TotalEnergies démontre une nouvelle fois la
pertinence de sa stratégie qui lui permet de tirer
pleinement parti des prix de l’énergie avec un résultat net
ajusté à 6,5 G$ et un cash-flow de 9,3 G$ en hausse
Regulatory News:
TotalEnergies (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
3T23
Variation vs 2T23
9M23
Variation vs 9M22
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)
6,7
+63%
16,3
-5%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)(1)
- en milliards de dollars (G$)
6,5
+30%
18,0
-37%
- en dollar par action
2,63
+32%
7,24
-34%
EBITDA ajusté(1) (G$)
13,1
+18%
38,3
-31%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)(1) (G$)
9,3
+10%
27,4
-25%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)
9,5
-4%
24,5
-41%
Ratio d’endettement(1) de 12,3% au 30 septembre 2023 contre 11,1%
au 30 juin 2023
Troisième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2023
de 0,74 €/action
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 25
octobre 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné,
Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie
pour le troisième trimestre 2023. A cette occasion, Patrick
Pouyanné a déclaré : «Tout en mettant en œuvre sa stratégie de
transition équilibrée entre pétrole et gaz d’une part et
électricité et renouvelables d’autre part, TotalEnergies démontre à
nouveau ce trimestre sa capacité à tirer parti d’un environnement
favorable, générant un résultat net ajusté de 6,5 G$ et une
rentabilité des capitaux employés moyens supérieure à 20%. Le
cash-flow (CFFO) s’élève à 9,3 G$ sur le trimestre et 27,4 G$ sur
les neuf premiers mois de l’année. Avec une production proche de
2,5 Mbep/j, les activités Oil & Gas affichent une croissance de
production de 5% sur un an, grâce au démarrage de plusieurs projets
pétroliers au Brésil (Mero 1), Nigéria (Ikike) et Irak (Ratawi),
gaziers en Oman (Bloc 10) et Azerbaïdjan (Absheron). Au cours de ce
trimestre la confirmation des succès d’exploration au Suriname et
en Namibie ont ouvert la voie à de nouveaux développements qui
contribueront à la croissance future. L’Exploration-Production
génère un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow en
hausse de 0,8 G$ sur le trimestre pour atteindre respectivement 3,1
G$ et 5,2 G$ et le secteur Integrated LNG confirme la solidité de
son portefeuille mondial intégré avec un résultat opérationnel net
ajusté de 1,3 G$ et un cash-flow de 1,6 G$. L’Aval réalise un
résultat opérationnel net ajusté en croissance sur le trimestre à
1,8 G$ et un cash-flow de 2,2 G$ grâce à une bonne disponibilité
des capacités de raffinage européen. Ce trimestre démontre à
nouveau la pertinence de la stratégie de transition profitable de
TotalEnergies. Le secteur Integrated Power dépasse ainsi pour la
première fois un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow
de 500 M$. Le cash-flow des neuf premiers mois de 2023 s’élève à
près de 1,5 G$, en ligne avec l’objectif d’atteindre environ 2 G$
sur l’année. Le trimestre a été marqué par la mise en service du
projet éolien en mer d’1 GW Seagreen en Ecosse exécuté dans le
budget prévu et du projet Myrtle Solar de 380 MW avec stockage par
batteries aux Etats-Unis ainsi que par l’acquisition de 100% de
Total Eren. Conforté par la qualité de ces résultats, le Conseil
d’administration a décidé la distribution d’un troisième acompte
sur dividende au titre de l’exercice 2023 d’un montant de 0,74
€/action, en augmentation de 7,25% par rapport à 2022. En outre, la
Compagnie exécute le programme de rachat d’actions de 9 G$ en 2023,
tel qu’annoncé le 27 septembre dernier. Ainsi, le taux de
distribution aux actionnaires à fin septembre 2023 s’établit à près
de 43%, en ligne avec la nouvelle guidance de plus de 40%. »
1. Faits marquants(2)
Stratégie multi-énergies
- Lancement de GGIP en Irak : entrée effective, à compter du 16
août 2023, dans le champ en production de Ratawi
- 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
- Association avec Petrobras et Casa dos Ventos dans les énergies
renouvelables au Brésil
Amont
- Mise en production du champ de gaz à condensats d’Absheron, en
Azerbaïdjan
- Acquisition d’une participation dans les découvertes de gaz de
Cash-Maple pour assurer l’approvisionnement à long terme d’Ichthys
LNG, en Australie
- Lancement des études de développement d’un projet de 200 kb/j
au Suriname, pour une décision finale d’investissement fin
2024
- Cession de Surmont à ConocoPhillips pour un montant jusqu’à 3,3
G$ et signature d’un accord en vue de la cession de l’ensemble des
autres actifs canadiens à Suncor pour environ 1,1 G$
- Cession à Petronas d’une participation 40% dans le Bloc 20 en
Angola
- Cession à ADNOC d’une participation de 15% dans le champ
d’Absheron en Azerbaïdjan
Aval
- Démarrage d’une nouvelle unité de polyéthylène sur le site de
Baystar, aux Etats-Unis
Integrated LNG
- Signature de contrats d’achat de GNL pour 3,5 Mt/an pendant 27
ans auprès de QatarEnergy LNG
- Lancement du projet Rio Grande LNG 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
Integrated Power
- Mise en service de Myrtle Solar aux Etats-Unis, première grande
centrale solaire avec stockage
- Signature avec Saint-Gobain d’un contrat de fourniture
d’électricité de 15 ans aux Etats-Unis
- Mise en service de Seagreen, en Ecosse, première ferme éolienne
en mer de la Compagnie
- Cession de participations à Corio Generation et Rise Light
& Power dans un projet éolien offshore de plus de 3 GW au large
de New York et du New Jersey, aux Etats-Unis
- Partenariat avec European Energy pour développer plus de 4 GW
de projets d’énergies renouvelables
- Acquisition de 50% dans R�nesans Enerji pour développer des
projets renouvelables en Turquie
- Investissement avec AGEL dans une co-entreprise en Inde, dotée
de 1 400 MW d’actifs renouvelables
- Attribution d’un contrat d’installation et d’opération de 1100
points de recharge HPC en Allemagne
Molécules bas carbone
- Accord avec Air Liquide pour l’approvisionnement en hydrogène
vert et bas carbone de la plateforme de Normandie
- Appel d’offres pour la fourniture de 500 kt/an d’hydrogène vert
pour décarboner le raffinage européen
- Acquisition d’une participation dans un permis d’exploration
pour du stockage de CO2, en Norvège
- Economie circulaire : Première transformation d’huile de
pyrolyse issue de déchets plastiques en polymères certifiés
circulaires en Arabie Saoudite et lancement d’un projet de
recyclage mécanique de plastiques sur le site de Grandpuits en
France
2. Principales données financières issues des comptes
consolidés de TotalEnergies(1)
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars, sauf
le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre
d’actions
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
13 062
11 105
19 420
-33%
EBITDA ajusté (1)
38 334
55 581
-31%
6 808
5 582
10 279
-34%
Résultat opérationnel net ajusté
des secteurs
19 383
30 237
-36%
3 138
2 349
4 217
-26%
Exploration-Production
8 140
13 951
-42%
1 342
1 330
3 413
-61%
Integrated LNG
4 744
8 761
-46%
506
450
236
x2,1
Integrated Power
1 326
494
x2,7
1 399
1 004
1 935
-28%
Raffinage-Chimie
4 021
5 815
-31%
423
449
478
-12%
Marketing & Services
1 152
1 216
-5%
662
662
2 576
-74%
Quote-part du résultat net ajusté
des sociétés mises en équivalence
2 403
6 381
-62%
33,4%
37,3%
44,1%
Taux moyen d'imposition (3)
37,5%
40,8%
6 453
4 956
9 863
-35%
Résultat net ajusté (part
TotalEnergies) (1)
17 950
28 636
-37%
2,63
1,99
3,83
-31%
Résultat net ajusté dilué par
action (dollars) (4)
7,24
10,96
-34%
2,41
1,84
3,78
-36%
Résultat net ajusté dilué par
action (euros) (5)
6,68
10,31
-35%
2 423
2 448
2 560
-5%
Nombre moyen pondéré dilué
d’actions (millions)
2 448
2 589
-5%
6 676
4 088
6 626
+1%
Résultat net (part
TotalEnergies)
16 321
17 262
-5%
4 283
4 271
3 116
+37%
Investissements organiques
(1)
11 987
7 916
+51%
808
320
1 587
-49%
Acquisitions nettes (1)
4 115
4 585
-10%
5 091
4 591
4 703
+8%
Investissements nets (1)
16 102
12 501
+29%
9 340
8 485
11 736
-20%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO) (1)
27 446
36 595
-25%
9 551
8 596
12 040
-21%
Marge brute d'autofinancement
hors frais financiers (DACF) (1)
27 922
37 665
-26%
9 496
9 900
17 848
-47%
Flux de trésorerie
d’exploitation
24 529
41 749
-41%
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
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
86,7
78,1
100,8
-14%
Brent ($/b)
82,1
105,5
-22%
2,7
2,3
7,9
-66%
Henry Hub ($/Mbtu)
2,6
6,7
-61%
10,6
10,5
42,5
-75%
NBP ($/Mbtu)
12,4
32,4
-62%
12,5
10,9
46,5
-73%
JKM ($/Mbtu)
13,3
34,9
-62%
78,9
72,0
93,6
-16%
Prix moyen de vente liquides ($/b) (6),(7)Filiales
consolidées
74,9
95,4
-22%
5,47
5,98
16,83
-67%
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) (6),(8)Filiales consolidées
6,80
13,28
-49%
9,56
9,84
21,51
-56%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) (6),(9)Filiales consolidées
et sociétés mises en equivalence
10,92
16,26
-33%
95,1
42,7
99,3
-4%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)
(6),(10)
75,9
100,3
-24%
3.2 Émissions de gaz à effet de serre(11)
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Émissions Scope 1+2 (MtCO2e)
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
8,5
9,1
10,3
-18%
Scope 1+2 des installations opérées (12)
26,6
29,6
-10%
7,5
7,9
8,2
-9%
dont Oil & Gas
23,1
24,2
-5%
1,0
1,1
2,1
-54%
dont CCGT
3,6
5,4
-33%
12,1
12,5
14,0
-14%
Scope 1+2 périmètre patrimonial
37,4
41,4
-10%
Emissions 3T23 et 2T23 estimées.
Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse
de 18% sur un an au troisième trimestre 2023, grâce à la baisse
continue du torchage sur les installations de
l’Exploration-Production ainsi que la moindre utilisation des
centrales électriques à gaz en Europe.
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Émissions de Méthane (ktCH4)
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
7
8
10
-30%
Émissions de méthane des installations opérées
25
31
-19%
9
10
14
-32%
Émissions de méthane périmètre patrimonial
30
38
-21%
Émissions 3T23 et 2T23 estimées.
