Avec près de 10 G$ de résultat net ajusté au
premier semestre, TotalEnergies poursuit l’exécution de sa
stratégie équilibrée de transition avec le soutien de ses salariés
et de ses actionnaires
Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE):
2T24
Variation vs 1T24
1S24
Variation vs 1S23
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)
3,8
-34%
9,5
-1%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)(1)
- en milliards de dollars (G$)
4,7
-9%
9,8
-15%
- en dollar par action
1,98
-8%
4,14
-10%
EBITDA ajusté(1) (G$)
11,1
-4%
22,6
-11%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)(1) (G$)
7,8
-5%
15,9
-12%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)
9,0
x4.2
11,2
-26%
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 24
juillet 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné,
Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie
pour le deuxième trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné
a déclaré :
« TotalEnergies a généré au deuxième trimestre des résultats
financiers robustes. La Compagnie affiche un résultat net ajusté de
4,7 G$ et un cash-flow de 7,8 G$, portant le résultat du semestre à
près de 10 G$ et la génération de cash-flow à 16 G$.
Au cours du premier semestre, TotalEnergies a mis en œuvre la
stratégie équilibrée de transition présentée aux actionnaires en
septembre 2023 :
- d’une part, TotalEnergies a lancé plusieurs projets Amont qui
confortent l’objectif de croissance de 2-3 %/an de la production
Amont et des cash-flow correspondants : Kaminho en Angola, Sépia 2
et Atapu 2 au Brésil, Marsa LNG en Oman et le projet gazier Ubeta
au Nigéria pour alimenter l’usine Nigeria LNG ;
- d’autre part, TotalEnergies a complété son portefeuille
Integrated Power par l’acquisition de plusieurs actifs flexibles
qui permettent de tirer la valeur des actifs renouvelables :
centrales à gaz au Texas et au Royaume-Uni, agrégateur d’énergies
renouvelables et batteries en Allemagne.
Au cours du deuxième trimestre, la production Amont s’établit à
2,44 Mbep/j, bénéficiant d’une bonne disponibilité des
installations. L’Exploration-Production affiche un résultat
opérationnel net ajusté de 2,7 G$ et un cash-flow de 4,4 G$, en
ligne avec l’évolution des environnements de prix du pétrole et du
gaz. La Compagnie a poursuivi la gestion active de son portefeuille
avec notamment des acquisitions en Malaisie et en offshore profond
au Congo et des cessions d’actifs matures au Nigéria, au Congo, au
Royaume-Uni et au Brunei.
Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net
ajusté et un cash-flow de 1,2 G$ ce trimestre, reflétant le prix
moyen du GNL. TotalEnergies poursuit activement la
commercialisation de ses ressources GNL en signant deux nouveaux
contrats de vente moyen terme indexés Brent pour 1,3 Mt/an en
Asie.
Le secteur Integrated Power affiche un résultat opérationnel net
ajusté de 0,5 G$ et un cash-flow de 0,6 G$. Il présente une
rentabilité sur capitaux employés au-delà de 10 %. Sur le semestre,
le cash-flow s’établit à 1,3 G$, en ligne avec la guidance annuelle
de plus de 2,5 G$.
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,0 G$ et
un cash-flow de 1,8 G$, dans un environnement de marges de
raffinage moins favorable compensé pour partie par une meilleure
utilisation des raffineries et un résultat en hausse des activités
marketing bénéficiant d’un approvisionnement meilleur marché.
Au cours du trimestre, TotalEnergies a émis avec succès des
obligations sénior sur le marché américain sous format
conventionnel d’un montant global de 4,25 G$ avec une maturité
moyenne de 27 ans. Le Conseil d’administration a en effet décidé de
conserver la flexibilité quant au format de ses émissions
obligataires sénior tout en favorisant des maturités longues.
Conforté par ces résultats solides en ligne avec les objectifs
de l’année 2024, le Conseil d’administration a décidé le maintien
du deuxième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2024 d’un
montant de 0,79 € par action, en hausse de près de 7 % par rapport
à 2023, et a autorisé des rachats d’actions jusqu’à 2 G$ au
troisième trimestre 2024.
En outre, le Conseil s’est réjoui du succès de l’opération
d’augmentation de capital réservée aux salariés qui porte à plus de
8 % leur participation au capital et du soutien apporté par les
actionnaires à l’ensemble des résolutions présentées au vote en
Assemblée Générale. »
1. Faits marquants (2)
Responsabilité sociétale et
environnementale
- Ambition, annoncée lors du Sommet pour le Clean Cooking
organisé par l’AIE à Paris, de donner accès au clean cooking
(solutions de cuisson durable) à 100 millions de personnes en
Afrique et en Inde d’ici 2030.
- Partenariat avec SLB sur le digital et la solarisation de
sites, au service d’une énergie plus durable
Amont
- Démarrage de la production des projets Eldfisk North et Kristin
South, en Norvège
- Lancement du projet pétrolier Kaminho, d’une capacité de 70 000
b/j, dans le bassin de Kwanza en Angola
- Lancement des projets pétroliers Sépia 2 et Atapu 2, d’une
capacité de 225 000 b/j chacun, au Brésil
- Accord sur les aires de développement des champs et réservation
de la coque du FPSO du Bloc 58, au Suriname, étapes-clé vers la
décision finale d’investissement prévue au second semestre
2024
- Accords avec OMV et Sapura Upstream Assets pour l’acquisition
de 100% de SapuraOMV, producteur et opérateur de gaz, en
Malaisie
- Accord avec Trident Energy pour l’acquisition de 10 %
supplémentaires dans le champ de Moho et la cession de Nkossa au
Congo
- Accord avec Chappal Energies pour la cession de la
participation de 10 % dans la JV SPDC au Nigéria, en conservant les
intérêts économiques gaz en vue de l’approvisionnement en gaz de
Nigeria LNG
- Accord avec Hibiscus Petroleum Berhad pour la cession de la
filiale au Brunei
- Accord avec The Prax Group pour la cession des actifs gaziers
de West of Shetland, au Royaume-Uni
- Acquisition d’un permis d’exploration offshore à São Tomé et
Príncipe
Aval
- Acquisition de Tecoil, société finlandaise spécialiste du
retraitement des huiles usagées pour lubrifiants
Integrated LNG
- Lancement du projet Marsa LNG de 1 Mt/an en Oman, usine GNL 100
% électrique à faible intensité carbone (3 kg CO2/bep), alimentée
par une usine solaire de 300 MW
- Entrée dans Ruwais LNG, projet d’usine GNL à faible intensité
carbone aux Émirats Arabes Unis
- Lancement du développement du champ gazier d’Ubeta pour
alimenter l’usine Nigeria LNG
- Acquisition d’intérêts dans des permis gaziers de la zone de
Dorado (Eagle Ford) au Texas
- Signature de deux contrats de livraison de GNL en Asie : 0,8
Mt/a sur 10 ans à IOCL en Inde et 0,5 Mt/y sur 5 ans à Korea South
East Power en Corée du Sud
Integrated Power
- Acquisition d’une centrale à gaz à cycle combiné (CCGT) de 1,3
GW de capacité brute au Royaume-Uni
- Obtention d’une concession pour développer une ferme éolienne
offshore de 1,5 GW en Allemagne
- Lancement d’un projet de stockage par batteries de 100 MW
développé par Kyon Energy en Allemagne
- Création d'une joint-venture avec SSE pour développer la
mobilité électrique au Royaume-Uni et en Irlande
Décarbonation et molécules
bas-carbone
- Accord pour la fourniture de 70 kt/an sur 15 ans d’hydrogène
vert par Air Products, dans le cadre de l’appel d’offres visant à
décarboner les raffineries européennes de la Compagnie
- Acquisition de 50 % d'une ferme éolienne en mer de 795 MW aux
Pays-Bas afin de produire de l'hydrogène vert destiné à décarboner
les raffineries européennes
2. Principales données financières issues des comptes
consolidés de TotalEnergies (1)
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,le résultat
par action et le nombre d’actions
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
11 073
11 493
11 105
-
EBITDA ajusté (1)
22 566
25 272
-11%
5 339
5 600
5 582
-4%
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
10 939
12 575
-13%
2 667
2 550
2 349
+14%
Exploration-Production
5 217
5 002
+4%
1 152
1 222
1 330
-13%
Integrated LNG
2 374
3 402
-30%
502
611
450
+12%
Integrated Power
1 113
820
+36%
639
962
1 004
-36%
Raffinage-Chimie
1 601
2 622
-39%
379
255
449
-16%
Marketing & Services
634
729
-13%
636
621
662
-4%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence
1 257
1 741
-28%
40,4%
37,8%
37,3%
Taux moyen d'imposition (3)
39,0%
39,7%
4 672
5 112
4 956
-6%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)
9 784
11 497
-15%
1,98
2,14
1,99
-1%
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (4)
4,14
4,61
-10%
1,85
1,97
1,84
+1%
Résultat net ajusté dilué par action (euros) (5)
3,82
4,27
-11%
2 328
2 352
2 448
-5%
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)
2 333
2 460
-5%
3 787
5 721
4 088
-7%
Résultat net (part TotalEnergies)
9 508
9 645
-1%
4 410
4 072
4 271
+3%
Investissements organiques (1)
8 482
7 704
+10%
220
(500)
320
-31%
Acquisitions nettes de cessions (1)
(280)
3 307
ns
4 630
3 572
4 591
+1%
Investissements nets (1)
8 202
11 011
-26%
7 777
8 168
8 485
-8%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
15 945
18 106
-12%
7 895
8 311
8 596
-8%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (1)
16 207
18 371
-12%
9 007
2 169
9 900
-9%
Flux de trésorerie d’exploitation
11 176
15 033
-26%
Ratio d’endettement (1) de 10,2% au 30 juin 2024 contre 10,5% au 31
mars 2024 et 11,1% au 30 juin 2023.
