TotalEnergies : Résultats du troisième trimestre 2021

Actualité publiée le 28/10/21 12:15

Regulatory News:

TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :

	3T21	Variation vs 3T20	9M21	Variation vs 9M20
Prix du pétrole - Brent ($/b)	73,5	+71%	67,9	+65%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)	9,1	x2.5	7,3	+51%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)	20,5	ns	12,3	-10%
Résultat net ajusté part TotalEnergies⁽¹⁾
- en milliards de dollars (G$)	4,8	x5.6	11,2	x4.1
- en dollar par action	1,76	x6.1	4,14	x4.3
EBITDA ajusté⁽¹⁾ (G$)	11,2	x2.1	28,0	+76%
DACF⁽¹⁾ (G$)	8,4	+96%	20,9	+65%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	5,6	+30%	18,8	x2.1
Résultat net part TotalEnergies de 4,6 G$ au 3T21
Ratio d’endettement⁽²⁾ de 17,7% au 30 septembre 2021 contre 18,5% au 30 juin 2021
Troisième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 €/action

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 27 octobre 2021 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le troisième trimestre 2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« La reprise économique mondiale, notamment en Asie, a entraîné une forte hausse des prix de toutes les énergies au troisième trimestre compte tenu de l’interconnexion des systèmes énergétiques. Les prix du gaz en Asie et en Europe, en hausse de plus de 85% par rapport au trimestre précédent, ont atteint des niveaux inédits, et les prix du pétrole sont en hausse de 7%, poursuivant leur appréciation régulière depuis un an.

TotalEnergies réalise ainsi un résultat net ajusté de 4,8 G$ en hausse de 38% par rapport au deuxième trimestre 2021 en s’appuyant pleinement sur son modèle multi-énergies, et particulièrement ce trimestre sur sa position de leader mondial dans le GNL. La Compagnie a généré un cash-flow (DACF) de 8,4 G$, en hausse de près de 25% par rapport au trimestre précédent, et un EBITDA ajusté de 11,2 G$.

Le secteur integrated Gas Renewables & Power (iGRP) réalise un résultat net ajusté de 1,6 G$ et un cash-flow de 1,7 G$, les plus hauts de son histoire, grâce à une surperformance de ses activités de négoce qui tirent parti de son portefeuille de GNL intégré à l’échelle mondiale. Les activités renouvelables et électricité poursuivent leur croissance : les capacités brutes de production électrique renouvelable atteignent ainsi près de 10 GW, notamment grâce à la croissance d’1 GW sur le trimestre en Inde. Le nombre de clients électricité atteint 6 millions.

L’Exploration-Production bénéficie de l’augmentation de sa production de 2% sur le trimestre grâce à l’évolution des quotas de l’OPEP+ et de l’augmentation des prix du Brent et du gaz pour réaliser un résultat opérationnel net ajusté de 2,7 G$, en progression par rapport au trimestre précédent de plus de 20%, et un cash-flow de 4,9 G$.

L’Aval bénéficie de marges toujours élevées dans la pétrochimie et de l’amélioration des marges de raffinage européennes néanmoins impactées par la hausse du coût de l’énergie. Le Marketing & Services confirme quant à lui un retour à des résultats d’avant crise. Le secteur Aval enregistre un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow en hausse d’environ 10% sur le trimestre à respectivement 1 G$ et 1,6 G$.

Compte tenu de la discipline maintenue sur les investissements, TotalEnergies enregistre un cash-flow net de 6,2 G$ ce trimestre, couvrant le dividende trimestriel de 2,1 G$, et permettant de poursuivre la réduction de sa dette nette, avec un ratio d’endettement à 17,7% au 30 septembre 2021. La rentabilité des capitaux propres s’établit à 12% sur les douze derniers mois. La forte génération de cash provenant du pétrole et du gaz permet d’investir dans des projets de croissance rentable dans les renouvelables & l’électricité, et ainsi de construire une Compagnie multi-énergies durable, alliant transition énergétique et retour à l’actionnaire.

Le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2021 à 0,66 €/action et confirme la réalisation de rachats d’actions à hauteur de 1,5 G$ au 4ème trimestre 2021. »

1. Faits marquants⁽³⁾

Signature d’accords majeurs en Irak, couvrant les investissements dans quatre projets (traitement de gaz pour génération électrique, électricité solaire, optimisation d’un champ existant, traitement d’eau de mer) pour le développement durable des ressources naturelles de la région de Bassorah

Responsabilité sociétale et environnementale

Publication du « Panorama des Energies » et du « TotalEnergies Energy Outlook 2021 », contributions de TotalEnergies au dialogue sur la transition énergétique en vue de la COP26
Emissions de méthane : déploiement d’une technologie innovante développée par Qnergy permettant de réduire significativement les émissions de méthane et partenariat avec GHGSat pour surveiller par satellite les émissions de méthane en mer
CCS : Partenariat Aramis avec Shell, EBN et Gasunie, pour le développement d’une infrastructure de transport de CO₂ à fin de stockage dans des champs de gaz déplétés aux Pays-Bas

Renouvelables et Électricité

Acquisition par Adani Green Energy Limited (TotalEnergies 20%) du portefeuille de SB Energy India, de 5 GW de capacité de production électrique renouvelable en opération et en construction, en Inde
Eolien offshore :
- Dépôt d’une offre avec Green Investment Group (GIG) et RIDG pour un projet de 2 GW en Ecosse et étude d’un projet associé d’hydrogène vert à échelle industrielle
- Associations avec Simply Blue Group pour le développement d’éolien flottant aux États-Unis, et avec GIG et Qair pour le développement d’éolien flottant en France
Corporate PPA :
- Contrat de vente d’électricité renouvelable de 50 GWh/an sur 15 ans avec Air Liquide en Belgique
- Partenariat avec Amazon pour la fourniture de ses data centers en électricité renouvelable (474 MW), en Europe et aux États-Unis
Mobilité électrique :
- Entrée de Mercedes-Benz comme partenaire à parts égales avec TotalEnergies et Stellantis dans Automotive Cell Company (ACC), avec un objectif de capacité de fabrication de batteries pour véhicules électriques de 120 GWh minimum d'ici 2030
- Acquisition d’un réseau de 1500 bornes de recharge pour véhicules électriques à Singapour
- Obtention de la concession du réseau public de recharge pour véhicules électriques d’Anvers
- Association avec China Three Gorges Corporation pour développer plus de 11 000 bornes de recharge rapide pour véhicules électriques dans la province du Hubei en Chine
Hydrogène :
- Lancement avec d’autres acteurs industriels, du plus grand fonds mondial dédié au développement des infrastructures d’hydrogène décarboné, avec un objectif d’investissements de 1,5 G€
- Accord avec Air Liquide pour le développement de la production d’hydrogène bas carbone dans le bassin industriel normand, adossé à des technologies telles que CCS et électrolyse

Amont

Lancement de la quatrième phase de développement du champ géant de Mero au Brésil

Aval

Doublement des capacités de production de plastiques recyclés de TotalEnergies avec l’extension de Synova en Normandie
Signature avec Safran d’un partenariat dans le domaine de la décarbonation du secteur aérien

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

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
11 180	8 667	5 321	x2.1	8 989	+24%	EBITDA ajusté ⁽⁵⁾	28 017	15 904	+76%
5 374	4 032	1 459	x3.7	3 673	+46%	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	12 893	4 580	x2.8
2 726	2 213	801	x3.4	1 734	+57%	Exploration-Production	6 914	1 295	x5.3
1 608	891	285	x5.6	574	x2.8	Integrated Gas, Renewables & Power	3 484	1 524	x2.3
602	511	(88)	ns	952	-37%	Raffinage-Chimie	1 356	869	+56%
438	417	461	-5%	413	+6%	Marketing & Services	1 139	892	+28%
1 143	740	352	x3.2	521	x2.2	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	2 403	1 021	x2.4
39,6%	34,3%	45,7%		30,7%		Taux moyen d'imposition ⁽⁶⁾	36,6%	32,3%
4 769	3 463	848	x5.6	3 017	+58%	Résultat net ajusté part TotalEnergies	11 235	2 755	x4.1
1,76	1,27	0,29	x6.1	1,13	+56%	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ⁽⁷⁾	4,14	0,97	x4.3
1,49	1,06	0,24	x6.2	1,01	+48%	Résultat net ajusté dilué par action (euros)*	3,46	0,86	x4
2 655	2 646	2 637	+1%	2 614	+2%	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 648	2 612	+1%

4 645	2 206	202	x23	2 800	+66%	Résultat net part TotalEnergies	10 195	(8 133)	ns

2 813	2 802	2 184	+29%	3 296	-15%	Investissements organiques ⁽⁸⁾	7 993	6 908	+16%
(958)	396	(272)	ns	3 422	ns	Acquisitions nettes ⁽⁹⁾	1 029	1 551	-34%
1 855	3 198	1 912	-3%	6 718	-72%	Investissements nets ⁽¹⁰⁾	9 022	8 459	+7%

8 060	6 352	3 791	x2.1	6 737	+20%	Marge brute d'autofinancement ⁽¹¹⁾	19 778	11 199	+77%
8 390	6 761	4 281	+96%	7 269	+15%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ⁽¹²⁾	20 901	12 701	+65%
5 640	7 551	4 351	+30%	8 206	-31%	Flux de trésorerie d’exploitation	18 789	9 129	x2.1

* Taux de change moyen €-$ : 1,1788 au 3^ème trimestre 2021 et 1,1962 sur les neuf premiers mois de 2021.

