TotalEnergies SE : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2025

Regulatory News:

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

	2T25	Variation vs 1T25	1S25	Variation vs 1S24
Marge brute d'autofinancement (CFFO)⁽¹⁾ (G$)	6,6	-5%	13,6	-15%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)⁽¹⁾
- en milliards de dollars (G$)	3,6	-15%	7,8	-21%
- en dollar par action (dilué)	1,57	-14%	3,41	-18%
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)	2,7	-30%	6,5	-31%
EBITDA ajusté⁽¹⁾ (G$)	9,7	-8%	20,2	-11%

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 23 juillet 2025 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2025. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« TotalEnergies a généré au deuxième trimestre des résultats financiers robustes : ainsi le cash-flow s’est établi à 6,6 G$ en baisse de seulement 5 % malgré un prix du brut en baisse de 10 % notamment grâce à la croissance de sa production d’hydrocarbures accrétive. La Compagnie affiche sur le trimestre un résultat net ajusté de 3,6 G$ portant le résultat à 7,8 G$ sur le semestre.

Au cours du premier semestre, TotalEnergies a poursuivi avec succès l’exécution de sa stratégie multi-énergies équilibrée, s’appuyant sur une croissance soutenue de sa production d’hydrocarbures et d’électricité, grâce à :

une production de 2,53 Mbep/j, en croissance de plus de 3 % sur un an, alimentée notamment par le démarrage du champ de Ballymore, aux Etats-Unis, ainsi que de celui de Mero-4, au Brésil, avec un trimestre d’avance ;
une production d’électricité de près de 23 TWh d’électricité, en croissance de plus de 20 % sur un an.

Au deuxième trimestre 2025, l’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,0 G$ et un cash-flow de 3,8 G$, bénéficiant de l’accrétivité des projets démarrés en 2024 et 2025. La Compagnie a poursuivi la gestion active de son portefeuille à bas coûts et faibles émissions en cédant des participations non-core dans des projets non-opérés au Nigéria et au Brésil, et en faisant une entrée dans de nouvelles licences d’exploration aux Etats-Unis, en Malaisie, en Indonésie et en Algérie.

Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,0 G$ et un cash-flow de 1,2 G$ ce trimestre, reflétant la baisse de 10 % du prix moyen de vente de GNL en ligne avec l’évolution du prix du brut et la faible volatilité des marchés pour les activités de négoce de gaz. La Compagnie a renforcé son portefeuille GNL avec la signature d’un accord pour l’achat de 1,5 Mt/an de GNL sur le Train 4 de Rio Grande LNG et s’est par ailleurs positionnée sur le projet Ksi Lisims sur le Pacifique au Canada.

Le secteur Integrated Power affiche un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de près de 0,6 G$ sur le trimestre, conduisant à un cash-flow de 1,2 G$ sur le premier semestre, en ligne avec la guidance annuelle. Conformément à son modèle d’affaire, la Compagnie a cédé 50 % de son portefeuille d’actifs renouvelables au Portugal.

L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 0,8 G$ et un cash-flow de 1,5 G$, reflétant l’amélioration de la marge de raffinage, quoique restant à un niveau faible, et du taux d’utilisation des raffineries. Les résultats de l’Aval bénéficient par ailleurs de l’effet positif de la saisonnalité de l’activité du Marketing & Services, dont les résultats sont supérieurs à ceux du deuxième trimestre 2024.

Sur le premier semestre 2025, les investissements nets s’établissent à 11,6 G$, dont 2,2 G$ d’acquisitions nettes de cessions, notamment liées à l’acquisition de VSB. La Compagnie prévoit que ses investissements nets seront dans la guidance de 17 à 17,5 G$ pour l’année étant donné le programme de cessions prévues au second semestre. Le gearing normalisé⁽¹⁾, qui n’intègre pas les effets saisonniers de variation du besoin en fonds de roulement et du rythme des investissements, s’établit à 15 %.

Confiant dans la capacité de la Compagnie à atteindre son objectif de croissance en 2025 tout en maintenant la qualité de son bilan, le Conseil d’administration a confirmé la distribution d’un deuxième acompte sur dividende de 0,85 €/action au titre de l’exercice 2025 en hausse de près de 7,6 % par rapport à 2024. Il a en outre décidé d’autoriser des rachats d’actions jusqu’à 2 G$ pour le troisième trimestre.