3. Principales données d’environnement, d’émissions de gaz à
effet de serre et de production
3.1 Environnement – prix de vente liquides et gaz, marge de
raffinage
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
85,0
83,2
78,1
+9%
Brent ($/b)
84,1
79,7
+6%
2,3
2,1
2,3
-
Henry Hub ($/Mbtu)
2,2
2,5
-13%
9,7
8,7
10,5
-8%
NBP ($/Mbtu)
9,2
13,3
-31%
11,2
9,3
10,9
+3%
JKM ($/Mbtu)
10,3
13,7
-25%
81,0
78,9
72,0
+13%
Prix moyen de vente liquides ($/b) (6),(7)Filiales consolidées
79,9
72,7
+10%
5,05
5,11
5,98
-16%
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) (6),(8)Filiales consolidées
5,08
7,48
-32%
9,32
9,58
9,84
-5%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) (6),(9)Filiales consolidées et
sociétés mises en equivalence
9,46
11,59
-18%
44,9
71,7
40,1
+12%
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) (6),(10)
58,3
65,5
-11%
3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Émissions Scope 1+2 (MtCO2e)
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
7,7
8,2
9,1
-15%
Scope 1+2 des installations opérées (12)
15,9
18,2
-13%
7,0
7,1
8,0
-13%
dont Oil & Gas
14,1
15,6
-10%
0,7
1,1
1,1
-36%
dont CCGT
1,8
2,6
-31%
10,8
11,6
12,5
-14%
Scope 1+2 périmètre patrimonial
22,5
25,3
-11%
Émissions trimestrielles estimées.
Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en en
baisse de 6 % sur le trimestre, en lien avec la baisse continue du
torchage sur les installations de l’Exploration-Production et la
moindre utilisation des centrales à gaz en Europe dans un contexte
de baisse de la demande.
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Émissions de Méthane (ktCH4)
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
7
8
8
-13%
Émissions de méthane des installations opérées
15
18
-17%
8
9
10
-20%
Émissions de méthane périmètre patrimonial
17
21
-19%
Émissions trimestrielle estimées.
Émissions Scope 3 (MtCO2e)
1S24
2023
Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (13)
est. 170
355
3.3 Production (14)
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Production d'hydrocarbures
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
2 441
2 461
2 471
-1%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 451
2 498
-2%
1 318
1 322
1 416
-7%
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)
1 320
1 407
-6%
1 123
1 139
1 055
+6%
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)
1 131
1 091
+4%
2 441
2 461
2 471
-1%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 451
2 498
-2%
1 477
1 482
1 571
-6%
Liquides (kb/j)
1 480
1 567
-6%
5 180
5 249
4 845
+7%
Gaz (Mpc/j)
5 215
5 017
+4%
La production d’hydrocarbures, de 2 441 milliers de barils
équivalent pétrole par jour au deuxième trimestre 2024, est en
baisse de 1 % sur le trimestre, en lien avec l’augmentation des
maintenances planifiées, notamment en Mer du Nord.
La production d’hydrocarbures du deuxième trimestre 2024 est en
hausse de 3 % sur un an (hors Canada) en raison des éléments
suivants :
- +2 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets,
notamment Mero 2 au Brésil, Bloc 10 en Oman, Tommeliten Alpha et
Eldfisk North en Norvège, Akpo West au Nigéria, et Absheron en
Azerbaïdjan,
- +1 % d’effet périmètre, notamment lié aux entrées dans les
champs en production de Ratawi en Irak et de Dorado aux Etats-Unis,
partiellement compensées par la cession de Dunga au
Kazakhstan,
- +3 % lié à la meilleure disponibilité des installations,
- -3 % lié au déclin naturel des champs.
En incluant l’effet de la cession des actifs canadiens, la
production est en baisse de 1 % sur un an.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Exploration-Production
4.1.1 Production
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Production d'hydrocarbures
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
1 943
1 969
2 033
-4%
EP (kbep/j)
1 956
2 047
-4%
1 413
1 419
1 512
-7%
Liquides (kb/j)
1 416
1 506
-6%
2 829
2 937
2 778
+2%
Gaz (Mpc/j)
2 883
2 895
-
4.1.2 Résultats
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
2 667
2 550
2 349
+14%
Résultat opérationnel net ajusté
5 217
5 002
+4%
207
145
149
+39%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence
352
284
+24%
46,9%
48,5%
49,7%
-
Taux moyen d'imposition (15)
47,7%
53,9%
-
2 585
2 041
2 424
+7%
Investissements organiques (1)
4 626
4 558
+1%
57
36
176
-68%
Acquisitions nettes de cessions (1)
93
2 114
-96%
2 642
2 077
2 600
+2%
Investissements nets (1)
4 719
6 672
-29%
4 353
4 478
4 364
-
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
8 831
9 271
-5%
4 535
3 590
4 047
+12%
Flux de trésorerie d’exploitation
8 125
8 583
-5%
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production
s’est établi à 2 667 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de 5
% sur le trimestre, en lien avec la hausse du prix du pétrole,
compensée pour partie par la baisse des réalisations gaz et de la
production.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 353 M$
au deuxième trimestre 2024, en baisse de 3 % sur le trimestre.
L’écart de variations entre résultat et marge brute
d’autofinancement (CFFO) s’explique principalement par un effet
fiscal lié à une position de sur-enlèvement à la fin du trimestre
en Norvège.
4.2 Integrated LNG
4.2.1 Production
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Production d'hydrocarbures pour le GNL
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
498
492
438
+14%
Integrated LNG (kbep/j)
495
451
+10%
64
63
59
+10%
Liquides (kb/j)
64
61
+5%
2 351
2 312
2 067
+14%
Gaz (Mpc/j)
2 332
2 122
+10%
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
GNL (Mt)
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
8,8
10,7
11,0
-20%
Ventes totales de GNL
19,5
22,0
-12%
3,6
4,2
3,6
-
incl. Ventes issues des quotes-parts de production*
7,8
7,6
+3%
7,6
9,3
10,0
-24%
incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de
production et d'achats auprès de tiers
16,9
19,9
-15%
* Les quotes-parts de production de la
Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les
joint-ventures.
La production d'hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 1 %
sur le trimestre, notamment du fait de l’entrée en début de
trimestre dans le champ en production de Dorado, dans le bassin de
l’Eagle Ford, aux Etats-Unis.
Les ventes de GNL sont en baisse de 18 % sur le trimestre,
notamment du fait de la baisse des achats spots, dans un contexte
de moindre demande de GNL en Europe.
4.2.2 Résultats
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars, sauf le prix moyen de vente GNL
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
9,32
9,58
9,84
-5%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) *Filiales consolidées et sociétés
mises en equivalence
9,46
11,59
-18%
1 152
1 222
1 330
-13%
Résultat opérationnel net ajusté
2 374
3 402
-30%
421
494
432
-3%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence
915
1 218
-25%
624
540
382
+63%
Investissements organiques (1)
1 164
779
+49%
198
(12)
205
-3%
Acquisitions nettes de cessions (1)
186
964
-81%
822
528
587
+40%
Investissements nets (1)
1 350
1 743
-23%
1 220
1 348
1 801
-32%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
2 568
3 882
-34%
431
1 710
1 332
-68%
Flux de trésorerie d’exploitation
2 141
4 868
-56%
* Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. Ne prend pas
en compte les activités de négoce de GNL.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG
s’est établi à 1 152 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 6
% sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix et des ventes
de GNL. Par ailleurs, le trading gaz n’a pas pu tirer parti de
marchés moins volatils qu’au premier semestre 2023.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated
LNG s’est établie à 1 220 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse
de 9 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.
4.3 Integrated Power
4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Integrated Power
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
9,1
9,6
8,2
+10%
Production nette d'électricité (TWh) *
18,6
16,6
+12%
6,8
6,0
4,2
+61%
dont à partir de sources renouvelables
12,8
8,1
+59%
2,2
3,6
4,0
-44%
dont à partir de capacités flexibles à gaz
5,8
8,5
-32%
19,6
19,5
13,2
+48%
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **
19,6
13,2
+48%
13,8
13,7
8,9
+54%
dont renouvelables
13,8
8,9
+54%
5,8
5,8
4,3
+35%
dont capacités flexibles à gaz
5,8
4,3
+35%
87,4
84,1
74,7
+17%
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique
renouvelable (GW) **,***
87,4
74,7
+17%
24,0
23,5
19,0
+26%
dont capacités installées
24,0
19,0
+26%
6,0
6,0
6,0
-
Clients électricité - BtB et BtC (Million) **
6,0
6,0
-
2,8
2,8
2,8
-
Clients gaz - BtB et BtC (Million) **
2,8
2,8
-
11,1
14,9
11,5
-4%
Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)
26,0
27,0
-4%
18,9
35,7
19,2
-1%
Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)
54,6
56,4
-3%
* Solaire, éolien, hydroélectricité et
capacités flexibles à gaz.
** Données à fin de période.
*** 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.
La production nette d'électricité s’établit à 9,1 TWh au
deuxième trimestre 2024, en baisse de 5 % sur le trimestre, du fait
de la baisse de production des capacités flexibles à gaz liée à une
moindre demande en Europe, partiellement compensée par la hausse de
13 % de la production de source renouvelable.
La capacité brute installée de génération électrique
renouvelable est de 24,0 GW à la fin du deuxième trimestre 2024, en
croissance de 0,5 GW sur le trimestre, dont 0,2 GW de nouvelles
capacités installées aux Etats-Unis et 0,2 GW en Inde.
4.3.2 Résultats
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
502
611
450
+12%
Résultat opérationnel net ajusté
1 113
820
+36%
35
(39)
23
+52%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence
(4)
79
ns
596
943
753
-21%
Investissements organiques (1)
1 539
1 330
+16%
(88)
735
(42)
ns
Acquisitions nettes de cessions (1)
647
477
+36%
508
1 678
711
-29%
Investissements nets (1)
2 186
1 807
+21%
623
692
491
+27%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
1 315
931
+41%
1 647
(249)
2 284
-28%
Flux de trésorerie d’exploitation
1 398
999
+40%
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power
s’établit à 502 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de 12 %
sur un an, en lien avec la croissance de l’activité. La baisse du
résultat opérationnel net ajusté sur le trimestre reflète en
particulier la saisonnalité de la demande d’électricité en
Europe.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated
Power s’est établie à 623 M$, en hausse de 27 % sur un an, et en
baisse de 10 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power
s’établit à 1 113 M$ au premier semestre 2024, en hausse de 36 %
sur un an, en lien avec la croissance de l’activité.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated
Power s’est établie à 1 315 M$ au premier semestre 2024, en hausse
de 41 % sur un an, pour la même raison.
