffinage
405
409
-1%
2 070
1 992
2 290
-10%
dont négoce international*
2 031
2 065
-2%
* Donnée 1T23 retraitée
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
Production de produits pétrochimiques* (kt)
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
1 026
1 047
1 023
-
Europe
2 073
2 282
-9%
619
607
603
+3%
Amériques
1 226
1 240
-1%
475
753
768
-38%
Moyen-Orient et Asie
1 228
1 549
-21%
* Oléfines, Polymères.
9.3 Renouvelables
2T23
1T23
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
0,8
0,6
0,0
0,1
1,6
0,8
0,6
0,0
0,2
1,5
Reste de l'Europe
0,2
1,1
0,8
0,0
2,1
0,2
1,1
0,5
0,0
1,8
Afrique
0,1
0,0
0,0
0,0
0,2
0,1
0,0
0,0
0,0
0,2
Moyen Orient
1,2
0,0
0,0
0,0
1,2
1,2
0,0
0,0
0,0
1,2
Amérique du Nord
3,5
2,1
0,0
0,1
5,6
3,0
2,1
0,0
0,1
5,1
Amérique du Sud
0,4
1,0
0,0
0,0
1,4
0,4
0,9
0,0
0,0
1,3
Inde
5,1
0,4
0,0
0,0
5,5
5,0
0,4
0,0
0,0
5,4
Asie Pacifique
1,4
0,0
0,1
0,0
1,5
1,3
0,0
0,1
0,0
1,5
Total
12,5
5,2
1,0
0,3
19,0
12,0
5,0
0,7
0,3
17,9
2T23
1T23
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
0,2
0,1
0,0
0,0
0,3
0,2
0,1
0,0
0,0
0,4
Reste de l'Europe
0,1
0,0
0,3
0,0
0,5
0,1
0,0
0,6
0,0
0,7
Afrique
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Moyen Orient
0,1
0,0
0,0
0,0
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Amérique du Nord
2,8
0,1
0,0
0,5
3,4
2,7
0,1
0,0
0,5
3,4
Amérique du Sud
0,1
0,2
0,0
0,0
0,3
0,1
0,6
0,0
0,0
0,7
Inde
0,4
0,1
0,0
0,0
0,5
0,4
0,1
0,0
0,0
0,5
Asie Pacifique
0,0
0,0
0,5
0,0
0,6
0,0
0,0
0,5
0,0
0,6
Total
3,8
0,5
0,9
0,6
5,7
3,6
0,9
1,2
0,5
6,2
2T23
1T23
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
1,0
0,6
0,0
0,0
1,6
0,9
0,2
0,0
0,0
1,2
Reste de l'Europe
5,4
0,4
4,4
0,1
10,3
3,6
0,4
4,4
0,1
8,4
Afrique
0,6
0,3
0,0
0,1
1,0
0,7
0,3
0,0
0,1
1,1
Moyen Orient
0,4
0,0
0,0
0,0
0,4
0,5
0,0
0,0
0,0
0,5
Amérique du Nord
9,0
3,2
4,1
5,1
21,3
10,7
2,8
4,1
4,5
22,1
Amérique du Sud
1,6
1,6
0,0
0,4
3,6
1,3
0,5
0,0
0,0
1,8
Inde
4,2
0,1
0,0
0,0
4,3
4,6
0,2
0,0
0,0
4,8
Asie Pacifique
3,2
0,4
2,9
0,9
7,5
2,4
0,4
2,9
0,7
6,4
Total
25,5
6,6
11,4
6,5
50,0
24,7
4,8
11,4
5,4
46,3
(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50%
des capacités brutes de Clearway Energy Group, et 49% des capacités
brutes de Casa dos Ventos. (2) Données à fin de période.
10. Éléments d’ajustement du résultat net part
TotalEnergies
2T23
1T23
2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
(377)
(159)
(4 546)
Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)
(536)
(9 539)
-
203
-
Plus ou moins value de
cession
203
-
(5)
-
(8)
Charges de restructuration
(5)
(11)
(469)
(60)
(3 719)
Dépréciations et provisions
exceptionnelles
(529)
(8 780)
97
(302)
(819)
Autres éléments
(205)
(748)
(380)
(391)
993
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net
d’impôt
(771)
2 033
(111)
(434)
(551)
Effet des variations de juste valeur
(545)
(631)
(868)
(984)
(4 104)
Total des éléments d’ajustement du résultat net
(1 852)
(8 137)
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
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
4 088
5 557
5 692
-28%
Résultat net part TotalEnergies
9 645
10 636
-9%
868
984
4 104
-79%
Moins: éléments d'ajustement du résultat net part
TotalEnergies
1 852
8 137
-77%
4 956
6 541
9 796
-49%
Résultat net ajusté part TotalEnergies
11 497
18 773
-39%
Éléments ajustés
61
74
89
-31%
Plus: intérêts ne conférant pas
le contrôle
135
165
-18%
2 715
4 090
5 274
-49%
Plus: charge / (produit)
d'impôt
6 805
9 998
-32%
2 959
3 026
3 038
-3%
Plus: amortissements et
dépréciations des immobilisations corporelles et droits
miniers
5 985
6 186
-3%
92
99
98
-6%
Plus: amortissements et
dépréciations des immobilisations incorporelles
191
194
-2%
724
710
572
+27%
Plus: coût de l'endettement
financier brut
1 434
1 034
+39%
(402)
(373)
(130)
ns
Moins: produits et charges de
trésorerie et d'équivalents de trésorerie
(775)
(189)
ns
11 105
14 167
18 737
-41%
EBITDA Ajusté
25 272
36 161
-30%
11.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA
ajusté et au résultat net part TotalEnergies
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
Éléments ajustés
51 458
58 309
70 460
-27%
Produits des ventes
109 767
134 398
-18%
(33 379)
(37 479)
(46 023)
ns
Achats, nets de variation de stocks
(70 858)
(86 785)
ns
(7 754)
(7 752)
(7 620)
ns
Autres charges d'exploitation
(15 506)
(15 029)
ns
(62)
(94)
(117)
ns
Charges d'exploration
(156)
(253)
ns
116
77
429
-73%
Autres produits
193
550
-65%
(164)
(38)
(431)
ns
Autres charges hors amortissements et dépréciations des
immobilisations incorporelles
(202)
(604)
ns
401
248
231
+74%
Autres produits financiers
649
350
+85%
(173)
(183)
(136)
ns
Autres charges financières
(356)
(271)
ns
662
1 079
1 944
-66%
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence
1 741
3 805
-54%
11 105
14 167
18 737
-41%
EBITDA Ajusté
25 272
36 161
-30%
Éléments ajustés
(2 959)
(3 026)
(3 038)
ns
Moins: amortissements et
dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers
(5 985)
(6 186)
ns
(92)
(99)
(98)
ns
Moins: amortissements et
dépréciations des immobilisations incorporelles
(191)
(194)
ns
(724)
(710)
(572)
ns
Moins: coût de l'endettement
financier brut
(1 434)
(1 034)
ns
402
373
130
x3,1
Plus: produits et charges de
trésorerie et d'équivalents de trésorerie
775
189
x4,1
(2 715)
(4 090)
(5 274)
ns
Moins: produit (charge)
d'impôt
(6 805)
(9 998)
ns
(61)
(74)
(89)
ns
Moins: intérêts ne conférant
pas le contrôle
(135)
(165)
ns
(868)
(984)
(4 104)
ns
Plus: éléments d'ajustements part TotalEnergies
(1 852)
(8 137)
ns
4 088
5 557
5 692
-28%
Résultat net part TotalEnergies
9 645
10 636
-9%
12. Investissements – Désinvestissements
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
4 271
3 433
2 819
+51%
Investissements organiques ( a )
7 704
4 800
+60%
328
205
98
x3,3