Le Conseil s’est par ailleurs réjoui du succès de l’opération d’augmentation de capital réservée aux salariés qui porte à près de 9 % leur participation au capital, soulignant leur confiance dans la stratégie de la Compagnie. »

1. Faits marquants ⁽²⁾

Démarrage de la production du champ offshore de Mero-4, au Brésil, d’une capacité de 180 kb/j
Démarrage de la production du champ offshore de Ballymore, aux Etats-Unis, d’une capacité de 75 kb/j
Cession de la participation non opérée de 12,5 % dans le champ de Bonga, au Nigéria
Cession à Shell de la participation non-opérée de 20 % dans le projet Gato do Mato au Brésil en échange d’une hausse à 48 % de la participation dans le champ opéré de Lapa
Acquisition d’une participation de 25 % dans un portefeuille de 40 permis d’exploration offshore opérés par Chevron, aux États-Unis
Acquisition à Petronas de participations dans plusieurs blocs offshore, en Malaisie et en Indonésie
Acquisition d’une participation de 25 % dans le Bloc 53, au Suriname
Attribution du permis d’exploration d’Ahara, en Algérie

Annonce de l’arrêt du cracker NC2 à l’horizon de la fin de l’année 2027, sur la plateforme d’Anvers, dans un contexte de surcapacité pétrochimique en Europe

Signature d’un accord avec NextDecade pour l’achat de 1,5 Mt/an de GNL sur 20 ans provenant du futur train 4 de Rio Grande LNG, au Texas
Signature d’accords avec Western LNG en vue d’une prise de participation et d’un futur offtake dans le projet Ksi Lisims, au Canada
Accord avec CMA CGM pour la création d’une coentreprise logistique de soutage de GNL à Rotterdam, TotalEnergies fournissant jusqu'à 360 000 tonnes de GNL par an

Finalisation de l'acquisition du développeur de projets renouvelables VSB, en Allemagne
Finalisation de la cession de 50 % d’un portefeuille de 604 MW d'actifs renouvelables au Portugal
Finalisation de l’acquisition de 50 % du portefeuille renouvelable d’AES, en République Dominicaine
Acquisition de 350 MW de projets solaires et 85 MW de projets de batteries, au Royaume-Uni
Obtention d’une concession pour développer une ferme éolienne offshore de 1 GW, en Allemagne
Signature d’un accord avec RGE pour le développement d’un projet solaire avec batteries, en Indonésie, pour alimenter le marché local et celui de Singapour

Signature d’un accord pour la cession de 50 % de la participation dans PGB, leader du biogaz en Pologne
Signature d’un accord avec Quatra pour la fourniture sur 15 ans de 60 000 tonnes par an d’huiles usagées à destination des bioraffineries de TotalEnergies

Création d’un laboratoire d’innovation commun avec Mistral AI pour étendre l'application de l'IA et améliorer la performance des activités de TotalEnergies, notamment dans le domaine des énergies bas carbone

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies ⁽¹⁾

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
9 690	10 504	-8%	11 073	EBITDA ajusté ⁽¹⁾	20 194	22 566	-11%
4 390	4 792	-8%	5 339	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	9 182	10 939	-16%
1 974	2 451	-19%	2 667	Exploration-Production	4 425	5 217	-15%
1 041	1 294	-20%	1 152	Integrated LNG	2 335	2 374	-2%
574	506	+13%	502	Integrated Power	1 080	1 113	-3%
389	301	+29%	639	Raffinage-Chimie	690	1 601	-57%
412	240	+72%	379	Marketing & Services	652	634	+3%
702	715	-2%	636	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 417	1 257	+13%
41,5%	41,4%	-	40,4%	Taux moyen d'imposition ⁽³⁾	41,4%	39,0%	-
3 578	4 192	-15%	4 672	Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	7 770	9 784	-21%
1,57	1,83	-14%	1,98	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ⁽⁴⁾	3,41	4,14	-18%
1,38	1,74	-21%	1,85	Résultat net ajusté dilué par action (euros)⁽⁵⁾	3,12	3,82	-18%
2 224	2 246	-1%	2 328	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 236	2 333	-4%

2 687	3 851	-30%	3 787	Résultat net (part TotalEnergies)	6 538	9 508	-31%

4 819	4 501	+7%	4 410	Investissements organiques ⁽¹⁾	9 320	8 482	+10%
1 813	420	x4,3	220	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	2 233	(280)	ns
6 632	4 921	+35%	4 630	Investissements nets ⁽¹⁾	11 553	8 202	+41%

6 618	6 992	-5%	7 777	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	13 610	15 945	-15%
6 943	7 276	-5%	7 895	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ⁽¹⁾	14 220	16 207	-12%
5 960	2 563	x2,3	9 007	Flux de trésorerie d’exploitation	8 523	11 176	-24%
Ratio d’endettement (1) de 17,9% au 30 juin 2025, contre 14,3% au 31 mars 2025 et 10,2% au 30 juin 2024.

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

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24		1S25	1S24	1S25 vs 1S24
67,9	75,7	-10%	85,0	Brent ($/b)	71,9	84,1	-15%
3,5	3,9	-9%	2,3	Henry Hub ($/Mbtu)	3,7	2,2	+66%
11,9	14,4	-18%	10,0	TTF ($/Mbtu)	13,2	9,4	+40%
12,2	14,1	-13%	11,2	JKM ($/Mbtu)	13,1	10,3	+28%
65,6	72,2	-9%	81,0	Prix moyen de vente liquides ($/b) ^(6),(7) Filiales consolidées	68,7	79,9	-14%
5,63	6,60	-15%	5,05	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) ^(6),(8) Filiales consolidées	6,13	5,08	+21%
9,10	10,00	-9%	9,32	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) ^(6),(9) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9,55	9,46	+1%
35,3	29,4	+20%	44,9	Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) ^(6),(10)	32,4	58,3	-44%