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

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19		9M21	9M20	9M21 vs 9M20
73,5	69,0	42,9	+71%	62,0	+19%	Brent ($/b)	67,9	41,1	+65%
4,3	3,0	2,1	x2	2,3	+85%	Henry Hub ($/Mbtu)	3,3	1,9	+74%
16,9	8,7	2,9	x5.9	3,9	x4.3	NBP ($/Mbtu)	10,8	2,5	x4.3
18,6	10,0	3,6	x5.1	4,7	x4	JKM ($/Mbtu)	12,9	3,1	x4.2
67,1	62,9	39,9	+68%	58,0	+16%	Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées	62,2	35,6	+75%
6,33	4,43	2,52	x2.5	3,48	+82%	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées	4,95	2,84	+74%
9,10	6,59	3,57	x2.5	5,93	+53%	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	7,25	4,81	+51%
20,5	10,2	-2,7	ns	47,4	-57%	Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)**	12,3	13,6	-10%

* Les indicateurs sont indiqués en page 20.
** Cet indicateur représente la marge moyenne sur coûts variables réalisée par le raffinage de TotalEnergies en Europe (égale à la différence entre les ventes de produits raffinés réalisées par le raffinage européen de TotalEnergies et les achats de pétrole brut avec les coûts variables associés, divisée par les quantités raffinées en tonnes) - donnée 3T21 retraitée dans l'environnement du 2T21 pour les coûts d’énergie.

Le prix moyen de vente GNL est en hausse de 38% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, bénéficiant de façon différée de l’augmentation des index pétrole et gaz sur les contrats long-terme.

3.2 Émissions de gaz à effet de serre⁽⁵⁾

3T21*	2T21*	Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO₂e)	2020	2020 (hors effet Covid-19)
8	7	Scope 1+2 des installations oil & gas opérées ⁽¹⁴⁾	35,8	39
81	77	Scope 3 des ventes d'énergies ⁽¹⁵⁾	350	400
46	45	Scope 1+2+3 en Europe* ⁽¹⁶⁾	212	239

* Émissions estimées.

3.3 Production*

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Production d'hydrocarbures	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
2 814	2 747	2 715	+4%	3 040	-7%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 808	2 882	-3%
1 288	1 258	1 196	+8%	1 441	-11%	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 272	1 319	-4%
1 526	1 489	1 519	-	1 599	-5%	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 535	1 563	-2%

2 814	2 747	2 715	+4%	3 040	-7%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 808	2 882	-3%
1 517	1 464	1 437	+6%	1 720	-12%	Liquides (kb/j)	1 496	1 563	-4%
7 070	7 017	6 973	+1%	7 200	-2%	Gaz (Mpc/j)	7 161	7 193	-

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

La production d’hydrocarbures a été de 2 814 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2021, en hausse de 4% sur un an, en raison des éléments suivants :

+6% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment North Russkoye en Russie et Iara au Brésil, ainsi que la reprise de la production en Libye,
+5% lié à l’augmentation de la demande gaz et des quotas de production des pays de l’OPEP+,
-1% lié à l’effet prix,
-3% lié à des maintenances et des arrêts non planifiés notamment en Norvège (Snøhvit),
-3% lié au déclin naturel des champs.

La production d’hydrocarbures a été de 2 814 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2021, en hausse de 2% sur un trimestre, en raison de la reprise de production sur la fin du trimestre à la suite des programmes estivaux de maintenance, et de la hausse des quotas de production décidés par les pays de l’OPEP+.

La production d’hydrocarbures a été de 2 808 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) sur les neuf premiers mois de 2021, en baisse de 3% sur un an, en raison des éléments suivants :

+3% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment North Russkoye en Russie, Iara au Brésil et Johan Sverdrup en Norvège, ainsi que la reprise de la production en Libye,
+2% lié à l’augmentation de la demande gaz, notamment en Norvège, et des quotas de production des pays de l’OPEP+,
-1% d’effet périmètre, notamment lié aux cessions d’actifs au Royaume-Uni et du bloc CA1 au Brunei,
-1% lié à l’effet prix,
-3% lié à des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés, notamment au Royaume-Uni et en Norvège (Snøhvit),
-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

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Production d'hydrocarbures pour le GNL	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
533	502	518	+3%	539	-1%	iGRP (kbep/j)	518	530	-2%
67	52	70	-3%	73	-8%	Liquides (kb/j)	61	70	-12%
2 527	2 464	2 445	+3%	2 546	-1%	Gaz (Mpc/j)	2 489	2 509	-1%

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	GNL (Mt)	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
10,0	10,5	8,1	+24%	7,4	+34%	Ventes totales de GNL	30,4	28,3	+7%
4,3	4,2	4,3	-1%	4,2	+2%	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	12,8	13,3	-4%
8,3	8,8	6,6	+25%	5,5	+50%	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	25,0	23,2	+8%

* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.

La production d’hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 6% par rapport au trimestre précédent, en raison notamment de la fin du programme de maintenance planifiée d’Ichthys, en Australie.

Les ventes totales de GNL sont en forte hausse par rapport à 2020, de 24% sur le trimestre et de 7% sur les neuf premiers mois de l’année.

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	Renouvelables et électricité	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
42,7	41,7	26,3	+62%	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	42,7	26,3	+62%
9,5	8,3	5,1	+87%	dont capacités installées	9,5	5,1	+87%
6,1	5,4	4,0	+52%	dont capacités en construction	6,1	4,0	+52%
27,1	28,0	17,3	+57%	dont capacités en développement	27,1	17,3	+57%
26,6	22,6	14,2	+88%	Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) ^(1),(2)	26,6	14,2	+88%
31,7	30,7	18,0	+77%	Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	31,7	18,0	+77%
4,7	4,0	2,3	x2.1	dont capacités installées	4,7	2,3	x2.1
4,0	3,1	1,6	x2.5	dont capacités en construction	4,0	1,6	x2.5
23,0	23,6	14,1	+64%	dont capacités en développement	23,0	14,1	+64%
4,7	5,1	4,1	+17%	Production nette d'électricité (TWh) ⁽³⁾	14,5	9,9	+46%
1,7	1,7	1,0	+67%	dont à partir de sources renouvelables	4,9	2,8	+75%
6,0	5,8	4,4	+37%	Clients électricité - BtB et BtC (Million) ⁽²⁾	6,0	4,4	+37%
2,7	2,7	1,7	+56%	Clients gaz - BtB et BtC (Million) ⁽²⁾	2,7	1,7	+56%
11,7	12,7	10,2	+15%	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	40,5	33,8	+20%
13,2	20,6	13,5	-2%	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	70,0	64,4	+9%

291	310*	64	x4.6	EBITDA ajusté Renouvelables et électricité part TotalEnergies (M$) ⁽⁴⁾	946	404	x2.3
104	82*	66	+57%	dont provenant des activités renouvelables	334	250	+34%

⁽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. Données 2T21 corrigées du résultat d’AGEL.
^* Données 2T21 corrigées du résultat estimé d’AGEL.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable croît à 9,5 GW à la fin du troisième trimestre 2021 en hausse de 1,2 GW notamment grâce à l’acquisition par AGEL (TotalEnergies 20%) des actifs en opération du portefeuille renouvelable de 5 GW de SB Energy India au cours du trimestre. Les capacités brutes totales augmentent de 1 GW sur le trimestre, à 42,7 GW, principalement en raison de l’ajout d’un projet de centrale solaire de 1 GW en Irak.

La production nette d’électricité s’établit à 4,7 TWh au troisième trimestre 2021, en hausse de 17% 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.

L’EBITDA ajusté part TotalEnergies de l’activité Renouvelables et Électricité s’élève à 291 M$ au troisième trimestre 2021 et a été multiplié par 4,6 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

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	En millions de dollars	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
1 608	891	285	x5.6	574	x2.8	Résultat opérationnel net ajusté*	3 484	1 524	x2.3
755	356	99	x7.6	206	x3.7	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 375	278	x4.9

639	759	450	+42%	640	-	Investissements organiques	2 150	1 714	+25%
(941)	166	36	ns	3 375	ns	Acquisitions nettes	1 119	1 606	-30%
(302)	925	486	ns	4 015	ns	Investissements nets	3 269	3 320	-2%

1 720	904	695	x2.5	732	x2.3	Marge brute d'autofinancement **	3 683	2 346	+57%
(463)	567	654	ns	401	ns	Flux de trésorerie d’exploitation ***	884	1 554	-43%

* 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.
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

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

1 608 M$ au troisième trimestre 2021, multiplié par 5,6 sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne performance des activités de négoce gaz et électricité,
3 484 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, multiplié par 2,3 sur un an, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à :

1 720 M$ au troisième trimestre 2021, 2,5 fois plus qu’au troisième trimestre 2020, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne performance des activités de négoce gaz et électricité,
3 683 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, en hausse de 57% sur un an, pour les mêmes raisons.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de -463 M$ sur le trimestre en raison des variations des appels de marge liés aux mécanismes de couverture dans un contexte de forte volatilité des marchés du gaz et de l’électricité.

