TotalEnergies : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2021

Actualité publiée le 29/07/21 14:20

Regulatory News:

	2T21	Variation vs 2T20	1S21	Variation vs 1S20
Prix du pétrole - Brent ($/b)	69,0	x2,3	65,0	+62%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)	6,6	+50%	6,3	+17%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)	10,2	-29%	7,6	-64%
Résultat net ajusté part TotalEnergies⁽¹⁾
- en milliards de dollars (G$)	3,5	x27,5	6,5	x3,4
- en dollar par action	1,27	x60,8	2,38	x3,5
DACF⁽¹⁾ (G$)	6,8	+63%	12,5	+49%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	7,6	x2,2	13,1	x2,8
Résultat net part TotalEnergies de 2,2 G$ au 2T21
Ratio d’endettement⁽²⁾ de 18,5% au 30 juin 2021 contre 19,5% au 31 mars 2021
Production d’hydrocarbures de 2 747 kbep/j au 2T21, en baisse de 3% sur un an
Deuxième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 €/action

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE), réuni le 28 juillet 2021 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Au deuxième trimestre, grâce à la reprise progressive de la demande mondiale et à la discipline des pays de l’Opep+, TotalEnergies a bénéficié d’un marché du pétrole et du gaz en hausse de respectivement 13% et 28% sur un trimestre. Dans ce contexte, elle réalise un résultat net ajusté de 3,5 G$ en hausse de 15% par rapport au premier trimestre 2021 et supérieur à celui du deuxième trimestre 2019 avant crise dans un environnement de prix comparable, grâce notamment aux plans d’actions mis en œuvre depuis 2020.

TotalEnergies a généré un cash-flow (DACF) de 6,8 G$, en hausse de plus d’1 G$ par rapport au trimestre précédent et, compte tenu de la discipline maintenue sur les investissements, enregistre un cash-flow net de 3,2 G$ ce trimestre, qui couvre le dividende trimestriel de 2,1 G$ et permet de poursuivre la réduction de sa dette nette avec un taux d’endettement à 18,5%, inférieur à l’objectif annoncé de 20%. Le point mort cash organique est inférieur à 25 $/b sur le trimestre.

Conforté par les excellents résultats du deuxième trimestre, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un second acompte sur dividende au titre de l’exercice 2021 stable à 0,66 €/action.

De plus, compte tenu des prix élevés des hydrocarbures et du taux d’endettement inférieur à 20%, dans le respect de de la stratégie de TotalEnergies et en cohérence avec le schéma d’allocation du cash-flow présenté en février 2021, le Conseil d’administration a décidé d’allouer jusqu’à 40% du cash-flow supplémentaire généré au-dessus de 60 $/b à des rachats d’actions.

Le secteur iGRP confirme ses performances du premier trimestre avec un résultat net ajusté et un cash-flow de l’ordre de 900 M$. La croissance dans les activités Renouvelables et Électricité se poursuit avec plus de 500 MW de capacités brutes de production électrique renouvelable mises en service sur le trimestre et la prise de participation dans un projet éolien offshore de 640 MW en construction à Taiwan.

L’Exploration-Production bénéficie pleinement de l’augmentation du Brent et, malgré une baisse de sa production ce trimestre liée essentiellement à des programmes de maintenance planifiée, voit son résultat opérationnel net ajusté et son cash-flow progresser d’environ 10% par rapport au trimestre précédent à respectivement 2,2 G$ et 4,3 G$.

L’Aval affiche des très bonnes performances grâce à la force de son modèle intégré qui lui permet de bénéficier des marges très élevées dans la pétrochimie et du retour du Marketing & Services à ses résultats d’avant-crise, et cela malgré de très faibles marges de raffinage européennes. Ainsi l’Aval enregistre un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow en hausse d’environ 70% à respectivement 900 M$ et 1,5 G$. »

1. Faits marquants⁽³⁾

Responsabilité sociétale et environnementale

Total se transforme et devient TotalEnergies, dotée d’une nouvelle identité visuelle
3^ème place mondiale et 1^ère place pour le secteur Pétrole et Gaz dans le classement BloombergNEF sur la prise en compte par les entreprises des Objectifs de Développement Durable des Nations Unies
Décision de TotalEnergies et Chevron de suspendre la distribution des dividendes de la société de transport de gaz au Myanmar
Partenariat avec Novatek en vue de réduire les émissions liées à la production de GNL, développer le captage et stockage du carbone à grande échelle et étudier des projets d’hydrogène et d’ammoniac décarbonés
Partenariat avec GHGSat pour surveiller par satellite les émissions de méthane en mer

Renouvelables et Électricité

Prise de participation de 23% dans un projet d’éolien offshore de 640 MW en construction à Taiwan
Acquisition par Adani Green Energy Ltd., dont TotalEnergies est actionnaire à hauteur de 20%, d’un portefeuille de 5 GW de capacité de production électrique renouvelable en opération et en construction en Inde qui contribuera à hauteur de 1 GW à l’objectif de TotalEnergies de 35 GW en 2025
Signature avec Merck & Co. d’un contrat portant sur la vente sur une période de 10 ans de 90 GWh/an d’électricité renouvelable en Espagne
Partenariat avec Amazon pour la fourniture de ses datas centers en électricité renouvelable (474 MW), en Europe et aux États-Unis, et l’accélération de la transformation numérique de TotalEnergies
Contrat de vente d’électricité renouvelable de 50 GWh/an sur 15 ans avec Air Liquide en Belgique

GNL

Remobilisation du projet Papua LNG en vue d’une décision finale d’investissement en 2023
Accord avec Novatek pour l’acquisition de 10% d’Arctic Transshipment LLC, qui opérera deux terminaux de transbordement de GNL en cours de construction en Russie
Accord de tolling avec GIP, pour un montant de plus de 750 M$, portant sur les infrastructures du projet Gladstone LNG en Australie

Retrait du projet Driftwood LNG et vente des participations de TotalEnergies dans Tellurian Inc.
Signature avec ArcelorMittal Nippon Steel d’un contrat portant sur la fourniture pour 5 ans jusqu’à 0,5 Mtpa de GNL en Inde
Accords de collaboration technique avec Siemens Energy et Technip Energies pour développer des technologies de GNL bas carbone

Amont

Démarrage de la production de Zinia Phase 2, projet de développement à cycle court sur le bloc 17 en Angola
Nouvelle découverte significative sur le puits Sapakara South au Suriname
Obtention de deux nouveaux permis d’exploration dans l’offshore conventionnel au Suriname en partenariat avec Qatar Petroleum
Entrée sur le permis d’exploration du bloc 29 en Angola en tant qu’opérateur
Accord en vue de la cession de la participation de TotalEnergies de 18% dans le bloc de Sarsang, au Kurdistan irakien
Cession de la participation de TotalEnergies dans Petrocedeño à PDVSA au Vénézuéla ce qui conduit à la reconnaissance d’une moins-value de cession exceptionnelle de 1,38 milliard de dollars sur le trimestre

Aval

Démarrage de la production en France par TotalEnergies de biocarburants aériens durables et réalisation, en partenariat avec Air France-KLM, Groupe ADP et Airbus, du premier vol long-courrier avec du carburant aérien durable (SAF) en France
Obtention de la concession pour l’extension du réseau public de recharge pour véhicules électriques de la Municipalité d’Amsterdam, avec 2 200 nouveaux points de recharge
Signature d’un partenariat mondial dans le domaine des lubrifiants et de la mobilité électrique avec Peugeot, Citroën, DS Automobiles, Opel et Vauxhall
Accord de partenariat avec Uber pour accélérer la transition des chauffeurs VTC vers la mobilité électrique en France
Prise de participation de 20% dans Hysetco, société française détenant la première flotte de taxis hydrogène au monde, exploitée sous la marque Hype, ainsi que des stations de recharge hydrogène

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies⁽⁴⁾

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
8 667	8 170	3 909	x2,2	8 550	+1%	EBITDA ajusté ⁽⁵⁾	16 837	10 583	+59%
4 032	3 487	821	x4,9	3 589	+12%	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	7 519	3 121	x2,4
2 213	1 975	(209)	ns	2 022	+9%	Exploration-Production	4 188	494	x8,5
891	985	326	x2,7	429	x2,1	Integrated Gas, Renewables & Power	1 876	1 239	+51%
511	243	575	-11%	715	-29%	Raffinage-Chimie	754	957	-21%
417	284	129	x3,2	423	-1%	Marketing & Services	701	431	+63%
740	520	11	x67,3	457	+62%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 260	669	+88%
34,3%	34,6%	-6,8%		33,0%		Taux moyen d'imposition ⁽⁶⁾	34,4%	24,3%
3 463	3 003	126	x27,5	2 887	+20%	Résultat net ajusté part TotalEnergies	6 466	1 907	x3,4
1,27	1,10	0,02	x60,8	1,05	+21%	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ⁽⁷⁾	2,38	0,68	x3,5
1,06	0,91	0,02	x53	0,94	+13%	Résultat net ajusté dilué par action (euros)*	1,97	0,62	x3,2
2 646	2 645	2 598	+2%	2 625	+1%	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 644	2 598	+2%

2 206	3 344	(8 369)	ns	2 756	-20%	Résultat net part TotalEnergies	5 550	(8 335)	ns

2 802	2 379	2 201	+27%	3 028	-7%	Investissements organiques ⁽⁸⁾	5 181	4 724	+10%
396	1 590	721	-45%	402	-2%	Acquisitions nettes ⁽⁹⁾	1 986	1 823	+9%
3 198	3 969	2 922	+9%	3 430	-7%	Investissements nets ⁽¹⁰⁾	7 167	6 547	+9%

6 352	5 366	3 644	+74%	6 807	-7%	Marge brute d'autofinancement** ⁽¹¹⁾	11 718	7 409	+58%
6 761	5 750	4 143	+63%	7 308	-7%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ⁽¹²⁾	12 511	8 420	+49%
7 551	5 598	3 479	x2,2	6 251	+21%	Flux de trésorerie d’exploitation	13 149	4 778	x2,8

Les données prennent en compte l’impact de la norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1^er janvier 2019.
* Taux de change moyen €-$ : 1,2058 au 2^ème trimestre 2021 et 1,2053 au 1^er semestre 2021.
** Données 2T20, 2T19 et 1S20 retraitées.

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

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19		1S21	1S20	1S21 vs 1S20
69,0	61,1	29,6	x2,3	68,9	-	Brent ($/b)	65,0	40,1	+62%
3,0	2,7	1,8	+70%	2,5	+18%	Henry Hub ($/Mbtu)	2,9	1,8	+57%
8,7	6,8	1,7	x5,2	4,1	x2,1	NBP ($/Mbtu)	7,7	2,4	x3,2
10,0	10,0	2,1	x4,7	4,9	x2	JKM ($/Mbtu)	10,0	2,9	x3,5
62,9	56,4	23,4	x2,7	63,7	-1%	Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées	59,7	33,8	+77%
4,43	4,06	2,61	+69%	3,82	+16%	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées	4,23	2,99	+41%
6,59	6,08	4,40	+50%	5,69	+16%	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	6,33	5,42	+17%
10,2	5,3	14,3	-29%	27,6	-63%	Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)	7,6	21,0	-64%

* Les indicateurs sont indiqués en page 20.