3.2 Émissions de gaz à effet de serre ⁽¹¹⁾

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Émissions Scope 1+2 ⁽¹²⁾ (MtCO₂e)	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
8,0	8,4	-5%	7,7	Scope 1+2 des installations opérées ⁽¹⁾	16,4	15,9	+3%
7,1	7,2	-1%	7,0	dont Oil & Gas	14,3	14,1	+1%
0,9	1,2	-25%	0,7	dont CCGT	2,1	1,8	+17%
10,6	11,1	-5%	10,3	Scope 1+2 périmètre ESRS ⁽¹⁾	21,7	21,2	+2%

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Émissions de Méthane (ktCH₄)	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
6	6	-	7	Émissions de méthane des installations opérées ⁽¹⁾	11	15	-27%

Émissions trimestrielles estimées.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 5 % sur le trimestre, principalement en raison d’une moindre activité des centrales à gaz.

Les émissions de Scope 3 ⁽¹³⁾ Catégorie 11 du premier semestre 2025 sont estimées à environ 170 Mt CO₂e.

3.3 Production ⁽¹⁴⁾

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Production d'hydrocarbures	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
2 503	2 558	-2%	2 441	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 531	2 451	+3%
1 343	1 355	-1%	1 318	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 349	1 320	+2%
1 160	1 203	-4%	1 123	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 182	1 131	+4%

2 503	2 558	-2%	2 441	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 531	2 451	+3%
1 506	1 516	-1%	1 477	Liquides (kb/j)	1 511	1 480	+2%
5 395	5 655	-5%	5 180	Gaz (Mpc/j)	5 524	5 215	+6%

La production d’hydrocarbures a été de 2 503 milliers de barils équivalent pétrole par jour au deuxième trimestre 2025, en hausse de 2,5 % sur un an, en raison des éléments suivants :

+5,5 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero-2, Mero-3 et Mero-4 au Brésil, Fenix en Argentine, Tyra au Danemark et Anchor et Ballymore aux Etats-Unis,
-2,5 % principalement lié à un niveau plus élevé de maintenances planifiées ce trimestre,
+2,0 % d’effet périmètre, notamment lié aux acquisitions de SapuraOMV, en Malaisie et d’intérêts dans des permis gaziers dans le bassin de l’Eagle Ford au Texas, et d’effet prix,
-2,5 % lié au déclin naturel des champs.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Production d'hydrocarbures	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
1 956	1 976	-1%	1 943	EP (kbep/j)	1 966	1 956	+1%
1 437	1 442	-	1 413	Liquides (kb/j)	1 440	1 416	+2%
2 767	2 848	-3%	2 829	Gaz (Mpc/j)	2 807	2 883	-3%

4.1.2 Résultats

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
1 974	2 451	-19%	2 667	Résultat opérationnel net ajusté	4 425	5 217	-15%
176	150	+17%	207	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	326	352	-7%
50,1%	49,4%	-	46,9%	Taux moyen d'imposition ⁽¹⁵⁾	49,7%	47,7%	-

3 053	2 684	+14%	2 585	Investissements organiques⁽¹⁾	5 737	4 626	+24%
162	116	+40%	57	Acquisitions nettes de cession ⁽¹⁾	278	93	x3
3 215	2 800	+15%	2 642	Investissements nets⁽¹⁾	6 015	4 719	+27%

3 760	4 291	-12%	4 353	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	8 051	8 831	-9%
3 675	3 266	+13%	4 535	Flux de trésorerie d’exploitation	6 941	8 125	-15%

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 1 974 M$, en baisse de 480 M$ sur le trimestre, reflétant pour 400 M$ la sensibilité liée à l’environnement (prix moyen de vente des liquides en retrait de 7 $/b vs premier trimestre 2025).

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 3 760 M$, en baisse de 530 M$ sur le trimestre, reflétant également la sensibilité liée à l’environnement.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Production d'hydrocarbures pour le GNL	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
547	582	-6%	498	Integrated LNG (kbep/j)	565	495	+14%
69	74	-7%	64	Liquides (kb/j)	71	64	+12%
2 628	2 807	-6%	2 351	Gaz (Mpc/j)	2 717	2 332	+17%

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	GNL (Mt)	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
10,6	10,6	-1%	8,8	Ventes totales de GNL	21,2	19,5	+9%
3,9	4,0	-3%	3,6	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	7,9	7,8	+1%
9,4	9,4	-	7,6	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	18,8	16,9	+11%

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

La production d'hydrocarbures pour le GNL est en baisse de 6 % sur le trimestre, notamment en raison de maintenances planifiées sur Snøhvit en Norvège et sur Malaysia LNG qui a impacté la production de SK408.

Les ventes de GNL sont stables sur le trimestre.