4.2 Exploration-Production

4.2.1 Production

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Production d'hydrocarbures	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
2 281	2 245	2 197	+4%	2 501	-9%	EP (kbep/j)	2 290	2 352	-3%
1 450	1 412	1 367	+6%	1 647	-12%	Liquides (kb/j)	1 435	1 493	-4%
4 543	4 553	4 528	-	4 654	-2%	Gaz (Mpc/j)	4 672	4 684	-

4.2.2 Résultats

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
2 726	2 213	801	x3.4	1 734	+57%	Résultat opérationnel net ajusté*	6 914	1 295	x5.3
315	279	268	+18%	297	+6%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	864	706	+22%
46,4%	38,2%	32,9%		39,7%		Taux moyen d'imposition**	42,5%	39,7%

1 656	1 559	1 266	+31%	2 064	-20%	Investissements organiques	4 494	3 950	+14%
(34)	231	(309)	ns	(3)	ns	Acquisitions nettes	(5)	(4)	ns
1 622	1 790	957	+69%	2 061	-21%	Investissements nets	4 489	3 946	+14%

4 943	4 262	2 646	+87%	4 451	+11%	Marge brute d'autofinancement ***	13 029	7 032	+85%
4 814	4 835	2 043	x2.4	5 007	-4%	Flux de trésorerie d’exploitation ***	13 385	6 876	+95%

* 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 :

2 726 M$ au troisième trimestre 2021, plus de trois fois supérieur au troisième trimestre 2020, grâce à la forte hausse des prix du pétrole et du gaz,
6 914 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, plus de cinq fois supérieur aux neuf premiers mois de 2020, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 4 943 M$ au troisième trimestre 2021, en augmentation de 87% sur un an, et à 13 029 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, en hausse de 85% sur un an, en lien avec la hausse des prix du pétrole et du gaz.

4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.3.1 Résultats

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	En millions de dollars	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
1 040	928	373	x2.8	1 365	-24%	Résultat opérationnel net ajusté*	2 495	1 761	+42%

506	468	449	+13%	570	-11%	Investissements organiques	1 309	1 183	+11%
17	(1)	2	x8.5	52	-67%	Acquisitions nettes	(87)	(48)	ns
523	467	451	+16%	622	-16%	Investissements nets	1 222	1 135	+8%

1 611	1 460	971	+66%	1 995	-19%	Marge brute d'autofinancement **	3 943	3 523	+12%
1 644	2 669	2 060	-20%	3 058	-46%	Flux de trésorerie d’exploitation **	5 974	2 377	x2.5

* 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

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
1 225	1 070	1 212	+1%	1 719	-29%	Total volumes raffinés (kb/j)	1 147	1 302	-12%
274	148	267	+3%	503	-46%	France	179	242	-26%
505	495	540	-6%	757	-33%	Reste de l'Europe	553	630	-12%
446	427	405	+10%	459	-3%	Reste du monde	415	429	-3%
69%	58%	57%		82%		Taux d’utilisation sur bruts traités**	62%	62%

* 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.

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
1 486	1 424	1 255	+18%	1 402	+6%	Monomères* (kt)	4 315	4 033	+7%
1 330	1 212	1 248	+7%	1 268	+5%	Polymères (kt)	3 707	3 642	+2%
93%	88%	75%		91%		Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	89%	81%

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

4.4.2 Résultats

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	En millions de dollars	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
602	511	(88)	ns	952	-37%	Résultat opérationnel net ajusté*	1 356	869	+56%

321	279	291	+10%	355	-10%	Investissements organiques	822	761	+8%
(6)	2	(1)	ns	19	ns	Acquisitions nettes	(61)	(52)	ns
315	281	290	+9%	374	-16%	Investissements nets	761	709	+7%

934	753	242	x3.9	1 373	-32%	Marge brute d'autofinancement **	2 081	1 912	+9%
799	2 232	1 027	-22%	1 575	-49%	Flux de trésorerie d’exploitation **	4 027	924	x4.4

* 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 forte hausse à 602 M$ au troisième trimestre 2021, contre -88 M$ au troisième trimestre 2020. Cette hausse est liée aux très bonnes performances de la pétrochimie et aux marges européennes de raffinage qui étaient négatives en 2020 en raison de la faible demande,
En hausse de 56% à 1 356 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, contre 869 M$ sur les neuf premiers mois de 2020, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement a été multipliée par 3,9 en un an à 934 M$ au troisième trimestre 2021 et est en augmentation de 9% à 2 081 M$ sur les neuf premiers mois de 2021.

4.5 Marketing & Services

4.5.1 Ventes de produits pétroliers

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Ventes en kb/j*	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
1 542	1 473	1 442	+7%	1 848	-17%	Total des ventes du Marketing & Services	1 486	1 466	+1%
867	791	819	+6%	1 034	-16%	Europe	811	822	-1%
675	682	623	+8%	814	-17%	Reste du monde	675	645	+5%

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage

Les ventes de produits pétroliers affichent une croissance sur un an de 7% au troisième 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

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	En millions de dollars	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
438	417	461	-5%	413	+6%	Résultat opérationnel net ajusté*	1 139	892	+28%

185	189	158	+17%	215	-14%	Investissements organiques	487	422	+15%
23	(3)	3	x7.7	33	-30%	Acquisitions nettes	(26)	4	ns
208	186	161	+29%	248	-16%	Investissements nets	461	426	+8%

677	707	729	-7%	622	+9%	Marge brute d'autofinancement **	1 862	1 611	+16%
845	437	1 033	-18%	1 483	-43%	Flux de trésorerie d’exploitation **	1 947	1 453	+34%

* 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 438 M$ au troisième trimestre 2021 contre 461 M$ un an plus tôt.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 677 M$ au troisième trimestre 2021 et 1 862 M$ sur les neuf premiers mois de l’année.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

5 374 M$ au troisième trimestre 2021, contre 1 459 M$ un an auparavant, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz,
12 893 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, contre 4 580 M$ un an auparavant, pour la même raison.

5.2 Résultat net ajusté part TotalEnergies

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

4 769 M$ au troisième trimestre 2021 contre 848 M$ un an plus tôt, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz,
11 235 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, contre 2 755 M$ un an auparavant, pour la même raison.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur⁽⁶⁾.

Les éléments d’ajustement du résultat net⁽⁷⁾ s’élèvent à -124 M$, et tiennent compte de la moins-value de cession de la participation de TotalEnergies dans l’actif Utica aux Etats-Unis pour un montant de -177 M$.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies s’est établi à 39,6% au troisième trimestre 2021, contre 34,3% au trimestre précédent et 45,7% au troisième trimestre 2020. Ce taux élevé en 2020 s’expliquait par un résultat opérationnel net ajusté négatif dans le Raffinage-Chimie, réduisant la base de calcul du taux au niveau de la Compagnie.

5.3 Résultat net ajusté par action

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

1,76 $ au troisième trimestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 655 millions, contre 0,29 $ un an plus tôt,
4,14 $ sur les neuf premiers mois de 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 648 millions, contre 0,97 $ un an plus tôt.

Au 30 septembre 2021, le nombre d’actions dilué était de 2 660 millions.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

126 M$ au troisième trimestre 2021 et incluent notamment l’augmentation de 10% de la participation dans le bloc de Lapa au Brésil,
2 996 M$ sur les neuf premiers mois de 2021 lié à l’acquisition ci-dessus ainsi qu’à la prise de participation de 20% dans le développeur de projets renouvelables en Inde Adani Green Energy Limited pour 2 G$, à l’acquisition de Fonroche Biogaz en France et à la participation dans le projet éolien Yunlin à Taiwan.

Les cessions ont représenté :

1 084 M$ au troisième trimestre 2021 et incluent notamment le paiement par GIP d’un montant de plus de 750 M$ dans le cadre de l’accord de tolling portant sur les infrastructures du projet de Gladstone LNG en Australie,
1 967 M$ sur les neuf premiers mois de 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%), à la cession de la participation de 10% dans le bloc Onshore OML 17 au Nigéria, au complément de prix relatif à la vente du Bloc CA1 au Brunei, à la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni, à la vente des intérêts de TotalEnergies dans le pipeline TBG au Brésil, à la vente de parts dans Clean Energy Fuels Corp., et à la vente des intérêts dans Tellurian Inc. aux États-Unis.

5.5 Cash-flow net

Le cash-flow net⁽⁸⁾ de TotalEnergies ressort à :

6 205 M$ au troisième trimestre 2021 contre 1 879 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 4,3 G$ de la marge brute d’autofinancement et de la légère baisse de 57 M$ des investissements nets à 1 855 M$ au troisième trimestre 2021,
10 756 M$ sur les neuf premiers mois contre 2 740 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 8,6 G$ de la marge brute d’autofinancement, atténuée par une hausse de 563 M$ des investissements nets à 9 022 M$ sur les neuf premiers mois de 2021.

Le flux de trésorerie d’exploitation de 5 640 M$ sur le trimestre, comparé à la marge brute d’autofinancement de 8 060 M$, est impacté négativement pour un montant de 2,1 G$ par des variations d’appels de marge liés aux mécanismes de couverture dans un contexte de forte volatilité des marchés du gaz et de l’électricité, ainsi que par un effet de stock négatif de 1,2 G$, les dettes fiscales augmentant par ailleurs de 0,9 G$.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 12,0% sur la période du 1^er octobre 2020 au 30 septembre 2021.

En millions de dollars	Période du 1er octobre 2020	Période du 1er juillet 2020	Période du 1er octobre 2019
	au 30 septembre 2021	au 30 juin 2021	au 30 septembre 2020
Résultat net ajusté	12 827	8 786	5 960
Capitaux propres retraités moyens	106 794	105 066	108 885
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	12,0%	8,4%	5,5%

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 10,0% sur la période du 1^er octobre 2020 au 30 septembre 2021.