Émissions Scope 3 (MtCO2e)
9M23
2022
Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (13)
est. 270
389
3.3 Production(14)
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Production d'hydrocarbures
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
2 476
2 471
2 669
-7%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 490
2 750
-9%
1 399
1 416
1 298
+8%
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)
1 404
1 291
+9%
1 077
1 055
1 371
-21%
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)
1 086
1 459
-26%
2 476
2 471
2 669
-7%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 490
2 750
-9%
1 561
1 571
1 494
+4%
Liquides (kb/j)
1 565
1 501
+4%
4 921
4 845
6 367
-23%
Gaz (Mpc/j)
4 985
6 785
-27%
2 476
2 471
2 356
+5%
Production d'hydrocarbures hors Novatek (kbep/j)
2 490
2 425
+3%
La production d’hydrocarbures a été de 2 476 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2023,
en hausse de 5% sur un an (hors Novatek) en raison des éléments
suivants :
- +5% lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets,
notamment Absheron en Azerbaïdjan, Johan Sverdrup Phase 2 en
Norvège, Mero 1 au Brésil, Ikike au Nigéria, et le Bloc 10 en
Oman,
- +2% lié à une baisse des maintenances planifiées, en
particulier sur Ichthys en Australie, et des arrêts non planifiés,
notamment sur Kashagan au Kazakhstan,
- +1% lié à l’amélioration des conditions de sûreté au Nigéria et
en Libye,
- -3% lié au déclin naturel des champs.
Entre les troisièmes trimestres de 2022 et 2023, les effets
périmètres positifs (notamment les entrées dans la concession de
SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, dans le champ de Ratawi en
Irak, et l’augmentation de la participation dans les concessions de
Waha en Libye) compensent les effets périmètres négatifs (notamment
la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande et la
sortie du champ de Termokarstovoye en Russie).
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Exploration-Production
4.1.1 Production
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Production d'hydrocarbures
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
2 043
2 033
2 251
-9%
EP (kbep/j)
2 045
2 292
-11%
1 507
1 512
1 454
+4%
Liquides (kb/j)
1 506
1 450
+4%
2 865
2 778
4 300
-33%
Gaz (Mpc/j)
2 885
4 569
-37%
2 043
2 033
1 988
+3%
EP hors Novatek (kbep/j)
2 045
2 023
1,1%
4.1.2 Résultats
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars, sauf le taux moyen
d'imposition
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
3 138
2 349
4 217
-26%
Résultat opérationnel net ajusté
8 140
13 951
-42%
125
149
377
-67%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en
équivalence
409
1 019
-60%
44,6%
49,7%
55,4%
Taux moyen d'imposition (15)
50,7%
49,9%
2 557
2 424
1 989
+29%
Investissements organiques (1)
7 115
5 288
+35%
(514)
176
(126)
ns
Acquisitions nettes (1)
1 600
2 415
-34%
2 043
2 600
1 863
+10%
Investissements nets (1)
8 715
7 703
+13%
5 165
4 364
6 406
-19%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
14 436
21 092
-32%
4 240
4 047
9 083
-53%
Flux de trésorerie d’exploitation
12 823
23 619
-46%
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production
s’est établi à 3 138 M$ au troisième trimestre 2023 en hausse de
34% sur le trimestre, principalement grâce à la hausse des prix du
pétrole et la baisse du taux moyen d’imposition, compte-tenu
notamment de la baisse du poids relatif des actifs de la Mer du
Nord, à fiscalité élevée.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 5 165 M$
au troisième trimestre 2023 en hausse de 18% sur le trimestre,
principalement grâce à la hausse des prix du pétrole.
4.2 Integrated LNG
4.2.1 Production
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Production d'hydrocarbures pour le GNL
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
433
438
418
+4%
Integrated LNG (kbep/j)
445
458
-3%
54
59
40
+37%
Liquides (kb/j)
59
51
+15%
2 056
2 067
2 067
-1%
Gaz (Mpc/j)
2 100
2 216
-5%
433
438
368
+18%
Integrated LNG hors Novatek (kbep/j)
445
402
+11%
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
GNL (Mt)
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
10,5
11,0
10,4
-
Ventes totales de GNL
32,5
35,4
-8%
3,7
3,6
4,0
-9%
incl. Ventes issues des quotes-parts de production*
11,2
12,6
-11%
9,4
10,0
9,2
+2%
incl. Ventes par TotalEnergies issues desquotes-parts de
production et d'achats auprès de tiers
29,3
31,4
-7%
* 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 (hors Novatek) au
troisième trimestre 2023 est stable par rapport au deuxième
trimestre 2023. Elle est en hausse de 18% sur un an, une
maintenance planifiée sur Ichthys ayant impacté la production au
troisième trimestre 2022.
Au troisième trimestre 2023, les ventes totales de GNL sont
stables par rapport au troisième trimestre 2022 et sont en baisse
par rapport au deuxième trimestre 2023 en raison de la baisse des
achats spot, dans un environnement moins volatil.
4.2.2 Résultats
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 342
1 330
3 413
-61%
Résultat opérationnel net ajusté
4 744
8 761
-46%
385
432
1 828
-79%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en
équivalence
1 603
4 424
-64%
495
382
213
x2,3
Investissements organiques (1)
1 273
324
x3,9
84
205
(10)
ns
Acquisitions nettes (1)
1 048
(66)
ns
579
587
203
x2,9
Investissements nets (1)
2 321
258
x9
1 648
1 801
2 492
-34%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
5 530
7 096
-22%
872
1 332
3 449
-75%
Flux de trésorerie d’exploitation
5 740
9 470
-39%
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG
s’est établi à 1 342 M$ au troisième trimestre 2023 en baisse de
53% sur un an (hors Novatek), en raison de la baisse des prix du
GNL et des résultats exceptionnels des activités de négoce au
troisième trimestre 2022, partiellement contrebalancés par la
hausse de la production.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated
LNG s’est établie à 1 648 M$ au troisième trimestre 2023, en baisse
de 34% sur un an (hors Novatek), principalement en raison de la
baisse des prix du GNL, partiellement compensée par les marges
élevées capturées en 2022 sur les cargos de GNL livrables en
2023.
4.3 Integrated Power
4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Integrated Power
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
8,9
8,2
8,5
+4%
Production nette d'électricité (TWh) *
25,5
23,7
+7%
5,4
4,2
2,4
x2,3
dont à partir de sources renouvelables
13,5
7,1
+90%
3,5
4,0
6,1
-43%
dont CCGT
12,0
16,6
-28%
15,9
13,2
11,7
+36%
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **
15,9
11,7
+36%
11,6
8,9
7,4
+57%
dont renouvelable
11,6
7,4
+57%
4,3
4,3
4,3
-
dont CCGT
4,3
4,3
-
80,5
74,7
67,8
+19%
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique
renouvelable (GW) **,***
80,5
67,8
+19%
20,2
19,0
16,0
+26%
dont capacités installées
20,2
16,0
+26%
6,0
6,0
6,3
-5%
Clients électricité - BtB et BtC (Million) **
6,0
6,3
-5%
2,8
2,8
2,8
-
Clients gaz - BtB et BtC (Million) **
2,8
2,8
-
11,2
11,5
12,1
-7%
Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)
38,2
40,7
-6%
13,8
19,2
14,2
-2%
Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)
70,2
68,3
+3%
* Solaire, éolien, hydroélectricité et centrales à gaz à cycle
combiné. ** Données à fin de période. *** 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.
La production nette d’électricité s’établit à 8,9 TWh au
troisième trimestre 2023 en hausse de 7% sur le trimestre, portée
par la croissance de la production d’électricité renouvelable
principalement du fait de l’intégration à 100% de Total Eren mais
également du démarrage de Myrtle Solar et Danish Fields aux
Etats-Unis.
La capacité brute installée de génération électrique
renouvelable atteint plus de 20 GW à la fin du troisième trimestre
2023, en hausse de plus de 1 GW par rapport au trimestre précédent,
dont 0,5 GW mis en service aux Etats-Unis (Myrtle Solar, Danish
Fields) et 0,3 GW mis en service sur le projet éolien en mer de
Seagreen au Royaume-Uni.
4.3.2 Résultats
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
506
450
236
x2,1
Résultat opérationnel net ajusté
1 326
494
x2,7
37
23
60
-38%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en
équivalence
116
113
+3%
578
753
440
+31%
Investissements organiques (1)
1 908
929
x2,1
1 354
(42)
1 728
-22%
Acquisitions nettes (1)
1 831
2 367
-23%
1 932
711
2 168
-11%
Investissements nets (1)
3 739
3 296
+13%
516
491
191
x2,7
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
1 447
532
x2,7
1 936
2 284
941
x2,1
Flux de trésorerie d’exploitation
2 935
(795)
ns
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power
s’est établi à 506 M$ et la marge brute d’autofinancement (CFFO) à
516 M$ au troisième trimestre 2023, en hausse de 12% et 5%
respectivement sur le trimestre, grâce à la croissance de la
production d’électricité renouvelable et la performance de son
modèle intégré sur la chaîne de valeur de l’électricité.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de 1 936 M$ sur le
trimestre, en raison de l’impact positif sur le besoin en fonds de
roulement de la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et
d’électricité.
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
4.4.1 Résultats
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 822
1 453
2 413
-24%
Résultat opérationnel net ajusté
5 173
7 031
-26%
625
686
453
+38%
Investissements organiques (1)
1 601
1 332
+20%
(115)
(19)
(6)
ns
Acquisitions nettes (1)
(363)
(131)
ns
510
667
447
+14%
Investissements nets (1)
1 238
1 201
+3%
2 205
2 085
2 944
-25%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
6 479
8 388
-23%
2 266
2 588
4 737
-52%
Flux de trésorerie d’exploitation
3 330
10 848
-69%
4.5 Raffinage-Chimie
4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques
et taux d’utilisation
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Volumes raffinés et taux d’utilisation*
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 489
1 472
1 599
-7%
Total volumes raffinés (kb/j)
1 456
1 497
-3%
489
364
431
+14%
France
404
359
+12%
589
601
656
-10%
Reste de l'Europe
596
637
-6%
410
507
512
-20%
Reste du monde
456
501
-9%
84%
82%
88%
Taux d’utilisation sur bruts traités**
81%
84%
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur
Marketing & Services. ** Sur la base de la capacité de
distillation en début d’année.
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Production de produits pétrochimiques et taux
d'utilisation
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 330
1 157
1 299
+2%
Monomères* (kt)
3 782
3 910
-3%
1 070
963
1 171
-9%
Polymères (kt)
3 145
3 632
-13%
75%
67%
80%
Taux d’utilisation des vapocraqueurs **
72%
79%
* 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 troisième
trimestre 2023, notamment en raison de maintenances planifiées et
d’arrêts non planifiés sur les raffineries de Port Arthur aux
Etats-Unis et d’Anvers en Belgique, partiellement compensés par une
hausse des traitements en France.
Le taux d’utilisation sur bruts traités est en hausse par
rapport au trimestre précédent à 84% au troisième trimestre 2023,
compte-tenu de la disponibilité plus élevée des raffineries en
France.
4.5.2 Résultats
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 399
1 004
1 935
-28%
Résultat opérationnel net ajusté
4 021
5 815
-31%
386
454
224
+72%
Investissements organiques (1)
1 038
735
+41%
(97)
(15)
1
ns
Acquisitions nettes (1)
(107)
(33)
ns
289
439
225
+28%
Investissements nets (1)
931
702
+33%
1 618
1 329
2 164
-25%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
4 680
6 560
-29%
2 060
1 923
3 798
-46%
Flux de trésorerie d’exploitation
3 132
8 431
-63%
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie
s’établit à 1 399 M$ au troisième trimestre 2023, en hausse de 39%
sur un trimestre, en lien avec la hausse des marges de raffinage en
Europe et du taux d’utilisation.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) est de 1 618 M$ au
troisième trimestre 2023 en hausse de 22% sur un trimestre pour les
mêmes raisons.