4.2.2 Résultats

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
9,10	10,00	-9%	9,32	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) * Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9,55	9,46	+1%

1 041	1 294	-20%	1 152	Résultat opérationnel net ajusté	2 335	2 374	-2%
513	535	-4%	421	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 048	915	+15%

743	752	-1%	624	Investissements organiques⁽¹⁾	1 495	1 164	+28%
110	140	-21%	198	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	250	186	+34%
853	892	-4%	822	Investissements nets⁽¹⁾	1 745	1 350	+29%

1 159	1 249	-7%	1 220	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	2 408	2 568	-6%
539	1 743	-69%	431	Flux de trésorerie d’exploitation	2 282	2 141	+7%

* Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. Ne prend pas en compte les activités de négoce de GNL.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 041 M$, en baisse de 20 % sur le trimestre, en raison de la baisse du prix moyen de vente de GNL, reflétant l’évolution du prix du brut, et d’activités de négoce de gaz faisant face à une faible volatilité.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 159 M$, en baisse de 7 %, reflétant la baisse du prix moyen de vente de GNL.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Integrated Power	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
11,6	11,3	+2%	9,1	Production nette d'électricité (TWh) *	22,9	18,6	+23%
8,4	6,8	+23%	6,8	dont à partir de sources renouvelables	15,2	12,8	+18%
3,2	4,5	-29%	2,2	dont à partir de capacités flexibles à gaz	7,7	5,8	+33%
24,0	22,7	+5%	19,6	Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **	24,0	19,6	+22%
17,4	16,2	+7%	13,8	dont renouvelables	17,4	13,8	+26%
6,5	6,5	-	5,8	dont capacités flexibles à gaz	6,5	5,8	+13%
104,1	97,5	+7%	87,4	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ,*	104,1	87,4	+19%
30,2	27,8	+9%	24,0	dont capacités installées	30,2	24,0	+26%
6,0	6,0	-	6,0	Clients électricité - BtB et BtC (Million) **	6,0	6,0	+1%
2,7	2,8	-	2,8	Clients gaz - BtB et BtC (Million) **	2,7	2,8	-
10,5	14,5	-27%	11,1	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	25,0	26,0	-4%
14,9	35,7	-58%	18,9	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	50,6	54,6	-7%

* Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.

** Données à fin de période.

***Dont 19,25 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.

La production nette d'électricité est en hausse de 28 % sur un an, à 11,6 TWh, portée par la croissance de la production à partir de sources renouvelables et l’acquisition de capacités flexibles à gaz au Royaume-Uni en 2024.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 30,2 GW à la fin du second trimestre 2025, en croissance de 26 % sur un an, soit 6,2 GW supplémentaires.

4.3.2 Résultats

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
574	506	+13%	502	Résultat opérationnel net ajusté	1 080	1 113	-3%
22	44	-50%	35	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	66	(4)	ns

421	645	-35%	596	Investissements organiques⁽¹⁾	1 066	1 539	-31%
1 568	238	x6,6	(88)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	1 806	647	x2,8
1 989	883	x2,3	508	Investissements nets⁽¹⁾	2 872	2 186	+31%

562	597	-6%	623	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 159	1 315	-12%
799	(399)	ns	1 647	Flux de trésorerie d’exploitation	400	1 398	-71%

Le secteur Integrated Power affiche un résultat opérationnel net ajusté de 574 M$ et une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 562 M$ sur le trimestre, conduisant à une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 1,2 G$ sur le premier semestre, en ligne avec la guidance annuelle.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
801	541	+48%	1 018	Résultat opérationnel net ajusté	1 342	2 235	-40%

532	386	+38%	568	Investissements organiques⁽¹⁾	918	1 088	-16%
(27)	(75)	ns	56	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(102)	(1 202)	ns
505	311	+62%	624	Investissements nets⁽¹⁾	816	(114)	ns

1 483	1 117	+33%	1 776	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	2 600	3 546	-27%
1 515	(1 415)	ns	3 191	Flux de trésorerie d’exploitation	100	954	-90%

4.5 Raffinage-Chimie

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

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
1 589	1 549	+3%	1 511	Total volumes raffinés (kb/j)	1 569	1 468	+7%
463	435	+7%	430	France	449	406	+11%
632	627	+1%	636	Reste de l'Europe	629	627	-
494	487	+1%	446	Reste du monde	491	435	+13%
90%	87%		84%	Taux d’utilisation sur bruts traités**	89%	82%

* Sur la base de la capacité de distillation en début d'année, hors la raffinerie africaine SIR (cédée) à partir du 3ème trimestre 2024 et la raffinerie africaine Natref (cédée) au cours du 4ème trimestre 2024.

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
1 164	1 250	-7%	1 248	Monomères* (kt)	2 414	2 535	-5%
1 127	1 173	-4%	1 109	Polymères (kt)	2 300	2 185	+5%
74%	78%		79%	Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	76%	76%

* Oléfines.

** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année, hors Lavera (cédé) à partir du 2^ème trimestre 2024.

Les volumes raffinés sont en hausse de 3 % sur le trimestre.

La production de produits pétrochimiques est en baisse de 7 % sur les monomères et de 4 % sur les polymères en raison notamment d’une maintenance planifiée sur la plateforme de Normandie et de la faiblesse des marchés européens.