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
4.4.1 Résultats
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
1 018
1 217
1 453
-30%
Résultat opérationnel net ajusté
2 235
3 351
-33%
568
520
686
-17%
Investissements organiques (1)
1 088
976
+11%
56
(1 258)
(19)
ns
Acquisitions nettes de cessions (1)
(1 202)
(248)
ns
624
(738)
667
-6%
Investissements nets (1)
(114)
728
ns
1 776
1 770
2 085
-15%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
3 546
4 274
-17%
3 191
(2 237)
2 588
+23%
Flux de trésorerie d’exploitation
954
1 064
-10%
4.5 Raffinage-Chimie
4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques
et taux d’utilisation
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Volumes raffinés et taux d’utilisation*
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
1 511
1 424
1 472
+3%
Total volumes raffinés (kb/j)
1 468
1 437
+2%
430
382
364
+18%
France
406
360
+13%
636
618
601
+6%
Reste de l'Europe
627
598
+5%
446
424
507
-12%
Reste du monde
435
479
-9%
84%
79%
82%
Taux d’utilisation sur bruts traités**
82%
80%
* Y compris les raffineries africaines
reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de
distillation en début d’année.
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
1 248
1 287
1 157
+8%
Monomères* (kt)
2 535
2 452
+3%
1 109
1 076
963
+15%
Polymères (kt)
2 185
2 074
+5%
79%
73%
67%
Taux d’utilisation des vapocraqueurs **
76%
71%
* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines
issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en
début d’année, hors Lavera (cédé) à partir du 2ème trimestre
2024.
Les volumes raffinés sont en hausse de 6 % sur le trimestre,
principalement du fait de moins d’arrêts planifiés. Le taux
d’utilisation sur bruts traités s’établit à 84,5 % au deuxième
trimestre.
4.5.2 Résultats
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars, sauf l'ERM
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
44,9
71,7
40,1
+12%
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) *
58,3
65,5
-11%
639
962
1 004
-36%
Résultat opérationnel net ajusté
1 601
2 622
-39%
382
419
454
-16%
Investissements organiques (1)
801
652
+23%
(95)
(20)
(15)
ns
Acquisitions nettes de cessions (1)
(115)
(10)
ns
287
399
439
-35%
Investissements nets (1)
686
642
+7%
1 117
1 291
1 329
-16%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
2 408
3 062
-21%
1 541
(2 129)
1 923
-20%
Flux de trésorerie d’exploitation
(588)
1 072
ns
* Cet indicateur de marché pour le
raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics
($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en
produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de
l’outil de raffinage européen de TotalEnergies. Ne prend pas en
compte les activités de négoce de pétrole.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie
s’établit à 639 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 34 %
sur le trimestre, en lien avec la baisse des marges de raffinage
principalement en Europe (ERM en baisse de 37 % sur le trimestre)
et au Moyen-Orient, partiellement compensée par la hausse du taux
d’utilisation des raffineries.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 1 117 M$ au
deuxième trimestre 2024, en baisse de 13 % sur le trimestre, pour
les mêmes raisons.
4.6 Marketing & Services
4.6.1 Ventes de produits pétroliers
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Ventes en kb/j*
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
1 363
1 312
1 397
-2%
Total des ventes du Marketing & Services
1 338
1 379
-3%
773
715
799
-3%
Europe
744
778
-4%
591
597
598
-1%
Reste du monde
594
600
-1%
* Hors négoce international (trading) et
ventes massives Raffinage.
Les ventes de produits pétroliers au deuxième trimestre 2024
sont en baisse de 2 % sur un an principalement du fait de la baisse
de la demande de diesel en Europe partiellement compensée par la
hausse de l’activité aviation.
4.6.2 Résultats
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
379
255
449
-16%
Résultat opérationnel net ajusté
634
729
-13%
186
101
232
-20%
Investissements organiques (1)
287
324
-11%
151
(1 238)
(4)
ns
Acquisitions nettes de cessions (1)
(1 087)
(238)
ns
337
(1 137)
228
+48%
Investissements nets (1)
(800)
86
ns
659
479
756
-13%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
1 138
1 212
-6%
1 650
(108)
665
x2.5
Flux de trésorerie d’exploitation
1 542
(8)
ns
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing &
Services s’élève à 379 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de
49 % sur le trimestre, bénéficiant de meilleures marges liées à la
baisse des marges de raffinage.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’élève à 659 M$ au
deuxième trimestre 2024, en hausse de 38 % sur le trimestre pour la
même raison.
5. Résultats de TotalEnergies
5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :
- 5 339 M$ au deuxième trimestre 2024, contre 5 600 M$ au premier
trimestre 2024, principalement en raison de la baisse des marges de
raffinage,
- 10 939 M$ au premier semestre 2024, contre 12 575 M$ un an
auparavant, en raison de la baisse des marges de raffinage et des
prix du gaz et du GNL.
5.2 Résultat net ajusté (1) (part TotalEnergies)
Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 4 672
M$ au deuxième trimestre 2024 contre 5 112 M$ au premier trimestre
2024, principalement en raison de la baisse des marges de
raffinage.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les
éléments non-récurrents et les effets des variations de juste
valeur.
Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un
montant de -885 M$ au deuxième trimestre 2024, constitués
principalement de -0,3 G$ d’effet de stock et de -0,3 G$ de
variation de juste valeur.
Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :
- 40,4% au deuxième trimestre 2024 contre 37,8% au premier
trimestre 2024, en raison notamment de l’augmentation du poids
relatif de l’Amont dans les résultats de la Compagnie,
- 39,0% au premier semestre 2024 contre 39,7% au premier semestre
2023, en raison notamment de la baisse du taux d’imposition de
l’Exploration-Production, liée à la baisse des prix du gaz
européens.
5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par
action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :
- 1,98 $ au deuxième trimestre 2024, calculé sur la base d’un
nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 328 millions, contre 2,14
$ au premier trimestre 2024,
- 4,14 $ au premier semestre 2024, calculé sur la base d’un
nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 333 millions, contre 4,61
$ un an plus tôt.
Au 30 juin 2024, le nombre d’actions dilué était de 2 328
millions.
TotalEnergies a procédé au rachat de :
- 28,1 millions d’actions au deuxième trimestre 2024, pour un
montant de 2 G$,
- 58,7 millions d’actions au premier semestre 2024, pour un
montant de 4 G$.
5.4 Acquisitions - cessions
Les acquisitions ont représenté :
- 544 M$ au deuxième trimestre 2024, notamment lié aux
acquisitions des 20 % de Lewis Energy Group dans les permis
d’exploitation du champ gazier de Dorado (Eagle Ford) au Texas, et
de l’agrégateur d’énergies renouvelables Quadra Energy en
Allemagne,
- 1 618 M$ au premier semestre 2024, notamment lié aux éléments
ci-dessus ainsi que l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au
Texas, du développeur de stockage par batteries Kyon Energy en
Allemagne, et de Talos Low Carbon Solutions dans le secteur du
stockage de carbone aux Etats-Unis.
Les cessions ont représenté :
- 324 M$ au deuxième trimestre 2024, notamment lié à la cession
partielle de la ferme éolienne offshore Seagreen, au Royaume-Uni,
et à la cession d’actifs pétrochimiques de Lavera, en France,
- 1 898 M$ au premier semestre 2024, notamment lié aux éléments
ci-dessus ainsi que la finalisation de la transaction avec
Alimentation Couche-Tard sur les réseaux de distribution en
Belgique, au Luxembourg et aux Pays-Bas, et la cession à ADNOC de
15% du champ d’Absheron en Azerbaïdjan.
5.5 Cash-flow net (1)
Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à :
- 3 147 M$ au deuxième trimestre 2024 contre 4 596 M$ le
trimestre précédent, compte tenu de la baisse de 391 M$ de la marge
brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 1 058 M$ des
investissements nets à 4 630 M$ au deuxième trimestre 2024,
- 7 743 M$ au premier semestre 2024 contre 7 095 M$ un an
auparavant, compte tenu de la baisse de 2 161 M$ de la marge brute
d’autofinancement (CFFO) et de la baisse de 2 809 M$ des
investissements nets à 8 202 M$ au premier semestre 2024.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de 9 007 M$ au deuxième
trimestre 2024, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 7
777 M$, en lien avec une diminution du besoin en fonds de roulement
de 1,2 G$ principalement liée à :
- +0,5 G$ d’effet stocks en fin de trimestre,
- -1,7 G$ de diminution du besoin en fonds de roulement dont -0,6
G$ lié à la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et
d’électricité.
5.6 Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 18,7 % sur
la période du 1er juillet 2023 au 30 juin 2024.
En millions de dollars Période du 1er juillet
2023 Période du 1er avril 2023 Période
du 1er juillet 2022 au 30 juin 2024 au
31 mars 2024 au 30 juin 2023 Résultat net ajusté
(part TotalEnergies) (1)
21 769
22 047
29 351
Capitaux propres retraités moyens
116 286
115 835
116 329
Rentabilité des capitaux propres (ROE)
18,7%
19,0%
25,2%
La rentabilité des capitaux employés moyens(1) s’est établie à
16,6 % sur la période du 1er juillet 2023 au 30 juin 2024.
En millions de dollars Période du 1er juillet
2023 Période du 1er avril 2023 Période
du 1er juillet 2022 au 30 juin 2024 au
31 mars 2024 au 30 juin 2023 Résultat
opérationnel net ajusté (1)
23 030
23 278
30 776
Capitaux Employés (1)
138 776
140 662
137 204
ROACE (1)
16,6%
16,5%
22,4%
6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à :
- 4 555 millions d’euros au deuxième trimestre 2024, contre 4 851
millions d’euros au deuxième trimestre 2023.
- 7 965 millions d’euros au premier semestre 2024, contre 7 040
millions d’euros au premier semestre 2023.