Le prix moyen de vente GNL est en hausse de 8% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, bénéficiant de façon différée de l’augmentation du prix du pétrole sur les contrats long-terme de GNL indexés huile et de l’augmentation des prix du gaz naturel sur les contrats GNL indexés gaz et les ventes spot.

3.2 Émissions de gaz à effet de serre⁽¹³⁾

2T21	1T21	Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO₂e)	2020	2020 (hors effet Covid-19)
7	8	Scope 1+2 des installations oil & gas opérées ⁽¹⁴⁾	35,8	39
77	81	Scope 3 ⁽¹⁵⁾	350	400
45	50	Scope 1+2+3 en Europe ⁽¹⁶⁾	212	239

3.3 Production*

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Production d'hydrocarbures	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
2 747	2 863	2 846	-3%	2 957	-7%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 805	2 966	-5%
1 258	1 272	1 315	-4%	1 407	-11%	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 265	1 381	-8%
1 489	1 591	1 531	-3%	1 549	-4%	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 540	1 584	-3%

2 747	2 863	2 846	-3%	2 957	-7%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 805	2 966	-5%
1 464	1 508	1 553	-6%	1 624	-10%	Liquides (kb/j)	1 486	1 626	-9%
7 017	7 400	7 045	-	7 309	-4%	Gaz (Mpc/j)	7 208	7 302	-1%

* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’iGRP.

La production d’hydrocarbures a été de 2 747 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2021, en baisse de 3% sur un an, en raison des éléments suivants :

+2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets,
-2% lié à l’effet prix,
-3% lié au déclin naturel des champs.

La production d’hydrocarbures a été de 2 747 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2021, en baisse de 4% sur un trimestre, en raison d’importants programmes de grands arrêts.

La production d’hydrocarbures a été de 2 805 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier semestre 2021, en baisse de 5% sur un an, en raison des éléments suivants :

+2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment North Russkoye en Russie, Culzean au Royaume-Uni, Johan Sverdrup en Norvège et Iara au Brésil,
-1% d’effet périmètre, notamment lié aux cessions d’actifs au Royaume-Uni et du Bloc CA1 au Brunei,
-2% lié à des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés, notamment au Royaume-Uni, en Australie, en Norvège et au Nigéria,
-1% lié à l’effet prix,
-3% lié au déclin naturel des champs.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)

4.1.1 Production et ventes de GNL et d’électricité

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Production d'hydrocarbures pour le GNL	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
502	518	520	-3%	559	-10%	iGRP (kbep/j)	510	536	-5%
52	64	66	-21%	73	-29%	Liquides (kb/j)	58	69	-17%
2 464	2 476	2 471	-	2 680	-8%	Gaz (Mpc/j)	2 470	2 541	-3%

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	GNL (Mt)	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
10,5	9,9	10,4	+1%	8,5	+23%	Ventes totales de GNL	20,4	20,2	+1%
4,2	4,4	4,3	-4%	4,1	+3%	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	8,5	9,0	-5%
8,8	7,9	8,7	+1%	6,7	+31%	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	16,7	16,5	+1%

* 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 baisse sur un an de respectivement 3% et 5% au deuxième trimestre 2021 et au premier semestre 2021, notamment du fait de l’arrêt de l’usine de Snøhvit LNG à la suite de l’incendie intervenu fin septembre 2020 et de l’arrêt planifié pour maintenance au deuxième trimestre 2021 sur les trains de liquéfaction d’Ichthys LNG en Australie.

Les ventes totales de GNL sont stables sur un an au deuxième trimestre 2021 et au premier semestre 2021.

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	Renouvelables et électricité	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
41,7	40,2	20,4	x2	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	41,7	20,4	x2
8,3	7,8	5,1	+63%	dont capacités installées	8,3	5,1	+63%
5,4	5,1	2,9	+89%	dont capacités en construction	5,4	2,9	+89%
28,0	27,3	12,4	x2,3	dont capacités en développement	28,0	12,4	x2,3
22,6	21,2	11,2	x2	Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) ^(1),(2)	22,6	11,2	x2
30,7	30,1	13,6	x2,3	Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	30,7	13,6	x2,3
4,0	3,8	2,3	+76%	dont capacités installées	4,0	2,3	+76%
3,1	3,1	1,1	x3	dont capacités en construction	3,1	1,1	x3
23,6	23,3	10,3	x2,3	dont capacités en développement	23,6	10,3	x2,3
5,1	4,7	2,9	+73%	Production nette d'électricité (TWh) ⁽³⁾	9,8	5,9	+67%
1,7	1,6	1,1	+47%	dont à partir de sources renouvelables	3,2	1,8	+79%
5,8	5,7	4,2	+38%	Clients électricité - BtB et BtC (Million) ⁽²⁾	5,8	4,2	+38%
2,7	2,7	1,7	+58%	Clients gaz - BtB et BtC (Million) ⁽²⁾	2,7	1,7	+58%
12,7	16,1	9,4	+35%	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	28,8	23,6	+22%
20,6	36,2	17,3	+19%	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	56,8	50,9	+12%

291	344	91	x3,2	EBITDA ajusté Renouvelables et électricité part TotalEnergies (M$) ⁽⁴⁾	635	340	+87%
62	148	92	-32%	dont provenant des activités renouvelables	210	184	+14%

⁽¹⁾Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
⁽²⁾ Données à fin de période.
⁽³⁾ Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés.
⁽⁴⁾ Somme des quote-part TotalEnergies (% de détention) des EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) des sociétés du périmètre Renouvelables et Électricité, indépendamment de leur mode de consolidation.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable croît à 8,3 GW à la fin du deuxième trimestre 2021.

La production nette d’électricité s’établit à 5,1 TWh au deuxième trimestre 2021, en hausse de 73% sur un an, notamment du fait de la forte croissance de la production d’électricité de source renouvelable et de l’acquisition de quatre centrales à cycle combiné au gaz naturel (CCGT) en France et en Espagne au quatrième trimestre 2020.

Les ventes d’électricité et de gaz, saisonnièrement plus basses au deuxième trimestre, sont en hausse de 35% et 19% respectivement sur un an au deuxième trimestre 2021 grâce à la croissance du nombre de clients, TotalEnergies ayant notamment dépassé le cap des 5 millions de clients (BtC et BtB) en France.

L’EBITDA ajusté part TotalEnergies de l’activité Renouvelables et Électricité s’élève à 291 M$ au deuxième trimestre 2021 et a plus que triplé sur un an, porté par la croissance de la production d’électricité en particulier renouvelable et du nombre de clients gaz et électricité.

4.1.2 Résultats

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	En millions de dollars	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
891	985	326	x2,7	429	x2,1	Résultat opérationnel net ajusté*	1 876	1 239	+51%
356	264	(69)	ns	195	+83%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	620	179	x3,5

759	753	618	+23%	442	+72%	Investissements organiques	1 512	1 264	+20%
166	1 893	433	-62%	159	+4%	Acquisitions nettes	2 059	1 570	+31%
925	2 646	1 051	-12%	601	+54%	Investissements nets	3 571	2 834	+26%

904	1 059	1 051	-14%	969	-7%	Marge brute d'autofinancement **	1 963	1 652	+19%
567	780	1 389	-59%	641	-12%	Flux de trésorerie d’exploitation ***	1 347	900	+50%

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location, hors impact des contrats compatibilisés en juste valeur du secteur et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables. Données 2T20, 2T19 et 1S20 retraitées (voir note 11 en page 3).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à :

891 M$ au deuxième trimestre 2021 et a plus que doublé sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL et à la contribution croissante des activités Renouvelables et Électricité,
1 876 M$ au premier semestre 2021, en hausse de 51% sur un an pour les mêmes raisons ainsi que grâce à la bonne performance des activités de négoce au premier trimestre 2021.

La marge brute d’autofinancement est :

En recul de 14% sur un an à 904 M$ au deuxième trimestre 2021, le deuxième trimestre 2020 ayant bénéficié d’une excellente performance des activités de négoce dans un contexte de forte volatilité des marchés,
En hausse de 19% sur un an à 1 963 M$ au premier semestre 2021, en lien avec la hausse des prix du GNL et la contribution croissante des activités Renouvelables et Électricité.

4.2 Exploration-Production

4.2.1 Production

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Production d'hydrocarbures	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
2 245	2 345	2 326	-3%	2 398	-6%	EP (kbep/j)	2 295	2 430	-6%
1 412	1 444	1 487	-5%	1 551	-9%	Liquides (kb/j)	1 428	1 557	-8%
4 553	4 924	4 574	-	4 629	-2%	Gaz (Mpc/j)	4 738	4 761	-

4.2.2 Résultats

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
2 213	1 975	(209)	ns	2 022	+9%	Résultat opérationnel net ajusté*	4 188	494	x8,5
279	270	48	x5,8	239	+17%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	549	438	+25%
38,2%	41,0%	56,6%		39,5%		Taux moyen d'imposition**	39,5%	69,6%

1 559	1 279	1 112	+40%	1 995	-22%	Investissements organiques	2 838	2 684	+6%
231	(202)	311	-26%	204	+13%	Acquisitions nettes	29	305	-90%
1 790	1 077	1 423	+26%	2 199	-19%	Investissements nets	2 867	2 989	-4%

4 262	3 824	1 810	x2,4	4 882	-13%	Marge brute d'autofinancement ***	8 086	4 386	+84%
4 835	3 736	910	x5,3	3 768	+28%	Flux de trésorerie d’exploitation ***	8 571	4 833	+77%

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à :

2 213 M$ au deuxième trimestre 2021 contre une perte de 209 M$ au deuxième trimestre 2020, grâce à la forte hausse des prix du pétrole et du gaz,
4 188 M$ au premier semestre 2021, plus de huit fois supérieur au premier semestre 2020, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 4 262 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 1 810 M$ un an plus tôt et est en hausse de 84% à 8 086 M$ sur le premier semestre 2021, en lien avec la hausse des prix du pétrole et du gaz.

4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.3.1 Résultats

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	En millions de dollars	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
928	527	704	+32%	1 138	-18%	Résultat opérationnel net ajusté*	1 455	1 388	+5%

468	335	457	+2%	557	-16%	Investissements organiques	803	734	+9%
(1)	(103)	(20)	ns	38	ns	Acquisitions nettes	(104)	(50)	ns
467	232	437	+7%	595	-22%	Investissements nets	699	684	+2%

1 460	872	1 488	-2%	1 432	+2%	Marge brute d'autofinancement **	2 332	2 552	-9%
2 669	1 661	1 899	+41%	2 269	+18%	Flux de trésorerie d’exploitation **	4 330	317	x13,7

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

4.4 Raffinage-Chimie

4.4.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
1 070	1 147	1 249	-14%	1 595	-33%	Total volumes raffinés (kb/j)	1 109	1 347	-18%
148	114	205	-28%	447	-67%	France	131	230	-43%
495	660	595	-17%	679	-27%	Reste de l'Europe	578	676	-14%
427	373	449	-5%	469	-9%	Reste du monde	400	441	-9%
58%	58%	59%		77%		Taux d’utilisation sur bruts traités**	58%	64%

* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année, hors Grandpuits (définitivement arrêtée au 1^er trimestre 2021) pour 2021 et hors Lindsey (cédée) à partir du 2^ème trimestre 2021.