dont exploration
capitalisée
533
212
x2,5
366
374
277
+32%
dont augmentation des prêts non
courants
740
511
+45%
(84)
(229)
(174)
ns
dont remboursement des prêts
non courants, hors remboursement organique de prêts SME
(313)
(609)
ns
-
-
(190)
-100%
dont variation de dette de
projets renouvelables quote-part TotalEnergies
-
(190)
-100%
482
3 256
2 464
-80%
Acquisitions ( b )
3 738
3 864
-3%
162
269
388
-58%
Cessions ( c )
431
866
-50%
(35)
(3)
176
ns
dont variation de dette de
projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de
cession
(38)
174
ns
320
2 987
2 076
-85%
Acquisitions nettes
3 307
2 998
+10%
4 591
6 420
4 895
-6%
Investissements nets ( a + b - c )
11 011
7 798
+41%
-
-
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le
contrôle ( d )
-
-
ns
(18)
6
(238)
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
(12)
(725)
ns
(35)
(3)
366
ns
Variation de dettes de projets renouvelables ( f ) *
(38)
364
ns
64
60
37
+73%
Capex liés aux contrats de location capitalisés (g)
124
73
+70%
1
1
4
-75%
Dépenses liées aux crédits carbone (h)
2
4
-50%
4 473
6 362
4 982
-10%
Flux de trésorerie d'investissement ( a + b - c + d + e +
f - g - h )
10 835
7 360
+47%
* Variation de dette de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies et quote-part partenaire.
13. Cash-flow
2T23
1T23
2T22
2T23 vs 2T22
En millions de dollars
1S23
1S22
1S23 vs 1S22
9 900
5 133
16 284
-39%
Flux de trésorerie d’exploitation
15 033
23 901
-37%
1 720
(3 989)
2 161
-20%
Moins Diminution (augmentation)
du besoin en fonds de roulement **
(2 269)
(2 614)
ns
(252)
(502)
1 151
ns
Moins Effet de stock
(754)
2 406
ns
(35)
(3)
(23)
ns
Moins Plus-value de cession de
projets renouvelables
(38)
(25)
ns
(18)
6
(238)
ns
Moins Remboursement organique
de prêts SME
(12)
(725)
ns
8 485
9 621
13 233
-36%
= Marge brute d'autofinancement ( a ) *
18 106
24 859
-27%
(112)
(153)
(399)
ns
Frais financiers
(265)
(767)
ns
8 596
9 774
13 631
-37%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers
(DACF)
18 371
25 626
-28%
4 271
3 433
2 819
+51%
Investissements organiques ( b )
7 704
4 800
+60%
4 214
6 188
10 414
-60%
Cash flow après investissements organiques,hors
acquisitions cessions ( a - b )
10 402
20 059
-48%
4 591
6 420
4 895
-6%
Investissements nets ( c )
11 011
7 798
+41%
3 894
3 201
8 338
-53%
Cash flow net ( a - c )
7 095
17 061
-58%
* La marge brute d’autofinancement se définit comme le flux de
trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de
roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats
compatibilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et
Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de
projets renouvelables. Les chiffres historiques ont été retraités
pour annuler l’impact des contrats comptabilisés en juste valeur
des secteurs Integrated LNG et Integrated Power. ** La variation du
besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats
comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et
Integrated Power.
14. Ratio d’endettement
En millions de dollars
30/06/2023
31/03/2023
30/06/2022
Dettes financières courantes (1)
13 980
16 280
14 589
Autres passifs financiers courants
443
597
401
Actifs financiers courants (1),(2)
(6 397)
(7 223)
(7 697)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés (1)
(41)
(38)
(14)
Dettes financières non courantes (1)
33 387
34 820
39 233
Actifs financiers non courants (1)
(1 264)
(1 101)
(692)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie
(25 572)
(27 985)
(32 848)
Dette nette (a)
14 536
15 350
12 972
Capitaux propres – part TotalEnergies
113 682
115 581
116 688
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)
2 770
2 863
3 309
Capitaux propres (b)
116 452
118 444
119 997
Ratio d'endettement = a / (a + b)
11,1%
11,5%
9,8%
Dette nette de location (c )
8 090
8 131
7 963
Ratio d'endettement y compris dette nette de location
(a+c)/(a+b+c)
16,3%
16,5%
14,9%
(1) Hors créances et dettes de location. (2) Y compris appels de
marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des
activités de la Compagnie sur les marchés organisés.
15. Rentabilité des capitaux employés moyens(20)
Période du 1er juillet 2022 au 30 juin 2023
En millions de dollars
Exploration-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage- Chimie
Marketing &
Services
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté
12 747
9 223
1 537
6 044
1 541
30 776
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2022*
70 248
41 606
12 568
7 958
7 475
137 035
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2023*
68 530
34 598
17 804
9 698
8 796
137 372
ROACE
18,4%
24,2%
10,1%
68,5%
18,9%
22,4%
Période du 1er avril 2022 au 31 mars 2023
En millions de dollars
Exploration-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage- Chimie
Marketing &
Services
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté
15 117
10 108
1 427
7 800
1 558
35 712
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2022*
71 518
44 803
9 937
8 847
7 751
141 853
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2023*
67 658
34 183
18 982
10 115
8 811
139 830
ROACE
21,7%
25,6%
9,9%
82,3%
18,8%
25,4%
* Au coût de remplacement (retraités de l’effet de stock après
impôts).
Avertissement :
Les termes « TotalEnergies », « compagnie TotalEnergies » et «
Compagnie » qui figurent dans ce document sont utilisés pour
désigner TotalEnergies SE et les entités consolidées que
TotalEnergies SE contrôle directement ou indirectement. De même,
les termes « nous », « nos », « notre » peuvent également être
utilisés pour faire référence à ces entités ou à leurs
collaborateurs. Les entités dans lesquelles TotalEnergies SE
détient directement ou indirectement une participation sont des
personnes morales distinctes et autonomes.