7. Sensibilités sur l’année 2024 (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 $/b +/- 2,3 G$ +/- 2,8 G$ Prix
du gaz européen - NBP / TTF +/- 2 $/Mbtu +/- 0,4 G$ +/- 0,4 G$
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) +/- 10 $/t +/- 0,4
G$ +/- 0,5 G$
8. Perspectives
Les prix du pétrole se maintiennent au-delà de 80 $/b en ce
début de troisième trimestre, les pays de l’OPEP+ ayant signifié
début juin 2024 leur intention de poursuivre leur politique de
stabilisation durable du marché pétrolier.
Les marges de raffinage, en net recul depuis la fin du premier
trimestre, sont impactées par la faiblesse de la demande de diesel
en Europe ainsi que par la normalisation des impacts sur les
marchés des disruptions des approvisionnements russes.
Compte tenu de la baisse de la demande estivale en Europe, les
prix du gaz européens sont attendus entre 8 et 10 $/Mbtu au
troisième trimestre 2024. Cependant, dans un contexte de tension
sur les capacités d’approvisionnement, les prix du GNL
s’établissent à plus de 12 $/Mbtu en Asie, soutenus par la hausse
de la demande, notamment en Chine et en Inde. 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 un prix moyen de vente du GNL autour de 10 $/Mbtu au
troisième trimestre 2024.
La production d’hydrocarbures est attendue entre 2,4 et 2,45
Mbep/j au troisième trimestre 2024. Le démarrage du projet Anchor,
aux Etats-Unis, est prévu au troisième trimestre.
Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer au
troisième trimestre 2024 au-dessus de 85 % bénéficiant du
redémarrage de la raffinerie de Donges.
La Compagnie confirme sa guidance sur les investissements nets à
17-18 G$ en 2024, dont 5 G$ dédiés à Integrated Power.
* * * *
Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick
Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire,
Directeur Financier, qui se tient ce jour à 14h30 (heure de Paris)
avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les
informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com
ou composer le +33 (0) 1 70 91 87 04, +44 (0) 12 1281 8004 ou +1
718 705 8796. 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)
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Production combinée liquides/gazpar zone géographique
(kbep/j)
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
561
570
537
+5%
Europe
566
559
+1%
449
463
481
-7%
Afrique
456
488
-6%
825
815
767
+7%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
820
743
+10%
358
352
443
-19%
Amériques
355
442
-20%
248
261
243
+2%
Asie Pacifique
254
266
-4%
2 441
2 461
2 471
-1%
Production totale
2 451
2 498
-2%
359
346
338
+6%
dont filiales mises en équivalence
352
341
+3%
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Production de liquidespar zone géographique (kb/j)
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
225
224
227
-1%
Europe
225
231
-3%
325
331
359
-9%
Afrique
328
365
-10%
660
652
615
+7%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
656
596
+10%
167
171
268
-38%
Amériques
168
266
-37%
100
104
102
-1%
Asie Pacifique
103
109
-6%
1 477
1 482
1 571
-6%
Production totale
1 480
1 567
-6%
150
154
153
-2%
dont filiales mises en équivalence
152
152
-
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Production de gazpar zone géographique (Mpc/j)
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
1 814
1 869
1 671
+9%
Europe
1 841
1 774
+4%
620
648
610
+2%
Afrique
634
612
+4%
904
896
834
+8%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
900
803
+12%
1 061
1 003
976
+9%
Amériques
1 032
985
+5%
781
833
754
+4%
Asie Pacifique
808
843
-4%
5 180
5 249
4 845
+7%
Production totale
5 215
5 017
+4%
1 127
1 043
1 004
+12%
dont filiales mises en équivalence
1 085
1 029
+5%
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Ventes de produits raffinéspar zone géographique (kb/j)
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
1 840
1 774
1 709
+8%
Europe
1 807
1 655
+9%
558
591
599
-7%
Afrique
575
633
-9%
989
1 033
918
+8%
Amériques
1 011
883
+14%
639
711
665
-4%
Reste du monde
675
644
+5%
4 026
4 109
3 892
+3%
Total des ventes
4 068
3 815
+7%
397
401
424
-7%
dont ventes massives raffinage
399
405
-2%
2 266
2 397
2 070
+9%
dont négoce international
2 331
2 031
+15%
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
Production de produits pétrochimiques* (kt)
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
900
990
1 026
-12%
Europe
1 890
2 073
-9%
756
645
619
+22%
Amériques
1 401
1 226
+14%
702
727
475
+48%
Moyen-Orient et Asie
1 430
1 228
+16%
* Oléfines, polymères.
9.3 Integrated Power
9.3.1 Production nette d’électricité
2T24
1T24
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
0,2
-
0,4
0,0
0,8
0,1
0,2
-
1,8
0,0
2,2
Reste de l'Europe
0,1
0,4
0,4
0,4
0,1
1,4
0,1
0,6
0,6
0,7
0,1
2,0
Afrique
0,0
0,0
-
-
-
0,0
0,0
0,0
-
-
-
0,0
Moyent Orient
0,3
-
-
0,2
-
0,5
0,2
-
-
0,3
-
0,5
Amérique du Nord
0,9
0,6
-
1,2
-
2,8
0,5
0,5
-
0,7
-
1,8
Amérique du Sud
0,1
0,8
-
-
-
0,9
0,2
0,7
-
-
-
0,8
Inde
1,9
0,4
-
-
-
2,2
1,6
0,2
-
-
-
1,8
Asie Pacifique
0,4
0,0
0,0
-
-
0,5
0,3
0,0
0,1
-
-
0,4
Total
3,9
2,3
0,5
2,2
0,1
9,1
2,9
2,3
0,7
3,6
0,1
9,6
9.3.2 Capacités nettes installées de génération
électrique
2T24
1T24
Capacités nettes installées de génération électrique (GW)
(18)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
France
0,6
0,4
-
2,6
0,1
3,7
0,6
0,4
-
2,6
0,1
3,7
Reste de l'Europe
0,3
0,9
0,3
1,4
0,1
2,9
0,3
0,9
0,6
1,4
0,1
3,2
Afrique
0,1
0,0
-
-
0,0
0,1
0,1
0,0
-
-
0,0
0,1
Moyent Orient
0,4
-
-
0,3
-
0,8
0,4
-
-
0,3
-
0,7
Amérique du Nord
2,3
0,8
-
1,5
0,4
5,0
2,2
0,8
-
1,5
0,3
4,9
Amérique du Sud
0,4
0,9
-
-
-
1,2
0,4
0,9
-
-
-
1,2
Inde
4,2
0,5
-
-
-
4,7
4,0
0,5
-
-
-
4,5
Asie Pacifique
1,1
0,0
0,1
-
0,0
1,2
1,0
0,0
0,1
-
0,0
1,1
Total
9,3
3,5
0,4
5,8
0,7
19,6
9,0
3,5
0,7
5,8
0,6
19,5
9.3.3 Capacités brutes de génération électrique
renouvelable
2T24
1T24
Capacités brutes installées de génération électrique
renouvelable (GW) (19),(20)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
1,1
0,7
-
0,2
2,0
0,9
0,7
-
0,1
1,7
Reste de l'Europe
0,3
1,1
1,1
0,2
2,7
0,3
1,1
1,1
0,2
2,7
Afrique
0,1
-
-
0,0
0,1
0,1
0,0
-
0,0
0,2
Moyen Orient
1,2
-
-
-
1,2
1,2
-
-
-
1,2
Amérique du Nord
5,2
2,2
-
0,7
8,1
5,2
2,2
-
0,6
8,0
Amérique du Sud
0,4
1,3
-
-
1,6
0,4
1,2
-
-
1,6
Inde
5,9
0,5
-
-
6,5
5,8
0,5
-
-
6,3
Asie Pacifique
1,5
-
0,3
-
1,8
1,5
0,0
0,3
0,0
1,8
Total
15,7
5,8
1,4
1,1
24,0
15,4
5,7
1,4
1,0
23,5
2T24
1T24
Capacités brutes en construction de génération électrique
renouvelable (GW) (19),(20)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
0,1
0,0
0,0
0,0
0,2
0,1
-
0,0
0,0
0,2
Reste de l'Europe
0,4
0,2
-
0,1
0,6
0,4
0,0
-
0,1
0,5
Afrique
0,3
-
-
0,1
0,4
0,3
-
-
0,1
0,4
Moyen Orient
0,1
-
-
-
0,1
0,1
-
-
-
0,1
Amérique du Nord
1,7
0,0
-
0,3
2,0
1,6
0,0
-
0,2
1,8
Amérique du Sud
0,0
0,6
-
-
0,7
0,0
0,7
-
0,0
0,7
Inde
0,5
0,1
-
-
0,5
0,6
0,1
-
-
0,6
Asie Pacifique
0,0
0,0
0,4
-
0,4
0,1
0,0
0,4
-
0,4
Total
3,2
0,9
0,4
0,4
5,0
3,1
0,8
0,4
0,4
4,8
2T24
1T24
Capacités brutes en développement de génération électrique
renouvelable (GW) (19),(20)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
1,4
0,4
-
0,1
1,9
1,2
0,4
-
0,0
1,6
Reste de l'Europe
4,4
0,8
8,9
2,2
16,4
4,4
0,5
7,4
1,8
14,2
Afrique
0,7
0,3
-
-
1,0
1,4
0,3
-
0,0
1,7
Moyen Orient
1,8
-
-
-
1,8
1,7
-
-
-
1,7
Amérique du Nord
9,7
2,9
4,1
4,4
21,1
10,3
3,1
4,1
4,8
22,3
Amérique du Sud
2,1
1,2
-
0,2
3,4
1,5
1,2
-
0,1
2,8
Inde
4,5
0,2
-
-
4,7
4,5
0,2
-
-
4,7
Asie Pacifique
3,4
1,1
2,6
1,1
8,2
3,2
0,1
2,6
1,0
6,9
Total
28,0
6,8
15,6
8,0
58,5
28,2
5,8
14,1
7,7
55,9
10. Indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP
measures)
10.1 Éléments d’ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
2T24
1T24
2T23
En millions de dollars
1S24
1S23
3 787
5 721
4 088
Résultat net (part TotalEnergies)
9 508
9 645
(274)
805
(377)
Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)
531
(536)
(110)
1 507
-
Plus ou moins value de cession
1 397
203
(11)
-
(5)
Charges de restructuration
(11)
(5)
-
(644)
(469)
Dépréciations et provisions exceptionnelles
(644)
(529)
(153)
(58)
97
Autres éléments
(211)
(205)
(320)
124
(380)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt
(196)
(771)
(291)
(320)
(111)
Effet des variations de juste valeur
(611)
(545)
(885)
609
(868)
Total des éléments d’ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
(276)
(1 852)
4 672
5 112
4 956
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
9 784
11 497
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
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
3 787
5 721
4 088
-7%
Résultat net (part TotalEnergies)
9 508
9 645
-1%
885
(609)
868
+2%
Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies)
276
1 852
-85%
4 672
5 112
4 956
-6%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
9 784
11 497
-15%
-
-
-
-
Éléments ajustés
-
-
-
67
100
61
+10%
Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle
167
135
+24%
2 977
2 991
2 715
+10%
Plus: charge / (produit) d'impôt
5 968
6 805
-12%
2 962
2 942
2 959
-
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
5 904
5 985
-1%
87
92
92
-5%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
179
191
-6%
725
708
724
-
Plus: coût de l'endettement financier brut
1 433
1 434
-
(417)
(452)
(402)
ns
Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
(869)
(775)
ns
11 073
11 493
11 105
-
EBITDA Ajusté
22 566
25 272
-11%
10.2.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA
ajusté et au résultat net part TotalEnergies
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
Éléments ajustés
49 183
51 883
51 458
-4%
Produits des ventes
101 066
109 767
-8%
(31 314)
(33 525)
(33 379)
ns
Achats, nets de variation de stocks
(64 839)
(70 858)
ns
(7 664)
(7 580)
(7 754)
ns
Autres charges d'exploitation
(15 244)
(15 506)
ns
(97)
(88)
(62)
ns
Charges d'exploration
(185)
(156)
ns
146
240
116
+26%
Autres produits
386
193
+100%
(37)
(125)
(164)
ns
Autres charges hors amortissements et dépréciations des
immobilisations incorporelles
(162)
(202)
ns
433
282
401
+8%
Autres produits financiers
715
649
+10%
(213)
(215)
(173)
ns
Autres charges financières
(428)
(356)
ns
636
621
662
-4%
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence
1 257
1 741
-28%
11 073
11 493
11 105
-
EBITDA Ajusté
22 566
25 272
-11%
Éléments ajustés
(2 962)
(2 942)
(2 959)
ns
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
(5 904)
(5 985)
ns
(87)
(92)
(92)
ns
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
(179)
(191)
ns
(725)
(708)
(724)
ns
Moins: coût de l'endettement financier brut
(1 433)