4.6 Marketing & Services
4.6.1 Ventes de produits pétroliers
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Ventes en kb/j*
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 399
1 397
1 495
-6%
Total des ventes du Marketing & Services
1 386
1 475
-6%
792
799
873
-9%
Europe
783
827
-5%
608
598
622
-2%
Reste du monde
603
648
-7%
* Hors négoce international (trading) et ventes massives
Raffinage.
Les ventes de produits pétroliers sont en baisse sur un an de 6%
au troisième trimestre 2023, l’effet de périmètre lié à la cession
de 50% de l’activité de distribution de carburants en Egypte ayant
été partiellement compensé par la reprise de l’activité
aviation.
4.6.2 Résultats
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
423
449
478
-12%
Résultat opérationnel net ajusté
1 152
1 216
-5%
239
232
229
+4%
Investissements organiques (1)
563
597
-6%
(18)
(4)
(7)
ns
Acquisitions nettes (1)
(256)
(98)
ns
221
228
222
-
Investissements nets (1)
307
499
-38%
587
756
780
-25%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
1 799
1 828
-2%
206
665
939
-78%
Flux de trésorerie d’exploitation
198
2 417
-92%
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing &
Services s’élève à 423 M$ au troisième trimestre 2023, en baisse de
12% sur un an, en lien avec la baisse des ventes.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) est en baisse de 25% sur
un an à 587 M$ au troisième trimestre 2023, le trimestre ayant été
négativement impacté 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 :
- 6 808 M$ au troisième trimestre 2023, contre 5 582 M$ au
deuxième trimestre 2023, en raison de la hausse des prix du pétrole
et des marges de raffinage et de la baisse du taux moyen
d’imposition de l’Exploration-Production,
- 19 383 M$ sur les neuf premiers mois de 2023, contre 30 237 M$
un an auparavant, en raison de la baisse des prix du pétrole, du
gaz et des marges de raffinage.
5.2 Résultat net ajusté(1) (part TotalEnergies)
Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 6 453
M$ au troisième trimestre 2023 contre 4 956 M$ au deuxième
trimestre 2023, en raison de la hausse des prix du pétrole et des
marges de raffinage et de la baisse du taux moyen d’imposition de
l’Exploration-Production.
Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un
montant de 223 M$ au troisième trimestre 2023, constitués
principalement de :
- +1 G$ d’effets de stock et de variation de juste valeur,
- -0,6 G$ de dépréciations exceptionnelles en relation avec les
projets de cession de Naphtachimie à INEOS et de la raffinerie
Natref en Afrique du Sud ainsi que relatives aux goodwills liés aux
portefeuilles clients des activités de marketing gaz-électricité en
Belgique, Espagne et France.
Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :
- 33,4% au troisième trimestre contre 37,3% au deuxième trimestre
2023, en raison notamment d’un moindre taux d’imposition de
l’Exploration-Production lié à la baisse du poids relatif des
actifs de la Mer du Nord, à fiscalité élevée,
- 37,5% pour les neuf premiers mois de 2023 contre 40,8% pour la
même période de 2022, notamment en raison d’une baisse du poids
relatif de l’Exploration-Production dans les résultats de la
Compagnie en ligne avec l’évolution des prix du pétrole et du
gaz
5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par
action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :
- 2,63 $ au troisième trimestre 2023, calculé sur la base d’un
nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 423 millions, contre 1,99
$ au deuxième trimestre 2023,
- 7,24 $ sur les neuf premiers mois de 2023, calculé sur la base
d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 448 millions, contre
10,96 $ un an plus tôt.
Au 30 septembre 2023, le nombre d’actions dilué était de 2 417
millions.
Dans le cadre de sa politique de retour à l’actionnaire,
TotalEnergies a procédé au rachat de :
- 33,9 millions d’actions au troisième trimestre 2023 en vue de
leur annulation, pour un montant de 2,1 G$,
- 98,9 millions d’actions sur les neuf premiers mois de 2023 en
vue de leur annulation, pour un montant de 6,1 G$.
5.4 Acquisitions - cessions
Les acquisitions ont représenté :
- 1 992 M$ au troisième trimestre 2023, notamment lié à
l’acquisition des 70,4% restant de Total Eren et l’acquisition de
deux tranches supplémentaires pour un total de 12,4 % dans
NextDecade en lien avec le lancement du projet Rio Grande LNG aux
Etats-Unis,
- 5 730 M$ sur les neuf premiers mois de 2023, notamment lié aux
éléments ci-dessus ainsi que l’acquisition de 20% dans la
concession de SARB et Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, la prise de
participation dans les projets GNL NFE et NFS au Qatar (6,25% et
9,375% respectivement), et la prise d’une participation de 34% dans
une joint-venture avec Casa dos Ventos au Brésil.
Les cessions ont représenté :
- 1 184 M$ au troisième trimestre 2023, notamment lié à la
cession d’une participation de 40% dans le Bloc 20 en Angola, de
certaines participations dans les hydrocarbures non-conventionnels
en Argentine, ainsi qu’à une cession partielle dans le cadre du
projet éolien en mer au large de New York et du New Jersey aux
Etats-Unis,
- 1 615 M$ sur les neuf premiers mois de 2023, notamment lié aux
éléments ci-dessus ainsi que la cession de 50% de la filiale
Marketing & Services en Egypte.
5.5 Cash-flow net(1)
Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à :
- 4 249 M$ au troisième trimestre 2023 contre 3 894 M$ le
trimestre précédent, compte tenu de la hausse de 856 M$ de la marge
brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 500 M$ des
investissements nets à 5 091 M$ au troisième trimestre 2023,
- 11 344 M$ sur les neuf premiers mois de 2023 contre 24 094 M$
un an auparavant, compte tenu de la baisse de 9 149 M$ de la marge
brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 3 601 M$ des
investissements nets à 16 102 M$ sur la période.
Au troisième trimestre 2023, le flux de trésorerie
d’exploitation est de 9 496 M$, pour une marge brute
d’autofinancement (CFFO) de 9 340 M$.
5.6 Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 22,3% sur la
période du 1er octobre 2022 au 30 septembre 2023.
En millions de dollars
Période du 1er octobre
2022
Période du 1er juillet
2022
Période du 1er octobre
2021
au 30 septembre 2023
au 30 juin 2023
au 30 septembre 2022
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)
25 938
29 351
35 790
Capitaux propres retraités moyens
116 529
116 329
113 861
Rentabilité des capitaux propres (ROE)
22,3%
25,2%
31,4%
La rentabilité des capitaux employés moyens(1) s’est établie à
20,1% sur la période du 1er octobre 2022 au 30 septembre 2023.
En millions de dollars
Période du 1er octobre
2022
Période du 1er juillet
2022
Période du 1er octobre
2021
au 30 septembre 2023
au 30 juin 2023
au 30 septembre 2022
Résultat opérationnel net ajusté (1)
27 351
30 776
37 239
Capitaux Employés (1)
135 757
137 204
136 902
ROACE (1)
20,1%
22,4%
27,2%
6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 8 388
millions d’euros sur les neuf premiers mois de 2023, contre 5 205
millions d’euros un an auparavant.
7. Sensibilités sur l’année 2023(16)
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 (17)
+/- 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$
8. Perspectives
Les prix du pétrole restent élevés, autour de 90 $/b, en ce
début de quatrième trimestre, soutenus par l’action des pays de
l’OPEP+ dans un contexte géopolitique tendu. La hausse de 2 Mb/j en
2023 de la demande de produits pétroliers est portée par les pays
émergents, notamment par la reprise du secteur aérien et la
pétrochimie en Chine.
A l’approche de l’hiver, et malgré un niveau élevé de stockage
de gaz naturel en Europe, dans un marché tendu, les prix du gaz
restent très réactifs aux interruptions de production.
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
être supérieur à 10 $/Mbtu au quatrième trimestre 2023.
TotalEnergies anticipe une production d'hydrocarbures entre 2,4
et 2,5 Mbep/j au quatrième trimestre 2023, compte tenu de la
cession de ses actifs dans les sables bitumineux au Canada.
Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer
au-dessus de 80%, la fin du grand arrêt de Port Arthur étant
anticipée pour la mi-novembre.
Au quatrième trimestre, TotalEnergies anticipe la réception des
produits des ventes de ses actifs canadiens pour un montant
d’environ 4,1 G$(18), ce qui pourrait ramener le ratio
d’endettement sous les 8%. La Compagnie confirme sa guidance en
matière d’investissements nets pour l’année 2023 entre 16 et 17
G$.
* * * *
Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick
Pouyanné et Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient
ce jour à 13h30 (heure de Paris) avec les analystes financiers,
vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la
Compagnie totalenergies.com ou
composer le France +33 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)
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Production combinée liquides/gazpar zone géographique
(kbep/j)
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
550
537
889
-38%
Europe
556
918
-39%
459
481
463
-1%
Afrique
478
473
+1%
781
767
692
+13%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
756
681
+11%
445
443
449
-1%
Amériques
443
419
+6%
241
243
176
+37%
Asie Pacifique
257
259
-1%
2 476
2 471
2 669
-7%
Production totale
2 490
2 750
-9%
327
338
656
-50%
dont filiales mises en équivalence
336
687
-51%
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Production de liquidespar zone géographique (kb/j)
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
229
227
275
-17%
Europe
230
280
-18%
335
359
352
-5%
Afrique
354
358
-1%
627
615
557
+12%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
607
547
+11%
268
268
260
+3%
Amériques
267
231
+15%
102
102
50
x2,1
Asie Pacifique
107
85
+26%
1 561
1 571
1 494
+4%
Production totale
1 565
1 501
+4%
156
153
202
-23%
dont filiales mises en équivalence
153
204
-25%
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Production de gazpar zone géographique (Mpc/j)
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 733
1 671
3 300
-47%
Europe
1 760
3 431
-49%
619
610
559
+11%
Afrique
615
582
+6%
844
834
740
+14%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
817
736
+11%
989
976
1 061
-7%
Amériques
986
1 055
-7%
736
754
707
+4%
Asie Pacifique
807
981
-18%
4 921
4 845
6 367
-23%
Production totale
4 985
6 785
-27%
933
1 004
2 444
-62%
dont filiales mises en équivalence
996
2 596
-62%
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Ventes de produits raffinéspar zone géographique
(kb/j)
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 838
1 709
1 816
+1%
Europe
1 716
1 755
-2%
621
599
690
-10%
Afrique
629
728
-14%
946
918
907
+4%
Amériques
904
868
+4%
624
665
569
+10%
Reste du monde
637
602
+6%
4 029
3 892
3 982
+1%
Total des ventes
3 886
3 953
-2%
407
424
438
-7%
dont ventes massives raffinage
406
419
-3%
2 222
2 070
2 049
+8%
dont négoce international
2 095
2 060
+2%
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
Production de produits pétrochimiques* (kt)
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
1 018
1 026
1 078
-6%
Europe
3 091
3 361
-8%
611
619
670
-9%
Amériques
1 837
1 910
-4%
771
475
722
+7%
Moyen-Orient et Asie
1 999
2 271
-12%
* Oléfines, Polymères.