4.5.2 Résultats

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars, sauf l'ERM	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
35,3	29,4	+20%	44,9	Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) *	32,4	58,3	-44%

389	301	+29%	639	Résultat opérationnel net ajusté	690	1 601	-57%

333	236	+41%	382	Investissements organiques⁽¹⁾	569	801	-29%
(24)	-	ns	(95)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(24)	(115)	ns
309	236	+31%	287	Investissements nets⁽¹⁾	545	686	-21%

772	633	+22%	1 117	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 405	2 408	-42%
887	(1 983)	ns	1 541	Flux de trésorerie d’exploitation	(1 096)	(588)	ns

* Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies. Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 389 M$ sur le trimestre, en hausse de 29 %, reflétant une légère amélioration des marges de raffinage et du taux d’utilisation des raffineries.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 772 M$ sur le trimestre, en hausse de 22 % pour les mêmes raisons.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Ventes en kb/j*	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
1 324	1 266	+5%	1 363	Total des ventes du Marketing & Services	1 295	1 338	-3%
790	714	+11%	773	Europe	753	744	+1%
534	551	-3%	591	Reste du monde	543	594	-9%

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage.

Les ventes de produits pétroliers sont en hausse de 5 % sur le trimestre du fait de la saisonnalité des marchés du transport en Europe.

4.6.2 Résultats

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
412	240	+72%	379	Résultat opérationnel net ajusté	652	634	+3%

199	150	+33%	186	Investissements organiques⁽¹⁾	349	287	+22%
(3)	(75)	ns	151	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(78)	(1 087)	ns
196	75	x2,6	337	Investissements nets⁽¹⁾	271	(800)	ns

711	484	+47%	659	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 195	1 138	+5%
628	568	+11%	1 650	Flux de trésorerie d’exploitation	1 196	1 542	-22%

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 412 M$ au deuxième trimestre 2025, en croissance de 72 % sur le trimestre, bénéficiant d’un effet saisonnier positif et de meilleures marges unitaires.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 711 M$, en hausse de 47 % sur le trimestre pour les mêmes raisons.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs atteint 4 390 M$ au deuxième trimestre 2025 comparé à 4 792 M$ au premier trimestre, principalement en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz.

5.2 Résultat net ajusté ⁽¹⁾(part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’établit à 3 578 M$ au deuxième trimestre 2025 contre 4 192 M$ au premier trimestre, pour les mêmes raisons.

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

Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de -0,9 G$ au deuxième trimestre 2025, constitués principalement de :

-0,6 G$ d’effets de variation de juste valeur et de variation de stocks,
-0,2 G$ de dépréciations et provisions exceptionnelles, notamment liées au projet d’adaptation de la plateforme d’Anvers pour le secteur Raffinage-Chimie.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est stable à 41,5 % au deuxième trimestre 2025 contre 41,4 % au premier trimestre 2025.

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

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

1,57 $ au deuxième trimestre 2025, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 224 millions, contre 1,83 $ au premier trimestre 2025,
3,41 $ au premier semestre 2025, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 236 millions, contre 4,14 $ un an plus tôt.

Au 30 juin 2025, le nombre d’actions dilué était de 2 220 millions.

TotalEnergies a procédé au rachat* de :

28,5 millions d’actions au deuxième trimestre 2025, pour un montant de 1,7 G$,
62 millions d’actions au premier semestre 2025, pour un montant de 3,7 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

2 106 M$ au deuxième trimestre 2025, notamment liés à la finalisation de l’acquisition de VSB et à l’acquisition d’un portefeuille d’actifs renouvelables en République Dominicaine,
2 942 M$ au premier semestre 2025, notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi qu’à l’acquisition d’une participation supplémentaire de 10 % dans le champ de Moho au Congo, de SN Power, et de projets renouvelables au Canada.

Les cessions ont représenté :

293 M$ au deuxième trimestre 2025, notamment liés à la cession de 50 % d’un portefeuille d'actifs renouvelables au Portugal,
709 M$ au premier semestre 2025, notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi qu’à la cession de participations dans les permis de Nkossa et Nsoko II au Congo et des activités de distribution de carburants au Brésil.

5.5 Cash-flow net ⁽¹⁾

Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à -14 M$ au deuxième trimestre 2025 contre 2 071 M$ le trimestre précédent, compte tenu de la baisse de 374 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 1 711 M$ des investissements nets sur le trimestre, pour atteindre 6 632 M$.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 5 960 M$ au deuxième trimestre 2025, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 6 618 M$, impacté par une augmentation du besoin en fonds de roulement de 0,5 G$ compte tenu de l'effet défavorable de l'évolution de la baisse des cours sur les dettes fiscales et du paiement sur le trimestre de la taxe sur la plus-value de cession des réseaux de distribution en Allemagne à Alimentation Couche-Tard, partiellement atténués par l'effet de la saisonnalité sur l'activité de fourniture de gaz et électricité en Europe.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propress’est établie à 14,1 % sur la période du 1^er juillet 2024 au 30 juin 2025.