(1 434)
ns
417
452
402
+4%
Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
869
775
+12%
(2 977)
(2 991)
(2 715)
ns
Moins: produit (charge) d'impôt
(5 968)
(6 805)
ns
(67)
(100)
(61)
ns
Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle
(167)
(135)
ns
(885)
609
(868)
ns
Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)
(276)
(1 852)
ns
3 787
5 721
4 088
-7%
Résultat net (part TotalEnergies)
9 508
9 645
-1%
10.3 Investissements – Désinvestissements (part
TotalEnergies)
Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux
investissements nets
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
4 558
3 467
4 473
+2%
Flux de trésorerie d'investissement ( a )
8 025
10 835
-26%
-
-
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (
b )
-
-
ns
(29)
3
18
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )
(26)
12
ns
-
-
35
-100%
Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *
-
38
-100%
97
103
64
+52%
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
200
124
+61%
4
(1)
1
x4
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
3
2
+50%
4 630
3 572
4 591
+1%
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )
8 202
11 011
-26%
220
(500)
320
-31%
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )
(280)
3 307
ns
544
1 074
482
+13%
Acquisitions ( g )
1 618
3 738
-57%
324
1 574
162
+99%
Cessions ( i )
1 898
431
x4.4
-
-
(35)
-100%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire
et plus-value de cession
-
(38)
-100%
4 410
4 072
4 271
+3%
Dont investissements organiques ( h )
8 482
7 704
+10%
101
145
328
-69%
Exploration capitalisée
247
533
-54%
589
538
366
+61%
Augmentation des prêts non courants
1 127
740
+52%
(178)
(146)
(84)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique
de prêts SME
(324)
(313)
ns
-
-
-
ns
Variation de dettes de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies
-
-
ns
* 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
2T24
1T24
2T23
2T24 vs 2T23
En millions de dollars
1S24
1S23
1S24 vs 1S23
9 007
2 169
9 900
-9%
Flux de trésorerie d’exploitation ( a )
11 176
15 033
-26%
1 669
(6 121)
1 720
-3%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *
(4 452)
(2 269)
ns
(468)
125
(252)
ns
Effet de stock ( c )
(343)
(754)
ns
-
-
35
-100%
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
-
38
-100%
(29)
3
18
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
(26)
12
ns
7 777
8 168
8 485
-8%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)( f = a - b - c + d + e
)
15 945
18 106
-12%
(118)
(143)
(112)
ns
Frais financiers
(262)
(265)
ns
7 895
8 311
8 596
-8%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)
16 207
18 371
-12%
4 410
4 072
4 271
+3%
Investissements organiques ( g )
8 482
7 704
+10%
3 367
4 096
4 213
-20%
Cash flow après investissements organiques ( f - g )
7 463
10 402
-28%
4 630
3 572
4 591
+1%
Investissements nets ( h )
8 202
11 011
-26%
3 147
4 596
3 894
-19%
Cash flow net ( f - h )
7 743
7 095
+9%
* 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 30/06/2024 31/03/2024
30/06/2023 Dettes financières courantes *
9 358
16 068
13 980
Autres passifs financiers courants
461
481
443
Actifs financiers courants *,**
(6 425)
(5 969)
(6 397)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *
(61)
(11)
(41)
Dettes financières non courantes *
34 726
30 452
33 387
Actifs financiers non courants *
(1 166)
(1 165)
(1 264)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie
(23 211)
(25 640)
(25 572)
Dette nette ( a )
13 682
14 216
14 536
Capitaux propres (part TotalEnergies)
117 379
118 409
113 682
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)
2 648
2 734
2 770
Capitaux propres ( b )
120 027
121 143
116 452
Ratio d'endettement = a / ( a + b )
10,2%
10,5%
11,1%
Dette nette de location ( c )
8 012
8 013
8 090
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/(
a+b+c )
15,3%
15,5%
16,3%
* 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 juillet 2023 au 30 juin 2024
En millions de dollars
Exploration-Production Integrated LNG
Integrated Power Raffinage-Chimie
Marketing & Services Compagnie Résultat
opérationnel net ajusté
11 157
5 172
2 146
3 633
1 363
23 030
Capitaux employés au 30/06/2023
68 530
34 598
17 804
9 698
8 796
137 372
Capitaux employés au 30/06/2024
65 809
38 708
21 861
8 728
6 954
140 180
ROACE
16,6%
14,1%
10,8%
39,4%
17,3%
16,6%
10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)
En millions de dollars
1S24
1S23
2023
Dividendes payés (actionnaires de la société mère)
3 756
3 686
7 517
Variation de capital : rachat d’actions propres
4 013
4 105
9 167
Payout ratio
45%
42%
46%
GLOSSAIRE
Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif
de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’investissement. Les Acquisitions nettes de cessions
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 de cessions (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 de cessions 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 document ne constitue pas le rapport financier semestriel qui
fera l’objet d’une publication spécifique, conformément à l’article
L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier et à la
réglementation britannique applicable, disponible sur le site
totalenergies.com. Ce communiqué de presse présente les résultats
du deuxième trimestre 2024 et du premier semestre 2024, issus des
comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 juin 2024 (non
audités). Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux
Comptes sont en cours. L’annexe au comptes consolidés (non audités)
sont disponibles 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 « sera », « devrait », « pourrait », « serait
», « peut », « pourrait », « vraisemblablement », « 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,
les innovations technologiques, les conditions et événements
météorologiques, ainsi que les évolutions socio-démographiques,
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. Les lecteurs ne doivent pas considérer les
déclarations prospectives comme des données exactes mais comme
l’expression de point de vue de la Compagnie à la date de
publication du présent document. TotalEnergies SE et ses filiales
n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et décline
toute 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. Par ailleurs, la Compagnie ne
vérifie pas et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de
tiers contenues dans ce documents ou utilisées pour les hypothèses,
estimations ou plus généralement les données prospectives publiées
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 »).
Enfin, les développements portant sur les questions relatives à
l’environnement et au changement climatique contenus dans ce
document sont fondées sur divers référentiels et l’intérêts des
diverses parties prenantes qui sont susceptibles d’évoluer
indépendamment de notre volonté. En outre, nos disclosures sur ces
questions, y compris celles liées au climat, peuvent inclure des
informations qui ne sont pas nécessairement significatives
("material") au sens des lois américaines sur les valeurs
mobilières pour les besoins des rapports de la SEC ou au sens des
réglementations boursières applicables.
L’information financière sectorielle est présentée selon les
principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit
l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les
performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs
définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de
performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de
performance excluant les éléments d’ajustement (résultat
opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net
ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité
des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la
marge brute d’autofinancement (MBA), le taux de retour à
l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse
de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des
résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de
suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la
performance de TotalEnergies.
Les éléments d’ajustement comprennent :
(i) les éléments non récurrents
En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement
significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non
récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité.
En général, les éléments non récurrents concernent des transactions
qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles.
Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de
restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées
comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être
qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions
similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents,
ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.
(ii) l’effet de stock
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 (€/$)
des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité
tenue en euros.
Avertissement aux investisseurs américains – La SEC autorise les
sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier
séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles
auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document
peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC
nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents
officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes
"réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur
américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par
TotalEnergies SE, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean
Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense
Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce
document est également disponible auprès de la SEC en appelant le
1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.
(1)
Se référer au Glossaire pages 22 & 23
pour les définitions et informations additionnelles sur les
indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux
pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.
(2)
Certaines des transactions mentionnées
dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités
ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des
accords.
(3)
Il se définit de la manière suivante :
(impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat
opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises
en équivalence - dividendes reçus des participations -
dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat
opérationnel net ajusté).