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
1 424	1 405	1 391	+2%	993	+43%	Monomères* (kt)	2 829	2 778	+2%
1 212	1 165	1 193	+2%	1 127	+8%	Polymères (kt)	2 377	2 395	-1%
88%	87%	84%		64%		Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	88%	83%

* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année.

Les volumes raffinés sont :

En baisse de 14% au deuxième trimestre 2021 sur un an, en raison notamment de la prolongation de l’arrêt conjoncturel volontaire de la raffinerie de Donges compte tenu des marges européennes de raffinage dégradées, du grand arrêt planifié de la raffinerie de Leuna en Allemagne, de l’arrêt de la raffinerie de Grandpuits en vue de sa conversion en plateforme zéro-pétrole au cours du premier trimestre 2021 et de la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni. Cette baisse a été partiellement compensée par le redémarrage de la raffinerie de Feyzin, en France, ainsi que de l’unité de distillation de la plateforme de Normandie, à la suite de l’incendie survenu fin 2019,
En baisse de 18% au premier semestre 2021 sur un an pour les mêmes raisons.

La production de monomères est en légère croissance au deuxième trimestre 2021 sur un an du fait du redémarrage de la raffinerie de Feyzin, en France, après son grand arrêt courant 2020.

La production de polymères est également en légère croissance au deuxième trimestre 2021 sur un an, malgré le grand arrêt au deuxième trimestre 2021 de l’usine de Feluy en Belgique.

4.4.2 Résultats

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	En millions de dollars	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
511	243	575	-11%	715	-29%	Résultat opérationnel net ajusté*	754	957	-21%

279	222	302	-8%	353	-21%	Investissements organiques	501	470	+7%
2	(57)	(15)	ns	(58)	ns	Acquisitions nettes	(55)	(51)	ns
281	165	287	-2%	295	-5%	Investissements nets	446	419	+6%

753	394	996	-24%	806	-7%	Marge brute d'autofinancement **	1 147	1 670	-31%
2 232	996	1 080	x2,1	1 658	+35%	Flux de trésorerie d’exploitation **	3 228	(103)	ns

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie est :

En baisse de 11% sur un an à 511 M$ au deuxième trimestre 2021. Cette baisse est liée aux marges européennes de raffinage, toujours très dégradées, du fait de la remontée des prix du pétrole et de la demande toujours faible notamment en distillats liée à l’activité réduite dans le transport aérien et à la surperformance des activités de négoce au deuxième trimestre 2020. Les résultats de ce trimestre bénéficient néanmoins des très bonnes performances de la pétrochimie,
En baisse de 21% sur un an à 754 M$ au premier semestre 2021, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement est en baisse de 24% sur un an à 753 M$ au deuxième trimestre 2021 et de 31% à 1 147 M$ au premier semestre 2021.

Le flux de trésorerie d’exploitation est en hausse à 2 232 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 1 080 M$ au deuxième trimestre 2020, notamment du fait d’une baisse du besoin en fonds de roulement et d’un effet de stock positif.

4.5 Marketing & Services

4.5.1 Ventes de produits pétroliers

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Ventes en kb/j*	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
1 473	1 442	1 301	+13%	1 860	-21%	Total des ventes du Marketing & Services	1 458	1 478	-1%
791	776	740	+7%	1 004	-21%	Europe	783	823	-5%
682	666	561	+22%	856	-20%	Reste du monde	674	656	+3%

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage

Les ventes de produits pétroliers affichent une croissance sur un an de 13% au deuxième trimestre 2021, grâce à l’amélioration de la situation sanitaire et au rebond économique au niveau mondial. Cette hausse est notamment soutenue par la reprise des ventes de l’activité réseau.

4.5.2 Résultats

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	En millions de dollars	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
417	284	129	x3,2	423	-1%	Résultat opérationnel net ajusté*	701	431	+63%

189	113	155	+22%	204	-7%	Investissements organiques	302	264	+14%
(3)	(46)	(5)	ns	96	ns	Acquisitions nettes	(49)	1	ns
186	67	150	+24%	300	-38%	Investissements nets	253	265	-5%

707	478	492	+44%	626	+13%	Marge brute d'autofinancement **	1 185	882	+34%
437	665	819	-47%	611	-28%	Flux de trésorerie d’exploitation **	1 102	420	x2,6

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 417 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 129 M$ un an plus tôt. Cette hausse est principalement liée à la hausse des volumes de ventes mondiaux dans un contexte de marges en progression.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 707 M$ au deuxième trimestre 2021 et 1 185 M$ au premier semestre.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

4 032 M$ au deuxième trimestre 2021, contre 821 M$ un an auparavant, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz,
7 519 M$ au premier semestre 2021, contre 3 121 M$ un an auparavant, pour les mêmes raisons.

5.2 Résultat net ajusté part TotalEnergies

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à :

3 463 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 126 M$ un an plus tôt, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz,
6 466 M$ au premier semestre 2021 contre 1 907 M$ un an plus tôt, pour les mêmes raisons.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur⁽¹⁷⁾.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net⁽¹⁸⁾ représente un montant de -1 257 M$ au deuxième trimestre 2021, principalement constitué de l’effet de la cession de la participation de TotalEnergies dans Petrocedeño à PDVSA au Venezuela pour un montant de -1 379 M$, d’un effet de stock positif de 375 M$. et de charges de restructurations liées au plan de départ volontaire en France et en Belgique.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies s’est établi à 34,3% au deuxième trimestre 2021, contre -6,8% au deuxième trimestre 2020. Ce taux négatif en 2020 s’expliquait par un résultat opérationnel net ajusté négatif dans l’Exploration-Production, qui supporte un taux d’imposition élevé, non compensé par le résultat positif moins fiscalisé des activités Aval.

5.3 Résultat net ajusté par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :

1,27 $ au deuxième trimestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 646 millions, contre 0,02 $ un an plus tôt,
2,38 $ au premier semestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 644 millions, contre 0,68 $ un an plus tôt.

Au 30 juin 2021, le nombre d’actions dilué était de 2 654 millions.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

662 M$ au deuxième trimestre 2021 et incluent notamment la prise de participation de 23% dans un projet d’éolien offshore de 640 MW à Taiwan, l’acquisition de Fonroche Biogaz en France et l’acquisition des participations de Repsol dans le champ de Tin Fouyé Tabankort II en Algérie,
2 870M$ au premier semestre 2021 lié aux éléments ci-dessus ainsi qu’à l’acquisition, pour 2 G$, d’une participation de 20% dans le développeur de projets renouvelables en Inde Adani Green Energy Limited.

Les cessions ont représenté :

266 M$ au deuxième trimestre 2021 et incluent notamment la cession de la participation de TotalEnergies dans le gazoduc TBG au Brésil, la vente de parts dans la société Clean Energy Fuels Corp. et la vente de ses actions dans la société Tellurian Inc. aux États-Unis,
884 M$ au premier semestre 2021 lié aux éléments ci-dessus ainsi qu’à la cession en France d’une participation de 50% dans un portefeuille de projets renouvelables d’une capacité totale de 285 MW (100%), la cession de la participation de 10% dans le bloc Onshore OML 17 au Nigéria, un complément de prix relatif à la vente du Bloc CA1 au Brunei et la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni.

5.5 Cash-flow net

Le cash-flow net⁽¹⁹⁾ de TotalEnergies ressort à :

3 154 M$ au deuxième trimestre 2021 contre 722 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 2,7 G$ de la marge brute d’autofinancement et de la légère hausse de 276 M$ des investissements nets à 3 198 M$ au deuxième trimestre 2021,
4 551 M$ au premier semestre 2021 contre 862 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 4,3 G$ de la marge brute d’autofinancement, atténuée par une hausse de 620 M$ des investissements nets à 7 167 M$ au premier semestre 2021.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 8,4% sur la période du 1^er juillet 2020 au 30 juin 2021.

En millions de dollars	Période du 1er juillet 2020	Période du 1er avril 2020	Période du 1er juillet 2019
	au 30 juin 2021	au 31 mars 2021	au 30 juin 2020
Résultat net ajusté	8 786	5 330	8 214
Capitaux propres retraités moyens	105 066	109 135	109 448
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	8,4%	4,9%	7,5%

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 7,2% sur la période du 1^er juillet 2020 au 30 juin 2021.

En millions de dollars	Période du 1er juillet 2020	Période du 1er avril 2020	Période du 1er juillet 2019
	au 30 juin 2021	au 31 mars 2021	au 30 juin 2020
Résultat opérationnel net ajusté	10 252	6 915	10 125
Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement	142 172	148 777	145 621
ROACE	7,2%	4,6%	7,0%

6. Comptes de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 4 568 millions d’euros au premier semestre 2021, contre 4 710 millions d’euros un an auparavant.

7. Sensibilités 2021*

	Variation	Impact estimé sur le résultat opérationnel net ajusté	Impact estimé sur les flux de trésorerie d'exploitation
Dollar	+/- 0,1 $ par €	-/+ 0,1 G$	~0 G$
Prix moyen de vente liquides**	+/- 10 $/b	+/- 2,7 G$	+/- 3,2 G$
Prix du gaz européen - NBP	+/- 1 $/Mbtu	+/- 0,3 G$	+/- 0,25 G$
Marge sur coûts variables - raffinage Europe (MCV)	+/- 10 $/t	+/- 0,4 G$	+/- 0,5 G$

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4^ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2021. 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. Pour les indicateurs, se reporter à la page 20.
** Environnement Brent à 50 $/b.

8. Synthèse et perspectives

Dans un contexte de reprise de la demande mondiale en produits pétroliers, les quotas de production des pays de l’OPEP+ sur le premier semestre 2021 ont contribué à une diminution rapide des stocks de brut, qui sont passés sous leur moyenne des cinq dernières années. Le prix du pétrole s’est ainsi maintenu au-dessus de 60 $/b depuis début février 2021 et a dépassé 70 $/b fin juin. Les décisions récentes de l’OPEP+ confortent la discipline collective au sein de cette organisation pour adapter pas à pas l’offre à la croissance de la demande.

Compte tenu des perspectives d’évolution des quotas des pays de l’OPEP+ au second semestre 2021, TotalEnergies anticipe désormais une production d’hydrocarbures sur l’année 2021 aux environs de 2,85 Mbep/j. Le démarrage et la montée en puissance de projets, notamment Zinia Phase 2 en Angola, North Russkoye en Russie et Iara au Brésil contribueront à la hausse des productions de TotalEnergies sur la seconde partie de l’année.