9.3 Integrated Power
9.3.1 Production nette d’électricité
3T23
2T23
Production nette d'électricité (TWh)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
France
0,2
0,1
-
2,0
0,0
2,3
0,2
0,1
-
2,6
0,0
2,9
Reste de l'Europe
0,1
0,4
0,1
1,1
0,0
1,7
0,0
0,1
0,2
1,1
0,0
1,4
Afrique
0,0
0,0
-
-
-
0,0
0,0
0,0
-
-
-
0,0
Moyent Orient
0,2
-
-
0,5
-
0,7
0,2
-
-
0,3
-
0,5
Amérique du Nord
0,6
0,4
-
-
-
1,1
0,4
0,5
-
-
-
1,0
Amérique du Sud
0,1
0,9
-
-
-
1,0
0,0
0,4
-
-
-
0,5
Inde
1,4
0,4
-
-
-
1,7
1,4
0,3
-
-
-
1,8
Asie Pacifique
0,4
0,0
0,0
-
-
0,4
0,2
0,0
0,0
-
-
0,2
Total
3,0
2,2
0,2
3,5
0,0
8,9
2,5
1,5
0,2
4,0
0,0
8,2
9.3.2 Capacités nettes installées de génération
électrique
3T23
2T23
Capacités nettes installées de génération électrique (GW)
(19)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
France
0,5
0,3
-
2,6
0,1
3,5
0,4
0,3
-
2,6
0,1
3,4
Reste de l'Europe
0,2
0,9
0,6
1,4
0,0
3,1
0,1
0,3
0,4
1,4
0,0
2,2
Afrique
0,1
0,0
-
-
0,0
0,1
0,0
0,0
-
-
0,0
0,1
Moyent Orient
0,4
-
-
0,3
-
0,7
0,3
-
-
0,3
-
0,6
Amérique du Nord
1,5
0,8
-
-
0,0
2,3
1,2
0,8
-
-
0,0
2,0
Amérique du Sud
0,5
0,7
-
-
-
1,2
0,2
0,5
-
-
-
0,7
Inde
3,5
0,4
-
-
-
3,9
3,2
0,4
-
-
-
3,7
Asie Pacifique
1,0
0,0
0,1
-
0,0
1,0
0,6
0,0
0,0
-
0,0
0,6
Total
7,6
3,2
0,6
4,3
0,2
15,9
6,0
2,3
0,5
4,3
0,2
13,2
9.3.3 Capacités brutes de génération électrique
renouvelable
3T23
2T23
Capacités brutes installées de générationélectrique renouvelable
(GW) (20),(21)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
0,8
0,6
-
0,1
1,6
0,8
0,6
-
0,1
1,6
Reste de l'Europe
0,2
1,1
1,1
0,0
2,4
0,2
1,1
0,8
0,0
2,1
Afrique
0,1
0,0
-
0,0
0,2
0,1
0,0
-
0,0
0,2
Moyen Orient
1,2
-
-
-
1,2
1,2
-
-
-
1,2
Amérique du Nord
3,9
2,1
-
0,1
6,2
3,5
2,1
-
0,1
5,6
Amérique du Sud
0,4
1,2
-
-
1,6
0,4
1,0
-
-
1,4
Inde
5,1
0,4
-
-
5,5
5,1
0,4
-
-
5,5
Asie Pacifique
1,4
0,0
0,2
0,0
1,6
1,4
0,0
0,1
0,0
1,5
Total
13,1
5,5
1,3
0,3
20,2
12,5
5,2
1,0
0,3
19,0
3T23
2T23
Capacités brutes en construction de générationélectrique
renouvelable (GW) (20),(21)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
0,2
0,0
0,0
0,0
0,3
0,2
0,1
0,0
0,0
0,3
Reste de l'Europe
0,4
0,0
-
0,0
0,5
0,1
0,0
0,3
0,0
0,5
Afrique
0,0
-
-
0,0
0,0
0,0
-
-
0,0
0,0
Moyen Orient
0,1
-
-
-
0,1
0,1
-
-
-
0,1
Amérique du Nord
2,3
0,1
-
0,5
3,0
2,8
0,1
-
0,5
3,4
Amérique du Sud
0,1
0,1
-
-
0,2
0,1
0,2
-
-
0,3
Inde
0,4
0,1
-
-
0,4
0,4
0,1
-
-
0,5
Asie Pacifique
0,1
0,0
0,5
-
0,6
0,0
0,0
0,5
-
0,6
Total
3,8
0,3
0,5
0,6
5,2
3,8
0,5
0,9
0,6
5,7
3T23
2T23
Capacités brutes en développement de générationélectrique
renouvelable (GW) (20),(21)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
0,9
0,5
-
0,0
1,4
1,0
0,6
-
0,0
1,6
Reste de l'Europe
4,6
0,5
7,4
0,1
12,6
5,4
0,4
4,4
0,1
10,3
Afrique
1,2
0,3
-
0,0
1,5
0,6
0,3
-
0,1
1,0
Moyen Orient
1,7
0,7
-
-
2,4
0,4
-
-
-
0,4
Amérique du Nord
8,3
3,3
4,1
5,2
20,9
9,0
3,2
4,1
5,1
21,3
Amérique du Sud
1,4
1,3
-
0,4
3,0
1,6
1,6
-
0,4
3,6
Inde
4,0
0,1
-
-
4,1
4,2
0,1
-
-
4,3
Asie Pacifique
3,4
1,3
2,9
1,6
9,2
3,2
0,4
2,9
0,9
7,5
Total
25,6
7,9
14,4
7,2
55,2
25,5
6,6
11,4
6,5
50,0
10. Indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP
measures)
10.1 Eléments d’ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
3T23
2T23
3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
6 676
4 088
6 626
Résultat net (part TotalEnergies)
16 321
17 262
(749)
(377)
(2 186)
Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)
(1 285)
(11 725)
-
-
1 391
Plus ou moins value de cession
203
1 391
-
(5)
(17)
Charges de restructuration
(5)
(28)
(614)
(469)
(3 118)
Dépréciations et provisions exceptionnelles
(1 143)
(11 898)
(135)
97
(442)
Autres éléments *
(340)
(1 190)
607
(380)
(827)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net
d’impôt
(164)
1 206
365
(111)
(224)
Effet des variations de juste valeur
(180)
(855)
223
(868)
(3 237)
Total des éléments d’ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
(1 629)
(11 374)
6 453
4 956
9 863
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
17 950
28 636
* Les autres éléments d’ajustement du résultat net au troisième
trimestre s’élèvent à (135) M$ comprenant 388 M$ de revalorisation
de la quote-part précédemment détenue de Total Eren et (523) M$
constitués principalement des impacts de la contribution européenne
de solidarité et de la contribution sur rente inframarginale en
France et de la dévaluation du peso argentin. Les autres éléments
d’ajustement du résultat net sur les neuf premiers mois de l’année
s’élèvent à (340) M$ comprenant 388 M$ de revalorisation de la
quote-part précédemment détenue de Total Eren et (728) M$
constitués principalement des impacts de la contribution européenne
de solidarité et de la contribution sur rente inframarginale en
France et de la dévaluation du peso argentin.
10.2 Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états
financiers consolidés
10.2.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies
à l’EBITDA ajusté
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
6 676
4 088
6 626
+1%
Résultat net (part TotalEnergies)
16 321
17 262
-5%
(223)
868
3 237
ns
Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
1 629
11 374
-86%
6 453
4 956
9 863
-35%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
17 950
28 636
-37%
Éléments ajustés
82
61
85
-4%
Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle
217
250
-13%
3 130
2 715
6 037
-48%
Plus: charge / (produit) d'impôt
9 935
16 035
-38%
2 967
2 959
2 926
+1%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
8 952
9 112
-2%
88
92
95
-7%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
279
289
-3%
726
724
633
+15%
Plus: coût de l'endettement financier brut
2 160
1 667
+30%
(384)
(402)
(219)
ns
Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
(1 159)
(408)
ns
13 062
11 105
19 420
-33%
EBITDA Ajusté
38 334
55 581
-31%
10.2.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA
ajusté et au résultat net part TotalEnergies
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
Éléments ajustés
54 413
51 458
64 924
-16%
Produits des ventes
164 180
199 322
-18%
(34 738)
(33 379)
(41 509)
ns
Achats, nets de variation de stocks
(105 596)
(128 294)
ns
(7 346)
(7 754)
(6 689)
ns
Autres charges d'exploitation
(22 852)
(21 718)
ns
(245)
(62)
(71)
ns
Charges d'exploration
(401)
(324)
ns
142
116
163
-13%
Autres produits
335
713
-53%
64
(164)
(58)
ns
Autres charges hors amortissements et dépréciations des
immobilisations incorporelles
(138)
(662)
ns
296
401
196
+51%
Autres produits financiers
945
546
+73%
(186)
(173)
(112)
ns
Autres charges financières
(542)
(383)
ns
662
662
2 576
-74%
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence
2 403
6 381
-62%
13 062
11 105
19 420
-33%
EBITDA Ajusté
38 334
55 581
-31%
Éléments ajustés
(2 967)
(2 959)
(2 926)
ns
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
(8 952)
(9 112)
ns
(88)
(92)
(95)
ns
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
(279)
(289)
ns
(726)
(724)
(633)
ns
Moins: coût de l'endettement financier brut
(2 160)
(1 667)
ns
384
402
219
+75%
Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
1 159
408
x2,8
(3 130)
(2 715)
(6 037)
ns
Moins: produit (charge) d'impôt
(9 935)
(16 035)
ns
(82)
(61)
(85)
ns
Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle
(217)
(250)
ns
223
(868)
(3 237)
ns
Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)
(1 629)
(11 374)
ns
6 676
4 088
6 626
+1%
Résultat net (part TotalEnergies)
16 321
17 262
-5%
10.3 Investissements – Désinvestissements (part
TotalEnergies)
Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux
investissements nets
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
4 987
4 473
4 075
+22%
Flux de trésorerie d'investissement ( a )
15 822
11 435
+38%
-
-
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le
contrôle ( b )
-
-
ns
(17)
18
570
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )
(5)
1 295
ns
43
35
8
x5,4
Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *
81
(356)
ns
64
64
43
+49%
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
188
116
+62%
14
1
7
+100%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
16
11
+45%
5 091
4 591
4 703
+8%
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h
)
16 102
12 501
+29%
808
320
1 587
-49%
Dont acquisitions nettes ( g - i )
4 115
4 585
-10%
1 992
482
1 716
+16%
Acquisitions ( g )
5 730
5 580
+3%
1 184
162
129
x9,2
Cessions ( i )
1 615
995
+62%
(43)
(35)
(4)
ns
Variation de dette de projets renouvelables
quote-partpartenaire et plus-value de cession
(81)
170
ns
4 283
4 271
3 116
+37%
Dont investissements organiques ( h )
11 987
7 916
+51%
346
328
169
x2
Exploration capitalisée
879
381
x2,3
422
366
233
+81%
Augmentation des prêts non courants
1 162
744
+56%
(120)
(84)
(214)
ns
Remboursement des prêts non courants,hors remboursement
organique de prêts SME
(433)
(823)
ns
-
-
4
-100%
Variation de dettes de projets renouvelablesquote-part
TotalEnergies
-
(186)
-100%
* Variation de dettes de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies et quote-part partenaires.