En millions de dollars	Période du 1er juillet 2024	Période du 1er avril 2024	Période du 1er juillet 2023
	au 30 juin 2025	au 31 mars 2025	au 30 juin 2024
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	16 535	17 636	21 769
Capitaux propres retraités moyens	117 441	116 758	116 286
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	14,1%	15,1%	18,7%

La rentabilité des capitaux employés moyens⁽¹⁾s’est établie à 12,4 % sur la période du 1^er juillet 2024 au 30 juin 2025.

En millions de dollars	Période du 1er juillet 2024	Période du 1er avril 2024	Période du 1er juillet 2023
	au 30 juin 2025	au 31 mars 2025	au 30 juin 2024
Résultat opérationnel net ajusté ⁽¹⁾	18 184	19 125	23 030
Capitaux Employés moyens ⁽¹⁾	146 456	144 629	138 776
ROACE ⁽¹⁾	12,4%	13,2%	16,6%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 4 098 millions d’euros au deuxième trimestre 2025, contre 3 726 millions d’euros au premier trimestre.

7. Sensibilités sur l’année 2025 ⁽¹⁶⁾

	Variation	Impact estimé sur le résultat opérationnel net ajusté	Impact estimé sur la marge brute d'autofinancement
Dollar	+/- 0,1 $ par €	-/+ 0,1 G$	~0 G$
Prix moyen de vente liquides ⁽¹⁷⁾	+/- 10 $/b	+/- 2,3 G$	+/- 2,8 G$
Prix du gaz européen - TTF	+/- 2 $/Mbtu	+/- 0,4 G$	+/- 0,4 G$
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM)	+/- 10 $/t	+/- 0,4 G$	+/- 0,5 G$

8. Perspectives

Dans un contexte géopolitique et macroéconomique instable (guerre des tarifs douaniers), les marchés du pétrole demeurent volatils, avec des prix oscillant entre 60 et 70 $/b, faisant face à une offre abondante alimentée par la décision de l'OPEP+ de remettre sur le marché certaines réductions volontaires de production et à une faible demande liée au ralentissement de la croissance économique mondiale.

Les marges de raffinage et de pétrochimie font face à des surcapacités structurelles au regard d’une demande qui reste faible. Cependant, compte tenu de la demande estivale traditionnellement plus forte (driving season), les marges de raffinages se situent au-delà de 50 $/t en ce début de troisième trimestre.

Les prix du gaz européens sur les marchés forward demeurent soutenus autour de 12 $/Mbtu au troisième trimestre 2025 et pour l’hiver 2025/26, dans un contexte de reconstitution des stocks en Europe. Compte tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz ces derniers mois et de l’effet de décalage sur les formules de prix, TotalEnergies anticipe un prix moyen de vente du GNL de 9 à 9,5 $/Mbtu au troisième trimestre 2025.

La production d’hydrocarbures au troisième trimestre 2025 est attendue en croissance de plus de 3 % par rapport au troisième trimestre 2024, en ligne avec l’objectif annuel de la Compagnie de croissance de la production de plus de 3 % en 2025 par rapport à 2024.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer entre 80 et 85 % au troisième trimestre 2025 compte tenu de maintenances programmées sur les plateformes d’Anvers, de Port Arthur et de HTC.

La Compagnie prévoit que ses investissements nets seront dans la guidance de 17 à 17,5 G$ pour l’année étant donné le programme de cessions prévues au second semestre.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h00 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 70 91 87 04, +44 (0) 12 1281 8004 ou +1 718 705 8796. L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.

* * * *

9. Principales données opérationnelles des secteurs

9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production + Integrated LNG)

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
522	571	-9%	561	Europe	547	566	-3%
424	424	-	449	Afrique	424	456	-7%
850	849	-	825	Moyen-Orient et Afrique du Nord	849	820	+4%
436	424	+3%	358	Amériques	430	355	+21%
271	290	-6%	248	Asie Pacifique	281	254	+10%
2 503	2 558	-2%	2 441	Production totale	2 531	2 451	+3%
374	390	-4%	359	dont filiales mises en équivalence	382	352	+8%

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Production de liquides par zone géographique (kb/j)	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
203	216	-6%	225	Europe	209	225	-7%
309	312	-1%	325	Afrique	310	328	-5%
673	680	-1%	660	Moyen-Orient et Afrique du Nord	677	656	+3%
217	202	+8%	167	Amériques	210	168	+24%
104	106	-2%	100	Asie Pacifique	105	103	+2%
1 506	1 516	-1%	1 477	Production totale	1 511	1 480	+2%
158	163	-3%	150	dont filiales mises en équivalence	161	152	+6%