TotalEnergies anticipe que la hausse du pétrole observée au cours du premier semestre 2021 aura un impact positif sur son prix moyen de vente de GNL pour les six prochains mois, compte tenu de l’effet retard sur les formules de prix. Il devrait s’établir à plus de 7,5 $/Mbtu au troisième trimestre 2021. Par ailleurs, les marchés du gaz asiatique et européen bénéficient de la forte croissance de la demande liée à la reprise de l’économie mondiale.

TotalEnergies maintient la discipline sur les dépenses, avec des investissements nets prévus entre 12 et 13 G$ en 2021, dont la moitié dédiée à sa croissance future. Sur ces investissements de croissance, 50% seront consacrés aux renouvelables et à l’électricité.

Dans un environnement de prix des hydrocarbures qui se maintiendrait sur le second semestre au niveau du premier semestre (65 $/b pour le Brent, 8 $/Mbtu pour les prix du gaz européen) et de marge de raffinage européenne qui s’établiraient à 10-15 $/t, TotalEnergies prévoit une génération de cash-flow (DACF) supérieure à 25 G$ en 2021 et une rentabilité des capitaux employés supérieure à 10%.

Dans ce contexte favorable, la Compagnie confirme ses priorités en termes d’allocation du cash-flow : investir dans des projets rentables pour mettre en œuvre la stratégie de transformation de TotalEnergies en une compagnie multi-énergies, soutenir le dividende à travers les cycles économiques, maintenir un bilan solide et une notation long-terme à un niveau minimum « A » en ancrant durablement son ratio d’endettement sous les 20% et partager les revenus supplémentaires avec ses actionnaires via des rachats d’actions en cas de prix élevés.

* * * *

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 15h00 (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 70 82 21 (code d’accès 3586957). 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 + iGRP)

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
985	1 050	1 032	-4%	997	-1%	Europe et Asie centrale	1 018	1 064	-4%
533	551	653	-18%	686	-22%	Afrique	542	677	-20%
654	651	641	+2%	703	-7%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	652	661	-1%
378	376	314	+20%	358	+6%	Amériques	377	343	+10%
197	235	206	-4%	214	-8%	Asie Pacifique	216	220	-2%
2 747	2 863	2 846	-3%	2 957	-7%	Production totale	2 805	2 966	-5%
750	729	699	+7%	750	-	dont filiales mises en équivalence	740	726	+2%

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Production de liquides par zone géographique (kb/j)	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
351	374	381	-8%	328	+7%	Europe et Asie centrale	363	392	-8%
399	415	514	-22%	549	-27%	Afrique	407	534	-24%
502	499	494	+2%	546	-8%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	500	505	-1%
183	179	127	+44%	160	+15%	Amériques	181	153	+19%
29	41	37	-21%	41	-29%	Asie Pacifique	35	42	-17%
1 464	1 508	1 553	-6%	1 624	-10%	Production totale	1 486	1 626	-9%
213	201	199	+7%	225	-5%	dont filiales mises en équivalence	207	207	-

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
3 411	3 636	3 506	-3%	3 639	-6%	Europe et Asie centrale	3 523	3 620	-3%
680	693	706	-4%	703	-3%	Afrique	686	726	-6%
847	843	818	+3%	866	-2%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	845	865	-2%
1 095	1 100	1 047	+5%	1 107	-1%	Amériques	1 098	1 069	+3%
984	1 128	968	+2%	994	-1%	Asie Pacifique	1 056	1 022	+3%
7 017	7 400	7 045	-	7 309	-4%	Production totale	7 208	7 302	-1%
2 895	2 855	2 698	+7%	2 868	+1%	dont filiales mises en équivalence	2 875	2 802	+3%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
1 521	1 558	1 449	+5%	2 018	-25%	Europe*	1 540	1 610	-4%
663	667	463	+43%	751	-12%	Afrique	665	573	+16%
799	772	861	-7%	846	-6%	Amériques	785	814	-3%
492	495	433	+13%	536	-8%	Reste du monde	493	439	+12%
3 475	3 492	3 208	+8%	4 152	-16%	Total des ventes	3 483	3 435	+1%
334	402	366	-9%	535	-38%	dont ventes massives raffinage*	368	432	-15%
1 668	1 648	1 541	+8%	1 757	-5%	dont négoce international	1 658	1 525	+9%

* Données 1T21 corrigées

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	2T21 vs 2T19	*Production de produits pétrochimiques (kt)**	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
1 166	1 346	1 275	-9%	1 318	-11%	Europe	2 512	2 547	-1%
725	510	637	+14%	475	+53%	Amériques	1 235	1 301	-5%
744	714	672	+11%	327	x2,3	Moyen-Orient et Asie	1 459	1 324	+10%

* Oléfines, Polymères

9.3 Renouvelables

	2T21					1T21
Capacités brutes installées de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,5	0,5	0,0	0,1	1,0	0,4	0,5	0,0	0,1	1,0
Reste de l'Europe	0,1	1,0	0,0	0,1	1,1	0,1	0,8	0,0	0,1	1,0
Afrique	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1
Moyent Orient	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3
Amérique du Nord	0,8	0,0	0,0	0,0	0,9	0,8	0,0	0,0	0,0	0,8
Amérique du Sud	0,4	0,1	0,0	0,0	0,5	0,2	0,1	0,0	0,0	0,3
Inde	3,5	0,1	0,0	0,0	3,6	3,4	0,1	0,0	0,0	3,5
Asie Pacifique	0,7	0,0	0,0	0,0	0,7	0,7	0,0	0,0	0,0	0,7
Total	6,4	1,8	0,0	0,1	8,3	6,1	1,5	0,0	0,1	7,8

	2T21					1T21
Capacités brutes en construction de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,3	0,1	0,0	0,1	0,5	0,3	0,0	0,0	0,1	0,4
Reste de l'Europe	0,1	0,1	1,1	0,0	1,3	0,1	0,3	1,1	0,0	1,5
Afrique	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Moyent Orient	0,8	0,0	0,0	0,0	0,8	0,8	0,0	0,0	0,0	0,8
Amérique du Nord	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3
Amérique du Sud	0,0	0,2	0,0	0,0	0,2	0,2	0,2	0,0	0,0	0,3
Inde	0,9	0,2	0,0	0,0	1,1	0,9	0,4	0,0	0,0	1,3
Asie Pacifique	0,5	0,0	0,6	0,0	1,1	0,4	0,0	0,0	0,0	0,5
Total	2,8	0,6	1,8	0,1	5,4	2,9	0,9	1,1	0,1	5,1

	2T21					1T21
Capacités brutes en développement de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	3,2	0,8	0,0	0,0	4,0	3,2	1,0	0,0	0,0	4,2
Reste de l'Europe	5,3	0,3	2,3	0,0	7,9	5,2	0,3	2,3	0,0	7,8
Afrique	0,4	0,1	0,0	0,2	0,6	0,1	0,1	0,0	0,0	0,2
Moyent Orient	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1	0,2	0,0	0,0	0,0	0,2
Amérique du Nord	3,5	0,2	0,0	0,7	4,3	3,4	0,2	0,0	0,7	4,2
Amérique du Sud	0,6	1,0	0,0	0,0	1,7	0,8	0,8	0,0	0,0	1,6
Inde	6,2	0,1	0,0	0,0	6,3	6,2	0,1	0,0	0,0	6,2
Asie Pacifique	1,1	0,0	2,1	0,0	3,2	0,8	0,0	2,1	0,0	2,9
Total	20,3	2,5	4,4	0,8	28,0	19,8	2,5	4,4	0,7	27,3

⁽¹⁾ Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
⁽²⁾ Données à fin de période.

En opération

En construction

En développement

Capacité brute de génération électrique renouvelable (solaire et éolien)
bénéficiant de PPA au 30 juin 2021 (GW)

Solaire

Eolien terrestre

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Europe

0,6

1,5

2,2

0,3

0,8

1,4

4,0

0,3

4,3

Asie

4,5

4,6

2,2

0,3

0,6

3,1

3,9

4,0

Amérique du Nord

0,8

0,8

0,3

0,3

0,3

0,4

Reste du Monde

0,5

0,7

0,4

0,7

Total

6,3

1,8

8,2

2,8

0,6

1,4

5,0

8,6

0,5

0,2

9,3

En opération

En construction

En développement

Prix moyen des PPA au 30 juin 2021
($/MWh)

Solaire

Eolien terrestre

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Europe

239

120

154

Asie

187

Amérique du Nord

155

158

Reste du Monde

Total

107

112

108

106

145

10. Éléments d’ajustement du résultat net part TotalEnergies

2T21	1T21	2T20	2T19	En millions de dollars	1S21	1S20
(1 588)	(342)	(8 321)	(56)	Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	(1 930)	(8 655)
(1 379)	-	-	-	Plus ou moins value de cession*	(1 379)	-
(110)	(161)	(20)	(31)	Charges de restructuration	(271)	(100)
(49)	(144)	(8 101)	(57)	Dépréciations exceptionnelles	(193)	(8 101)
(50)	(37)	(200)	32	Autres éléments	(87)	(454)
375	689	(94)	(28)	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	1 064	(1 508)
(44)	(6)	(80)	(47)	Effet des variations de juste valeur	(50)	(79)
(1 257)	341	(8 495)	(131)	Total des éléments d’ajustement du résultat net	(916)	(10 242)

* dont -1379 M$ liés à l’effet de la cession de la participation de TotalEnergies dans Petrocedeño à PDVSA au Venezuela

11. Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états financiers consolidés

11.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies à l’EBITDA ajusté

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

1T21
vs
1T19

En millions de dollars

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

2 206

3 344

(8 369)

2 756

-20%

Résultat net part TotalEnergies

5 550

(8 335)

1 257

(341)

8 495

-85%

131

x9,6

Moins: éléments d'ajustement du résultat net part TotalEnergies

916

10 242

-91%

3 463

3 003

126

x27,5

2 887

+20%

Résultat net ajusté part TotalEnergies

6 466

1 907

x3,4

Éléments ajustés

(31)

+21%

Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle

147

(13)

1 485

1 446

(95)

1 322

+12%

Plus: charge / (produit) d'impôt

2 931

490

3 105

3 180

3 302

-6%

3 597

-14%

Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

6 285

6 937

-9%

103

+22%

+45%

Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles

197

155

+27%

501

466

527

-5%

564

-11%

Plus: coût de l'endettement financier brut

967

1 094

-12%

(69)

(87)

Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie

(156)

8 667

8 170

3 909

x2,2

8 550

+1%

EBITDA Ajusté

16 837

10 583

+59%

11.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA ajusté et au résultat net part TotalEnergies