10.4 Cash-flow (part TotalEnergies)
Tableaux de passage du flux de trésorerie d’exploitation à la
Marge brute d’autofinancement (CFFO), au DACF et au cash flow
net
3T23
2T23
3T22
3T23 vs 3T22
En millions de dollars
9M23
9M22
9M23 vs 9M22
9 496
9 900
17 848
-47%
Flux de trésorerie d’exploitation ( a )
24 529
41 749
-41%
(582)
1 720
7 692
ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (
b ) *
(2 851)
5 078
ns
764
(252)
(1 010)
ns
Effet de stock ( c )
10
1 396
-99%
43
35
(0)
ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
81
25
x3,3
(17)
18
570
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
(5)
1 295
ns
9 340
8 485
11 736
-20%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)( f = a - b - c + d +
e )
27 446
36 595
-25%
(211)
(112)
(304)
ns
Frais financiers
(476)
(1 071)
ns
9 551
8 596
12 040
-21%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers
(DACF)
27 922
37 665
-26%
4 283
4 271
3 116
+37%
Investissements organiques ( g )
11 987
7 916
+51%
5 058
4 214
8 620
-41%
Cash flow après investissements organiques ( f - g )
15 459
28 679
-46%
5 091
4 591
4 703
+8%
Investissements nets ( h )
16 102
12 501
+29%
4 249
3 894
7 033
-40%
Cash flow net ( f - h )
11 344
24 094
-53%
* 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.
10.5 Ratio d’endettement
En millions de dollars
30/09/2023
30/06/2023
30/09/2022
Dettes financières courantes *
15 193
13 980
15 556
Autres passifs financiers courants
415
443
861
Actifs financiers courants *,**
(6 585)
(6 397)
(11 532)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *
(44)
(41)
(36)
Dettes financières non courantes *
33 947
33 387
37 506
Actifs financiers non courants *
(1 519)
(1 264)
(1 406)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie
(24 731)
(25 572)
(35 941)
Dette nette ( a )
16 676
14 536
5 008
Capitaux propres (part TotalEnergies)
115 767
113 682
117 821
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)
2 657
2 770
2 851
Capitaux propres ( b )
118 424
116 452
120 672
Ratio d'endettement = a / ( a + b )
12,3%
11,1%
4,0%
Dette nette de location ( c )
8 277
8 090
7 669
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/(
a+b+c )
17,4%
16,3%
9,5%
* Hors créances et dettes de location. ** Y compris appels de
marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des
activités de la Compagnie sur les marchés organisés.
10.6. Rentabilité des capitaux employés moyens
Période du 1er octobre 2022 au 30 septembre 2023
En millions de dollars
Exploration-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage-Chimie
Marketing &
Services
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté
11 668
7 152
1 807
5 508
1 486
27 351
Capitaux employés au 30/09/2022
65 041
37 742
17 181
5 801
7 141
130 420
Capitaux employés au 30/09/2023
69 392
36 033
20 043
9 002
9 025
141 093
ROACE
17,4%
19,4%
9,7%
74,4%
18,4%
20,1%
10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)
En millions de dollars
9M23
9M22
2022
Dividendes payés (actionnaires de la société mère) ( a )
5 648
5 630
9 986
Variation de capital : rachat d’actions propres
6 203
5 160
7 711
dont actions acquises et destinées à être annulées ( b )
6 082
4 979
7 019
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( c )
27 446
36 595
45 729
Payout ratio = ( a+b ) / c
42,7%
29,0%
37,2%
GLOSSAIRE
Acquisitions nettes : indicateur alternatif de
performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’investissement. Les Acquisitions Nettes correspondent
aux acquisitions moins les cessions (y compris les autres
opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet
indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les
décideurs, les analystes que les actionnaires car il met en
évidence l’allocation des flux de trésorerie utilisés pour
accroître le portefeuille d’actifs de la Compagnie via des
opportunités de croissance externe.
Capitaux Employés (CMO) : indicateur alternatif de
performance. Ils sont calculés au coût de remplacement et font
référence aux capitaux employés (bilan) moins l’effet de stock. Les
capitaux employés (bilan) désignent la somme des éléments suivants
: (i) Immobilisations corporelles, incorporelles (ii) sociétés
mises en équivalence : titres et prêts (iii) autres actifs non
courants, (iv) besoin en fonds de roulement qui est la somme des
stocks nets, créances nettes, autres actifs courants, dettes
fournisseurs, autres créditeurs et charges à payer (v) provisions
et autres passifs non courants et (vi) actifs et passifs destinés à
être cédés ou échangés. Les Capitaux Employés peuvent constituer un
outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires, en leur donnant un éclairage sur le montant des
capitaux investis par la Compagnie ou par ses secteurs pour
conduire ses opérations. Les Capitaux Employés sont utilisés pour
calculer la Rentabilité des Capitaux Employés moyens (ROACE).
Cash-flow après Investissements Organiques : indicateur
alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le
flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow après
Investissements Organiques correspond à la Marge Brute
d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Organiques. Les
Investissements Organiques correspondent aux Investissements Nets,
hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts
ne conférant pas le contrôle. Cet indicateur peut constituer un
outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires car il représente les flux de trésorerie
d’exploitation générés par l'entreprise après l’allocation de
trésorerie pour les Investissements Organiques.
Cash-flow net : indicateur alternatif de performance dont
l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie
d’exploitation. Le cash-flow net correspond à la Marge Brute
d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Nets. Le
cash-flow net peut constituer un outil d’analyse utile tant pour
les décideurs, les analystes que pour les actionnaires car il
représente les flux de trésorerie générés par les opérations de la
Compagnie après l’allocation de trésorerie pour les Investissements
Organiques et les Acquisitions Nettes (acquisitions - cessions -
autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle).
Cet indicateur de performance correspond aux flux de trésorerie
disponibles pour rembourser la dette et affecter de la trésorerie à
la distribution de dividendes aux actionnaires ou au rachat
d'actions.
DACF (Debt Adjusted Cash Flow) : indicateur alternatif de
performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’exploitation. Le DACF est défini comme la Marge Brute
d’Autofinancement (CFFO) hors frais financiers. Cet indicateur peut
constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les
analystes que les actionnaires car il correspond aux fonds
théoriquement disponibles dont dispose la Compagnie pour les
investissements, le remboursement de la dette et les distributions
aux actionnaires, et facilite ainsi la comparaison des résultats
d'exploitation de la Compagnie avec ceux d'autres entreprises,
indépendamment de leur structure de capital et de leurs besoins en
fonds de roulement.
EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and
Amortization ou bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et
amortissement) ajusté : indicateur alternatif de performance
dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Il
correspond au résultat ajusté avant amortissement et dépréciations
des immobilisations incorporelles, corporelles et des 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. Cet indicateur peut constituer un
outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires pour mesurer et comparer la rentabilité de la
Compagnie avec celle des entreprises de services publics (secteur
de l’énergie).
Investissements nets : indicateur alternatif de
performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’investissement. Les Investissements Nets incluent le
flux de trésorerie d’investissement, les opérations avec des
intérêts ne conférant pas le contrôle, la variation de la dette
liée au financement de projets renouvelables, les dépenses liées
aux crédits carbone et les investissements liés aux contrats de
location capitalisés et excluent le remboursement organique des
prêts des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut
constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les
analystes et les actionnaires pour mettre en évidence la trésorerie
affectée aux opportunités de croissance, tant internes qu'externes,
montrant ainsi, lorsqu'il est combiné avec le tableau des flux de
trésorerie de la Compagnie préparé selon les IFRS, comment la
trésorerie est générée et allouée au sein de l’organisation. Les
Investissements Nets sont la somme des Investissements Organiques
et des Acquisitions Nettes tous deux définis dans le Glossaire.
Investissements organiques : indicateur alternatif de
performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’investissement. Les Investissements Organiques
désignent les Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et
autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
Les Investissements Organiques peuvent constituer un outil
d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires car ils mettent en évidence les flux de trésorerie
utilisés par la Compagnie pour accroître son portefeuille d'actifs,
hors sources de croissance externe.
Marge Brute d’Autofinancement ou Cash Flow From
Operations excluding working capital (CFFO) : indicateur alternatif
de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’exploitation. 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 et les remboursements de prêts
organiques des sociétés mises en équivalence.
Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les
décideurs, les analystes et les actionnaires pour les aider à
comprendre l’évolution de la marge brute d’autofinancement au fil
des périodes sur une base cohérente en comparaison avec la
performance des pairs. La combinaison de cet indicateur de
performance et des résultats de la Compagnie préparés conformément
aux IFRS permet une compréhension plus complète des facteurs et des
tendances affectant les activités et les performances de la
Compagnie. Cet indicateur de performance est utilisé par la
Compagnie comme base pour l'allocation de ses flux de trésorerie et
notamment pour déterminer la part des cash-flows affectée aux
distributions aux actionnaires.
Ratio d’endettement : indicateur alternatif de
performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le ratio entre
le total des dettes financières et le total des capitaux propres.
Le ratio d’endettement est un ratio entre la dette nette et les
capitaux propres, qui est calculé de la façon suivante : dette
nette hors contrat de location / (capitaux propres + dette nette
hors contrat de location). Cet indicateur peut constituer un outil
d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires pour évaluer la solidité financière du bilan de la
Compagnie.
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) : indicateur
alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le proche est le
Résultat Net (part TotalEnergies). Le Résultat Net Ajusté (part
TotalEnergies) se définit comme le Résultat Net (part
TotalEnergies) moins les éléments d’ajustement sur le Résultat Net
(part TotalEnergies). Les éléments d’ajustement sont l’effet de
stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non
récurrents. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile
pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour
faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la
Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et
des éléments non récurrents.
Résultat opérationnel net ajusté : indicateur alternatif
de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat
Net. Le Résultat Opérationnel Net Ajusté correspond au Résultat Net
avant coût net de la dette nette c’est-à-dire le coût de la dette
nette retraité de l’impact de l’impôt, moins les éléments
d’ajustement. Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock,
l’effet des variations de juste valeur et les éléments non
récurrents. Le résultat opérationnel net ajusté peut constituer un
outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance
opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats
non opérationnels et des éléments non récurrents. Il est utilisé
pour évaluer la Rentabilité des Capitaux Employés Moyens (ROACE)
comme expliqué ci-dessous.
Retour à l’actionnaire (Pay-out) : indicateur alternatif
de performance. Il se définit comme le ratio entre les dividendes
et les rachats d'actions rapporté à la Marge Brute
d’Autofinancement. Cet indicateur peut constituer un outil
d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires car il indique la part de la Marge Brute
d’Autofinancement distribuée à l’actionnaire.
Return on Average Capital Employed (ROACE) ou Rentabilité
des Capitaux Employés moyens : indicateur alternatif de
performance. Il se définit comme le rapport entre le Résultat
Opérationnel Net Ajusté et les Capitaux Employés moyens au coût de
remplacement entre le début et la fin de la période. Cet indicateur
peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les
analystes et les actionnaires pour mesurer la rentabilité des
Capitaux Employés moyens par la Compagnie dans le cadre de ses
opérations et est utilisé par la Compagnie pour comparer sa
performance en interne et en externe avec celle de ses pairs.