En millions de dollars	Période du 1er octobre 2020	Période du 1er juillet 2020	Période du 1er octobre 2019
	au 30 septembre 2021	au 30 juin 2021	au 30 septembre 2020
Résultat opérationnel net ajusté	14 237	10 252	7 801
Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement	142 179	142 172	144 060
ROACE	10,0%	7,2%	5,4%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 5 635 millions d’euros sur les neuf premiers mois de l’année 2021, contre 4 727 millions d’euros un an auparavant.

7. Sensibilités 2021*

	Variation	Impact estimé sur le résultat opérationnel net ajusté	Impact estimé sur la marge brute d'autofinancement
Dollar	+/- 0,1 $ par €	-/+ 0,1 G$	~0 G$
Prix moyen de vente liquides**	+/- 10 $/b	+/- 2,7 G$	+/- 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

Le retour progressif de la demande de pétrole à son niveau d’avant crise, à l’exception de l‘aviation, a entraîné une augmentation quasi-continue des prix, qui ont atteint mi-octobre les 85 $/b, proche de leur plus haut niveau depuis 7 ans. Les augmentations maîtrisées de production des pays de l’OPEP+, la diminution continue des stocks de brut ainsi que la forte maîtrise des investissements dans les hydrocarbures ont soutenu cette hausse. Par ailleurs, une hausse de la demande de carburants du secteur aérien commence à se concrétiser, soutenant également les prix élevés.

La hausse des marchés du gaz, entamée au premier semestre, s’est considérablement accélérée au troisième trimestre, atteignant des niveaux records en Europe et en Asie. Le faible niveau des stocks de gaz et la demande qui devrait rester soutenue, sauf hiver exceptionnellement clément, sont susceptibles de maintenir les prix du gaz en Europe et en Asie à des niveaux élevés jusqu’au deuxième trimestre 2022.

Compte tenu des perspectives d’évolution des quotas des pays de l’OPEP+ et la demande saisonnière de gaz au quatrième trimestre 2021, TotalEnergies anticipe une production d’hydrocarbures sur le quatrième trimestre 2021 entre 2,85 et 2,9 Mbep/j.

TotalEnergies anticipe par ailleurs que la hausse du prix du pétrole observée au cours de 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 12 $/Mbtu au quatrième trimestre 2021.

TotalEnergies maintient sa discipline sur les coûts, avec des investissements nets prévus proches de 13 G$ en 2021, dont 3 G$ consacrés aux renouvelables et l’électricité.

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 durable, lier la croissance du dividende à la croissance structurelle de son cash-flow, 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 allouer jusqu’à 40% du surplus de cash généré au-delà de 60 $/b à des rachats d’actions.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h30 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 70 70 82 21 (code d’accès 4496213). 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)

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
989	985	969	+2%	1 004	-1%	Europe et Asie centrale	1 008	1 032	-2%
537	533	598	-10%	733	-27%	Afrique	540	651	-17%
681	654	576	+18%	720	-5%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	662	633	+5%
372	378	343	+8%	363	+3%	Amériques	375	343	+9%
235	197	229	+3%	221	+7%	Asie Pacifique	223	223	-
2 814	2 747	2 715	+4%	3 040	-7%	Production totale	2 808	2 882	-3%
711	750	667	+7%	698	+2%	dont filiales mises en équivalence	730	706	+3%

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Production de liquides par zone géographique (kb/j)	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
362	351	359	+1%	367	-1%	Europe et Asie centrale	363	381	-5%
401	399	458	-12%	583	-31%	Afrique	405	509	-20%
530	502	432	+23%	562	-6%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	510	481	+6%
179	183	144	+24%	163	+10%	Amériques	180	150	+20%
45	29	44	+3%	44	+2%	Asie Pacifique	38	42	-10%
1 517	1 464	1 437	+6%	1 720	-12%	Production totale	1 496	1 563	-4%
205	213	197	+4%	210	-2%	dont filiales mises en équivalence	206	203	+2%

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
3 366	3 411	3 284	+2%	3 431	-2%	Europe et Asie centrale	3 470	3 507	-1%
689	680	713	-3%	768	-10%	Afrique	687	722	-5%
838	847	801	+5%	866	-3%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	842	844	-
1 086	1 095	1 115	-3%	1 124	-3%	Amériques	1 094	1 085	+1%
1 091	984	1 060	+3%	1 011	+8%	Asie Pacifique	1 068	1 035	+3%
7 070	7 017	6 973	+1%	7 200	-2%	Production totale	7 161	7 193	-
2 730	2 895	2 540	+8%	2 635	+4%	dont filiales mises en équivalence	2 826	2 714	+4%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
1 579	1 521	1 475	+7%	1 999	-21%	Europe	1 553	1 565	-1%
693	663	541	+28%	677	+2%	Afrique	674	562	+20%
811	799	673	+20%	920	-12%	Amériques	794	767	+4%
486	492	460	+6%	541	-10%	Reste du monde	491	446	+10%
3 568	3 475	3 149	+13%	4 136	-14%	Total des ventes	3 512	3 340	+5%
360	334	417	-14%	544	-34%	dont ventes massives raffinage	365	427	-14%
1 666	1 668	1 290	+29%	1 745	-5%	dont négoce international	1 661	1 447	+15%

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	*Production de produits pétrochimiques (kt)**	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
1 308	1 166	1 274	+3%	1 377	-5%	Europe	3 820	3 821	-
705	725	513	+38%	648	+9%	Amériques	1 940	1 813	+7%
802	744	716	+12%	646	+24%	Moyen-Orient et Asie	2 261	2 040	+11%

* Oléfines, Polymères

9.3 Renouvelables

	3T21					2T21
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	0,5	0,5	0,0	0,1	1,0
Reste de l'Europe	0,1	1,0	0,0	0,1	1,2	0,1	1,0	0,0	0,1	1,1
Afrique	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1
Moyen Orient	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3
Amérique du Nord	0,9	0,0	0,0	0,0	0,9	0,8	0,0	0,0	0,0	0,9
Amérique du Sud	0,4	0,2	0,0	0,0	0,6	0,4	0,1	0,0	0,0	0,5
Inde	4,4	0,1	0,0	0,0	4,5	3,5	0,1	0,0	0,0	3,6
Asie Pacifique	0,9	0,0	0,0	0,0	0,9	0,7	0,0	0,0	0,0	0,7
Total	7,5	1,9	0,0	0,1	9,5	6,4	1,8	0,0	0,1	8,3

	3T21					2T21
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	0,1	0,0	0,1	0,5
Reste de l'Europe	0,1	0,1	1,1	0,0	1,3	0,1	0,1	1,1	0,0	1,3
Afrique	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Moyen Orient	0,8	0,0	0,0	0,0	0,8	0,8	0,0	0,0	0,0	0,8
Amérique du Nord	0,4	0,0	0,0	0,0	0,4	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3
Amérique du Sud	0,0	0,1	0,0	0,0	0,1	0,0	0,2	0,0	0,0	0,2
Inde	1,4	0,4	0,0	0,0	1,8	0,9	0,2	0,0	0,0	1,1
Asie Pacifique	0,4	0,0	0,6	0,0	1,1	0,5	0,0	0,6	0,0	1,1
Total	3,4	0,7	1,8	0,1	6,1	2,8	0,6	1,8	0,1	5,4

	3T21					2T21
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	3,6	0,7	0,0	0,0	4,4	3,2	0,8	0,0	0,0	4,0
Reste de l'Europe	5,2	0,3	2,3	0,0	7,7	5,3	0,3	2,3	0,0	7,9
Afrique	0,4	0,1	0,0	0,2	0,6	0,4	0,1	0,0	0,2	0,6
Moyen Orient	1,4	0,0	0,0	0,0	1,4	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1
Amérique du Nord	3,3	0,2	0,0	0,7	4,2	3,5	0,2	0,0	0,7	4,3
Amérique du Sud	0,6	0,4	0,0	0,1	1,2	0,6	1,0	0,0	0,0	1,7
Inde	4,5	0,1	0,0	0,0	4,5	6,2	0,1	0,0	0,0	6,3
Asie Pacifique	1,0	0,0	2,1	0,0	3,1	1,1	0,0	2,1	0,0	3,2
Total	20,0	1,8	4,4	1,0	27,1	20,3	2,5	4,4	0,8	28,0

⁽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 septembre 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	X	2,2	0,3	X	0,8	X	1,4	4,0	0,2	X	X	4,2
Asie	5,4	X	X	5,5	2,7	0,4	0,6	-	3,8	5,8	X	-	-	5,9
Amérique du Nord	0,8	X	X	0,8	0,4	X	-	X	0,4	0,5	X	-	X	0,6
Reste du Monde	0,6	0,2	X	0,8	X	X	-	X	X	0,4	X	-	X	0,7
Total	7,4	1,9	X	9,5	3,4	0,7	1,4	X	5,7	10,7	0,5	X	0,2	11,5

	En opération				En construction					En développement
Prix moyen des PPA au 30 septembre 2021 ($/MWh)	Solaire	Eolien terrestre	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
Europe	230	117	X	148	71	X	61	X	63	42	76	X	X	46
Asie	78	X	X	77	45	49	187	-	70	40	X	-	-	40
Amérique du Nord	155	X	X	157	27	X	-	X	30	31	X	-	X	41
Reste du Monde	80	72	X	78	X	X	-	X	X	98	X	-	X	98
Total	98	108	X	100	46	58	106	X	66	42	80	X	145	44