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	1T21 vs 1T19	En millions de dollars	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
						Éléments ajustés
41 642	38 668	21 580	+93%	45 261	-8%	Produits des ventes	80 310	60 155	+34%
(27 108)	(24 289)	(11 842)	ns	(30 295)	ns	Achats, nets de variation de stocks	(51 397)	(37 949)	ns
(6 708)	(6 868)	(6 199)	ns	(7 042)	ns	Autres charges d'exploitation	(13 576)	(12 985)	ns
(123)	(167)	(114)	ns	(170)	ns	Charges d'exploration	(290)	(254)	ns
138	416	240	-43%	253	-45%	Autres produits	554	820	-32%
(48)	(89)	(26)	ns	(52)	ns	Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(137)	(139)	ns
265	109	419	-37%	326	-19%	Autres produits financiers	374	607	-38%
(131)	(130)	(160)	ns	(188)	ns	Autres charges financières	(261)	(341)	ns
740	520	11	x67,3	457	+62%	Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 260	669	+88%
8 667	8 170	3 909	x2,2	8 550	+1%	EBITDA Ajusté	16 837	10 583	+59%
						Éléments ajustés
(3 105)	(3 180)	(3 302)	ns	(3 597)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 285)	(6 937)	ns
(94)	(103)	(77)	ns	(65)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(197)	(155)	ns
(501)	(466)	(527)	ns	(564)	ns	Moins: coût de l'endettement financier brut	(967)	(1 094)	ns
69	87	(3)	ns	(42)	ns	Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	156	(13)	ns
(1 485)	(1 446)	95	ns	(1 322)	ns	Moins: produit (charge) d'impôt	(2 931)	(490)	ns
(88)	(59)	31	ns	(73)	ns	Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(147)	13	ns
(1 257)	341	(8 495)	ns	(131)	ns	Plus: éléments d'ajustements part TotalEnergies	(916)	(10 242)	ns
2 206	3 344	(8 369)	ns	2 756	-20%	Résultat net part TotalEnergies	5 550	(8 335)	ns

12. Investissements – Désinvestissements

2T21	1T21	2T20	2T21 vs 2T20	2T19	1T21 vs 1T19	En millions de dollars	1S21	1S20	1S21 vs 1S20
2 802	2 379	2 201	+27%	3 028	-7%	Investissements organiques ( a )	5 181	4 724	+10%
245	243	162	+52%	185	+33%	dont exploration capitalisée	488	297	+64%
380	292	733	-48%	370	+3%	dont augmentation des prêts non courants	672	1 012	-34%
(89)	(96)	(58)	ns	(254)	ns	dont remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(185)	(175)	ns
(4)	(167)	(47)	ns	-	ns	dont variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	(171)	(152)	ns
662	2 208	857	-23%	614	+8%	Acquisitions ( b )	2 870	2 501	+15%
266	618	136	+95%	212	+25%	Cessions ( c )	884	678	+30%
5	100	22	-77%	-	ns	dont variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	105	83	+27%
-	-	-	ns	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( d )	-	-	ns
3 198	3 969	2 922	+9%	3 430	-7%	Investissements nets ( a + b - c - d )	7 167	6 547	+9%
(78)	(30)	(41)	ns	(99)	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	(108)	(34)	ns
9	267	69	-87%	-	ns	Variation de dettes de projets renouvelables ( f ) *	276	235	+17%
25	22	22	+14%	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés (g)	47	46	+2%
3 104	4 184	2 928	+6%	3 331	-7%	Flux de trésorerie d'investissement ( a + b - c + e + f - g )	7 288	6 702	+9%

* Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire.

13. Cash-flow

2T21

1T21

2T20

2T21
vs
2T20

2T19

1T21
vs
1T19

En millions de dollars

1S21

1S20

1S21
vs
1S20

6 761

5 750

4 143

+63%

7 308

-7%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)

12 511

8 420

+49%

(409)

(384)

(499)

(501)

Frais financiers

(793)

(1 011)

6 352

5 366

3 644

+74%

6 807

-7%

Marge brute d'autofinancement ( a ) *

11 718

7 409

+58%

814

(555)

(65)

(417)

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement **

259

(698)

463

883

(42)

(40)

Effet de stock

1 346

(1 838)

(0)

(66)

(17)

Plus-value de cession de projets renouvelables

(66)

(61)

(78)

(30)

(41)

(99)

Remboursement organique de prêts SME

(108)

(34)

7 551

5 598

3 479

x2,2

6 251

+21%

Flux de trésorerie d’exploitation

13 149

4 778

x2,8

2 802

2 379

2 201

+27%

3 028

-7%

Investissements organiques ( b )

5 181

4 724

+10%

3 550

2 987

1 443

x2,5

3 779

-6%

Cash flow après investissements organiques, hors acquisitions cessions ( a - b )

6 537

2 685

x2,4

3 198

3 969

2 922

+9%

3 430

-7%

Investissements nets ( c )

7 167

6 547

+9%

3 154

1 397

722

x4,4

3 377

-7%

Cash flow net ( a - c )

4 551

862

x5,3

* 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 du secteur iGRP, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables (à partir du premier trimestre 2020). Les chiffres historiques ont été retraités pour annuler l’impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP
** La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP

14. Ratio d’endettement

En millions de dollars	30/06/2021	31/03/2021	30/06/2020	30/06/2019
Dettes financières courantes *	15 795	19 279	14 894	15 290
Autres passifs financiers courants	322	351	411	426
Actifs financiers courants *	(4 326)	(4 492)	(6 383)	(3 536)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés	-	-	-	-
Dettes financières non courantes *	44 687	44 842	54 214	39 260
Actifs financiers non courants *	(2 726)	(2 669)	(1 415)	(721)
Total trésorerie & équivalents de trésorerie	(28 643)	(30 285)	(29 727)	(26 723)
Dette nette (a)	25 109	27 026	31 994	23 996

Capitaux propres – part TotalEnergies	108 096	109 295	101 205	116 862
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	2 480	2 390	2 334	2 362
Capitaux propres (b)	110 576	111 685	103 539	119 224

Ratio d'endettement = a / (a + b)	18,5%	19,5%	23,6%	16,8%

Dette nette de location (c )	7 702	7 747	7 383	7 015
Ratio d'endettement y compris dette nette de location (a+c)/(a+b+c)	22,9%	23,7%	27,6%	20,6%

* hors dettes et créances de location

15. Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1^er juillet 2020 au 30 juin 2021

En millions de dollars	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration- Production	Raffinage- Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	2 415	6 057	836	1 494	10 252
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2020*	43 527	79 096	12 843	8 366	142 625
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2021*	49 831	76 013	9 285	8 439	141 720
ROACE	5,2%	7,8%	7,6%	17,8%	7,2%

Période du 1^er avril 2020 au 31 mars 2021

En millions de dollars	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration- Production	Raffinage- Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	1 850	3 635	900	1 206	6 915
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2020*	44 236	85 622	12 878	8 764	152 374
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2021*	48 423	78 170	10 403	8 198	145 180
ROACE	4,0%	4,4%	7,7%	14,2%	4,6%

Période du 1^er juillet 2019 au 30 juin 2020

En millions de dollars	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration- Production	Raffinage- Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	2 607	4 259	2 489	1 318	10 125
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2019*	37 290	90 633	12 300	8 535	148 617
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2020*	43 527	79 096	12 843	8 366	142 625
ROACE	6,5%	5,0%	19,8%	15,6%	7,0%

* Au coût de remplacement (retraités de l’effet de stock après impôts).

Avertissement :

Les entités dans lesquelles TotalEnergies SE détient directement ou indirectement une participation sont des personnes morales distinctes et autonomes. Les termes « TotalEnergies », « compagnie TotalEnergies » et « Compagnie » qui figurent dans ce document sont génériques et utilisés à des fins de convenance pour désigner TotalEnergies SE et les entités comprises dans le périmètre de consolidation. De même, les termes « nous », « nos », « notre » peuvent également être utilisés pour faire référence à ces entités ou à leurs collaborateurs.

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, disponible sur le site totalenergies.com. Ce communiqué de presse présente les résultats du deuxième trimestre 2021 et du premier semestre 2021, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 juin 2021. Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non auditée) sont disponibles sur le site totalenergies.com.

Ce document peut contenir des déclarations prospectives (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 industrielle de TotalEnergies. Il peut notamment contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre ne dépendent pas que de TotalEnergies. Ces déclarations prospectives peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document.

Ces déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux de change, ainsi que les évolutions économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines informations financières reposent sur des estimations notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles dépréciations d’actifs.

Ni TotalEnergies ni aucune de ses filiales ne prennent l’engagement ou la responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs décrits dans les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »).

L’information financière sectorielle est présentée selon les principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la marge brute d’autofinancement (MBA), le taux de retour à l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la performance de TotalEnergies.

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.

(ii) l’effet de stock

Les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents de TotalEnergies.

Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non par la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement.

(iii) l’effet des variations de juste valeur

L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour certaines transactions, à des différences entre la mesure interne de la performance utilisée par la Direction générale de TotalEnergies et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.

Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward.

Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.

Enfin, TotalEnergies souscrit des instruments dérivés dans le but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs opérationnels. En application des normes IFRS, ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au dénouement des transactions.

Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et hors effet des variations de juste valeur.

Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars convertis sur la base des taux de change moyen euro/US dollar (€-$) des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité tenue en euros.

Avertissement aux investisseurs américains - La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes "réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TotalEnergies, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce document est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.

⁽¹⁾ Définitions en page 3.
⁽²⁾ Hors engagements liés aux contrats de location.
⁽³⁾ Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
⁽⁴⁾ Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non-récurrents, et hors effet des variations de juste valeur. Le détail des éléments d’ajustement figure en page 16.
⁽⁵⁾ L’EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) ajusté correspond au résultat ajusté avant amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles, corporelles et droits miniers ; charge d’impôt et coût de la dette nette, soit l’ensemble des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.
⁽⁶⁾ Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
⁽⁷⁾ Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
⁽⁸⁾ Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
⁽⁹⁾ Acquisitions nettes = acquisitions - cessions - autres opérations avec intérêts ne conférant pas le contrôle (voir page 17).
⁽¹⁰⁾ Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 17).
⁽¹¹⁾ La marge brute d’autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats compatibilisés en juste valeur du secteur iGRP, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables (à partir du premier trimestre 2020). La méthode du coût de remplacement est explicitée page 19. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 17.
⁽¹²⁾ DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d’autofinancement hors frais financiers.
⁽¹³⁾ Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO₂, CH₄, N₂O, les HFC, les PFC et le SF₆, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF₆ sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non matériels et ne sont donc pas comptabilisés.
⁽¹⁴⁾ Les émissions de GES Scope 1+2 des installations oil and gas opérées se définissent comme la somme des émissions directes de gaz à effet de serre émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement universel 2020 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H₂). Elles n’incluent pas les installations de génération électrique à partir de sources renouvelables ou de gaz naturel telles que les centrales à cycle combiné au gaz naturel (CCGT) et les sites dont les émissions et activités de GES sont inférieures à 30 kt CO₂e/an.
⁽¹⁵⁾ Les émissions de GES Scope 3 se définissent comme les émissions indirectes de GES liées à l’utilisation par les clients des produits énergétiques vendus pour usage final, c’est-à-dire leur combustion pour obtenir de l’énergie. Un facteur d’émission stœchiométrique (oxydation des molécules en dioxyde de carbone) est appliqué à ces ventes pour obtenir une quantité d’émission. La Compagnie suit généralement les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par IPIECA, et qui sont conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Seul le poste 11 du Scope 3 (utilisation des produits vendus), qui est le plus significatif, est rapporté.
⁽¹⁶⁾ Les émissions de GES Scope 1+2+3 en Europe se définissent comme la somme des émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées par la Compagnie et des émissions indirectes de GES liées à l’utilisation par les clients des produits énergétiques vendus pour usage final (Scope 3) dans l’Union Européenne, en Norvège, au Royaume-Uni et en Suisse.
⁽¹⁷⁾ Ces éléments d’ajustement sont explicités page 19.
⁽¹⁸⁾ Le total des éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 16 ainsi que dans les annexes aux comptes
⁽¹⁹⁾Cash-flow net = marge brute d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle).