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
1 720	1 920	-10%	1 814	Europe	1 819	1 841	-1%
579	567	+2%	620	Afrique	573	634	-10%
973	920	+6%	904	Moyen-Orient et Afrique du Nord	947	900	+5%
1 214	1 237	-2%	1 061	Amériques	1 225	1 032	+19%
909	1 011	-10%	781	Asie Pacifique	960	808	+19%
5 395	5 655	-5%	5 180	Production totale	5 524	5 215	+6%
1 173	1 237	-5%	1 127	dont filiales mises en équivalence	1 205	1 085	+11%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
1 904	1 677	+14%	1 840	Europe	1 790	1 807	-1%
616	618	-	558	Afrique	617	575	+7%
1 057	1 073	-2%	989	Amériques	1 065	1 011	+5%
856	945	-9%	639	Reste du monde	901	675	+33%
4 432	4 313	+3%	4 026	Total des ventes	4 373	4 068	+7%
379	344	+10%	397	dont ventes massives raffinage	362	399	-9%
2 729	2 703	+1%	2 266	dont négoce international	2 716	2 331	+16%

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	*Production de produits pétrochimiques (kt)**	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
832	984	-15%	900	Europe	1 816	1 890	-4%
750	694	+8%	756	Amériques	1 444	1 401	+3%
709	745	-5%	702	Moyen-Orient et Asie	1 454	1 430	+2%

* Oléfines, polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

	2T25						1T25
Production nette d'électricité (TWh)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0,2	0,2	-	0,5	0,0	1,0	0,1	0,2	-	1,9	0,0	2,2
Reste de l'Europe	0,2	0,5	0,2	1,0	0,1	2,0	0,1	0,6	0,3	1,6	0,1	2,6
Afrique	0,0	-	-	-	0,1	0,1	0,0	-	-	-	0,0	0,1
Moyent Orient	0,3	-	-	0,3	-	0,5	0,2	-	-	0,2	-	0,4
Amérique du Nord	1,3	0,6	-	1,4	-	3,3	0,7	0,5	-	0,9	-	2,1
Amérique du Sud	0,1	0,9	-	-	-	1,0	0,2	0,8	-	-	-	0,9
Inde	2,5	0,6	-	-	-	3,1	2,2	0,3	-	-	-	2,5
Asie Pacifique	0,4	0,0	0,1	-	-	0,5	0,3	0,0	0,2	-	-	0,5
Total	5,1	2,8	0,3	3,2	0,2	11,6	3,8	2,4	0,5	4,5	0,1	11,3

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

	2T25						1T25
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) ⁽¹⁸⁾	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0,8	0,5	-	2,7	0,2	4,2	0,8	0,4	-	2,7	0,2	4,0
Reste de l'Europe	0,5	1,0	0,3	2,1	0,2	4,0	0,6	1,0	0,3	2,1	0,2	4,1
Afrique	0,0	-	-	-	0,1	0,1	0,0	-	-	-	0,1	0,1
Moyent Orient	0,5	-	-	0,3	-	0,8	0,4	-	-	0,3	-	0,8
Amérique du Nord	2,8	0,9	-	1,5	0,4	5,5	2,5	0,8	-	1,5	0,3	5,1
Amérique du Sud	0,4	1,0	-	-	-	1,4	0,4	0,9	-	-	-	1,3
Inde	6,0	0,6	-	-	-	6,6	5,5	0,6	-	-	-	6,1
Asie Pacifique	1,1	0,0	0,2	-	-	1,3	1,1	0,0	0,2	-	-	1,3
Total	12,2	4,0	0,5	6,5	0,8	24,0	11,2	3,8	0,5	6,5	0,7	22,7

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

	2T25					1T25
Capacités brutes installées de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	1,3	0,9	0,0	0,2	2,3	1,2	0,7	0,0	0,2	2,1
Reste de l'Europe	0,6	1,5	1,1	0,3	3,5	0,6	1,3	1,1	0,3	3,2
Afrique	0,1	0,0	0,0	0,3	0,4	0,1	0,0	0,0	0,3	0,4
Moyen Orient	1,3	0,0	0,0	0,0	1,3	1,2	0,0	0,0	0,0	1,2
Amérique du Nord	6,1	2,3	0,0	0,8	9,3	5,6	2,2	0,0	0,7	8,4
Amérique du Sud	0,4	1,5	0,0	0,0	1,9	0,4	1,4	0,0	0,0	1,8
Inde	8,5	0,6	0,0	0,0	9,2	7,7	0,6	0,0	0,0	8,4
Asie Pacifique	1,7	0,0	0,6	0,0	2,4	1,7	0,0	0,6	0,0	2,3
Total	20,0	6,8	1,8	1,6	30,2	18,4	6,2	1,8	1,4	27,8

	2T25					1T25
Capacités brutes en construction de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,3	0,1	0,0	0,0	0,4	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3
Reste de l'Europe	0,5	0,2	0,8	0,3	1,9	0,5	0,1	0,8	0,3	1,8
Afrique	0,5	0,1	0,0	0,1	0,7	0,4	0,1	0,0	0,1	0,7
Moyen Orient	1,7	0,2	0,0	0,0	2,0	1,5	0,2	0,0	0,0	1,7
Amérique du Nord	1,2	0,0	0,0	0,5	1,7	1,3	0,0	0,0	0,5	1,9
Amérique du Sud	0,9	0,4	0,0	0,2	1,4	0,4	0,5	0,0	0,2	1,1
Inde	1,6	0,0	0,0	0,0	1,6	2,2	0,0	0,0	0,0	2,2
Asie Pacifique	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1
Total	6,7	1,1	0,8	1,2	9,8	6,7	1,1	0,8	1,2	9,9