Ce document ne constitue pas le rapport financier semestriel qui
fera l’objet d’une publication spécifique, conformément à l’article
L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier et à la
réglementation britannique applicable, disponible sur le site
totalenergies.com. Ce communiqué de presse présente les résultats
du deuxième trimestre 2023 et du premier semestre 2023, issus des
comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 juin 2023 (non
audités). Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux
Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non
auditée) est disponible sur le site totalenergies.com.
Ce document peut contenir des déclarations prospectives
(incluant des forward-looking statements au sens du Private
Securities Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la
situation financière, les résultats d’opérations, les activités et
la stratégie de TotalEnergies. Il peut notamment contenir des
indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et
ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de
neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une
volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en
œuvre ne dépendent pas que de TotalEnergies. Ces déclarations
prospectives peuvent être généralement identifiées par
l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère
prospectif tels que « envisager », « avoir l’intention », «
anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », «
penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou
terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues
dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses
économiques et estimations formulées dans un contexte économique,
concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme
raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document. Ces
déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne
doivent pas être interprétées comme des garanties que les
perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles
peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles
d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les
résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées
notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et
réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de
risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut
et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des
produits pétroliers, les variations des résultats de production et
des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions
de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les
opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans
les domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux
de change, ainsi que les évolutions économiques et politiques, les
changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché
et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore
les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines
informations financières reposent sur des estimations notamment
lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des
montants des éventuelles dépréciations d’actifs. Ni TotalEnergies
SE ni aucune de ses filiales ne prennent l’engagement ou la
responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie
prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison
d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des
déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs
contenus dans ce document. Les informations concernant les facteurs
de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif
sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y
compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa
réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments
financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs décrits dans
les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement
universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des
marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de
la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »).
L’information financière sectorielle est présentée selon les
principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit
l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les
performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs
définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de
performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de
performance excluant les éléments d’ajustement (résultat
opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net
ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité
des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la
marge brute d’autofinancement (MBA), le taux de retour à
l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse
de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des
résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de
suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la
performance de TotalEnergies.
Les éléments d’ajustement comprennent :
(i) les éléments non récurrents
En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement
significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non
récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité.
En général, les éléments non récurrents concernent des transactions
qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles.
Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de
restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées
comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être
qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions
similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents,
ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.
(ii) l’effet de stock
Les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing
& Services sont communiqués selon la méthode du coût de
remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la
performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs
résultats avec ceux des principaux concurrents de
TotalEnergies.
Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last
In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte
de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix
fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix
moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non
par la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à
la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO
(First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de
remplacement.
(iii) l’effet des variations de juste valeur
L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments
d’ajustement correspond, pour certaines transactions, à des
différences entre la mesure interne de la performance utilisée par
la Direction générale de TotalEnergies et la comptabilisation de
ces transactions selon les normes IFRS.
Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient
comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de
fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des
transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks,
les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une
valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de
cours forward.
Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut
des contrats de stockage dont la représentation future est
enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne
de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.
Enfin, TotalEnergies souscrit des instruments dérivés dans le
but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou
actifs opérationnels. En application des normes IFRS, ces
instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que
les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées
lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la
reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au
dénouement des transactions.
Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel
ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se
définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors
éléments non récurrents et hors effet des variations de juste
valeur.
Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté
dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars
convertis sur la base des taux de change moyen euro/US dollar (€-$)
des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité
tenue en euros.
Avertissement aux investisseurs américains – La SEC autorise les
sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier
séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles
auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document
peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC
nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents
officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes
"réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur
américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par
TotalEnergies SE, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean
Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense
Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce
document est également disponible auprès de la SEC en appelant le
1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.
(1) Définitions en page 3. (2) Hors engagements liés aux
contrats de location. * Période du 1er juillet 2022 au 30 juin
2023. (3) Certaines des transactions mentionnées dans les faits
marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la
réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
(4) Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au
coût de remplacement, hors éléments non-récurrents, et hors effet
des variations de juste valeur. Le détail des éléments d’ajustement
figure en page 18. (5) L’EBITDA (Earnings Before Interest, Tax,
Depreciation and Amortization) ajusté correspond au résultat ajusté
avant amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles, corporelles et droits miniers ; charge d’impôt et
coût de la dette nette, soit l’ensemble des produits et charges
opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en
équivalence. (6) 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). (7)
Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par
action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du
coupon des titres subordonnés à durée indéterminée. (8)
Investissements organiques = investissements nets, hors
acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne
conférant pas le contrôle. (9) Acquisitions nettes = acquisitions -
cessions - autres opérations avec intérêts ne conférant pas le
contrôle (voir page 20). (10) Investissements nets =
Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 20).