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 communiqué de presse présente les résultats du troisième
trimestre 2023 et neuf mois de l’année 2023, issus des comptes
consolidés de TotalEnergies SE au 30 septembre 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 (CFFO), 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
Conformément à IAS 2, TotalEnergies valorise ses stocks de
produits pétroliers selon la méthode du FIFO (First-in, First-out)
et celui des autres stocks selon la méthode PMP (Prix Moyen
Pondéré). Selon la méthode FIFO, le stock est valorisé au coût
historique d’acquisition ou de production plutôt qu’au coût de
remplacement. En cas de volatilité des marchés de l’énergie, cette
méthode de valorisation peut avoir un effet de distorsion important
sur le résultat.
Par conséquent, 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 la Compagnie.
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 référence à 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 les stocks du trading et les contrats
de stockage, à des différences entre la mesure interne de la
performance utilisée par le Comité exécutif 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
par ailleurs 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 utilise 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 (€-$)
des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité
tenue en euros.
Avertissement aux investisseurs américains – La SEC autorise les
sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier
séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles
auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document
peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC
nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents
officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes
"réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur
américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par
TotalEnergies SE, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean
Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense
Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce
document est également disponible auprès de la SEC en appelant le
1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.
(1) Se référer au Glossaire pages 23 & 24 pour les
définitions et informations additionnelles sur les indicateurs
alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et
suivantes pour les tableaux de réconciliation. (2) Certaines des
transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises
à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions
suspensives selon les termes des accords. (3) Il se définit de la
manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté)
/ (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des
sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations
- dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat
opérationnel net ajusté). (4) Conformément aux normes IFRS, le
résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du
résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à
durée indéterminée. (5) Taux de change moyen €-$ : 1,0884 au 3ème
trimestre 2023, 1,0833 sur les neuf premiers mois de 2023. (6) Ne
prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et
de GNL, respectivement. (7) Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées. (8) Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées. (9) Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. (10) 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). (11) 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. (12) 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). (13)
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. (14) Production
de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.
(15) 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).
(16) 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. (17)
Environnement Brent à 80 $/b. (18) Hors ajustements et paiements
contingents. (19) Données à fin de période. (20) 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. (21) Données à fin de période.
Comptes TotalEnergies
____________________
Comptes consolidés du troisième trimestre et
des neuf premiers mois de 2023, normes IFRS
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
(en millions de dollars)(a)
2023
2023
2022
Chiffre d'affaires
59 017
56 271
69 037
Droits d'accises
(4 604)
(4 737)
(4 075)
Produits des ventes
54 413
51 534
64 962
Achats, nets de variation de stocks
(33 676)
(33 864)
(42 802)
Autres charges d'exploitation
(7 562)
(7 906)
(6 771)
Charges d'exploration
(245)
(62)
(71)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 055)
(3 106)
(2 935)
Autres produits
535
116
1 693
Autres charges
(928)
(366)
(921)
Coût de l'endettement financier brut
(726)
(724)
(633)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
459
510
327
Coût de l'endettement financier net
(267)
(214)
(306)
Autres produits financiers
311
413
196
Autres charges financières
(186)
(173)
(112)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
754
267
(108)
Produit (Charge) d'impôt
(3 404)
(2 487)
(6 077)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
6 690
4 152
6 748
Part TotalEnergies
6 676
4 088
6 626
Intérêts ne conférant pas le contrôle
14
64
122
Résultat net par action (en $)
2,74
1,65
2,58
Résultat net dilué par action (en $)
2,73
1,64
2,56
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
(en millions de dollars)
2023
2023
2022
Résultat net de l'ensemble
consolidé
6 690
4 152
6 748
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
(1)
135
(17)
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
3
(1)
131
Effet d'impôt
(2)
(43)
2
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(1 861)
(57)
(4 639)
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
(1 861)
34
(4 523)
Écart de conversion de consolidation
1 204
(49)
1 871
Couverture de flux futurs
306
689
1 258
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
(3)
11
9
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
31
3
191
Autres éléments
(4)
(4)
(18)
Effet d'impôt
(46)
(136)
(424)
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
1 488
514
2 887
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
(373)
548
(1 636)
Résultat global
6 317
4 700
5 112
Part TotalEnergies
6 313
4 676
4 969
Intérêts ne conférant pas le contrôle
4
24
143
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois
9 mois
(en millions de dollars)(a)
2023
2022
Chiffre d'affaires
177 891
212 417
Droits d'accises
(13 711)
(13 060)
Produits des ventes
164 180
199 357
Achats, nets de variation de stocks
(105 891)
(127 893)
Autres charges d'exploitation
(23 253)
(22 435)
Charges d'exploration
(399)
(1 049)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(9 223)
(9 716)
Autres produits
992
2 265
Autres charges
(1 594)
(4 516)
Coût de l'endettement financier brut
(2 160)
(1 667)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
1 362
786
Coût de l'endettement financier net
(798)
(881)
Autres produits financiers
982
630
Autres charges financières
(542)
(383)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
1 981
(1 611)
Produit (Charge) d'impôt
(9 962)
(16 165)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
16 473
17 603
Part TotalEnergies
16 321
17 262
Intérêts ne conférant pas le contrôle
152
341
Résultat net par action (en $)
6,61
6,61
Résultat net dilué par action (en $)
6,57
6,57
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois
9 mois
(en millions de dollars)
2023
2022
Résultat net de l'ensemble
consolidé
16 473
17 603
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
137
187
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
6
114
Effet d'impôt
(53)
(40)
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(452)
(11 776)
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
(362)
(11 515)
Écart de conversion de consolidation
(95)
5 406
Couverture de flux futurs
2 197
4 217
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
5
79
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
(64)
2 655
Autres éléments
(5)
(19)
Effet d'impôt
(518)
(1 483)
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
1 520
10 855
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
1 158
(660)
Résultat global
17 631
16 943
Part TotalEnergies
17 539
16 627
Intérêts ne conférant pas le contrôle
92
316
BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
30 septembre 2023
30 juin 2023
31 décembre 2022
30 septembre 2022
(en millions de dollars)
(non audité)
(non audité)
(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles
32 911
31 717
31 931
36 376
Immobilisations corporelles
106 721
104 174
107 101
99 700
Sociétés mises en équivalence : titres et
prêts
30 153
30 425
27 889
28 743
Autres titres
1 342
1 190
1 051
1 149
Actifs financiers non courants
2 710
2 494
2 731
2 341
Impôts différés
3 535
3 649
5 049
4 434
Autres actifs non courants
3 991
2 573
2 388
2 930
Total actifs non courants
181 363
176 222
178 140
175 673
Actifs courants
Stocks
22 512
18 785
22 936
24 420
Clients et comptes rattachés
23 598
22 163
24 378
28 191
Autres créances
22 252
23 111
36 070
73 453
Actifs financiers courants
6 892
6 725
8 746
11 688
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
24 731
25 572
33 026
35 941
Actifs destinés à être cédés ou
échangés
8 656
8 441
568
349
Total actifs courants
108 641
104 797
125 724
174 042
Total actif
290 004
281 019
303 864
349 715
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital
7 616
7 850
8 163
8 163
Primes et réserves consolidées
123 506
123 511
123 951
131 382
Écarts de conversion
(13 461)
(12 859)
(12 836)
(16 720)
Actions autodétenues
(1 894)
(4 820)
(7 554)
(5 004)
Total des capitaux propres - part
TotalEnergies
115 767
113 682
111 724
117 821
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
2 657
2 770
2 846
2 851
Total des capitaux propres
118 424
116 452
114 570
120 672
Passifs non courants
Impôts différés
11 633
11 237
11 021
12 576
Engagements envers le personnel
1 837
1 872
1 829
2 207
Provisions et autres passifs non
courants
22 657
21 295
21 402
22 133
Dettes financières non courantes
41 022
40 427
45 264
44 899
Total passifs non courants
77 149
74 831
79 516
81 815
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés
37 268
32 853
41 346
48 942
Autres créditeurs et dettes diverses
37 405
38 609
52 275
80 468
Dettes financières courantes
16 876
15 542
15 502
16 923
Autres passifs financiers courants
415
443
488
861
Passifs relatifs aux actifs destinés à
être cédés ou échangés
2 467
2 289
167
34
Total passifs courants
94 431
89 736
109 778
147 228
Total passif et capitaux
propres
290 004
281 019
303 864
349 715
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
(en millions de dollars)
2023
2023
2022
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
6 690
4 152
6 748
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
3 621
3 195
3 032
Provisions et impôts différés
686
81
704
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
(521)
(70)
(1 645)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
(325)
383
1 290
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
(923)
2 125
7 407
Autres, nets
268
34
312
Flux de trésorerie
d'exploitation
9 496
9 900
17 848
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(3 808)
(3 870)
(2 986)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(1 607)
(19)
(8)
Coût d'acquisition de titres
(482)
(522)
(2 557)
Augmentation des prêts non courants
(451)
(366)
(246)
Investissements
(6 348)
(4 777)
(5 797)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
914
31
97
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
7
38
524
Produits de cession d'autres titres
308
133
304
Remboursement de prêts non courants
132
102
797
Désinvestissements
1 361
304
1 722
Flux de trésorerie
d'investissement
(4 987)
(4 473)
(4 075)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère
-
383
(1)
- actions propres
(2 098)
(2 002)
(1 996)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère
(1 962)
(1 842)
(1 877)
- aux intérêts ne conférant pas le
contrôle
(168)
(105)
(405)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
(1 081)
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(22)
(80)
(14)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
(11)
(13)
38
Émission nette d'emprunts non courants
47
(14)
141
Variation des dettes financières
courantes
(446)
(4 111)
(527)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
(182)
990
(4 473)
Flux de trésorerie de
financement
(4 842)
(7 875)
(9 114)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(333)
(2 448)
4 659
Incidence des variations de change
(508)
35
(1 566)
Trésorerie en début de période
25 572
27 985
32 848
Trésorerie en fin de période
24 731
25 572
35 941
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois
9 mois
(en millions de dollars)
2023
2022
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
16 473
17 603
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
10 003
10 931
Provisions et impôts différés
1 081
4 669
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
(843)
(1 823)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
(291)
4 551
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
(2 217)
4 982
Autres, nets
323
836
Flux de trésorerie
d'exploitation
24 529
41 749
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(12 646)
(11 593)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(1 762)
(90)
Coût d'acquisition de titres
(2 411)
(2 782)
Augmentation des prêts non courants
(1 206)
(765)
Investissements
(18 025)
(15 230)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
1 013
427
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
228
675
Produits de cession d'autres titres
490
554
Remboursement de prêts non courants
472
2 139
Désinvestissements
2 203
3 795
Flux de trésorerie
d'investissement
(15 822)
(11 435)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère
383
370
- actions propres
(6 203)
(5 160)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère
(5 648)
(5 630)
- aux intérêts ne conférant pas le
contrôle
(294)
(524)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
(1 081)
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(260)
(288)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
(110)
33
Émission nette d'emprunts non courants
151
683
Variation des dettes financières
courantes
(5 831)
(2 573)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
2 202
390
Flux de trésorerie de
financement
(16 691)
(12 699)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(7 984)
17 615
Incidence des variations de change
(311)
(3 016)
Trésorerie en début de période
33 026
21 342
Trésorerie en fin de période
24 731
35 941
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 des neuf premiers mois
2022
-
-
17 262
-
-
-
17 262
341
17 603
Autres éléments du résultat global
-
-
3 421
(4 056)
-
-
(635)
(25)
(660)
Résultat Global
-
-
20 683
(4 056)
-
-
16 627
316
16 943
Dividendes
-
-
(5 653)
-
-
-
(5 653)
(524)
(6 177)
Émissions d'actions
9 367 482
26
344
-
-
-
370
-
370
Rachats d'actions
-
-
-
-
(97 376 124)
(5 160)
(5 160)
-
(5 160)
Cessions d'actions(a)
-
-
(317)
-
6 193 921
317
-
-
-
Paiements en actions
-
-
191
-
-
-
191
-
191
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
-
-
(255)
-
-
-
(255)
-
(255)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
41
7
-
-
48
124
172
Autres éléments
-
-
(39)
-
-
-
(39)
(328)
(367)
Au 30 septembre 2022
2 619 131 285
8 163
131 382
(16 720)
(94 357 781)
(5 004)
117 821
2 851
120 672
Résultat net du 1er octobre au 31 décembre
2022
-
-
3 264
-
-
-
3 264
177
3 441
Autres éléments du résultat global
-
-
(6 354)
3 882
-
-
(2 472)
23
(2 449)
Résultat Global
-
-
(3 090)
3 882
-
-
792
200
992
Dividendes
-
-
(4 336)
-
-
-
(4 336)
(12)
(4 348)
Émissions d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rachats d'actions
-
-
-
-
(42 831 619)
(2 551)
(2 551)
-
(2 551)
Cessions d'actions(a)
-
-
(1)
-
1 733
1
-
-
-
Paiements en actions
-
-
38
-
-
-
38
-
38
Annulation d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(76)
-
-
-
(76)
-
(76)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
4
2
-
-
6
(87)
(81)
Autres éléments
-
-
30
-
-
-
30
(106)
(76)
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 des neuf premiers mois
2023
-
-
16 321
-
-
-
16 321
152
16 473
Autres éléments du résultat global
-
-
1 815
(597)
-
-
1 218
(60)
1 158
Résultat Global
-
-
18 136
(597)
-
-
17 539
92
17 631
Dividendes
-
-
(5 765)
-
-
-
(5 765)
(294)
(6 059)
Émissions d'actions
8 002 155
22
361
-
-
-
383
-
383
Rachats d'actions
-
-
-
-
(100 511 783)
(7 024)
(7 024)
-
(7 024)
Cessions d'actions(a)
-
-
(396)
-
6 463 426
396
-
-
-
Paiements en actions
-
-
232
-
-
-
232
-
232
Annulation d'actions
(214 881 605)
(569)
(11 720)
-
214 881 605
12 289
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(1 107)
-
-
-
(1 107)
-
(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(223)
-
-
-
(223)
-
(223)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
39
(28)
-
-
11
12
23
Autres éléments
-
-
(2)
-
-
(1)
(3)
1
(2)
Au 30 septembre 2023
2 412 251 835
7 616
123 506
(13 461)
(16 354 419)
(1 894)
115 767
2 657
118 424
(a)Actions propres destinées à la
couverture des plans d'actions de performance.