(4)
Conformément aux normes IFRS, le résultat
net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net
ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée
indéterminée.
(5)
Taux de change moyen €-$ : 1,0767 au 2ème
trimestre 2024, 1,0858 au 1er trimestre 2024, 1,0887 au 2ème
trimestre 2023, 1,0813 au 1er semestre 2024, et 1,0807 au 1er
semestre 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 de marché pour le raffinage
européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t),
utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits
pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de
raffinage européen de TotalEnergies.
(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 2023 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’usage final des produits énergétiques
vendus aux clients, 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 chaîne de valeur pour l’année 2024 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 2024. 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)
Données à fin de période.
(19)
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.
(20)
Données à fin de période.
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
(en millions de dollars)(a)
2024
2024
2023
Chiffre d'affaires
53 743
56 278
56 271
Droits d'accises
(4 560)
(4 395)
(4 737)
Produits des ventes
49 183
51 883
51 534
Achats, nets de variation de stocks
(32 117)
(33 780)
(33 864)
Autres charges d'exploitation
(7 729)
(7 643)
(7 906)
Charges d'exploration
(97)
(88)
(62)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 976)
(2 942)
(3 106)
Autres produits
3
1 758
116
Autres charges
(251)
(315)
(366)
Coût de l'endettement financier brut
(725)
(708)
(724)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
408
472
510
Coût de l'endettement financier net
(317)
(236)
(214)
Autres produits financiers
459
306
413
Autres charges financières
(213)
(215)
(173)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
627
18
267
Produit (Charge) d'impôt
(2 725)
(2 942)
(2 487)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
3 847
5 804
4 152
Part TotalEnergies
3 787
5 721
4 088
Intérêts ne conférant pas le contrôle
60
83
64
Résultat net par action (en $)
1,61
2,42
1,65
Résultat net dilué par action (en $)
1,60
2,40
1,64
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
(en millions de dollars)
2024
2024
2023
Résultat net de l'ensemble
consolidé
3 847
5 804
4 152
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
22
(2)
135
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
103
40
(1)
Effet d'impôt
(11)
(8)
(43)
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(683)
(1 506)
(57)
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
(569)
(1 476)
34
Écart de conversion de consolidation
523
1 099
(49)
Couverture de flux futurs
593
807
689
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
-
(15)
11
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
(38)
(76)
3
Autres éléments
(2)
2
(4)
Effet d'impôt
(153)
(219)
(136)
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
923
1 598
514
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
354
122
548
Résultat global
4 201
5 926
4 700
Part TotalEnergies
4 134
5 870
4 676
Intérêts ne conférant pas le contrôle
67
56
24
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er semestre
1er semestre
(en millions de dollars)(a)
2024
2023
Chiffre d'affaires
110 021
118 874
Droits d'accises
(8 955)
(9 107)
Produits des ventes
101 066
109 767
Achats, nets de variation de stocks
(65 897)
(72 215)
Autres charges d'exploitation
(15 372)
(15 691)
Charges d'exploration
(185)
(154)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(5 918)
(6 168)
Autres produits
1 761
457
Autres charges
(566)
(666)
Coût de l'endettement financier brut
(1 433)
(1 434)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
880
903
Coût de l'endettement financier net
(553)
(531)
Autres produits financiers
765
671
Autres charges financières
(428)
(356)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
645
1 227
Produit (Charge) d'impôt
(5 667)
(6 558)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
9 651
9 783
Part TotalEnergies
9 508
9 645
Intérêts ne conférant pas le contrôle
143
138
Résultat net par action (en $)
4,04
3,88
Résultat net dilué par action (en $)
4,02
3,86
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er semestre
1er semestre
(en millions de dollars)
2024
2023
Résultat net de l'ensemble
consolidé
9 651
9 783
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
20
138
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
143
3
Effet d'impôt
(19)
(51)
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(2 189)
1 409
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
(2 045)
1 499
Écart de conversion de consolidation
1 622
(1 299)
Couverture de flux futurs
1 400
1 891
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
(15)
8
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
(114)
(95)
Autres éléments
-
(1)
Effet d'impôt
(372)
(472)
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
2 521
32
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
476
1 531
Résultat global
10 127
11 314
Part TotalEnergies
10 004
11 226
Intérêts ne conférant pas le contrôle
123
88
BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
30 juin 2024
31 mars 2024
31 décembre 2023
30 juin 2023
(en millions de dollars)
(non audité)
(non audité)
(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles
33 477
33 193
33 083
31 717
Immobilisations corporelles
109 403
109 462
108 916
104 174
Sociétés mises en équivalence : titres et
prêts
32 800
31 256
30 457
30 425
Autres titres
1 740
1 895
1 543
1 190
Actifs financiers non courants
2 469
2 308
2 395
2 494
Impôts différés
3 568
3 165
3 418
3 649
Autres actifs non courants
4 235
4 328
4 313
2 573
Total actifs non courants
187 692
185 607
184 125
176 222
Actifs courants
Stocks
20 189
20 229
19 317
18 785
Clients et comptes rattachés
20 647
24 198
23 442
22 163
Autres créances
20 014
20 615
20 821
23 111
Actifs financiers courants
6 823
6 319
6 585
6 725
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
23 211
25 640
27 263
25 572
Actifs destinés à être cédés ou
échangés
912
525
2 101
8 441
Total actifs courants
91 796
97 526
99 529
104 797
Total actif
279 488
283 133
283 654
281 019
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital
7 577
7 548
7 616
7 850
Primes et réserves consolidées
130 688
129 937
126 857
123 511
Écarts de conversion
(14 415)
(14 167)
(13 701)
(12 859)
Actions autodétenues
(6 471)
(4 909)
(4 019)
(4 820)
Total des capitaux propres - part
TotalEnergies
117 379
118 409
116 753
113 682
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
2 648
2 734
2 700
2 770
Total des capitaux propres
120 027
121 143
119 453
116 452
Passifs non courants
Impôts différés
12 461
11 878
11 688
11 237
Engagements envers le personnel
1 819
1 941
1 993
1 872
Provisions et autres passifs non
courants
20 295
20 961
21 257
21 295
Dettes financières non courantes
42 526
38 053
40 478
40 427
Total passifs non courants
77 101
72 833
75 416
74 831
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés
36 449
37 647
41 335
32 853
Autres créditeurs et dettes diverses
33 442
32 949
36 727
38 609
Dettes financières courantes
11 271
17 973
9 590
15 542
Autres passifs financiers courants
461
481
446
443
Passifs relatifs aux actifs destinés à
être cédés ou échangés
737
107
687
2 289
Total passifs courants
82 360
89 157
88 785
89 736
Total passif et capitaux
propres
279 488
283 133
283 654
281 019
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
(en millions de dollars)
2024
2024
2023
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
3 847
5 804
4 152
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
3 080
3 036
3 195
Provisions et impôts différés
(53)
292
81
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
182
(1 610)
(70)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
(250)
288
383
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
2 013
(5 686)
2 125
Autres, nets
188
45
34
Flux de trésorerie
d'exploitation
9 007
2 169
9 900
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(3 699)
(3 420)
(3 870)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(251)
(759)
(19)
Coût d'acquisition de titres
(481)
(488)
(522)
Augmentation des prêts non courants
(621)
(538)
(366)
Investissements
(5 052)
(5 205)
(4 777)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
44
337
31
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
213
1 218
38
Produits de cession d'autres titres
56
34
133
Remboursement de prêts non courants
181
149
102
Désinvestissements
494
1 738
304
Flux de trésorerie
d'investissement
(4 558)
(3 467)
(4 473)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère
521
-
383
- actions propres
(2 007)
(2 006)
(2 002)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère
(1 853)
(1 903)
(1 842)
- aux intérêts ne conférant pas le
contrôle
(127)
(6)
(105)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
(1 622)
-
(1 081)
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(50)
(159)
(80)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
(19)
(17)
(13)
Émission nette d'emprunts non courants
4 319
42
(14)
Variation des dettes financières
courantes
(5 453)
3 536
(4 111)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
(530)
271
990
Flux de trésorerie de
financement
(6 821)
(242)
(7 875)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(2 372)
(1 540)
(2 448)
Incidence des variations de change
(57)
(83)
35
Trésorerie en début de période
25 640
27 263
27 985
Trésorerie en fin de période
23 211
25 640
25 572
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er semestre
1er semestre
(en millions de dollars)
2024
2023
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
9 651
9 783
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
6 116
6 382
Provisions et impôts différés
239
395
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
(1 428)
(322)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
38
34
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
(3 673)
(1 294)
Autres, nets
233
55
Flux de trésorerie
d'exploitation
11 176
15 033
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(7 119)
(8 838)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(1 010)
(155)
Coût d'acquisition de titres
(969)
(1 929)
Augmentation des prêts non courants
(1 159)
(755)
Investissements
(10 257)
(11 677)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
381
99
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