(11) La marge brute d’autofinancement se définit comme le flux de
trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de
roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats
comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et
Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de
projets renouvelables. La méthode du coût de remplacement est
explicitée page 22. Le tableau de réconciliation des différents
cash-flows figure en page 20. (12) DACF = Debt adjusted cash-flow,
se définit comme la marge brute d’autofinancement hors frais
financiers. (13) Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six
gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO2, CH4,
N2O, les HFC, les PFC et le SF6, avec leurs PRG (pouvoir de
réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du
GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF6 sont quasiment absents des
émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et
ne sont donc pas comptabilisés. (14) Les émissions de GES Scope 1+2
des installations opérées se définissent comme la somme des
émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant
partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document
d’enregistrement universel 2022 de la Compagnie) et des émissions
indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur,
vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H2). (15)
TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11,
qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à
l’utilisation par les clients des produits énergétiques,
c’est-à-dire provenant de leur combustion pour obtenir de
l’énergie. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour
l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies
du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette
méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les
chaînes de valeur pétrole, biocarburants ou gaz, à savoir soit la
production soit les ventes. Le point le plus élevé pour chaque
chaine de valeur pour l’année 2023 sera déterminé au regard de la
réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant
des estimations au fur et à mesure des trimestres. (16) Ces
éléments d’ajustement sont explicités page 22. (17) Le total des
éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 18 ainsi
que dans les annexes aux comptes. (18) Cash-flow net = marge brute
d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres
opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). (19)
ROACE est le ratio du Résultat opérationnel net ajusté par les
Capitaux moyens mis en œuvre entre le début et la fin de la période
(20) ROACE est le ratio du Résultat opérationnel net ajusté par les
Capitaux moyens mis en œuvre entre le début et la fin de la
période
Comptes TotalEnergies _____________________
Comptes consolidés du deuxième trimestre et du premier semestre
2023, normes IFRS
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
(en millions de dollars)(a)
2023
2023
2022
Chiffre d'affaires
56 271
62 603
74 774
Droits d'accises
(4 737)
(4 370)
(4 329)
Produits des ventes
51 534
58 233
70 445
Achats, nets de variation de stocks
(33 864)
(38 351)
(45 443)
Autres charges d'exploitation
(7 906)
(7 785)
(8 041)
Charges d'exploration
(62)
(92)
(117)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 106)
(3 062)
(3 102)
Autres produits
116
341
429
Autres charges
(366)
(300)
(1 305)
Coût de l'endettement financier brut
(724)
(710)
(572)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
510
393
245
Coût de l'endettement financier net
(214)
(317)
(327)
Autres produits financiers
413
258
231
Autres charges financières
(173)
(183)
(136)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
267
960
(1 546)
Produit (Charge) d'impôt
(2 487)
(4 071)
(5 284)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
4 152
5 631
5 804
Part TotalEnergies
4 088
5 557
5 692
Intérêts ne conférant pas le contrôle
64
74
112
Résultat net par action (en $)
1,65
2,23
2,18
Résultat net dilué par action (en $)
1,64
2,21
2,16
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
(en millions de dollars)
2023
2023
2022
Résultat net de l'ensemble
consolidé
4 152
5 631
5 804
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
135
3
204
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
(1)
4
(20)
Effet d'impôt
(43)
(8)
(53)
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(57)
1 466
(5 387)
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
34
1 465
(5 256)
Écart de conversion de consolidation
(49)
(1 250)
2 523
Couverture de flux futurs
689
1 202
3 222
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
11
(3)
21
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
3
(98)
2 548
Autres éléments
(4)
3
(1)
Effet d'impôt
(136)
(336)
(1 112)
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
514
(482)
7 201
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
548
983
1 945
Résultat global
4 700
6 614
7 749
Part TotalEnergies
4 676
6 550
7 705
Intérêts ne conférant pas le contrôle
24
64
44
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er semestre
1er semestre
(en millions de dollars)(a)
2023
2022
Chiffre d'affaires
118 874
143 380
Droits d'accises
(9 107)
(8 985)
Produits des ventes
109 767
134 395
Achats, nets de variation de stocks
(72 215)
(85 091)
Autres charges d'exploitation
(15 691)
(15 664)
Charges d'exploration
(154)
(978)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(6 168)
(6 781)
Autres produits
457
572
Autres charges
(666)
(3 595)
Coût de l'endettement financier brut
(1 434)
(1 034)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
903
459
Coût de l'endettement financier net
(531)
(575)
Autres produits financiers
671
434
Autres charges financières
(356)
(271)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
1 227
(1 503)
Produit (Charge) d'impôt
(6 558)
(10 088)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
9 783
10 855
Part TotalEnergies
9 645
10 636
Intérêts ne conférant pas le contrôle
138
219
Résultat net par action (en $)
3,88
4,04
Résultat net dilué par action (en $)
3,86
4,02
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er semestre
1er semestre
(en millions de dollars)
2023
2022
Résultat net de l'ensemble
consolidé
9 783
10 855
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
138
204
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
3
(17)
Effet d'impôt
(51)
(42)
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
1 409
(7 137)
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
1 499
(6 992)
Écart de conversion de consolidation
(1 299)
3 535
Couverture de flux futurs
1 891
2 959
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
8
70
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
(95)
2 464
Autres éléments
(1)
(1)
Effet d'impôt
(472)
(1 059)
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
32
7 968
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
1 531
976
Résultat global
11 314
11 831
Part TotalEnergies
11 226
11 658
Intérêts ne conférant pas le contrôle
88
173
BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
30 juin 2023
31 mars 2023
31 décembre 2022
30 juin 2022
(en millions de dollars)
(non audité)
(non audité)
(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles
31 717
33 234
31 931
37 020
Immobilisations corporelles
104 174
107 499
107 101
101 454
Sociétés mises en équivalence : titres et
prêts
30 425
29 997
27 889
28 210
Autres titres
1 190
1 209
1 051
1 383
Actifs financiers non courants
2 494
2 357
2 731
1 612
Impôts différés
3 649
4 772
5 049
4 737
Autres actifs non courants
2 573
2 709
2 388
3 075
Total actifs non courants
176 222
181 777
178 140
177 491
Actifs courants
Stocks
18 785
22 786
22 936
28 542
Clients et comptes rattachés
22 163
24 128
24 378
30 796
Autres créances
23 111
28 153
36 070
55 553
Actifs financiers courants
6 725
7 535
8 746
7 863
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
25 572
27 985
33 026
32 848
Actifs destinés à être cédés ou
échangés
8 441
668
568
313
Total actifs courants
104 797
111 255
125 724
155 915
Total actif
281 019
293 032
303 864
333 406
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital
7 850
7 828
8 163
8 163
Primes et réserves consolidées
123 511
123 357
123 951
125 554
Écarts de conversion
(12 859)
(12 784)
(12 836)
(14 019)
Actions autodétenues
(4 820)
(2 820)
(7 554)
(3 010)