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème 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
1 551
2 144
5 183
27 127
23 012
-
-
59 017
Chiffre d'affaires intersecteurs
11 129
2 361
495
10 094
153
59
(24 291)
-
Droits d'accises
-
-
-
(210)
(4 394)
-
-
(4 604)
Produits des ventes
12 680
4 505
5 678
37 011
18 771
59
(24 291)
54 413
Charges d'exploitation
(5 347)
(3 038)
(4 811)
(34 598)
(17 749)
(231)
24 291
(41 483)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(1 976)
(283)
(86)
(483)
(204)
(23)
-
(3 055)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
10
358
(8)
61
(16)
81
-
486
Impôts du résultat opérationnel net
(2 437)
(251)
(86)
(502)
(247)
157
-
(3 366)
Ajustements (a)
(208)
(51)
181
90
132
(37)
-
107
Résultat opérationnel net
ajusté
3 138
1 342
506
1 399
423
80
-
6 888
Ajustements (a)
107
Coût net de la dette nette
(305)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(14)
Résultat net - part
TotalEnergies
6 676
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
3ème trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 677
734
2 215
424
270
28
-
6 348
Désinvestissements
699
168
331
114
49
-
-
1 361
Flux de trésorerie d'exploitation
4 240
872
1 936
2 060
206
182
-
9 496
2ème 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
1 434
2 020
6 249
24 849
21 712
7
-
56 271
Chiffres 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)
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)
Ajustements (a)
10
(271)
(207)
(376)
(53)
(40)
-
(937)
Résultat opérationnel net
ajusté
2 349
1 330
450
1 004
449
(248)
-
5 334
Ajustements (a)
(937)
Coût net de la dette nette
(245)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(64)
Résultat net - part
TotalEnergies
4 088
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
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)
3ème 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
2 670
7 264
4 231
28 899
25 968
5
-
69 037
Chiffre d'affaires intersecteurs
14 701
3 854
537
12 065
176
52
(31 385)
-
Droits d'accises
-
-
-
(160)
(3 915)
-
-
(4 075)
Produits des ventes
17 371
11 118
4 768
40 804
22 229
57
(31 385)
64 962
Charges d'exploitation
(6 880)
(8 591)
(4 695)
(39 137)
(21 513)
(213)
31 385
(49 644)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(1 999)
(249)
(46)
(371)
(243)
(27)
-
(2 935)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(2 643)
1 697
1 493
219
(14)
(4)
-
748
Impôts du résultat opérationnel net
(5 071)
(752)
(25)
(255)
(153)
162
-
(6 094)
Ajustements (a)
(3 439)
(190)
1 259
(675)
(172)
(59)
-
(3 276)
Résultat opérationnel net
ajusté
4 217
3 413
236
1 935
478
34
-
10 313
Ajustements (a)
(3 276)
Coût net de la dette nette
(289)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(122)
Résultat net - part
TotalEnergies
6 626
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
3ème trimestre 2022
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 069
364
2 850
242
251
21
-
5 797
Désinvestissements
246
745
696
6
29
-
-
1 722
Flux de trésorerie d'exploitation
9 083
3 449
941
3 798
939
(362)
-
17 848
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
4 939
9 036
19 987
76 831
67 083
15
-
177 891
Chiffre d'affaires intersecteurs
31 965
11 138
2 850
27 785
474
180
(74 392)
-
Droits d'accises
-
-
-
(625)
(13 086)
-
-
(13 711)
Produits des ventes
36 904
20 174
22 837
103 991
54 471
195
(74 392)
164 180
Charges d'exploitation
(15 271)
(16 280)
(20 976)
(98 532)
(52 208)
(668)
74 392
(129 543)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(6 159)
(848)
(184)
(1 291)
(669)
(72)
-
(9 223)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
63
1 634
(328)
116
291
43
-
1 819
Impôts du résultat opérationnel net
(7 724)
(593)
(238)
(1 014)
(528)
180
-
(9 917)
Ajustements (a)
(327)
(657)
(215)
(751)
205
(77)
-
(1 822)
Résultat opérationnel net
ajusté
8 140
4 744
1 326
4 021
1 152
(245)
-
19 138
Ajustements (a)
(1 822)
Coût net de la dette nette
(843)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(152)
Résultat net - part
TotalEnergies
16 321
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
9 mois 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
9 298
2 555
4 256
1 138
685
93
-
18 025
Désinvestissements
756
262
629
174
378
4
-
2 203
Flux de trésorerie d'exploitation
12 823
5 740
2 935
3 132
198
(299)
-
24 529
9 mois 2022
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
7 342
16 672
17 398
94 968
76 024
13
-
212 417
Chiffre d'affaires intersecteurs
42 324
11 292
1 546
34 127
1 159
185
(90 633)
-
Droits d'accises
-
-
-
(538)
(12 522)
-
-
(13 060)
Produits des ventes
49 666
27 964
18 944
128 557
64 661
198
(90 633)
199 357
Charges d'exploitation
(18 348)
(21 621)
(19 381)
(119 790)
(61 807)
(1 063)
90 633
(151 377)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(6 772)
(803)
(140)
(1 140)
(757)
(104)
-
(9 716)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(6 069)
(172)
1 685
724
42
175
-
(3 615)
Impôts du résultat opérationnel net
(12 810)
(1 305)
(26)
(1 646)
(674)
259
-
(16 202)
Ajustements (a)
(8 284)
(4 698)
588
890
249
(297)
-
(11 552)
Résultat opérationnel net
ajusté
13 951
8 761
494
5 815
1 216
(238)
-
29 999
Ajustements (a)
(11 552)
Coût net de la dette nette
(844)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(341)
Résultat net - part
TotalEnergies
17 262
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
9 mois 2022
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
8 168
939
4 586
803
679
55
-
15 230
Désinvestissements
592
1 982
940
89
180
12
-
3 795
Flux de trésorerie d'exploitation
23 619
9 470
(795)
8 431
2 417
(1 393)
-
41 749
Indicateurs Alternatifs de
Performance
____________________
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1. Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement
aux investissements nets
1.1. Exploration-Production
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
1 978
2 543
1 823
9%
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
(a)
8 542
7 576
13%
-
-
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne
conférant pas le contrôle (b)
-
-
ns
-
-
(1)
-100%
Remboursement organique de prêts SME
(c)
-
22
-100%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables (d) *
-
-
ns
51
56
34
50%
Capex liés aux contrats de location
capitalisés (e)
157
94
67%
14
1
7
100%
Dépenses liées aux crédits carbone (f)
16
11
45%
2 043
2 600
1 863
10%
Investissements nets (a + b + c + d + e
+ f = g - i + h)
8 715
7 703
13%
(514)
176
(126)
ns
Dont acquisitions nettes (g - i)
1 600
2 415
-34%
156
179
96
63%
Acquisitions (g)
2 281
2 893
-21%
670
3
222
x3
Cessions (i)
681
478
42%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
2 557
2 424
1 989
29%
Dont investissements organiques
(h)
7 115
5 288
35%
343
325
169
x2
Exploration capitalisée
872
381
x2,3
32
17
12
x2,7
Augmentation des prêts non courants
93
58
60%
(29)
(23)
(25)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(75)
(92)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies et quote-part partenaire.
1.2. Integrated LNG
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
566
581
(381)
ns
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
(a)
2 293
(1 043)
ns
-
-
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne
conférant pas le contrôle (b)
-
-
ns
1
-
578
-100%
Remboursement organique de prêts SME
(c)
2
1 282
-100%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables (d) *
-
-
ns
12
6
6
100%
Capex liés aux contrats de location
capitalisés (e)
26
19
37%
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone (f)
-
-
ns
579
587
203
x2,9
Investissements nets (a + b + c + d + e
+ f = g - i + h)
2 321
258
x9
84
205
(10)
ns
Dont acquisitions nettes (g - i)
1 048
(66)
ns
204
224
-
ns
Acquisitions (g)
1 197
4
x299,3
120
19
10
x12
Cessions (i)
149
70
x2,1
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
495
382
213
x2,3
Dont investissements organiques
(h)
1 273
324
x3,9
3
3
-
ns
Exploration capitalisée
7
-
ns
153
95
133
15%
Augmentation des prêts non courants
391
264
48%
(47)
(26)
(156)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(111)
(592)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies et quote-part partenaire.