1 431
221
Produits de cession d'autres titres
90
182
Remboursement de prêts non courants
330
340
Désinvestissements
2 232
842
Flux de trésorerie
d'investissement
(8 025)
(10 835)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère
521
383
- actions propres
(4 013)
(4 105)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère
(3 756)
(3 686)
- aux intérêts ne conférant pas le
contrôle
(133)
(126)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
(1 622)
(1 081)
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(209)
(238)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
(36)
(99)
Émission nette d'emprunts non courants
4 361
104
Variation des dettes financières
courantes
(1 917)
(5 385)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
(259)
2 384
Flux de trésorerie de
financement
(7 063)
(11 849)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(3 912)
(7 651)
Incidence des variations de change
(140)
197
Trésorerie en début de période
27 263
33 026
Trésorerie en fin de période
23 211
25 572
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 2023
2 619 131 285
8 163
123 951
(12 836)
(137 187 667)
(7 554)
111 724
2 846
114 570
Résultat net du premier semestre 2023
-
-
9 645
-
-
-
9 645
138
9 783
Autres éléments du résultat global
-
-
1 576
5
-
-
1 581
(50)
1 531
Résultat Global
-
-
11 221
5
-
-
11 226
88
11 314
Dividendes
-
-
(3 868)
-
-
-
(3 868)
(126)
(3 994)
Émissions d'actions
8 002 155
22
361
-
-
-
383
-
383
Rachats d'actions
-
-
-
-
(66 647 852)
(4 705)
(4 705)
-
(4 705)
Cessions d'actions(a)
-
-
(396)
-
6 461 256
396
-
-
-
Paiements en actions
-
-
172
-
-
-
172
-
172
Annulation d'actions
(128 869 261)
(335)
(6 708)
-
128 869 261
7 043
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(1 107)
-
-
-
(1 107)
-
(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(151)
-
-
-
(151)
-
(151)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
39
(28)
-
-
11
(38)
(27)
Autres éléments
-
-
(3)
-
-
-
(3)
-
(3)
Au 30 juin 2023
2 498 264 179
7 850
123 511
(12 859)
(68 505 002)
(4 820)
113 682
2 770
116 452
Résultat net du second semestre 2023
-
-
11 739
-
-
-
11 739
(12)
11 727
Autres éléments du résultat global
-
-
411
(842)
-
-
(431)
7
(424)
Résultat Global
-
-
12 150
(842)
-
-
11 308
(5)
11 303
Dividendes
-
-
(3 743)
-
-
-
(3 743)
(185)
(3 928)
Émissions d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rachats d'actions
-
-
-
-
(78 052 725)
(4 462)
(4 462)
-
(4 462)
Cessions d'actions(a)
-
-
-
-
2 170
-
-
-
-
Paiements en actions
-
-
119
-
-
-
119
-
119
Annulation d'actions
(86 012 344)
(234)
(5 029)
-
86 012 344
5 263
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(143)
-
-
-
(143)
-
(143)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
(9)
-
-
-
(9)
123
114
Autres éléments
-
-
1
-
-
-
1
(3)
(2)
Au 31 décembre 2023
2 412 251 835
7 616
126 857
(13 701)
(60 543 213)
(4 019)
116 753
2 700
119 453
Résultat net du premier semestre 2024
-
-
9 508
-
-
-
9 508
143
9 651
Autres éléments du résultat global
-
-
1 210
(714)
-
-
496
(20)
476
Résultat Global
-
-
10 718
(714)
-
-
10 004
123
10 127
Dividendes
-
-
(3 929)
-
-
-
(3 929)
(133)
(4 062)
Émissions d'actions
10 833 187
29
492
-
-
-
521
-
521
Rachats d'actions
-
-
-
-
(58 719 028)
(4 513)
(4 513)
-
(4 513)
Cessions d'actions(a)
-
-
(397)
-
6 065 491
397
-
-
-
Paiements en actions
-
-
356
-
-
-
356
-
356
Annulation d'actions
(25 405 361)
(68)
(1 596)
-
25 405 361
1 664
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(1 679)
-
-
-
(1 679)
-
(1 679)
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(135)
-
-
-
(135)
-
(135)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
-
-
-
-
-
(36)
(36)
Autres éléments
-
-
1
-
-
-
1
(6)
(5)
Au 30 juin 2024
2 397 679 661
7 577
130 688
(14 415)
(87 791 389)
(6 471)
117 379
2 648
120 027
(a)Actions propres destinées à la
couverture des plans d'actions de performance.
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre 2024
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 416
1 986
4 464
24 516
21 358
3
-
53 743
Chiffre d'affaires intersecteurs
9 796
2 111
369
8 203
164
77
(20 720)
-
Droits d'accises
-
-
-
(208)
(4 352)
-
-
(4 560)
Produits des ventes
11 212
4 097
4 833
32 511
17 170
80
(20 720)
49 183
Charges d'exploitation
(4 669)
(2 922)
(4 506)
(31 647)
(16 601)
(318)
20 720
(39 943)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(1 907)
(310)
(105)
(416)
(208)
(30)
-
(2 976)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
141
526
26
(13)
(84)
29
-
625
Impôts du résultat opérationnel net
(2 163)
(251)
(79)
(60)
(101)
(23)
-
(2 677)
Ajustements (a)
(53)
(12)
(333)
(264)
(203)
(9)
-
(874)
Résultat opérationnel net
ajusté
2 667
1 152
502
639
379
(253)
-
5 086
Ajustements (a)
(874)
Coût net de la dette nette
(365)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(60)
Résultat net - part
TotalEnergies
3 787
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles
(dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés
pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le
secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated Power.
2ème trimestre 2024
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 697
844
769
443
259
40
-
5 052
Désinvestissements
149
29
261
127
(78)
6
-
494
Flux de trésorerie d'exploitation
4 535
431
1 647
1 541
1 650
(797)
-
9 007
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies
(non audité)
1er trimestre 2024
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe
1 318
2 659
7 082
24 533
20 671
15
-
56 278
Chiffres d'affaires intersecteurs
9 735
3 495
790
8 143
269
63
(22 495)
-
Droits d'accises
-
-
-
(170)
(4 225)
-
-
(4 395)
Produits des ventes
11 053
6 154
7 872
32 506
16 715
78
(22 495)
51 883
Charges d'exploitation
(4 444)
(4 784)
(7 565)
(30 888)
(16 096)
(229)
22 495
(41 511)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(1 917)
(321)
(97)
(376)
(206)
(25)
-
(2 942)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
97
495
(615)
68
1 480
27
-
1 552
Impôts du résultat opérationnel net
(2 261)
(284)
(40)
(255)
(108)
55
-
(2 893)
Ajustements (a)
(22)
38
(1 056)
93
1 530
(4)
-
579
Résultat opérationnel net
ajusté
2 550
1 222
611
962
255
(90)
-
5 510
Ajustements (a)
579
Coût net de la dette nette
(285)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(83)
Résultat net - part
TotalEnergies
5 721
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles
(dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés
pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le
secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated Power.
1er trimestre 2024
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 294
565
1 739
435
144
28
-
5 205
Désinvestissements
306
50
62
38
1 281
1
-
1 738
Flux de trésorerie d'exploitation
3 590
1 710
(249)
(2 129)
(108)
(645)
-
2 169
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 434
2 020
6 249
24 849
21 712
7
-
56 271
Chiffre d'affaires intersecteurs
10 108
2 778
670
8 630
201
64
(22 451)
-
Droits d'accises
-
-
-
(231)
(4 506)
-
-
(4 737)
Produits des ventes
11 542
4 798
6 919
33 248
17 407
71
(22 451)
51 534
Charges d'exploitation
(5 162)
(3 797)
(6 334)
(32 042)
(16 672)
(276)
22 451
(41 832)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 117)
(277)
(51)
(394)
(241)
(26)
-
(3 106)
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.
La gestion des positions bilancielles
(dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés
pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le
secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated Power.
2ème trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 569
626
807
489
256
30
-
4 777
Désinvestissements
26
45
149
52
28
4
-
304
Flux de trésorerie d'exploitation
4 047
1 332
2 284
1 923
665
(351)
-
9 900
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies
(non audité)
1er semestre 2024
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
2 734
4 645
11 546
49 049
42 029
18
-
110 021
Chiffre d'affaires intersecteurs
19 531
5 606
1 159
16 346
433
140
(43 215)
-
Droits d'accises
-
-
-
(378)
(8 577)
-
-
(8 955)
Produits des ventes
22 265
10 251
12 705
65 017
33 885
158
(43 215)
101 066
Charges d'exploitation
(9 113)
(7 706)
(12 071)
(62 535)
(32 697)
(547)
43 215
(81 454)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 824)
(631)
(202)
(792)
(414)
(55)
-
(5 918)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
238
1 021
(589)
55
1 396
56
-
2 177
Impôts du résultat opérationnel net
(4 424)
(535)
(119)
(315)
(209)
32
-
(5 570)
Ajustements (a)
(75)
26
(1 389)
(171)
1 327
(13)
-
(295)
Résultat opérationnel net
ajusté
5 217
2 374
1 113
1 601
634
(343)
-
10 596
Ajustements (a)
(295)
Coût net de la dette nette
(650)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(143)
Résultat net - part
TotalEnergies
9 508
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles
(dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés
pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le
secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated Power.
1er semestre 2024
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
4 991
1 409
2 508
878
403
68
-
10 257
Désinvestissements
455
79
323
165
1 203
7
-
2 232
Flux de trésorerie d'exploitation
8 125
2 141
1 398
(588)
1 542
(1 442)
-
11 176
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies
(non audité)
1er semestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
3 388
6 892
14 804
49 704
44 071
15
-
118 874
Chiffre d'affaires intersecteurs
20 836
8 777
2 355
17 691
321
121
(50 101)
-
Droits d'accises
-
-
-
(415)
(8 692)
-
-
(9 107)
Produits des ventes
24 224
15 669
17 159
66 980
35 700
136
(50 101)
109 767
Charges d'exploitation
(9 924)
(13 242)
(16 165)
(63 934)
(34 459)
(437)
50 101
(88 060)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(4 183)
(565)
(98)
(808)
(465)
(49)
-
(6 168)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
53
1 276
(320)
55
307
(38)
-
1 333
Impôts du résultat opérationnel net
(5 287)
(342)
(152)
(512)
(281)
23
-
(6 551)
Ajustements (a)
(119)
(606)
(396)
(841)
73
(40)
-
(1 929)
Résultat opérationnel net
ajusté
5 002
3 402
820
2 622
729
(325)
-
12 250
Ajustements (a)
(1 929)
Coût net de la dette nette
(538)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(138)
Résultat net - part
TotalEnergies
9 645
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles
(dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés
pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le
secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated Power.