Comptes TotalEnergies

___________________________

Comptes consolidés du deuxième trimestre et du premier semestre 2021, normes IFRS

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
		2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)^(a)		2021	2021	2020

Chiffre d'affaires		47 049	43 737	25 730
Droits d'accises		(5 416)	(5 104)	(4 168)
	Produits des ventes	41 633	38 633	21 562

Achats, nets de variation de stocks		(26 719)	(23 398)	(12 025)
Autres charges d'exploitation		(6 717)	(6 880)	(6 321)
Charges d'exploration		(123)	(167)	(114)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers		(3 121)	(3 325)	(11 593)
Autres produits		223	358	362
Autres charges		(298)	(659)	(108)

Coût de l'endettement financier brut		(501)	(466)	(530)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie		77	95	50
	Coût de l'endettement financier net	(424)	(371)	(480)

Autres produits financiers		265	109	419
Autres charges financières		(131)	(130)	(161)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence		(680)	881	(447)

Produit (Charge) d'impôt		(1 609)	(1 639)	484
Résultat net de l'ensemble consolidé		2 299	3 412	(8 422)
Part TotalEnergies		2 206	3 344	(8 369)
Intérêts ne conférant pas le contrôle		93	68	(53)
Résultat net par action (en $)		0,80	1,24	(3,27)
Résultat net dilué par action (en $)		0,80	1,23	(3,27)
(a) Excepté pour les résultats nets par action.


RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)	2021	2021	2020
Résultat net de l'ensemble consolidé	2 299	3 412	(8 422)

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	449	-	(356)
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	56	12	90
Effet d'impôt	(142)	(12)	101
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	1 239	(4 173)	1 780
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	1 602	(4 173)	1 615
Écart de conversion de consolidation	(746)	2 523	(919)
Couverture de flux futurs	(424)	504	231
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	(4)	-	14
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(18)	469	296
Autres éléments	(1)	1	-
Effet d'impôt	100	(157)	(78)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(1 093)	3 340	(456)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	509	(833)	1 159

Résultat global	2 808	2 579	(7 263)
Part TotalEnergies	2 670	2 542	(7 253)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	138	37	(10)


COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
		1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)^(a)		2021	2020

Chiffre d'affaires		90 786	69 600
Droits d'accises		(10 520)	(9 461)
	Produits des ventes	80 266	60 139

Achats, nets de variation de stocks		(50 117)	(40 093)
Autres charges d'exploitation		(13 597)	(13 265)
Charges d'exploration		(290)	(254)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers		(6 446)	(15 228)
Autres produits		581	942
Autres charges		(957)	(528)

Coût de l'endettement financier brut		(967)	(1 099)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie		172	(105)
	Coût de l'endettement financier net	(795)	(1 204)

Autres produits financiers		374	607
Autres charges financières		(261)	(342)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence		201	285

Produit (Charge) d'impôt		(3 248)	521
Résultat net de l'ensemble consolidé		5 711	(8 420)
Part TotalEnergies		5 550	(8 335)
Intérêts ne conférant pas le contrôle		161	(85)
Résultat net par action (en $)		2,04	(3,29)
Résultat net dilué par action (en $)		2,03	(3,29)
(a) Excepté pour les résultats nets par action.


RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)	2021	2020
Résultat net de l'ensemble consolidé	5 711	(8 420)

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	449	(223)
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	68	(74)
Effet d'impôt	(154)	86
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(2 934)	(196)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(2 571)	(407)
Écart de conversion de consolidation	1 777	(940)
Couverture de flux futurs	80	(1 293)
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	(4)	70
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	451	(927)
Autres éléments	-	3
Effet d'impôt	(57)	367
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	2 247	(2 720)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	(324)	(3 127)

Résultat global	5 387	(11 547)
Part TotalEnergies	5 212	(11 424)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	175	(123)


BILAN CONSOLIDÉ

TotalEnergies
	30 juin 2021	31 mars 2021	31 décembre 2020	30 juin 2020
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)		(non audité)

ACTIF

Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	33 359	33 239	33 528	33 114
Immobilisations corporelles	106 791	106 859	108 335	104 925
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	29 712	30 727	27 976	27 470
Autres titres	2 247	2 062	2 007	1 627
Actifs financiers non courants	3 778	3 700	4 781	2 431
Impôts différés	6 578	6 619	7 016	7 257
Autres actifs non courants	2 800	2 638	2 810	2 539
Total actifs non courants	185 265	185 844	186 453	179 363

Actifs courants
Stocks	19 162	16 192	14 730	12 688
Clients et comptes rattachés	17 192	17 532	14 068	13 481
Autres créances	17 585	14 304	13 428	17 155
Actifs financiers courants	4 404	4 605	4 630	6 570
Trésorerie et équivalents de trésorerie	28 643	30 285	31 268	29 727
Actifs destinés à être cédés ou échangés	456	396	1 555	421
Total actifs courants	87 442	83 314	79 679	80 042
Total actif	272 707	269 158	266 132	259 405

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres
Capital	8 224	8 193	8 267	8 159
Primes et réserves consolidées	110 967	112 676	107 078	107 934
Écarts de conversion	(11 087)	(11 566)	(10 256)	(13 265)
Actions autodétenues	(8)	(8)	(1 387)	(1 623)
Total des capitaux propres - Part TotalEnergies	108 096	109 295	103 702	101 205
Intérêts ne conférant pas le contrôle	2 480	2 390	2 383	2 334
Total des capitaux propres	110 576	111 685	106 085	103 539

Passifs non courants
Impôts différés	10 596	10 387	10 326	10 346
Engagements envers le personnel	3 305	3 644	3 917	3 612
Provisions et autres passifs non courants	20 716	20 893	20 925	19 487
Dettes financières non courantes	52 331	52 541	60 203	61 540
Total passifs non courants	86 948	87 465	95 371	94 985

Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	29 752	26 959	23 574	19 198
Autres créditeurs et dettes diverses	27 836	22 066	22 465	24 790
Dettes financières courantes	16 983	20 471	17 099	16 154
Autres passifs financiers courants	322	351	203	411
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	290	161	1 335	328
Total passifs courants	75 183	70 008	64 676	60 881
Total passif et capitaux propres	272 707	269 158	266 132	259 405


TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)	2021	2021	2020

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	2 299	3 412	(8 422)
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	3 287	3 473	11 701
Provisions et impôts différés	210	121	(796)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(85)	(285)	(131)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	1 255	(573)	978
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	669	(819)	431
Autres, nets	(84)	269	(282)
Flux de trésorerie d'exploitation	7 551	5 598	3 479

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(2 675)	(2 410)	(2 409)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(170)	-	-
Coût d'acquisition de titres	(307)	(2 126)	(136)
Augmentation des prêts non courants	(380)	(300)	(733)
Investissements	(3 532)	(4 836)	(3 278)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	45	226	219
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	-	229	12
Produits de cession d'autres titres	216	63	20
Remboursement de prêts non courants	167	134	99
Désinvestissements	428	652	350
Flux de trésorerie d'investissement	(3 104)	(4 184)	(2 928)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	381	-	374
- actions propres	-	(165)	(2)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(2 094)	(2 090)	(1 928)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(53)	(10)	(76)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	3 248	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(147)	(87)	(134)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	(55)	(22)
Émission nette d'emprunts non courants	51	(890)	15 430
Variation des dettes financières courantes	(4 369)	(1 662)	(6 604)
Variation des actifs et passifs financiers courants	(67)	(148)	449
Flux de trésorerie de financement	(6 298)	(1 859)	7 487
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(1 851)	(445)	8 038
Incidence des variations de change	209	(538)	55
Trésorerie en début de période	30 285	31 268	21 634
Trésorerie en fin de période	28 643	30 285	29 727


TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)	2021	2020

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	5 711	(8 420)
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	6 760	15 431
Provisions et impôts différés	331	(1 457)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(370)	(340)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	682	391
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(150)	(453)
Autres, nets	185	(374)
Flux de trésorerie d'exploitation	13 149	4 778

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(5 085)	(4 773)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(170)	(188)
Coût d'acquisition de titres	(2 433)	(1 670)
Augmentation des prêts non courants	(680)	(1 028)
Investissements	(8 368)	(7 659)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	271	263
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	229	154
Produits de cession d'autres titres	279	315
Remboursement de prêts non courants	301	225
Désinvestissements	1 080	957
Flux de trésorerie d'investissement	(7 288)	(6 702)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	381	374
- actions propres	(165)	(611)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(4 184)	(3 810)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(63)	(76)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	3 248	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(234)	(231)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(55)	(70)
Émission nette d'emprunts non courants	(839)	15 472
Variation des dettes financières courantes	(6 031)	(3 819)
Variation des actifs et passifs financiers courants	(215)	(2 546)
Flux de trésorerie de financement	(8 157)	4 683
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(2 296)	2 759
Incidence des variations de change	(329)	(384)
Trésorerie en début de période	31 268	27 352
Trésorerie en fin de période	28 643	29 727