X non précisé, capacité < 0,2 GW

10. Éléments d’ajustement du résultat net part TotalEnergies

3T21	2T21	3T20	3T19	En millions de dollars	9M21	9M20
(325)	(1 588)	(706)	(156)	Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	(2 255)	(9 361)
(177)	(1 379)	-	-	Plus ou moins value de cession	(1 556)	-
(43)	(110)	(70)	(20)	Charges de restructuration	(314)	(170)
(47)	(49)	(293)	(160)	Dépréciations exceptionnelles	(240)	(8 394)
(58)	(50)	(343)	24	Autres éléments	(145)	(797)
320	375	4	(71)	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	1 384	(1 504)
(119)	(44)	56	10	Effet des variations de juste valeur	(169)	(23)
(124)	(1 257)	(646)	(217)	Total des éléments d’ajustement du résultat net	(1 040)	(10 888)

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

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	En millions de dollars	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
4 645	2 206	202	x23	2 800	+66%	Résultat net part TotalEnergies	10 195	(8 133)	ns
124	1 257	646	-81%	217	-43%	Moins: éléments d'ajustement du résultat net part TotalEnergies	1 040	10 888	-90%
4 769	3 463	848	x5.6	3 017	+58%	Résultat net ajusté part TotalEnergies	11 235	2 755	x4.1
						Éléments ajustés
105	88	(15)	ns	70	+50%	Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle	252	(28)	ns
2 674	1 485	684	x3.9	1 258	x2.1	Plus: charge / (produit) d'impôt	5 605	1 174	x4.8
3 172	3 105	3 203	-1%	3 987	-20%	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	9 457	10 140	-7%
85	94	101	-16%	63	+35%	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	282	256	+10%
454	501	549	-17%	594	-24%	Plus: coût de l'endettement financier brut	1 421	1 643	-14%
(79)	(69)	(49)	ns	-	ns	Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(235)	(36)	ns
11 180	8 667	5 321	x2.1	8 989	+24%	EBITDA Ajusté	28 017	15 904	+76%

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

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	3T21 vs 3T19	En millions de dollars	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
						Éléments ajustés
49 070	41 642	27 184	+81%	42 526	+15%	Produits des ventes	129 380	87 339	+48%
(32 574)	(27 108)	(16 942)	ns	(27 805)	ns	Achats, nets de variation de stocks	(83 971)	(54 891)	ns
(6 548)	(6 708)	(5 399)	ns	(6 240)	ns	Autres charges d'exploitation	(20 124)	(18 384)	ns
(127)	(123)	(139)	ns	(96)	ns	Charges d'exploration	(417)	(393)	ns
195	138	310	-37%	167	+17%	Autres produits	749	1 130	-34%
(32)	(48)	(14)	ns	(69)	ns	Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(169)	(153)	ns
193	265	134	+44%	163	+18%	Autres produits financiers	567	741	-23%
(140)	(131)	(165)	ns	(178)	ns	Autres charges financières	(401)	(506)	ns
1 143	740	352	x3.2	521	x2.2	Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	2 403	1 021	x2.4
11 180	8 667	5 321	x2.1	8 989	+24%	EBITDA Ajusté	28 017	15 904	+76%
						Éléments ajustés
(3 172)	(3 105)	(3 203)	ns	(3 987)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(9 457)	(10 140)	ns
(85)	(94)	(101)	ns	(63)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(282)	(256)	ns
(454)	(501)	(549)	ns	(594)	ns	Moins: coût de l'endettement financier brut	(1 421)	(1 643)	ns
79	69	49	+61%	-	ns	Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	235	36	x6.5
(2 674)	(1 485)	(684)	ns	(1 258)	ns	Moins: produit (charge) d'impôt	(5 605)	(1 174)	ns
(105)	(88)	15	ns	(70)	ns	Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(252)	28	ns
(124)	(1 257)	(646)	ns	(217)	ns	Plus: éléments d'ajustements part TotalEnergies	(1 040)	(10 888)	ns
4 645	2 206	202	x23	2 800	+66%	Résultat net part TotalEnergies	10 195	(8 133)	ns

12. Investissements – Désinvestissements

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	1T21 vs 1T19	En millions de dollars	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
2 813	2 802	2 184	+29%	3 296	-15%	Investissements organiques ( a )	7 993	6 908	+16%
172	245	148	+16%	152	+13%	dont exploration capitalisée	660	445	+48%
211	380	290	-27%	242	-13%	dont augmentation des prêts non courants	883	1 302	-32%
(112)	(89)	(330)	ns	(61)	ns	dont remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(297)	(505)	ns
1	(4)	(11)	ns	(109)	ns	dont variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	(170)	(163)	ns
126	662	150	-16%	4 429	-97%	Acquisitions ( b )	2 996	2 651	+13%
1 084	266	422	x2.6	1 007	+8%	Cessions ( c )	1 967	1 100	+79%
(5)	5	7	ns	105	ns	dont variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	100	90	+11%
(958)	396	(272)	ns	3 422	ns	Acquisitions nettes	1 029	1 551	-34%
1 855	3 198	1 912	-3%	6 718	-72%	Investissements nets ( a + b - c )	9 022	8 459	+7%
757	-	-	ns	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( d )	757	-	ns
(120)	(78)	(1)	ns	(101)	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	(228)	(35)	ns
(6)	9	18	ns	214	ns	Variation de dettes de projets renouvelables ( f ) *	270	253	+7%
30	25	28	+7%	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés (g)	77	74	+4%
2 456	3 104	1 901	+29%	6 831	-64%	Flux de trésorerie d'investissement ( a + b - c + d + e + f - g )	9 744	8 603	+13%

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

13. Cash-flow

3T21	2T21	3T20	3T21 vs 3T20	3T19	1T21 vs 1T19	En millions de dollars	9M21	9M20	9M21 vs 9M20
8 390	6 761	4 281	+96%	7 269	+15%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)	20 901	12 701	+65%
(330)	(409)	(491)	ns	(532)	ns	Frais financiers	(1 122)	(1 502)	ns
8 060	6 352	3 791	x2.1	6 737	+20%	Marge brute d'autofinancement ( a ) *	19 778	11 199	+77%
(2 662)	814	475	ns	1 639	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement **	(2 403)	(223)	ns
365	463	90	x4.1	69	x5.3	Effet de stock	1 711	(1 748)	ns
(3)	(0)	(4)	ns	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables	(69)	(64)	ns
(120)	(78)	(1)	ns	(101)	ns	Remboursement organique de prêts SME	(228)	(35)	ns
5 640	7 551	4 351	+30%	8 206	-31%	Flux de trésorerie d’exploitation	18 789	9 129	x2.1

2 813	2 802	2 184	+29%	3 296	-15%	Investissements organiques ( b )	7 993	6 908	+16%
5 247	3 550	1 607	x3.3	3 441	+52%	Cash flow après investissements organiques, hors acquisitions cessions ( a - b )	11 785	4 291	x2.7

1 855	3 198	1 912	-3%	6 718	-72%	Investissements nets ( c )	9 022	8 459	+7%
6 205	3 154	1 879	x3.3	19	x326.6	Cash flow net ( a - c )	10 756	2 740	x3.9

* 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	30/09/2021	30/06/2021	30/09/2020	30/09/2019
Dettes financières courantes *	15 184	15 795	13 756	13 422
Autres passifs financiers courants	504	322	196	769
Actifs financiers courants *	(3 821)	(4 326)	(5 843)	(3 720)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés	(1)	-	5	-
Dettes financières non courantes *	43 350	44 687	54 001	42 031
Actifs financiers non courants *	(1 927)	(2 726)	(2 122)	(615)
Total trésorerie & équivalents de trésorerie	(28 971)	(28 643)	(30 593)	(27 454)
Dette nette (a)	24 318	25 109	29 400	24 433

Capitaux propres – part TotalEnergies	110 016	108 096	102 234	114 994
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	3 211	2 480	2 177	2 319
Capitaux propres (b)	113 227	110 576	104 411	117 313

Ratio d'endettement = a / (a + b)	17,7%	18,5%	22,0%	17,2%

Dette nette de location (c )	7 786	7 702	7 499	6 888
Ratio d'endettement y compris dette nette de location (a+c)/(a+b+c)	22,1%	22,9%	26,1%	21,1%

* hors créances et dettes de location

15. Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1^er octobre 2020 au 30 septembre 2021

En millions de dollars	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration- Production	Raffinage-Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	3 738	7 982	1 526	1 471	14 237
Capitaux mis en œuvre au 30/09/2020*	43 799	78 548	11 951	8 211	140 976
Capitaux mis en œuvre au 30/09/2021*	52 401	75 499	9 156	8 281	143 383
ROACE	7,8%	10,4%	14,5%	17,8%	10,0%

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 octobre 2019 au 30 septembre 2020

En millions de dollars	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration- Production	Raffinage-Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	2 318	3 326	1 449	1 366	7 801
Capitaux mis en œuvre au 30/09/2019*	41 516	88 560	11 658	7 570	147 145
Capitaux mis en œuvre au 30/09/2020*	43 799	78 548	11 951	8 211	140 976
ROACE	5,4%	4,0%	12,3%	17,3%	5,4%

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

Avertissement :

Les termes « TotalEnergies », « compagnie TotalEnergies » et « Compagnie » qui figurent dans ce document sont utilisés pour désigner TotalEnergies SE et les entités consolidées que TotalEnergies SE contrôle directement ou indirectement. De même, les termes « nous », « nos », « notre » peuvent également être utilisés pour faire référence à ces entités ou à leurs collaborateurs. Les entités dans lesquelles TotalEnergies SE détient directement ou indirectement une participation sont des personnes morales distinctes et autonomes. TotalEnergies SE ne saurait voir sa responsabilité engagée du fait des actes ou omissions émanant desdites sociétés.