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1.3. Integrated Power
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
1 884
658
2 154
-13%
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
(a)
3 627
3 646
-1%
-
-
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne
conférant pas le contrôle (b)
-
-
ns
4
16
3
33%
Remboursement organique de prêts SME
(c)
26
3
x8,7
43
35
8
x5,4
Variation de dette de projets
renouvelables (d) *
81
(356)
ns
1
2
3
-67%
Capex liés aux contrats de location
capitalisés (e)
5
3
67%
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone (f)
-
-
ns
1 932
711
2 168
-11%
Investissements nets (a + b + c + d + e
+ f = g - i + h)
3 739
3 296
13%
1 354
(42)
1 728
-22%
Dont acquisitions nettes (g - i)
1 831
2 367
-23%
1 622
45
1 617
-
Acquisitions (g)
2 204
2 647
-17%
268
87
(111)
ns
Cessions (i)
373
280
33%
(43)
(35)
(4)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
(81)
170
ns
578
753
440
31%
Dont investissements organiques
(h)
1 908
929
x2,1
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
207
182
62
x3,3
Augmentation des prêts non courants
552
290
90%
(17)
(11)
(8)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(149)
(34)
ns
-
-
4
-100%
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
(186)
-100%
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies et quote-part partenaire.
1.4. Raffinage-Chimie
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
310
437
236
31%
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
(a)
964
714
35%
-
-
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne
conférant pas le contrôle (b)
-
-
ns
(21)
2
(11)
ns
Remboursement organique de prêts SME
(c)
(33)
(12)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables (d) *
-
-
ns
-
-
-
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés (e)
-
-
ns
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone (f)
-
-
ns
289
439
225
28%
Investissements nets (a + b + c + d + e
+ f = g - i + h)
931
702
33%
(97)
(15)
1
ns
Dont acquisitions nettes (g - i)
(107)
(33)
ns
-
27
-
ns
Acquisitions (g)
31
15
x2,1
97
42
(1)
ns
Cessions (i)
138
48
x2,9
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
386
454
224
72%
Dont investissements organiques
(h)
1 038
735
41%
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
13
27
-
ns
Augmentation des prêts non courants
51
52
-2%
(9)
(8)
(5)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(25)
(32)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies et quote-part partenaire.
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1.5. Marketing & Services
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
221
228
222
ns
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
(a)
307
499
-38%
-
-
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne
conférant pas le contrôle (b)
-
-
ns
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME
(c)
-
-
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables (d) *
-
-
ns
-
-
-
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés (e)
-
-
ns
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone (f)
-
-
ns
221
228
222
-
Investissements nets (a + b + c + d + e
+ f = g - i + h)
307
499
-38%
(18)
(4)
(7)
ns
Dont acquisitions nettes (g - i)
(256)
(98)
ns
10
7
2
x5
Acquisitions (g)
17
20
-15%
28
11
9
x3,1
Cessions (i)
273
118
x2,3
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
239
232
229
4%
Dont investissements organiques
(h)
563
597
-6%
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
16
26
24
-33%
Augmentation des prêts non courants
53
68
-22%
(19)
(12)
(20)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(70)
(62)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies et quote-part partenaire.
2. Tableau de passage des flux de trésorerie d’exploitation à
la marge brute d’autofinancement
2.1.Exploration–Production
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
4 240
4 047
9 083
-53%
Flux de trésorerie d’exploitation
(a)
12 823
23 619
-46%
(925)
(317)
2 676
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement (b)
(1 613)
2 549
ns
-
-
-
ns
Effet de stock (c)
-
-
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables (d)
-
-
ns
-
-
(1)
-100%
Remboursement organique de prêts SME
(e)
-
22
-100%
5 165
4 364
6 406
-19%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f
= a - b - c + d + e)
14 436
21 092
-32%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
2.2. Integrated LNG
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
872
1 332
3 449
-75%
Flux de trésorerie d’exploitation
(a)
5 740
9 470
-39%
(775)
(469)
1 536
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement (b) *
212
3 656
-94%
-
-
-
ns
Effet de stock (c)
-
-
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables (d)
-
-
ns
1
-
578
-100%
Remboursement organique de prêts SME
(e)
2
1 282
-100%
1 648
1 801
2 492
-34%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f
= a - b - c + d + e)
5 530
7 096
-22%
*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.
2.3. Integrated Power
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
1 936
2 284
941
x2,1
Flux de trésorerie d’exploitation
(a)
2 935
(795)
ns
1 466
1 844
753
95%
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement (b) *
1 595
(1 299)
ns
-
-
-
ns
Effet de stock (c)
-
-
ns
43
35
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables (d)
81
25
x3,3
4
16
3
33%
Remboursement organique de prêts SME
(e)
26
3
x8,7
516
491
191
x2,7
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f
= a - b - c + d + e)
1 447
532
x2,7
*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.
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
2.4. Raffinage-Chimie
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
2 060
1 923
3 798
-46%
Flux de trésorerie d’exploitation
(a)
3 132
8 431
-63%
(125)
788
2 394
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement (b)
(1 520)
908
ns
546
(192)
(771)
ns
Effet de stock (c)
(61)
951
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables (d)
-
-
ns
(21)
2
(11)
ns
Remboursement organique de prêts SME
(e)
(33)
(12)
ns
1 618
1 329
2 164
-25%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f
= a - b - c + d + e)
4 680
6 560
-29%
2.5. Marketing & Services
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
3ème trimestre 2023 vs
9 mois
9 mois
9 mois 2023 vs
2023
2023
2022
3ème trimestre 2022
(en millions de dollars)
2023
2022
9 mois 2022
206
665
939
-78%
Flux de trésorerie d’exploitation
(a)
198
2 417
-92%
(599)
(31)
398
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement (b)
(1 672)
144
ns
218
(60)
(239)
ns
Effet de stock (c)
71
445
-84%
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables (d)
-
-
ns
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME
(e)
-
-
ns
587
756
780
-25%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f
= a - b - c + d + e)
1 799
1 828
-2%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
3. Réconciliation des capitaux employés (bilan) et calcul du
ROACE
En millions de dollars
Exploration -
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage-Chimie
Marketing &
Services
Corporate
Interne Compagnie
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté 3ème
trimestre 2023
3 138
1 342
506
1 399
423
80
-
6 888
Résultat opérationnel net ajusté 2ème
trimestre 2023
2 349
1 330
450
1 004
449
(248)
-
5 334
Résultat opérationnel net ajusté 1er
trimestre 2023
2 653
2 072
370
1 618
280
(77)
-
6 916
Résultat opérationnel net ajusté 4ème
trimestre 2022
3 528
2 408
481
1 487
334
(25)
-
8 213
Résultat opérationnel net ajusté
(a)
11 668
7 152
1 807
5 508
1 486
(270)
-
27 351
Bilan au 30 septembre 2023
Immobilisations corporelles et
incorporelles
84 906
24 683
11 635
11 350
6 449
609
-
139 632
Titres et prêts des sociétés mises en
équivalence
2 823
13 624
8 840
4 293
573
-
-
30 153
Autres actifs non courants
3 473
2 874
711
722
1 124
(35)
-
8 869
Stocks
1 542
1 768
657
14 337
4 208
-
-
22 512
Clients et comptes rattachés
7 152
8 436
5 415
23 483
9 416
1 734
(32 038)
23 598
Autres créances
5 623
10 327
8 081
2 452
3 531
2 815
(10 577)
22 252
Fournisseurs et comptes rattachés
(5 860)
(9 514)
(5 659)
(35 396)
(10 972)
(1 787)
31 920
(37 268)
Autres créditeurs et dettes diverses
(9 532)
(12 307)
(8 178)
(6 803)
(4 919)
(6 361)
10 695
(37 405)
Besoin en fonds de roulement
(1 075)
(1 290)
316
(1 927)
1 264
(3 598)
-
(6 310)
Provisions et autres passifs non
courants
(26 342)
(3 858)
(1 586)
(3 757)
(1 207)
623
-
(36 127)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou
échangés - Capitaux employés
5 607
-
127
130
1 298
-
-
7 162
Capitaux employés (Bilan)
69 392
36 033
20 043
10 811
9 501
(2 402)
-
143 378
Moins effet de stock
-
-
-
(1 809)
(476)
-
-
(2 285)
Capitaux Employés au coût de
remplacement (b)
69 392
36 033
20 043
9 002
9 025
(2 402)
-
141 093
Bilan au 30 septembre 2022
Immobilisations corporelles et
incorporelles
86 341
24 387
6 791
10 670
7 317
570
-
136 076
Titres et prêts des sociétés mises en
équivalence
2 874
13 525
7 694
4 228
422
-
-
28 743
Autres actifs non courants
3 782
1 039
2 050
577
1 142
(78)
-
8 512
Stocks
1 230
2 910
1 217
14 474
4 587
2
-
24 420
Clients et comptes rattachés
7 827
25 065
3 087
19 382
9 043
1 245
(37 458)
28 191
Autres créances
6 846
63 814
23 448
2 842
4 157
2 558
(30 212)
73 453
Fournisseurs et comptes rattachés
(5 818)
(22 866)
(12 466)
(31 969)
(12 166)
(998)
37 341
(48 942)
Autres créditeurs et dettes diverses
(13 114)
(65 868)
(12 109)
(8 438)
(5 535)
(5 733)
30 329
(80 468)
Besoin en fonds de roulement
(3 029)
3 055
3 177
(3 709)
86
(2 926)
-
(3 346)
Provisions et autres passifs non
courants
(25 051)
(4 264)
(2 686)
(3 566)
(1 298)
(52)
-
(36 917)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou
échangés - Capitaux employés
124
-
155
-
-
-
-
279
Capitaux employés (Bilan)
65 041
37 742
17 181
8 200
7 669
(2 486)
-
133 347
Moins effet de stock
-
-
-
(2 399)
(528)
-
-
(2 927)
Capitaux Employés au coût de
remplacement (c)
65 041
37 742
17 181
5 801
7 141
(2 486)
-
130 420
ROACE en pourcentage (a / moyenne (b +
c))
17,4%
19,4%
9,7%
74,4%
18,4%
20,1%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
4. Réconciliation du résultat net de l'ensemble consolidé au
résultat opérationnel net ajusté
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
9 mois
9 mois
2023
2023
2022
(en millions de dollars)
2023
2022
6 690
4 152
6 748
Résultat net de l'ensemble consolidé
(a)
16 473
17 603
(305)
(245)
(289)
Coût net de la dette nette (b)
(843)
(844)
(881)
(449)
(2 205)
Eléments non-récurrents du résultat
opérationnel net
(1 497)
(11 950)
-
-
1 450
Plus ou moins-value de cession
203
1 450
-
(5)
(19)
Charges de restructuration
(5)
(41)
(698)
(469)
(3 118)
Dépréciations et provisions
exceptionnelles
(1 227)
(11 898)
(183)
25
(518)
Autres éléments
(468)
(1 461)
623
(377)
(847)
Effet de stock : écart FIFO / coût de
remplacement, net d’impôt
(145)
1 253
365
(111)
(224)
Effet des variations de juste valeur
(180)
(855)
107
(937)
(3 276)
Total des éléments d’ajustement du
résultat opérationnel net (c)
(1 822)
(11 552)
6 888
5 334
10 313
Résultat opérationnel net ajusté (a - b
- c)
19 138
29 999
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