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	Primes et réserves consolidées	Écarts de conversion	Nombre	Montant	Capitaux propres - Part TotalEnergies	Intérêts ne conférant pas le contrôle	Capitaux propres
Au 1er janvier 2020	2 601 881 075	8 123	121 170	(11 503)	(15 474 234)	(1 012)	116 778	2 527	119 305
Résultat net du premier semestre 2020	-	-	(8 335)	-	-	-	(8 335)	(85)	(8 420)
Autres éléments du résultat global	-	-	(1 327)	(1 762)	-	-	(3 089)	(38)	(3 127)
Résultat Global	-	-	(9 662)	(1 762)	-	-	(11 424)	(123)	(11 547)
Dividendes	-	-	(3 799)	-	-	-	(3 799)	(76)	(3 875)
Émissions d'actions	13 179 262	36	338	-	-	-	374	-	374
Rachats d'actions	-	-	-	-	(13 236 044)	(611)	(611)	-	(611)
Cessions d'actions^(a)	-	-	-	-	3 680	-	-	-	-
Paiements en actions	-	-	96	-	-	-	96	-	96
Annulation d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
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	-	-	(63)	-	-	-	(63)	(7)	(70)
Autres éléments	-	-	(3)	-	-	-	(3)	13	10
Au 30 juin 2020	2 615 060 337	8 159	107 934	(13 265)	(28 706 598)	(1 623)	101 205	2 334	103 539
Résultat net du second semestre 2020	-	-	1 093	-	-	-	1 093	(9)	1 084
Autres éléments du résultat global	-	-	1 006	3 013	-	-	4 019	338	4 357
Résultat Global	-	-	2 099	3 013	-	-	5 112	329	5 441
Dividendes	-	-	(4 100)	-	-	-	(4 100)	(158)	(4 258)
Émissions d'actions	38 063 688	108	1 132	-	-	-	1 240	-	1 240
Rachats d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cessions d'actions^(a)	-	-	(236)	-	4 313 895	236	-	-	-
Paiements en actions	-	-	92	-	-	-	92	-	92
Annulation d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	331	-	-	-	331	-	331
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(165)	-	-	-	(165)	-	(165)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	2	(4)	-	-	(2)	(110)	(112)
Autres éléments	-	-	(11)	-	-	-	(11)	(12)	(23)
Au 31 décembre 2020	2 653 124 025	8 267	107 078	(10 256)	(24 392 703)	(1 387)	103 702	2 383	106 085
Résultat net du premier semestre 2021	-	-	5 550	-	-	-	5 550	161	5 711
Autres éléments du résultat global	-	-	485	(823)	-	-	(338)	14	(324)
Résultat Global	-	-	6 035	(823)	-	-	5 212	175	5 387
Dividendes	-	-	(4 189)	-	-	-	(4 189)	(63)	(4 252)
Émissions d'actions	10 589 713	31	350	-	-	-	381	-	381
Rachats d'actions	-	-	-	-	(3 636 351)	(165)	(165)	-	(165)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(216)	-	4 570 220	216	-	-	-
Paiements en actions	-	-	61	-	-	-	61	-	61
Annulation d'actions	(23 284 409)	(74)	(1 254)	-	23 284 409	1 328	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	3 254	-	-	-	3 254	-	3 254
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(184)	-	-	-	(184)	-	(184)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	26	(6)	-	-	20	(20)	-
Autres éléments	-	-	6	(2)	-	-	4	5	9
Au 30 juin 2021	2 640 429 329	8 224	110 967	(11 087)	(174 425)	(8)	108 096	2 480	110 576
^(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TotalEnergies

(non audité)


2^ème trimestre 2021	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	1 743	5 086	20 853	19 367	-	-	47 049
Chiffre d'affaires intersecteurs	7 855	744	6 369	108	39	(15 115)	-
Droits d'accises	-	-	(225)	(5 191)	-	-	(5 416)
Produits des ventes	9 598	5 830	26 997	14 284	39	(15 115)	41 633
Charges d'exploitation	(4 284)	(5 103)	(25 646)	(13 434)	(207)	15 115	(33 559)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 134)	(291)	(396)	(271)	(29)	-	(3 121)
Résultat opérationnel	3 180	436	955	579	(197)	-	4 953
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(1 243)	419	123	57	23	-	(621)
Impôts du résultat opérationnel net	(1 195)	(56)	(281)	(176)	16	-	(1 692)
Résultat opérationnel net	742	799	797	460	(158)	-	2 640
Coût net de la dette nette							(341)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(93)
Résultat net - part TotalEnergies							2 206

2^ème trimestre 2021 (éléments d'ajustements)^(a)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	-	(9)	-	-	-	-	(9)
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	(9)	-	-	-	-	(9)
Charges d'exploitation	(23)	(54)	386	71	-	-	380
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	-	(3)	(13)	-	-	-	(16)
Résultat opérationnel^(b)	(23)	(66)	373	71	-	-	355
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(1 436)	(47)	22	(8)	(22)	-	(1 491)
Impôts du résultat opérationnel net	(12)	21	(109)	(20)	-	-	(120)
Résultat opérationnel net^(b)	(1 471)	(92)	286	43	(22)	-	(1 256)
Coût net de la dette nette							4
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(5)
Résultat net - part TotalEnergies							(1 257)

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
^(b)Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel	-	-	394	69	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	331	50	-

2^ème trimestre 2021 (ajusté)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	1 743	5 095	20 853	19 367	-	-	47 058
Chiffre d'affaires intersecteurs	7 855	744	6 369	108	39	(15 115)	-
Droits d'accises	-	-	(225)	(5 191)	-	-	(5 416)
Produits des ventes	9 598	5 839	26 997	14 284	39	(15 115)	41 642
Charges d'exploitation	(4 261)	(5 049)	(26 032)	(13 505)	(207)	15 115	(33 939)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 134)	(288)	(383)	(271)	(29)	-	(3 105)
Résultat opérationnel ajusté	3 203	502	582	508	(197)	-	4 598
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	193	466	101	65	45	-	870
Impôts du résultat opérationnel net	(1 183)	(77)	(172)	(156)	16	-	(1 572)
Résultat opérationnel net ajusté	2 213	891	511	417	(136)	-	3 896
Coût net de la dette nette							(345)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(88)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							3 463

2^ème trimestre 2021	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	1 830	1 167	291	222	22		3 532
Désinvestissements	63	310	13	36	6		428
Flux de trésorerie d'exploitation	4 835	567	2 232	437	(520)		7 551

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TotalEnergies

(non audité)


1^er trimestre 2021	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffres d'affaires externe	1 514	5 502	19 201	17 513	7	-	43 737
Chiffres d'affaires intersecteurs	6 578	811	5 521	78	29	(13 017)	-
Droits d'accises	-	-	(405)	(4 699)	-	-	(5 104)
Produits des ventes	8 092	6 313	24 317	12 892	36	(13 017)	38 633
Charges d'exploitation	(3 068)	(5 218)	(22 933)	(12 076)	(167)	13 017	(30 445)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 183)	(471)	(391)	(255)	(25)	-	(3 325)
Résultat opérationnel	2 841	624	993	561	(156)	-	4 863
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	270	263	88	(34)	(28)	-	559
Impôts du résultat opérationnel net	(1 180)	(101)	(280)	(176)	38	-	(1 699)
Résultat opérationnel net	1 931	786	801	351	(146)	-	3 723
Coût net de la dette nette							(311)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(68)
Résultat net - part TotalEnergies							3 344

1^er trimestre 2021 (éléments d'ajustements)^(a)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffres d'affaires externe	-	(35)	-	-	-	-	(35)
Chiffres d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	(35)	-	-	-	-	(35)
Charges d'exploitation	-	(8)	745	142	-	-	879
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	-	(145)	-	-	-	-	(145)
Résultat opérationnel^(b)	-	(188)	745	142	-	-	699
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(46)	(49)	6	(35)	(40)	-	(164)
Impôts du résultat opérationnel net	2	38	(193)	(40)	2	-	(191)
Résultat opérationnel net^(b)	(44)	(199)	558	67	(38)	-	344
Coût net de la dette nette							6
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(9)
Résultat net - part TotalEnergies							341

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
^(b)Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel	-	-	746	137	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	606	98	-

1^er trimestre 2021 (ajusté)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffres d'affaires externe	1 514	5 537	19 201	17 513	7	-	43 772
Chiffres d'affaires intersecteurs	6 578	811	5 521	78	29	(13 017)	-
Droits d'accises	-	-	(405)	(4 699)	-	-	(5 104)
Produits des ventes	8 092	6 348	24 317	12 892	36	(13 017)	38 668
Charges d'exploitation	(3 068)	(5 210)	(23 678)	(12 218)	(167)	13 017	(31 324)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 183)	(326)	(391)	(255)	(25)	-	(3 180)
Résultat opérationnel ajusté	2 841	812	248	419	(156)	-	4 164
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	316	312	82	1	12	-	723
Impôts du résultat opérationnel net	(1 182)	(139)	(87)	(136)	36	-	(1 508)
Résultat opérationnel net ajusté	1 975	985	243	284	(108)	-	3 379
Coût net de la dette nette							(317)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(59)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							3 003

1^er trimestre 2021	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	1 365	3 020	287	138	26		4 836
Désinvestissements	311	142	116	71	12		652
Flux de trésorerie d'exploitation	3 736	780	996	665	(579)		5 598

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TotalEnergies

(non audité)


2^ème trimestre 2020	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	992	3 313	9 433	11 986	6	-	25 730
Chiffre d'affaires intersecteurs	3 097	301	2 956	107	31	(6 492)	-
Droits d'accises	-	-	(469)	(3 699)	-	-	(4 168)
Produits des ventes	4 089	3 614	11 920	8 394	37	(6 492)	21 562
Charges d'exploitation	(2 405)	(3 406)	(10 895)	(7 931)	(315)	6 492	(18 460)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(9 667)	(1 282)	(393)	(229)	(22)	-	(11 593)
Résultat opérationnel	(7 983)	(1 074)	632	234	(300)	-	(8 491)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	17	21	(35)	22	40	-	65
Impôts du résultat opérationnel net	398	322	(132)	(127)	(26)	-	435
Résultat opérationnel net	(7 568)	(731)	465	129	(286)	-	(7 991)
Coût net de la dette nette							(431)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							53
Résultat net - part TotalEnergies							(8 369)

2^ème trimestre 2020 (éléments d'ajustements)^(a)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	-	(18)	-	-	-	-	(18)
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	(18)	-	-	-	-	(18)
Charges d'exploitation	(27)	(199)	(48)	5	(36)	-	(305)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(7 338)	(953)	-	-	-	-	(8 291)
Résultat opérationnel^(b)	(7 365)	(1 170)	(48)	5	(36)	-	(8 614)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(57)	(217)	(63)	(5)	-	-	(342)
Impôts du résultat opérationnel net	63	330	1	-	12	-	406
Résultat opérationnel net^(b)	(7 359)	(1 057)	(110)	-	(24)	-	(8 550)
Coût net de la dette nette							33
Intérêts ne conférant pas le contrôle							22
Résultat net - part TotalEnergies							(8 495)

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
^(b)Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel	-	-	(26)	(16)	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	(86)	(9)	-

2^ème trimestre 2020 (ajusté)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	992	3 331	9 433	11 986	6	-	25 748
Chiffre d'affaires intersecteurs	3 097	301	2 956	107	31	(6 492)	-
Droits d'accises	-	-	(469)	(3 699)	-	-	(4 168)
Produits des ventes	4 089	3 632	11 920	8 394	37	(6 492)	21 580
Charges d'exploitation	(2 378)	(3 207)	(10 847)	(7 936)	(279)	6 492	(18 155)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 329)	(329)	(393)	(229)	(22)	-	(3 302)
Résultat opérationnel ajusté	(618)	96	680	229	(264)	-	123
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	74	238	28	27	40	-	407
Impôts du résultat opérationnel net	335	(8)	(133)	(127)	(38)	-	29
Résultat opérationnel net ajusté	(209)	326	575	129	(262)	-	559
Coût net de la dette nette							(464)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							31
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							126