Ce communiqué de presse présente les résultats du troisième trimestre 2021 et des neufs premiers mois de 2021, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 septembre 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 significatifs 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 troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2021, normes IFRS

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
		3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)^(a)		2021	2021	2020

Chiffre d'affaires		54 729	47 049	33 142
Droits d'accises		(5 659)	(5 416)	(5 925)
	Produits des ventes	49 070	41 633	27 217

Achats, nets de variation de stocks		(32 344)	(26 719)	(16 885)
Autres charges d'exploitation		(6 617)	(6 717)	(5 610)
Charges d'exploration		(127)	(123)	(139)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers		(3 191)	(3 121)	(3 493)
Autres produits		195	223	457
Autres charges		(605)	(298)	(281)

Coût de l'endettement financier brut		(454)	(501)	(547)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie		87	77	89
	Coût de l'endettement financier net	(367)	(424)	(458)

Autres produits financiers		193	265	134
Autres charges financières		(140)	(131)	(165)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence		1 377	(680)	94

Produit (Charge) d'impôt		(2 692)	(1 609)	(690)
Résultat net de l'ensemble consolidé		4 752	2 299	181
Part TotalEnergies		4 645	2 206	202
Intérêts ne conférant pas le contrôle		107	93	(21)
Résultat net par action (en $)		1,72	0,80	0,04
Résultat net dilué par action (en $)		1,71	0,80	0,04
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)	2021	2021	2020
Résultat net de l'ensemble consolidé	4 752	2 299	181

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	(3)	449	(6)
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	(95)	56	221
Effet d'impôt	5	(142)	-
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(2 368)	1 239	3 663
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(2 461)	1 602	3 878
Écart de conversion de consolidation	1 260	(746)	(1 830)
Couverture de flux futurs	424	(424)	363
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	2	(4)	(35)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	184	(18)	(804)
Autres éléments	1	(1)	(7)
Effet d'impôt	(100)	100	(115)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	1 771	(1 093)	(2 428)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	(690)	509	1 450

Résultat global	4 062	2 808	1 631
Part TotalEnergies	4 014	2 670	1 536
Intérêts ne conférant pas le contrôle	48	138	95

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
		9mois	9mois
(en millions de dollars)^(a)		2021	2020

Chiffre d'affaires		145 515	102 742
Droits d'accises		(16 179)	(15 386)
	Produits des ventes	129 336	87 356

Achats, nets de variation de stocks		(82 461)	(56 978)
Autres charges d'exploitation		(20 214)	(18 875)
Charges d'exploration		(417)	(393)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers		(9 637)	(18 721)
Autres produits		776	1 399
Autres charges		(1 562)	(809)

Coût de l'endettement financier brut		(1 421)	(1 646)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie		259	(16)
	Coût de l'endettement financier net	(1 162)	(1 662)

Autres produits financiers		567	741
Autres charges financières		(401)	(507)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence		1 578	379

Produit (Charge) d'impôt		(5 940)	(169)
Résultat net de l'ensemble consolidé		10 463	(8 239)
Part TotalEnergies		10 195	(8 133)
Intérêts ne conférant pas le contrôle		268	(106)
Résultat net par action (en $)		3,77	(3,22)
Résultat net dilué par action (en $)		3,74	(3,22)
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	9mois	9mois
(en millions de dollars)	2021	2020
Résultat net de l'ensemble consolidé	10 463	(8 239)

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	446	(229)
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	(27)	147
Effet d'impôt	(149)	86
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(5 302)	3 467
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(5 032)	3 471
Écart de conversion de consolidation	3 037	(2 770)
Couverture de flux futurs	504	(930)
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	(2)	35
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	635	(1 731)
Autres éléments	1	(4)
Effet d'impôt	(157)	252
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	4 018	(5 148)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	(1 014)	(1 677)

Résultat global	9 449	(9 916)
Part TotalEnergies	9 226	(9 888)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	223	(28)

BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
	30 septembre 2021	30 juin 2021	31 décembre 2020	30 septembre 2020
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)		(non audité)

ACTIF

Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	32 895	33 359	33 528	33 145
Immobilisations corporelles	105 902	106 791	108 335	104 355
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	30 467	29 712	27 976	27 386
Autres titres	1 688	2 247	2 007	1 822
Actifs financiers non courants	2 799	3 778	4 781	3 155
Impôts différés	6 452	6 578	7 016	6 952
Autres actifs non courants	2 530	2 800	2 810	2 570
Total actifs non courants	182 733	185 265	186 453	179 385

Actifs courants
Stocks	19 601	19 162	14 730	12 373
Clients et comptes rattachés	19 865	17 192	14 068	12 893
Autres créances	39 967	17 585	13 428	14 637
Actifs financiers courants	3 910	4 404	4 630	6 011
Trésorerie et équivalents de trésorerie	28 971	28 643	31 268	30 593
Actifs destinés à être cédés ou échangés	633	456	1 555	1 090
Total actifs courants	112 947	87 442	79 679	77 597
Total actif	295 680	272 707	266 132	256 982

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres
Capital	8 224	8 224	8 267	8 267
Primes et réserves consolidées	113 795	110 967	107 078	107 632
Écarts de conversion	(11 995)	(11 087)	(10 256)	(12 275)
Actions autodétenues	(8)	(8)	(1 387)	(1 390)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies	110 016	108 096	103 702	102 234
Intérêts ne conférant pas le contrôle	3 211	2 480	2 383	2 177
Total des capitaux propres	113 227	110 576	106 085	104 411

Passifs non courants
Impôts différés	11 161	10 596	10 326	10 367
Engagements envers le personnel	3 218	3 305	3 917	3 719
Provisions et autres passifs non courants	20 355	20 716	20 925	19 351
Dettes financières non courantes	50 810	52 331	60 203	61 477
Total passifs non courants	85 544	86 948	95 371	94 914

Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	34 149	29 752	23 574	18 880
Autres créditeurs et dettes diverses	45 476	27 836	22 465	22 806
Dettes financières courantes	16 471	16 983	17 099	14 980
Autres passifs financiers courants	504	322	203	196
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	309	290	1 335	795
Total passifs courants	96 909	75 183	64 676	57 657
Total passif et capitaux propres	295 680	272 707	266 132	256 982

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)	2021	2021	2020

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	4 752	2 299	181
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	3 361	3 287	3 634
Provisions et impôts différés	479	210	(88)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	100	(85)	(309)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(506)	1 255	178
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(2 698)	669	980
Autres, nets	152	(84)	(225)
Flux de trésorerie d'exploitation	5 640	7 551	4 351

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(2 718)	(2 675)	(2 157)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(23)	(170)	-
Coût d'acquisition de titres	(67)	(307)	(229)
Augmentation des prêts non courants	(219)	(380)	(301)
Investissements	(3 027)	(3 532)	(2 687)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	150	45	363
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	4	-	4
Produits de cession d'autres titres	177	216	77
Remboursement de prêts non courants	240	167	342
Désinvestissements	571	428	786
Flux de trésorerie d'investissement	(2 456)	(3 104)	(1 901)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	-	381	-
- actions propres	-	-	-
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(2 053)	(2 094)	(825)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(41)	(53)	(103)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	331
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(22)	(147)	(22)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	721	-	(75)
Émission nette d'emprunts non courants	133	51	224
Variation des dettes financières courantes	(1 457)	(4 369)	(2 343)
Variation des actifs et passifs financiers courants	513	(67)	730
Flux de trésorerie de financement	(2 206)	(6 298)	(2 083)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	978	(1 851)	367
Incidence des variations de change	(650)	209	499
Trésorerie en début de période	28 643	30 285	29 727
Trésorerie en fin de période	28 971	28 643	30 593

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	9mois	9mois
(en millions de dollars)	2021	2020

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	10 463	(8 239)
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	10 121	19 065
Provisions et impôts différés	810	(1 545)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(270)	(649)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	176	569
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(2 848)	527
Autres, nets	337	(599)
Flux de trésorerie d'exploitation	18 789	9 129

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(7 803)	(6 930)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(193)	(188)
Coût d'acquisition de titres	(2 500)	(1 899)
Augmentation des prêts non courants	(899)	(1 329)
Investissements	(11 395)	(10 346)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	421	626
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	233	158
Produits de cession d'autres titres	456	392
Remboursement de prêts non courants	541	567
Désinvestissements	1 651	1 743
Flux de trésorerie d'investissement	(9 744)	(8 603)

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	(6 237)	(4 635)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(104)	(179)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	3 248	331
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(256)	(253)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	666	(145)
Émission nette d'emprunts non courants	(706)	15 696
Variation des dettes financières courantes	(7 488)	(6 162)
Variation des actifs et passifs financiers courants	298	(1 816)
Flux de trésorerie de financement	(10 363)	2 600
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(1 318)	3 126
Incidence des variations de change	(979)	115
Trésorerie en début de période	31 268	27 352
Trésorerie en fin de période	28 971	30 593