1er semestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
6 621
1 821
2 041
714
415
65
-
11 677
Désinvestissements
57
94
298
60
329
4
-
842
Flux de trésorerie d'exploitation
8 583
4 868
999
1 072
(8)
(481)
-
15 033
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
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
2 548
1 988
2 543
ns
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
4 536
6 564
-31%
-
-
-
ns
Autres opérations avec les 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
90
90
56
61%
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
180
106
70%
4
(1)
1
x4
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
3
2
50%
2 642
2 077
2 600
2%
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
4 719
6 672
-29%
57
36
176
-68%
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
93
2 114
-96%
160
327
179
-11%
Acquisitions ( g )
487
2 125
-77%
103
291
3
x34.3
Cessions ( i )
394
11
x35.8
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
2 585
2 041
2 424
7%
Dont investissements organiques ( h
)
4 626
4 558
1%
88
136
325
-73%
Exploration capitalisée
225
529
-58%
67
42
17
x3.9
Augmentation des prêts non courants
109
61
79%
(46)
(15)
(23)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(61)
(46)
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
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
815
515
581
40%
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
1 330
1 727
-23%
-
-
-
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
ns
-
1
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
1
2
-50%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
ns
7
12
6
17%
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
19
14
36%
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
ns
822
528
587
40%
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
1 350
1 743
-23%
198
(12)
205
-3%
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
186
964
-81%
199
224
-11%
Acquisitions ( g )
199
993
-80%
1
12
19
-95%
Cessions ( i )
13
29
-55%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
624
540
382
63%
Dont investissements organiques ( h
)
1 164
779
49%
13
9
3
x4.3
Exploration capitalisée
22
4
x5.5
153
173
95
61%
Augmentation des prêts non courants
326
238
37%
(42)
(37)
(26)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(79)
(64)
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
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
508
1 677
658
-23%
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
2 185
1 743
25%
-
-
-
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
ns
-
-
16
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
-
22
ns
-
-
35
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
38
ns
-
1
2
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
1
4
-75%
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
ns
508
1 678
711
-29%
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
2 186
1 807
21%
(88)
735
(42)
ns
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
647
477
36%
142
736
45
x3.2
Acquisitions ( g )
878
582
51%
230
1
87
x2.6
Cessions ( i )
231
105
x2.2
(35)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
(38)
ns
596
943
753
-21%
Dont investissements organiques ( h
)
1 539
1 330
16%
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
239
305
182
31%
Augmentation des prêts non courants
544
345
58%
(31)
(61)
(11)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(92)
(132)
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
1.4 Raffinage-Chimie
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
316
397
437
-28%
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
713
654
9%
-
-
-
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
ns
(29)
2
2
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
(27)
(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
287
399
439
-35%
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
686
642
7%
(95)
(20)
(15)
ns
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
(115)
(10)
ns
26
9
27
-4%
Acquisitions ( g )
35
31
13%
121
29
42
x2.9
Cessions ( i )
150
41
x3.7
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
382
419
454
-16%
Dont investissements organiques ( h
)
801
652
23%
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
58
7
27
x2.1
Augmentation des prêts non courants
65
38
71%
(3)
(7)
(8)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(10)
(16)
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
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
337
(1 137)
228
48%
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
(800)
86
ns
-
-
-
ns
Autres opérations avec les 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
337
(1 137)
228
48%
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
(800)
86
ns
151
(1 238)
(4)
ns
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
(1 087)
(238)
ns
17
2
7
x2.4
Acquisitions ( g )
19
7
x2.7
(134)
1 240
11
ns
Cessions ( i )
1 106
245
x4.5
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
186
101
232
-20%
Dont investissements organiques ( h
)
287
324
-11%
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
57
11
26
x2.2
Augmentation des prêts non courants
68
37
84%
(53)
(26)
(12)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(79)
(51)
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
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
4 535
3 590
4 047
12%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
8 125
8 583
-5%
182
(888)
(317)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
(706)
(688)
ns
-
-
-
ns
Effet de stock ( c )
-
-
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
ns
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
-
-
ns
4 353
4 478
4 364
ns
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
8 831
9 271
-5%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP
measures) TotalEnergies (non audité)
2.2 Integrated LNG
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
431
1 710
1 332
-68%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
2 141
4 868
-56%
(789)
363
(469)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b ) *
(426)
987
ns
-
-
-
ns
Effet de stock ( c )
-
-
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
ns
-
1
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
1
2
-50%
1 220
1 348
1 801
-32%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
2 568
3 882
-34%
*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
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
1 647
(249)
2 284
-28%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
1 398
999
40%
1 024
(941)
1 844
-44%
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b ) *
83
129
-36%
-
-
-
ns
Effet de stock ( c )
-
-
ns
-
-
35
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
38
ns
-
-
16
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
-
22
ns
623
692
491
27%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
1 315
931
41%
*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
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
1 541
(2 129)
1 923
-20%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
(588)
1 072
ns
788
(3 526)
788
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
(2 738)
(1 395)
ns
(393)
108
(192)
ns
Effet de stock ( c )
(285)
(607)
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
ns
(29)
2
2
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
(27)
(12)
ns
1 117
1 291
1 329
-16%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
2 408
3 062
-21%
2.5 Marketing & Services
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
2ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
6 mois
6 mois
6 mois 2024 vs
2024
2024
2023
2ème trimestre 2023
2024
2023
6 mois 2023
1 650
(108)
665
x2.5
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
1 542
(8)
ns
1 066
(604)
(31)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
462
(1 073)
ns
(75)
17
(60)
ns
Effet de stock ( c )
(58)
(147)
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
ns
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
-
-
ns
659
479
756
-13%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
1 138
1 212
-6%
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
Éliminations
de
consolidation
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté 2 ème
trimestre 2024
2 667
1 152
502
639
379
(253)
-
5 086
Résultat opérationnel net ajusté 1 er
trimestre 2024
2 550
1 222
611
962
255
(90)
-
5 510
Résultat opérationnel net ajusté 4 ème
trimestre 2023
2 802
1 456
527
633
306
(178)
-
5 546
Résultat opérationnel net ajusté 3 ème
trimestre 2023
3 138
1 342
506
1 399
423
80
-
6 888
Résultat opérationnel net ajusté ( a
)
11 157
5 172
2 146
3 633
1 363
(441)
-
23 030
Bilan au 30 juin 2024
Immobilisations corporelles et
incorporelles
84 754
24 936
14 078
11 987
6 476
649
-
142 880
Titres et prêts des sociétés mises en
équivalence
3 463
15 294
8 921
4 122
1 000
-
-
32 800
Autres actifs non courants
3 803
2 424
1 147
731
1 224
214
-
9 543
Stocks
1 486
1 495
577
12 822
3 809
-
-
20 189
Clients et comptes rattachés
6 432
5 526
4 766
20 755
8 940
1 073
(26 845)
20 647
Autres créances
6 497
7 876
4 797
2 146
3 141
7 313
(11 756)
20 014
Fournisseurs et comptes rattachés
(6 984)
(6 429)
(5 653)
(33 025)
(10 387)
(775)
26 804
(36 449)
Autres créditeurs et dettes diverses
(8 785)
(8 614)
(4 989)
(6 082)
(5 762)
(11 007)
11 797
(33 442)
Besoin en fonds de roulement
(1 354)
(146)
(502)
(3 384)
(259)
(3 396)
-
(9 041)
Provisions et autres passifs non
courants
(24 947)
(3 800)
(1 807)
(3 467)
(1 207)
653
-
(34 575)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou
échangés - Capitaux employés
90
-
24
-
-
-
-
114
Capitaux employés (Bilan)
65 809
38 708
21 861
9 989
7 234
(1 880)
-
141 721
Moins effet de stock
(1 261)
(280)
(1 541)
Capitaux Employés au coût de
remplacement ( b )
65 809
38 708
21 861
8 728
6 954
(1 880)
-
140 180
Bilan au 30 juin 2023
Immobilisations corporelles et
incorporelles
85 184
24 341
7 587
11 637
6 518
624
-
135 891
Titres et prêts des sociétés mises en
équivalence
2 589
13 441
9 599
4 237
559
-
-
30 425
Autres actifs non courants
2 051
2 978
433
702
1 109
140
-
7 413
Stocks
1 550
1 202
678
11 483
3 872
-
-
18 785
Clients et comptes rattachés
6 291
8 030
5 838
18 170
8 717
1 741
(26 624)
22 163
Autres créances
5 685
11 503
8 197
2 310
3 130
5 344
(13 058)
23 111
Fournisseurs et comptes rattachés
(6 242)
(9 086)
(5 149)
(27 385)
(10 090)
(1 372)
26 471
(32 853)
Autres créditeurs et dettes diverses
(9 381)
(13 998)
(8 224)
(6 440)
(4 743)
(9 033)
13 211
(38 608)
Besoin en fonds de roulement
(2 097)
(2 349)
1 340
(1 862)
886
(3 320)
-
(7 402)
Provisions et autres passifs non
courants
(24 793)
(3 917)
(1 282)
(3 723)
(1 191)
502
-
(34 404)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou
échangés - Capitaux employés
5 596
104
127
87
1 243
-
-
7 157
Capitaux employés (Bilan)
68 530
34 598
17 804
11 078
9 124
(2 054)
-
139 080
Moins effet de stock
(1 380)
(328)
(1 708)
Capitaux Employés au coût de
remplacement ( c )
68 530
34 598
17 804
9 698
8 796
(2 054)
-
137 372
ROACE en pourcentage ( a / moyenne( b +
c ))
16,6%
14,1%
10,8%
39,4%
17,3%
16,6%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP
measures) TotalEnergies (non audité)
4. Réconciliation du résultat net de l’ensemble consolidé au
résultat opérationnel net ajusté
(en millions de dollars)
2ème trimestre
1er trimestre
2ème trimestre
6 mois
6 mois
2024
2024
2023
2024
2023
Résultat net de l'ensemble consolidé (
a )
3 847
5 804
4 152
9 651
9 783
Coût net de la dette nette ( b )
(365)
(285)
(245)
(650)
(538)
Eléments non-récurrents du résultat
opérationnel net
(256)
792
(449)
536
(616)
Plus ou moins-value de cession
(110)
1 507
-
1 397
203
Charges de restructuration
(11)
-
(5)
(11)
(5)
Dépréciations et provisions
exceptionnelles
-
(644)
(469)
(644)
(529)
Autres éléments
(135)
(71)
25
(206)
(285)
Effet de stock : écart FIFO / coût de
remplacement, net d'impôt
(327)
107
(377)
(220)
(768)
Effet des variations de juste valeur
(291)
(320)
(111)
(611)
(545)
Total des éléments d'ajustement du
résultat opérationnel net ( c )
(874)
579
(937)
(295)
(1 929)
Résultat opérationnel net ajusté ( a -
b - c )
5 086
5 510
5 334
10 596
12 250
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