2^ème trimestre 2020	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	1 606	1 170	307	174	21		3 278
Désinvestissements	204	89	22	26	9		350
Flux de trésorerie d'exploitation	910	1 389	1 080	819	(719)		3 479

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TotalEnergies

(non audité)


1^ersemestre 2021	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	3 257	10 588	40 054	36 880	7	-	90 786
Chiffre d'affaires intersecteurs	14 433	1 555	11 890	186	68	(28 132)	-
Droits d'accises	-	-	(630)	(9 890)	-	-	(10 520)
Produits des ventes	17 690	12 143	51 314	27 176	75	(28 132)	80 266
Charges d'exploitation	(7 352)	(10 321)	(48 579)	(25 510)	(374)	28 132	(64 004)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(4 317)	(762)	(787)	(526)	(54)	-	(6 446)
Résultat opérationnel	6 021	1 060	1 948	1 140	(353)	-	9 816
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(973)	682	211	23	(5)	-	(62)
Impôts du résultat opérationnel net	(2 375)	(157)	(561)	(352)	54	-	(3 391)
Résultat opérationnel net	2 673	1 585	1 598	811	(304)	-	6 363
Coût net de la dette nette							(652)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(161)
Résultat net - part TotalEnergies							5 550

1^ersemestre 2021 (éléments d'ajustements)^(a)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	-	(44)	-	-	-	-	(44)
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	(44)	-	-	-	-	(44)
Charges d'exploitation	(23)	(62)	1 131	213	-	-	1 259
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	-	(148)	(13)	-	-	-	(161)
Résultat opérationnel^(b)	(23)	(254)	1 118	213	-	-	1 054
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(1 482)	(96)	28	(43)	(62)	-	(1 655)
Impôts du résultat opérationnel net	(10)	59	(302)	(60)	2	-	(311)
Résultat opérationnel net^(b)	(1 515)	(291)	844	110	(60)	-	(912)
Coût net de la dette nette							10
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(14)
Résultat net - part TotalEnergies							(916)

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
^(b)Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel	-	-	1 140	206	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	937	148	-

1^ersemestre 2021 (ajusté)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	3 257	10 632	40 054	36 880	7	-	90 830
Chiffre d'affaires intersecteurs	14 433	1 555	11 890	186	68	(28 132)	-
Droits d'accises	-	-	(630)	(9 890)	-	-	(10 520)
Produits des ventes	17 690	12 187	51 314	27 176	75	(28 132)	80 310
Charges d'exploitation	(7 329)	(10 259)	(49 710)	(25 723)	(374)	28 132	(65 263)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(4 317)	(614)	(774)	(526)	(54)	-	(6 285)
Résultat opérationnel ajusté	6 044	1 314	830	927	(353)	-	8 762
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	509	778	183	66	57	-	1 593
Impôts du résultat opérationnel net	(2 365)	(216)	(259)	(292)	52	-	(3 080)
Résultat opérationnel net ajusté	4 188	1 876	754	701	(244)	-	7 275
Coût net de la dette nette							(662)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(147)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							6 466

1^ersemestre 2021	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	3 195	4 187	578	360	48		8 368
Désinvestissements	374	452	129	107	18		1 080
Flux de trésorerie d'exploitation	8 571	1 347	3 228	1 102	(1 099)		13 149

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TotalEnergies

(non audité)


1^ersemestre 2020	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	2 574	8 403	27 956	30 661	6	-	69 600
Chiffre d'affaires intersecteurs	8 661	895	9 051	196	59	(18 862)	-
Droits d'accises	-	-	(1 119)	(8 342)	-	-	(9 461)
Produits des ventes	11 235	9 298	35 888	22 515	65	(18 862)	60 139
Charges d'exploitation	(6 048)	(8 398)	(35 736)	(21 730)	(562)	18 862	(53 612)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(12 311)	(1 616)	(788)	(473)	(40)	-	(15 228)
Résultat opérationnel	(7 124)	(716)	(636)	312	(537)	-	(8 701)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	440	420	(92)	32	164	-	964
Impôts du résultat opérationnel net	(56)	330	203	(159)	2	-	320
Résultat opérationnel net	(6 740)	34	(525)	185	(371)	-	(7 417)
Coût net de la dette nette							(1 003)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							85
Résultat net - part TotalEnergies							(8 335)

1^ersemestre 2020 (éléments d'ajustements)^(a)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	-	(16)	-	-	-	-	(16)
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	(16)	-	-	-	-	(16)
Charges d'exploitation	(37)	(318)	(1 637)	(341)	(91)	-	(2 424)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(7 338)	(953)	-	-	-	-	(8 291)
Résultat opérationnel^(b)	(7 375)	(1 287)	(1 637)	(341)	(91)	-	(10 731)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	71	(292)	(271)	(5)	-	-	(497)
Impôts du résultat opérationnel net	70	374	426	100	12	-	982
Résultat opérationnel net^(b)	(7 234)	(1 205)	(1 482)	(246)	(79)	-	(10 246)
Coût net de la dette nette							(68)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							72
Résultat net - part TotalEnergies							(10 242)

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
^(b)Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel	-	-	(1 604)	(234)	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	(1 371)	(163)	-

1^ersemestre 2020 (ajusté)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	2 574	8 419	27 956	30 661	6	-	69 616
Chiffre d'affaires intersecteurs	8 661	895	9 051	196	59	(18 862)	-
Droits d'accises	-	-	(1 119)	(8 342)	-	-	(9 461)
Produits des ventes	11 235	9 314	35 888	22 515	65	(18 862)	60 155
Charges d'exploitation	(6 011)	(8 080)	(34 099)	(21 389)	(471)	18 862	(51 188)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(4 973)	(663)	(788)	(473)	(40)	-	(6 937)
Résultat opérationnel ajusté	251	571	1 001	653	(446)	-	2 030
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	369	712	179	37	164	-	1 461
Impôts du résultat opérationnel net	(126)	(44)	(223)	(259)	(10)	-	(662)
Résultat opérationnel net ajusté	494	1 239	957	431	(292)	-	2 829
Coût net de la dette nette							(935)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							13
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							1 907

1^ersemestre 2020	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated Gas, Renewables & Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	3 265	3 461	533	334	66		7 659
Désinvestissements	325	433	101	72	26		957
Flux de trésorerie d'exploitation	4 833	900	(103)	420	(1 272)		4 778

Réconciliation des informations par secteur avec les états financiers consolidés

TotalEnergies

(non audité)

			Compte de
2^ème trimestre 2021		Éléments	résultat
(en millions de dollars)	Ajusté	d'ajustement^(a)	consolidé
Chiffre d'affaires	47 058	(9)	47 049
Droits d'accises	(5 416)	-	(5 416)
Produits des ventes	41 642	(9)	41 633

Achats, nets de variation de stocks	(27 108)	389	(26 719)
Autres charges d'exploitation	(6 708)	(9)	(6 717)
Charges d'exploration	(123)	-	(123)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 105)	(16)	(3 121)
Autres produits	138	85	223
Autres charges	(142)	(156)	(298)

Coût de l'endettement financier brut	(501)	-	(501)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	69	8	77
Coût de l'endettement financier net	(432)	8	(424)

Autres produits financiers	265	-	265
Autres charges financières	(131)	-	(131)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	740	(1 420)	(680)

Produit (Charge) d'impôt	(1 485)	(124)	(1 609)
Résultat net de l'ensemble consolidé	3 551	(1 252)	2 299
Part TotalEnergies	3 463	(1 257)	2 206
Intérêts ne conférant pas le contrôle	88	5	93

(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

			Compte de
2^ème trimestre 2020		Éléments	résultat
(en millions de dollars)	Ajusté	d'ajustement^(a)	consolidé
Chiffre d'affaires	25 748	(18)	25 730
Droits d'accises	(4 168)	-	(4 168)
Produits des ventes	21 580	(18)	21 562

Achats, nets de variation de stocks	(11 842)	(183)	(12 025)
Autres charges d'exploitation	(6 199)	(122)	(6 321)
Charges d'exploration	(114)	-	(114)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 302)	(8 291)	(11 593)
Autres produits	240	122	362
Autres charges	(103)	(5)	(108)

Coût de l'endettement financier brut	(527)	(3)	(530)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(3)	53	50
Coût de l'endettement financier net	(530)	50	(480)

Autres produits financiers	419	-	419
Autres charges financières	(160)	(1)	(161)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	11	(458)	(447)

Produit (Charge) d'impôt	95	389	484
Résultat net de l'ensemble consolidé	95	(8 517)	(8 422)
Part TotalEnergies	126	(8 495)	(8 369)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	(31)	(22)	(53)

(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

Réconciliation des informations par secteur avec les états financiers consolidés

TotalEnergies

(non audité)

			Compte de
1^ersemestre 2021		Éléments	résultat
(en millions de dollars)	Ajusté	d'ajustement^(a)	consolidé
Chiffre d'affaires	90 830	(44)	90 786
Droits d'accises	(10 520)	-	(10 520)
Produits des ventes	80 310	(44)	80 266

Achats, nets de variation de stocks	(51 397)	1 280	(50 117)
Autres charges d'exploitation	(13 576)	(21)	(13 597)
Charges d'exploration	(290)	-	(290)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 285)	(161)	(6 446)
Autres produits	554	27	581
Autres charges	(334)	(623)	(957)

Coût de l'endettement financier brut	(967)	-	(967)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	156	16	172
Coût de l'endettement financier net	(811)	16	(795)

Autres produits financiers	374	-	374
Autres charges financières	(261)	-	(261)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 260	(1 059)	201

Produit (Charge) d'impôt	(2 931)	(317)	(3 248)
Résultat net de l'ensemble consolidé	6 613	(902)	5 711
Part TotalEnergies	6 466	(916)	5 550
Intérêts ne conférant pas le contrôle	147	14	161

(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

			Compte de
1^ersemestre 2020		Éléments	résultat
(en millions de dollars)	Ajusté	d'ajustement^(a)	consolidé
Chiffre d'affaires	69 616	(16)	69 600
Droits d'accises	(9 461)	-	(9 461)
Produits des ventes	60 155	(16)	60 139

Achats, nets de variation de stocks	(37 949)	(2 144)	(40 093)
Autres charges d'exploitation	(12 985)	(280)	(13 265)
Charges d'exploration	(254)	-	(254)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 937)	(8 291)	(15 228)
Autres produits	820	122	942
Autres charges	(294)	(234)	(528)

Coût de l'endettement financier brut	(1 094)	(5)	(1 099)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(13)	(92)	(105)
Coût de l'endettement financier net	(1 107)	(97)	(1 204)

Autres produits financiers	607	-	607
Autres charges financières	(341)	(1)	(342)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	669	(384)	285

Produit (Charge) d'impôt	(490)	1 011	521
Résultat net de l'ensemble consolidé	1 894	(10 314)	(8 420)
Part TotalEnergies	1 907	(10 242)	(8 335)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	(13)	(72)	(85)

(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.