Total des capitaux propres - part
TotalEnergies
113 682
115 581
111 724
116 688
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
2 770
2 863
2 846
3 309
Total des capitaux propres
116 452
118 444
114 570
119 997
Passifs non courants
Impôts différés
11 237
11 300
11 021
12 169
Engagements envers le personnel
1 872
1 840
1 829
2 341
Provisions et autres passifs non
courants
21 295
21 270
21 402
23 373
Dettes financières non courantes
40 427
42 915
45 264
46 868
Total passifs non courants
74 831
77 325
79 516
84 751
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés
32 853
36 037
41 346
49 700
Autres créditeurs et dettes diverses
38 609
42 578
52 275
62 498
Dettes financières courantes
15 542
17 884
15 502
16 003
Autres passifs financiers courants
443
597
488
401
Passifs relatifs aux actifs destinés à
être cédés ou échangés
2 289
167
167
56
Total passifs courants
89 736
97 263
109 778
128 658
Total passif et capitaux
propres
281 019
293 032
303 864
333 406
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
(en millions de dollars)
2023
2023
2022
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
4 152
5 631
5 804
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
3 195
3 187
3 321
Provisions et impôts différés
81
314
1 427
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
(70)
(252)
(165)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
383
(349)
2 999
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
2 125
(3 419)
2 498
Autres, nets
34
21
400
Flux de trésorerie
d'exploitation
9 900
5 133
16 284
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(3 870)
(4 968)
(5 150)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(19)
(136)
(82)
Coût d'acquisition de titres
(522)
(1 407)
(136)
Augmentation des prêts non courants
(366)
(389)
(278)
Investissements
(4 777)
(6 900)
(5 646)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
31
68
153
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
38
183
63
Produits de cession d'autres titres
133
49
35
Remboursement de prêts non courants
102
238
413
Désinvestissements
304
538
664
Flux de trésorerie
d'investissement
(4 473)
(6 362)
(4 982)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société
mère
383
-
371
- actions propres
(2 002)
(2 103)
(1 988)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la
société mère
(1 842)
(1 844)
(1 825)
- aux intérêts ne conférant
pas le contrôle
(105)
(21)
(97)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
(1 081)
-
(1 958)
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(80)
(158)
(138)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
(13)
(86)
(10)
Émission nette d'emprunts non courants
(14)
118
508
Variation des dettes financières
courantes
(4 111)
(1 274)
(2 703)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
990
1 394
(731)
Flux de trésorerie de
financement
(7 875)
(3 974)
(8 571)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(2 448)
(5 203)
2 731
Incidence des variations de change
35
162
(1 159)
Trésorerie en début de période
27 985
33 026
31 276
Trésorerie en fin de période
25 572
27 985
32 848
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er semestre
1er semestre
(en millions de dollars)
2023
2022
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
9 783
10 855
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
6 382
7 899
Provisions et impôts différés
395
3 965
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
(322)
(178)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
34
3 261
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
(1 294)
(2 425)
Autres, nets
55
524
Flux de trésorerie
d'exploitation
15 033
23 901
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(8 838)
(8 607)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(155)
(82)
Coût d'acquisition de titres
(1 929)
(225)
Augmentation des prêts non courants
(755)
(519)
Investissements
(11 677)
(9 433)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
99
330
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
221
151
Produits de cession d'autres titres
182
250
Remboursement de prêts non courants
340
1 342
Désinvestissements
842
2 073
Flux de trésorerie
d'investissement
(10 835)
(7 360)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société
mère
383
371
- actions propres
(4 105)
(3 164)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la
société mère
(3 686)
(3 753)
- aux intérêts ne conférant
pas le contrôle
(126)
(119)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
(1 081)
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(238)
(274)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
(99)
(5)
Émission nette d'emprunts non courants
104
542
Variation des dettes financières
courantes
(5 385)
(2 046)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
2 384
4 863
Flux de trésorerie de
financement
(11 849)
(3 585)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(7 651)
12 956
Incidence des variations de change
197
(1 450)
Trésorerie en début de période
33 026
21 342
Trésorerie en fin de période
25 572
32 848
VARIATION DES CAPITAUX PROPRES
CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité)
Actions émises
Primes et réserves
consolidées
Écarts de
conversion
Actions autodétenues
Capitaux propres - Part
TotalEnergies
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
Capitaux propres
(en millions de dollars)
Nombre
Montant
Nombre
Montant
Au 1er janvier 2022
2 640 429 329
8 224
117 849
(12 671)
(33 841 104)
(1 666)
111 736
3 263
114 999
Résultat net du premier
semestre 2022
-
-
10 636
-
-
-
10 636
219
10 855
Autres éléments du résultat
global
-
-
2 370
(1 348)
-
-
1 022
(46)
976
Résultat Global
-
-
13 006
(1 348)
-
-
11 658
173
11 831
Dividendes
-
-
(3 803)
-
-
-
(3 803)
(119)
(3 922)
Émissions d'actions
9 367 482
26
345
-
-
-
371
-
371
Rachats d'actions
-
-
-
-
(58 458 536)
(3 164)
(3 164)
-
(3 164)
Cessions d'actions(a)
-
-
(315)
-
6 168 197
315
-
-
-
Paiements en actions
-
-
157
-
-
-
157
-
157
Annulation d'actions
(30 665 526)
(87)
(1 418)
-
30 665 526
1 505
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
(44)
-
-
-
(44)
-
(44)
Rémunération des titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
(183)
-
-
-
(183)
-
(183)
Autres opérations avec les
intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
4
-
-
-
4
(9)
(5)
Autres éléments
-
-
(44)
-
-
-
(44)
1
(43)
Au 30 juin 2022
2 619 131 285
8 163
125 554
(14 019)
(55 465 917)
(3 010)
116 688
3 309
119 997
Résultat net du second semestre
2022
-
-
9 890
-
-
-
9 890
299
10 189
Autres éléments du résultat
global
-
-
(5 303)
1 174
-
-
(4 129)
44
(4 085)
Résultat Global
-
-
4 587
1 174
-
-
5 761
343
6 104
Dividendes
-
-
(6 186)
-
-
-
(6 186)
(417)
(6 603)
Émissions d'actions
-
-
(1)
-
-
-
(1)
-
(1)
Rachats d'actions
-
-
-
-
(81 749 207)
(4 547)
(4 547)
-
(4 547)
Cessions d'actions(a)
-
-
(3)
-
27 457
3
-
-
-
Paiements en actions
-
-
72
-
-
-
72
-
72
Annulation d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rémunération des titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
(148)
-
-
-
(148)
-
(148)
Autres opérations avec les
intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
41
9
-
-
50
46
96
Autres éléments
-
-
35
-
-
-
35
(435)
(400)
Au 31 décembre 2022
2 619 131 285
8 163
123 951
(12 836)
(137 187 667)
(7 554)
111 724
2 846
114 570
Résultat net du premier semestre
2023
-
-
9 645
-
-
-
9 645
138
9 783
Autres éléments du résultat
global
-
-
1 576
5
-
-
1 581
(50)
1 531
Résultat Global
-
-
11 221
5
-
-
11 226
88
11 314
Dividendes
-
-
(3 868)
-
-
-
(3 868)
(126)
(3 994)
Émissions d'actions
8 002 155
22
361
-
-
-
383
-
383
Rachats d'actions
-
-
-
-
(66 647 852)
(4 705)
(4 705)
-
(4 705)
Cessions d'actions(a)
-
-
(396)
-
6 461 256
396
-
-
-
Paiements en actions
-
-
172
-
-
-
172
-
172
Annulation d'actions
(128 869 261)
(335)
(6 708)
-
128 869 261
7 043
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
(1 107)
-
-
-
(1 107)
-
(1 107)
Rémunération des titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
(151)
-
-
-
(151)
-
(151)
Autres opérations avec les
intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
39
(28)
-
-
11
(38)
(27)
Autres éléments
-
-
(3)
-
-
-
(3)
-
(3)
Au 30 juin 2023
2 498 264 179
7 850
123 511
(12 859)
(68 505 002)
(4 820)
113 682
2 770
116 452
(a)Actions propres destinées à la
couverture des plans d'actions de performance.