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 des neuf premiers mois 2020	-	-	(8 133)	-	-	-	(8 133)	(106)	(8 239)
Autres éléments du résultat global	-	-	(983)	(772)	-	-	(1 755)	78	(1 677)
Résultat Global	-	-	(9 116)	(772)	-	-	(9 888)	(28)	(9 916)
Dividendes	-	-	(5 829)	-	-	-	(5 829)	(234)	(6 063)
Émissions d'actions	51 242 950	144	1 470	-	-	-	1 614	-	1 614
Rachats d'actions	-	-	-	-	(13 236 044)	(611)	(611)	-	(611)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(233)	-	4 297 502	233	-	-	-
Paiements en actions	-	-	144	-	-	-	144	-	144
Annulation d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	331	-	-	-	331	-	331
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(227)	-	-	-	(227)	-	(227)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	(63)	-	-	-	(63)	(82)	(145)
Autres éléments	-	-	(15)	-	-	-	(15)	(6)	(21)
Au 30 septembre 2020	2 653 124 025	8 267	107 632	(12 275)	(24 412 776)	(1 390)	102 234	2 177	104 411
Résultat net du 1er octobre au 31 décembre 2020	-	-	891	-	-	-	891	12	903
Autres éléments du résultat global	-	-	662	2 023	-	-	2 685	222	2 907
Résultat Global	-	-	1 553	2 023	-	-	3 576	234	3 810
Dividendes	-	-	(2 070)	-	-	-	(2 070)	-	(2 070)
Émissions d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rachats d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cessions d'actions^(a)	-	-	(3)	-	20 073	3	-	-	-
Paiements en actions	-	-	44	-	-	-	44	-	44
Annulation d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(81)	-	-	-	(81)	-	(81)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	2	(4)	-	-	(2)	(35)	(37)
Autres éléments	-	-	1	-	-	-	1	7	8
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 des neuf premiers mois 2021	-	-	10 195	-	-	-	10 195	268	10 463
Autres éléments du résultat global	-	-	762	(1 731)	-	-	(969)	(45)	(1 014)
Résultat Global	-	-	10 957	(1 731)	-	-	9 226	223	9 449
Dividendes	-	-	(6 236)	-	-	-	(6 236)	(104)	(6 340)
Émissions d'actions	10 589 713	31	350	-	-	-	381	-	381
Rachats d'actions	-	-	-	-	(3 636 351)	(165)	(165)	-	(165)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(216)	-	4 571 235	216	-	-	-
Paiements en actions	-	-	103	-	-	-	103	-	103
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	-	-	(278)	-	-	-	(278)	-	(278)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	26	(6)	-	-	20	701	721
Autres éléments	-	-	11	(2)	-	-	9	8	17
Au 30 septembre 2021	2 640 429 329	8 224	113 795	(11 995)	(173 410)	(8)	110 016	3 211	113 227
^(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


3^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	1 921	8 482	22 765	21 554	7	-	54 729
Chiffre d'affaires intersecteurs	8 588	1 239	7 031	110	38	(17 006)	-
Droits d'accises	-	-	(240)	(5 419)	-	-	(5 659)
Produits des ventes	10 509	9 721	29 556	16 245	45	(17 006)	49 070
Charges d'exploitation	(3 958)	(8 502)	(28 153)	(15 302)	(179)	17 006	(39 088)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 156)	(343)	(397)	(267)	(28)	-	(3 191)
Résultat opérationnel	4 395	876	1 006	676	(162)	-	6 791
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	139	782	79	2	18	-	1 020
Impôts du résultat opérationnel net	(2 007)	(208)	(273)	(222)	23	-	(2 687)
Résultat opérationnel net	2 527	1 450	812	456	(121)	-	5 124
Coût net de la dette nette							(372)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(107)
Résultat net - part TotalEnergies							4 645

3^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	-	-	-	-	-	-	-
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	-	-	-	-	-	-
Charges d'exploitation	(32)	(152)	301	44	-	-	161
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	-	(7)	(12)	-	-	-	(19)
Résultat opérationnel^(b)	(32)	(159)	289	44	-	-	142
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(246)	(3)	5	(12)	2	-	(254)
Impôts du résultat opérationnel net	79	4	(84)	(14)	-	-	(15)
Résultat opérationnel net^(b)	(199)	(158)	210	18	2	-	(127)
Coût net de la dette nette							5
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(2)
Résultat net - part TotalEnergies							(124)

^(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	-	-	309	56	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	285	41	-

3^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	1 921	8 482	22 765	21 554	7	-	54 729
Chiffre d'affaires intersecteurs	8 588	1 239	7 031	110	38	(17 006)	-
Droits d'accises	-	-	(240)	(5 419)	-	-	(5 659)
Produits des ventes	10 509	9 721	29 556	16 245	45	(17 006)	49 070
Charges d'exploitation	(3 926)	(8 350)	(28 454)	(15 346)	(179)	17 006	(39 249)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 156)	(336)	(385)	(267)	(28)	-	(3 172)
Résultat opérationnel ajusté	4 427	1 035	717	632	(162)	-	6 649
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	385	785	74	14	16	-	1 274
Impôts du résultat opérationnel net	(2 086)	(212)	(189)	(208)	23	-	(2 672)
Résultat opérationnel net ajusté	2 726	1 608	602	438	(123)	-	5 251
Coût net de la dette nette							(377)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(105)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							4 769

3^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	1 754	683	337	239	14		3 027
Désinvestissements	163	358	17	31	2		571
Flux de trésorerie d'exploitation	4 814	(463)	799	845	(355)		5 640

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
Chiffres d'affaires externe	1 743	5 086	20 853	19 367	-	-	47 049
Chiffres 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
Chiffres d'affaires externe	-	(9)	-	-	-	-	(9)
Chiffres 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
Chiffres d'affaires externe	1 743	5 095	20 853	19 367	-	-	47 058
Chiffres 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)


3^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	1 142	1 995	13 607	16 397	1	-	33 142
Chiffre d'affaires intersecteurs	4 248	480	4 167	63	24	(8 982)	-
Droits d'accises	-	-	(658)	(5 267)	-	-	(5 925)
Produits des ventes	5 390	2 475	17 116	11 193	25	(8 982)	27 217
Charges d'exploitation	(2 435)	(1 880)	(16 799)	(10 301)	(201)	8 982	(22 634)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 187)	(342)	(678)	(270)	(16)	-	(3 493)
Résultat opérationnel	768	253	(361)	622	(192)	-	1 090
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	251	225	(247)	14	(4)	-	239
Impôts du résultat opérationnel net	(243)	(266)	(51)	(187)	3	-	(744)
Résultat opérationnel net	776	212	(659)	449	(193)	-	585
Coût net de la dette nette							(404)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							21
Résultat net - part TotalEnergies							202

3^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	-	33	-	-	-	-	33
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	33	-	-	-	-	33
Charges d'exploitation	(51)	(49)	(48)	(6)	-	-	(154)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	-	-	(290)	-	-	-	(290)
Résultat opérationnel^(b)	(51)	(16)	(338)	(6)	-	-	(411)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	8	(64)	(215)	(6)	-	-	(277)
Impôts du résultat opérationnel net	18	7	(18)	-	-	-	7
Résultat opérationnel net^(b)	(25)	(73)	(571)	(12)	-	-	(681)
Coût net de la dette nette							29
Intérêts ne conférant pas le contrôle							6
Résultat net - part TotalEnergies							(646)

^(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	-	-	95	(5)	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	14	(6)	-

3^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	1 142	1 962	13 607	16 397	1	-	33 109
Chiffre d'affaires intersecteurs	4 248	480	4 167	63	24	(8 982)	-
Droits d'accises	-	-	(658)	(5 267)	-	-	(5 925)
Produits des ventes	5 390	2 442	17 116	11 193	25	(8 982)	27 184
Charges d'exploitation	(2 384)	(1 831)	(16 751)	(10 295)	(201)	8 982	(22 480)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 187)	(342)	(388)	(270)	(16)	-	(3 203)
Résultat opérationnel ajusté	819	269	(23)	628	(192)	-	1 501
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	243	289	(32)	20	(4)	-	516
Impôts du résultat opérationnel net	(261)	(273)	(33)	(187)	3	-	(751)
Résultat opérationnel net ajusté	801	285	(88)	461	(193)	-	1 266
Coût net de la dette nette							(433)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							15
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							848

3^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	1 291	874	317	185	20		2 687
Désinvestissements	362	380	17	25	2		786
Flux de trésorerie d'exploitation	2 043	654	1 027	1 033	(406)		4 351

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


9mois 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	5 178	19 070	62 819	58 434	14	-	145 515
Chiffre d'affaires intersecteurs	23 021	2 794	18 921	296	106	(45 138)	-
Droits d'accises	-	-	(870)	(15 309)	-	-	(16 179)
Produits des ventes	28 199	21 864	80 870	43 421	120	(45 138)	129 336
Charges d'exploitation	(11 310)	(18 823)	(76 732)	(40 812)	(553)	45 138	(103 092)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 473)	(1 105)	(1 184)	(793)	(82)	-	(9 637)
Résultat opérationnel	10 416	1 936	2 954	1 816	(515)	-	16 607
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(834)	1 464	290	25	13	-	958
Impôts du résultat opérationnel net	(4 382)	(365)	(834)	(574)	77	-	(6 078)
Résultat opérationnel net	5 200	3 035	2 410	1 267	(425)	-	11 487
Coût net de la dette nette							(1 024)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(268)
Résultat net - part TotalEnergies							10 195