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non
audité)
2ème trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 434
2 020
6 249
24 849
21 712
7
-
56 271
Chiffre d'affaires intersecteurs
10 108
2 778
670
8 630
201
64
(22 451)
-
Droits d'accises
-
-
-
(231)
(4 506)
-
-
(4 737)
Produits des ventes
11 542
4 798
6 919
33 248
17 407
71
(22 451)
51 534
Charges d'exploitation
(5 162)
(3 797)
(6 334)
(32 042)
(16 672)
(276)
22 451
(41 832)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 117)
(277)
(51)
(394)
(241)
(26)
-
(3 106)
Résultat opérationnel
4 263
724
534
812
494
(231)
-
6 596
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(15)
472
(250)
3
64
(17)
-
257
Impôts du résultat opérationnel net
(1 889)
(137)
(41)
(187)
(162)
(40)
-
(2 456)
Résultat opérationnel net
2 359
1 059
243
628
396
(288)
-
4 397
Coût net de la dette nette
(245)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(64)
Résultat net - part
TotalEnergies
4 088
2ème trimestre 2023 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
-
76
-
-
-
-
-
76
Chiffre d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
76
-
-
-
-
-
76
Charges d'exploitation
(25)
(400)
137
(216)
(76)
(57)
-
(637)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(147)
-
-
-
-
-
-
(147)
Résultat opérationnel (b)
(172)
(324)
137
(216)
(76)
(57)
-
(708)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(106)
16
(346)
(59)
-
2
-
(493)
Impôts du résultat opérationnel net
288
37
2
(101)
23
15
-
264
Résultat opérationnel net
(b)
10
(271)
(207)
(376)
(53)
(40)
-
(937)
Coût net de la dette nette
72
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(3)
Résultat net - part
TotalEnergies
(868)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
(192)
(60)
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
(332)
(45)
-
2ème trimestre 2023
(ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 434
1 944
6 249
24 849
21 712
7
-
56 195
Chiffre d'affaires intersecteurs
10 108
2 778
670
8 630
201
64
(22 451)
-
Droits d'accises
-
-
-
(231)
(4 506)
-
-
(4 737)
Produits des ventes
11 542
4 722
6 919
33 248
17 407
71
(22 451)
51 458
Charges d'exploitation
(5 137)
(3 397)
(6 471)
(31 826)
(16 596)
(219)
22 451
(41 195)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(1 970)
(277)
(51)
(394)
(241)
(26)
-
(2 959)
Résultat opérationnel
ajusté
4 435
1 048
397
1 028
570
(174)
-
7 304
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
91
456
96
62
64
(19)
-
750
Impôts du résultat opérationnel net
(2 177)
(174)
(43)
(86)
(185)
(55)
-
(2 720)
Résultat opérationnel net
ajusté
2 349
1 330
450
1 004
449
(248)
-
5 334
Coût net de la dette nette
(317)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(61)
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
4 956
2ème trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 569
626
807
489
256
30
-
4 777
Désinvestissements
26
45
149
52
28
4
-
304
Flux de trésorerie
d'exploitation
4 047
1 332
2 284
1 923
665
(351)
-
9 900
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non
audité)
1er trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe
1 954
4 872
8 555
24 855
22 359
8
-
62 603
Chiffres d'affaires intersecteurs
10 728
5 999
1 685
9 061
120
57
(27 650)
-
Droits d'accises
-
-
-
(184)
(4 186)
-
-
(4 370)
Produits des ventes
12 682
10 871
10 240
33 732
18 293
65
(27 650)
58 233
Charges d'exploitation
(4 762)
(9 445)
(9 831)
(31 892)
(17 787)
(161)
27 650
(46 228)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 066)
(288)
(47)
(414)
(224)
(23)
-
(3 062)
Résultat opérationnel
5 854
1 138
362
1 426
282
(119)
-
8 943
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
68
804
(70)
52
243
(21)
-
1 076
Impôts du résultat opérationnel net
(3 398)
(205)
(111)
(325)
(119)
63
-
(4 095)
Résultat opérationnel net
2 524
1 737
181
1 153
406
(77)
-
5 924
Coût net de la dette nette
(293)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(74)
Résultat net - part
TotalEnergies
5 557
1er trimestre 2023 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe
-
(76)
-
-
-
-
-
(76)
Chiffres d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
(76)
-
-
-
-
-
(76)
Charges d'exploitation
(8)
(300)
(70)
(424)
(101)
-
-
(903)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
-
-
-
(36)
-
-
-
(36)
Résultat opérationnel (b)
(8)
(376)
(70)
(460)
(101)
-
-
(1 015)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(73)
(4)
(111)
(37)
217
-
-
(8)
Impôts du résultat opérationnel net
(48)
45
(8)
32
10
-
-
31
Résultat opérationnel net
(b)
(129)
(335)
(189)
(465)
126
-
-
(992)
Coût net de la dette nette
8
Intérêts ne conférant pas le contrôle
-
Résultat net - part
TotalEnergies
(984)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
(415)
(87)
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
(327)
(64)
-
1er trimestre 2023
(ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe
1 954
4 948
8 555
24 855
22 359
8
-
62 679
Chiffres d'affaires intersecteurs
10 728
5 999
1 685
9 061
120
57
(27 650)
-
Droits d'accises
-
-
-
(184)
(4 186)
-
-
(4 370)
Produits des ventes
12 682
10 947
10 240
33 732
18 293
65
(27 650)
58 309
Charges d'exploitation
(4 754)
(9 145)
(9 761)
(31 468)
(17 686)
(161)
27 650
(45 325)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 066)
(288)
(47)
(378)
(224)
(23)
-
(3 026)
Résultat opérationnel
ajusté
5 862
1 514
432
1 886
383
(119)
-
9 958
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
141
808
41
89
26
(21)
-
1 084
Impôts du résultat opérationnel net
(3 350)
(250)
(103)
(357)
(129)
63
-
(4 126)
Résultat opérationnel net
ajusté
2 653
2 072
370
1 618
280
(77)
-
6 916
Coût net de la dette nette
(301)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(74)
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
6 541
1er trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
4 052
1 195
1 234
225
159
35
-
6 900
Désinvestissements
31
49
149
8
301
-
-
538
Flux de trésorerie
d'exploitation
4 536
3 536
(1 285)
(851)
(673)
(130)
-
5 133
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non
audité)
2ème trimestre 2022
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
2 521
3 901
6 380
35 061
26 907
4
-
74 774
Chiffre d'affaires intersecteurs
13 805
3 940
488
12 785
716
70
(31 804)
-
Droits d'accises
-
-
-
(186)
(4 143)
-
-
(4 329)
Produits des ventes
16 326
7 841
6 868
47 660
23 480
74
(31 804)
70 445
Charges d'exploitation
(5 760)
(6 144)
(7 392)
(43 242)
(22 310)
(557)
31 804
(53 601)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 112)
(276)
(51)
(389)
(241)
(33)
-
(3 102)
Résultat opérationnel
8 454
1 421
(575)
4 029
929
(516)
-
13 742
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(3 668)
626
197
349
98
71
-
(2 327)
Impôts du résultat opérationnel net
(3 876)
(292)
32
(866)
(296)
(8)
-
(5 306)
Résultat opérationnel net
910
1 755
(346)
3 512
731
(453)
-
6 109
Coût net de la dette nette
(305)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(112)
Résultat net - part
TotalEnergies
5 692
2ème trimestre 2022 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
-
(15)
-
-
-
-
-
(15)
Chiffre d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
(15)
-
-
-
-
-
(15)
Charges d'exploitation
(82)
152
(758)
775
373
(301)
-
159
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(46)
(14)
-
-
(4)
-
-
(64)
Résultat opérationnel (b)
(128)
123
(758)
775
369
(301)
-
80
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(3 756)
(560)
2
52
(4)
-
-
(4 266)
Impôts du résultat opérationnel net
75
(23)
70
(75)
(100)
78
-
25
Résultat opérationnel net
(b)
(3 809)
(460)
(686)
752
265
(223)
-
(4 161)
Coût net de la dette nette
80
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(23)
Résultat net - part
TotalEnergies
(4 104)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
775
376
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
752
275
-
2ème trimestre 2022
(ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
2 521
3 916
6 380
35 061
26 907
4
-
74 789
Chiffre d'affaires intersecteurs
13 805
3 940
488
12 785
716
70
(31 804)
-
Droits d'accises
-
-
-
(186)
(4 143)
-
-
(4 329)
Produits des ventes
16 326
7 856
6 868
47 660
23 480
74
(31 804)
70 460
Charges d'exploitation
(5 678)
(6 296)
(6 634)
(44 017)
(22 683)
(256)
31 804
(53 760)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 066)
(262)
(51)
(389)
(237)
(33)
-
(3 038)
Résultat opérationnel
ajusté
8 582
1 298
183
3 254
560
(215)
-
13 662
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
88
1 186
195
297
102
71
-
1 939
Impôts du résultat opérationnel net
(3 951)
(269)
(38)
(791)
(196)
(86)
-
(5 331)
Résultat opérationnel net
ajusté
4 719
2 215
340
2 760
466
(230)
-
10 270
Coût net de la dette nette
(385)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(89)
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
9 796
2ème trimestre 2022
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
4 128
285
587
333
288
25
-
5 646
Désinvestissements
63
393
73
56
72
7
-
664
Flux de trésorerie
d'exploitation
8 768
3 802
168
3 526
580
(560)
-
16 284
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non
audité)
1ersemestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
3 388
6 892
14 804
49 704
44 071
15
-
118 874
Chiffre d'affaires intersecteurs
20 836
8 777
2 355
17 691
321
121
(50 101)
-
Droits d'accises
-
-
-
(415)
(8 692)
-
-
(9 107)
Produits des ventes
24 224
15 669
17 159
66 980
35 700
136
(50 101)
109 767
Charges d'exploitation
(9 924)
(13 242)
(16 165)
(63 934)
(34 459)
(437)
50 101
(88 060)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(4 183)
(565)
(98)
(808)
(465)
(49)
-
(6 168)
Résultat opérationnel
10 117
1 862
896
2 238
776
(350)
-
15 539
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
53
1 276
(320)
55
307
(38)
-
1 333
Impôts du résultat opérationnel net
(5 287)
(342)
(152)
(512)
(281)
23
-
(6 551)
Résultat opérationnel net
4 883
2 796
424
1 781
802
(365)
-
10 321
Coût net de la dette nette
(538)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(138)
Résultat net - part
TotalEnergies
9 645
1ersemestre 2023 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
-
-
-
-
-
-
-
-
Chiffre d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
-
-
-
-
-
-
-
Charges d'exploitation
(33)
(700)
67
(640)
(177)
(57)
-
(1 540)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(147)
-
-
(36)
-
-
-
(183)
Résultat opérationnel (b)
(180)
(700)
67
(676)
(177)
(57)
-
(1 723)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(179)
12
(457)
(96)
217
2
-
(501)
Impôts du résultat opérationnel net
240
82
(6)
(69)
33
15
-
295
Résultat opérationnel net
(b)
(119)
(606)
(396)
(841)
73
(40)
-
(1 929)
Coût net de la dette nette
80
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(3)
Résultat net - part
TotalEnergies
(1 852)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
(607)
(147)
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
(659)
(109)
-
1ersemestre 2023 (ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
3 388
6 892
14 804
49 704
44 071
15
-
118 874
Chiffre d'affaires intersecteurs
20 836
8 777
2 355
17 691
321
121
(50 101)
-
Droits d'accises
-
-
-
(415)
(8 692)
-
-
(9 107)
Produits des ventes
24 224
15 669
17 159
66 980
35 700
136
(50 101)
109 767
Charges d'exploitation
(9 891)
(12 542)
(16 232)
(63 294)
(34 282)
(380)
50 101
(86 520)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(4 036)
(565)
(98)
(772)
(465)
(49)
-
(5 985)
Résultat opérationnel
ajusté
10 297
2 562
829
2 914
953
(293)
-
17 262
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
232
1 264
137
151
90
(40)
-
1 834
Impôts du résultat opérationnel net
(5 527)
(424)
(146)
(443)
(314)
8
-
(6 846)
Résultat opérationnel net
ajusté
5 002
3 402
820
2 622
729
(325)
-
12 250
Coût net de la dette nette
(618)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(135)
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
11 497
1ersemestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
6 621
1 821
2 041
714
415
65
-
11 677
Désinvestissements
57
94
298
60
329
4
-
842
Flux de trésorerie
d'exploitation
8 583
4 868
999
1 072
(8)
(481)
-
15 033
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non
audité)
1ersemestre 2022
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
4 672
9 408
13 167
66 069
50 056
8
-
143 380
Chiffre d'affaires intersecteurs
27 623
7 438
1 009
22 062
983
133
(59 248)
-
Droits d'accises
-
-
-
(378)
(8 607)
-
-
(8 985)
Produits des ventes
32 295
16 846
14 176
87 753
42 432
141
(59 248)
134 395
Charges d'exploitation
(11 468)
(13 030)
(14 686)
(80 653)
(40 294)
(850)
59 248
(101 733)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(4 773)
(554)
(94)
(769)
(514)
(77)
-
(6 781)
Résultat opérationnel
16 054
3 262
(604)
6 331
1 624
(786)
-
25 881
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(3 426)
(1 869)
192
505
56
179
-
(4 363)
Impôts du résultat opérationnel net
(7 739)
(553)
(1)
(1 391)
(521)
97
-
(10 108)
Résultat opérationnel net
4 889
840
(413)
5 445
1 159
(510)
-
11 410
Coût net de la dette nette
(555)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(219)
Résultat net - part
TotalEnergies
10 636
1ersemestre 2022 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
-
(18)
15
-
-
-
-
(3)