9mois 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	(55)	(214)	1 432	257	-	-	1 420
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	-	(155)	(25)	-	-	-	(180)
Résultat opérationnel^(b)	(55)	(413)	1 407	257	-	-	1 196
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(1 728)	(99)	33	(55)	(60)	-	(1 909)
Impôts du résultat opérationnel net	69	63	(386)	(74)	2	-	(326)
Résultat opérationnel net^(b)	(1 714)	(449)	1 054	128	(58)	-	(1 039)
Coût net de la dette nette							15
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(16)
Résultat net - part TotalEnergies							(1 040)

^(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	-	-	1 449	262	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	1 222	189	-

9mois 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	5 178	19 114	62 819	58 434	14	-	145 559
Chiffre d'affaires intersecteurs	23 021	2 794	18 921	296	106	(45 138)	-
Droits d'accises	-	-	(870)	(15 309)	-	-	(16 179)
Produits des ventes	28 199	21 908	80 870	43 421	120	(45 138)	129 380
Charges d'exploitation	(11 255)	(18 609)	(78 164)	(41 069)	(553)	45 138	(104 512)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 473)	(950)	(1 159)	(793)	(82)	-	(9 457)
Résultat opérationnel ajusté	10 471	2 349	1 547	1 559	(515)	-	15 411
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	894	1 563	257	80	73	-	2 867
Impôts du résultat opérationnel net	(4 451)	(428)	(448)	(500)	75	-	(5 752)
Résultat opérationnel net ajusté	6 914	3 484	1 356	1 139	(367)	-	12 526
Coût net de la dette nette							(1 039)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(252)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							11 235

9mois 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	4 949	4 870	915	599	62		11 395
Désinvestissements	537	810	146	138	20		1 651
Flux de trésorerie d'exploitation	13 385	884	4 027	1 947	(1 454)		18 789

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


9mois 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	3 716	10 398	41 563	47 058	7	-	102 742
Chiffre d'affaires intersecteurs	12 909	1 375	13 218	259	83	(27 844)	-
Droits d'accises	-	-	(1 777)	(13 609)	-	-	(15 386)
Produits des ventes	16 625	11 773	53 004	33 708	90	(27 844)	87 356
Charges d'exploitation	(8 483)	(10 278)	(52 535)	(32 031)	(763)	27 844	(76 246)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(14 498)	(1 958)	(1 466)	(743)	(56)	-	(18 721)
Résultat opérationnel	(6 356)	(463)	(997)	934	(729)	-	(7 611)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	691	645	(339)	46	160	-	1 203
Impôts du résultat opérationnel net	(299)	64	152	(346)	5	-	(424)
Résultat opérationnel net	(5 964)	246	(1 184)	634	(564)	-	(6 832)
Coût net de la dette nette							(1 407)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							106
Résultat net - part TotalEnergies							(8 133)

9mois 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	-	17	-	-	-	-	17
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	17	-	-	-	-	17
Charges d'exploitation	(88)	(367)	(1 685)	(347)	(91)	-	(2 578)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(7 338)	(953)	(290)	-	-	-	(8 581)
Résultat opérationnel^(b)	(7 426)	(1 303)	(1 975)	(347)	(91)	-	(11 142)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	79	(356)	(486)	(11)	-	-	(774)
Impôts du résultat opérationnel net	88	381	408	100	12	-	989
Résultat opérationnel net^(b)	(7 259)	(1 278)	(2 053)	(258)	(79)	-	(10 927)
Coût net de la dette nette							(39)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							78
Résultat net - part TotalEnergies							(10 888)

^(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	-	-	(1 509)	(239)	-
- Sur le résultat opérationnel net	-	-	(1 357)	(169)	-

9mois 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	3 716	10 381	41 563	47 058	7	-	102 725
Chiffre d'affaires intersecteurs	12 909	1 375	13 218	259	83	(27 844)	-
Droits d'accises	-	-	(1 777)	(13 609)	-	-	(15 386)
Produits des ventes	16 625	11 756	53 004	33 708	90	(27 844)	87 339
Charges d'exploitation	(8 395)	(9 911)	(50 850)	(31 684)	(672)	27 844	(73 668)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(7 160)	(1 005)	(1 176)	(743)	(56)	-	(10 140)
Résultat opérationnel ajusté	1 070	840	978	1 281	(638)	-	3 531
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	612	1 001	147	57	160	-	1 977
Impôts du résultat opérationnel net	(387)	(317)	(256)	(446)	(7)	-	(1 413)
Résultat opérationnel net ajusté	1 295	1 524	869	892	(485)	-	4 095
Coût net de la dette nette							(1 368)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							28
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							2 755

9mois 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	4 556	4 335	850	519	86		10 346
Désinvestissements	687	813	118	97	28		1 743
Flux de trésorerie d'exploitation	6 876	1 554	924	1 453	(1 678)		9 129

Réconciliation des informations par secteur avec les états financiers consolidés
TotalEnergies
(non audité)

			Compte de
3^ème trimestre 2021		Éléments	résultat
(en millions de dollars)	Ajusté	d'ajustement^(a)	consolidé
Chiffre d'affaires	54 729	-	54 729
Droits d'accises	(5 659)	-	(5 659)
Produits des ventes	49 070	-	49 070

Achats, nets de variation de stocks	(32 574)	230	(32 344)
Autres charges d'exploitation	(6 548)	(69)	(6 617)
Charges d'exploration	(127)	-	(127)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 172)	(19)	(3 191)
Autres produits	195	-	195
Autres charges	(117)	(488)	(605)

Coût de l'endettement financier brut	(454)	-	(454)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	79	8	87
Coût de l'endettement financier net	(375)	8	(367)

Autres produits financiers	193	-	193
Autres charges financières	(140)	-	(140)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 143	234	1 377

Produit (Charge) d'impôt	(2 674)	(18)	(2 692)
Résultat net de l'ensemble consolidé	4 874	(122)	4 752
Part TotalEnergies	4 769	(124)	4 645
Intérêts ne conférant pas le contrôle	105	2	107

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

			Compte de
3^ème trimestre 2020		Éléments	résultat
(en millions de dollars)	Ajusté	d'ajustement^(a)	consolidé
Chiffre d'affaires	33 109	33	33 142
Droits d'accises	(5 925)	-	(5 925)
Produits des ventes	27 184	33	27 217

Achats, nets de variation de stocks	(16 942)	57	(16 885)
Autres charges d'exploitation	(5 399)	(211)	(5 610)
Charges d'exploration	(139)	-	(139)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 203)	(290)	(3 493)
Autres produits	310	147	457
Autres charges	(115)	(166)	(281)

Coût de l'endettement financier brut	(549)	2	(547)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	49	40	89
Coût de l'endettement financier net	(500)	42	(458)

Autres produits financiers	134	-	134
Autres charges financières	(165)	-	(165)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	352	(258)	94

Produit (Charge) d'impôt	(684)	(6)	(690)
Résultat net de l'ensemble consolidé	833	(652)	181
Part TotalEnergies	848	(646)	202
Intérêts ne conférant pas le contrôle	(15)	(6)	(21)

(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
9mois 2021		Éléments	résultat
(en millions de dollars)	Ajusté	d'ajustement^(a)	consolidé
Chiffre d'affaires	145 559	(44)	145 515
Droits d'accises	(16 179)	-	(16 179)
Produits des ventes	129 380	(44)	129 336

Achats, nets de variation de stocks	(83 971)	1 510	(82 461)
Autres charges d'exploitation	(20 124)	(90)	(20 214)
Charges d'exploration	(417)	-	(417)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(9 457)	(180)	(9 637)
Autres produits	749	27	776
Autres charges	(451)	(1 111)	(1 562)

Coût de l'endettement financier brut	(1 421)	-	(1 421)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	235	24	259
Coût de l'endettement financier net	(1 186)	24	(1 162)

Autres produits financiers	567	-	567
Autres charges financières	(401)	-	(401)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	2 403	(825)	1 578

Produit (Charge) d'impôt	(5 605)	(335)	(5 940)
Résultat net de l'ensemble consolidé	11 487	(1 024)	10 463
Part TotalEnergies	11 235	(1 040)	10 195
Intérêts ne conférant pas le contrôle	252	16	268

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

			Compte de
9mois 2020		Éléments	résultat
(en millions de dollars)	Ajusté	d'ajustement^(a)	consolidé
Chiffre d'affaires	102 725	17	102 742
Droits d'accises	(15 386)	-	(15 386)
Produits des ventes	87 339	17	87 356

Achats, nets de variation de stocks	(54 891)	(2 087)	(56 978)
Autres charges d'exploitation	(18 384)	(491)	(18 875)
Charges d'exploration	(393)	-	(393)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(10 140)	(8 581)	(18 721)
Autres produits	1 130	269	1 399
Autres charges	(409)	(400)	(809)

Coût de l'endettement financier brut	(1 643)	(3)	(1 646)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	36	(52)	(16)
Coût de l'endettement financier net	(1 607)	(55)	(1 662)

Autres produits financiers	741	-	741
Autres charges financières	(506)	(1)	(507)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 021	(642)	379

Produit (Charge) d'impôt	(1 174)	1 005	(169)
Résultat net de l'ensemble consolidé	2 727	(10 966)	(8 239)
Part TotalEnergies	2 755	(10 888)	(8 133)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	(28)	(78)	(106)

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