Chiffre d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
(18)
15
-
-
-
-
(3)
Charges d'exploitation
(873)
45
(768)
1 722
641
(433)
-
334
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(539)
(14)
-
-
(33)
(9)
-
(595)
Résultat opérationnel (b)
(1 412)
13
(753)
1 722
608
(442)
-
(264)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(3 770)
(4 508)
11
169
(7)
106
-
(7 999)
Impôts du résultat opérationnel net
337
(13)
71
(326)
(180)
98
-
(13)
Résultat opérationnel net
(b)
(4 845)
(4 508)
(671)
1 565
421
(238)
-
(8 276)
Coût net de la dette nette
193
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(54)
Résultat net - part
TotalEnergies
(8 137)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
1 722
684
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
1 597
503
-
1ersemestre 2022 (ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
4 672
9 426
13 152
66 069
50 056
8
-
143 383
Chiffre d'affaires intersecteurs
27 623
7 438
1 009
22 062
983
133
(59 248)
-
Droits d'accises
-
-
-
(378)
(8 607)
-
-
(8 985)
Produits des ventes
32 295
16 864
14 161
87 753
42 432
141
(59 248)
134 398
Charges d'exploitation
(10 595)
(13 075)
(13 918)
(82 375)
(40 935)
(417)
59 248
(102 067)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(4 234)
(540)
(94)
(769)
(481)
(68)
-
(6 186)
Résultat opérationnel
ajusté
17 466
3 249
149
4 609
1 016
(344)
-
26 145
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
344
2 639
181
336
63
73
-
3 636
Impôts du résultat opérationnel net
(8 076)
(540)
(72)
(1 065)
(341)
(1)
-
(10 095)
Résultat opérationnel net
ajusté
9 734
5 348
258
3 880
738
(272)
-
19 686
Coût net de la dette nette
(748)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(165)
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
18 773
1ersemestre 2022
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
6 099
575
1 736
561
428
34
-
9 433
Désinvestissements
346
1 237
244
83
151
12
-
2 073
Flux de trésorerie
d'exploitation
14 536
6 021
(1 736)
4 633
1 478
(1 031)
-
23 901
Réconciliation des informations par secteur avec les états
financiers consolidés TotalEnergies (non audité)
Compte de
2ème trimestre 2023
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
56 195
76
56 271
Droits d'accises
(4 737)
-
(4 737)
Produits
des ventes
51 458
76
51 534
Achats, nets de variation de stocks
(33 379)
(485)
(33 864)
Autres charges d'exploitation
(7 754)
(152)
(7 906)
Charges d'exploration
(62)
-
(62)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 959)
(147)
(3 106)
Autres produits
116
-
116
Autres charges
(256)
(110)
(366)
Coût de l'endettement financier brut
(724)
-
(724)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
402
108
510
Coût de
l'endettement financier net
(322)
108
(214)
Autres produits financiers
401
12
413
Autres charges financières
(173)
-
(173)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
662
(395)
267
Produit (Charge) d'impôt
(2 715)
228
(2 487)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
5 017
(865)
4 152
Part TotalEnergies
4 956
(868)
4 088
Intérêts ne conférant pas le contrôle
61
3
64
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
Compte de
2ème trimestre 2022
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
74 789
(15)
74 774
Droits d'accises
(4 329)
-
(4 329)
Produits
des ventes
70 460
(15)
70 445
Achats, nets de variation de stocks
(46 023)
580
(45 443)
Autres charges d'exploitation
(7 620)
(421)
(8 041)
Charges d'exploration
(117)
-
(117)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 038)
(64)
(3 102)
Autres produits
429
-
429
Autres charges
(529)
(776)
(1 305)
Coût de l'endettement financier brut
(572)
-
(572)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
130
115
245
Coût de
l'endettement financier net
(442)
115
(327)
Autres produits financiers
231
-
231
Autres charges financières
(136)
-
(136)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
1 944
(3 490)
(1 546)
Produit (Charge) d'impôt
(5 274)
(10)
(5 284)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
9 885
(4 081)
5 804
Part TotalEnergies
9 796
(4 104)
5 692
Intérêts ne conférant pas le contrôle
89
23
112
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
Réconciliation des informations par secteur avec les états
financiers consolidés TotalEnergies (non audité)
Compte de
1ersemestre 2023
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
118 874
-
118 874
Droits d'accises
(9 107)
-
(9 107)
Produits
des ventes
109 767
-
109 767
Achats, nets de variation de stocks
(70 858)
(1 357)
(72 215)
Autres charges d'exploitation
(15 506)
(185)
(15 691)
Charges d'exploration
(156)
2
(154)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(5 985)
(183)
(6 168)
Autres produits
193
264
457
Autres charges
(393)
(273)
(666)
Coût de l'endettement financier brut
(1 434)
-
(1 434)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
775
128
903
Coût de
l'endettement financier net
(659)
128
(531)
Autres produits financiers
649
22
671
Autres charges financières
(356)
-
(356)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
1 741
(514)
1 227
Produit (Charge) d'impôt
(6 805)
247
(6 558)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
11 632
(1 849)
9 783
Part TotalEnergies
11 497
(1 852)
9 645
Intérêts ne conférant pas le contrôle
135
3
138
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
Compte de
1ersemestre 2022
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
143 383
(3)
143 380
Droits d'accises
(8 985)
-
(8 985)
Produits
des ventes
134 398
(3)
134 395
Achats, nets de variation de stocks
(86 785)
1 694
(85 091)
Autres charges d'exploitation
(15 029)
(635)
(15 664)
Charges d'exploration
(253)
(725)
(978)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(6 186)
(595)
(6 781)
Autres produits
550
22
572
Autres charges
(798)
(2 797)
(3 595)
Coût de l'endettement financier brut
(1 034)
-
(1 034)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
189
270
459
Coût de
l'endettement financier net
(845)
270
(575)
Autres produits financiers
350
84
434
Autres charges financières
(271)
-
(271)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
3 805
(5 308)
(1 503)
Produit (Charge) d'impôt
(9 998)
(90)
(10 088)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
18 938
(8 083)
10 855
Part TotalEnergies
18 773
(8 137)
10 636
Intérêts ne conférant pas le contrôle
165
54
219
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
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TotalEnergies (NYSE:TTE)
Gráfico Histórico do Ativo
De Jun 2024 até Jul 2024
TotalEnergies (NYSE:TTE)
Gráfico Histórico do Ativo
De Jul 2023 até Jul 2024