	2T25					1T25
Capacités brutes en développement de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	1,0	0,5	0,0	0,0	1,6	0,9	0,3	0,0	0,1	1,3
Reste de l'Europe	6,4	1,7	14,3	2,9	25,3	4,6	0,6	13,3	2,5	20,9
Afrique	0,5	0,2	0,0	0,0	0,7	0,5	0,2	0,0	0,0	0,7
Moyen Orient	0,6	0,0	0,0	0,0	0,6	0,8	0,0	0,0	0,0	0,8
Amérique du Nord	10,9	3,7	4,1	4,6	23,3	10,6	3,0	4,1	4,4	22,1
Amérique du Sud	1,2	1,4	0,0	0,0	2,6	1,7	1,4	0,0	0,0	3,1
Inde	2,0	0,1	0,0	0,0	2,1	2,3	0,1	0,0	0,0	2,4
Asie Pacifique	3,2	1,1	2,6	1,1	7,9	3,4	1,1	3,0	1,1	8,5
Total	25,8	8,6	21,0	8,6	64,1	24,8	6,6	20,4	8,1	59,8

10. Indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures)

10.1 Éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)

2T25	1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24
2 687	3 851	3 787	Résultat net (part TotalEnergies)	6 538	9 508
(340)	(108)	(274)	Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	(448)	531
-	-	(110)	Plus ou moins value de cession	-	1 397
-	-	(11)	Charges de restructuration	-	(11)
(209)	-	-	Dépréciations et provisions exceptionnelles	(209)	(644)
(131)	(108)	(153)	Autres éléments *	(239)	(211)
(268)	(78)	(320)	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	(346)	(196)
(283)	(155)	(291)	Effet des variations de juste valeur	(438)	(611)
(891)	(341)	(885)	Total des éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	(1 232)	(276)
3 578	4 192	4 672	Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	7 770	9 784

10.2 Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états financiers consolidés

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

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
2 687	3 851	-30%	3 787	Résultat net (part TotalEnergies)	6 538	9 508	-31%
891	341	x2,6	885	Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	1 232	276	x4,5
3 578	4 192	-15%	4 672	Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	7 770	9 784	-21%
				Éléments ajustés
60	70	-14%	67	Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle	130	167	-22%
2 328	2 705	-14%	2 977	Plus: charge / (produit) d'impôt	5 033	5 968	-16%
3 106	2 998	+4%	2 962	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	6 104	5 904	+3%
96	83	+16%	87	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	179	179	-
816	725	+13%	725	Plus: coût de l'endettement financier brut	1 541	1 433	+8%
(294)	(269)	ns	(417)	Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(563)	(869)	ns
9 690	10 504	-8%	11 073	EBITDA Ajusté	20 194	22 566	-11%

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

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
				Éléments ajustés
44 676	47 899	-7%	49 183	Produits des ventes	92 575	101 066	-8%
(28 533)	(30 563)	ns	(31 314)	Achats, nets de variation de stocks	(59 096)	(64 839)	ns
(7 588)	(7 542)	ns	(7 664)	Autres charges d'exploitation	(15 130)	(15 244)	ns
(97)	(81)	ns	(97)	Charges d'exploration	(178)	(185)	ns
544	247	x2,2	146	Autres produits	791	386	x2
(233)	(216)	ns	(37)	Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(449)	(162)	ns
422	294	+44%	433	Autres produits financiers	716	715	-
(203)	(249)	ns	(213)	Autres charges financières	(452)	(428)	ns
702	715	-2%	636	Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 417	1 257	+13%
9 690	10 504	-8%	11 073	EBITDA Ajusté	20 194	22 566	-11%
				Éléments ajustés
(3 106)	(2 998)	ns	(2 962)	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 104)	(5 904)	ns
(96)	(83)	ns	(87)	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(179)	(179)	ns
(816)	(725)	ns	(725)	Moins: coût de l'endettement financier brut	(1 541)	(1 433)	ns
294	269	+9%	417	Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	563	869	-35%
(2 328)	(2 705)	ns	(2 977)	Moins: produit (charge) d'impôt	(5 033)	(5 968)	ns
(60)	(70)	ns	(67)	Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(130)	(167)	ns
(891)	(341)	ns	(885)	Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)	(1 232)	(276)	ns
2 687	3 851	-30%	3 787	Résultat net (part TotalEnergies)	6 538	9 508	-31%

10.3 Investissements – Désinvestissements

Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux investissements nets

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
6 689	4 805	+39%	4 558	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	11 494	8 025	+43%
-	-	ns	-	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
54	6	x9	(29)	Remboursement organique de prêts SME ( c )	60	(26)	ns
(221)	-	ns	-	Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *	(221)	-	ns
90	108	-17%	97	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	198	200	-1%
20	2	x10	4	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	22	3	x7,3
6 632	4 921	+35%	4 630	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	11 553	8 202	+41%
1 813	420	x4,3	220	Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	2 233	(280)	ns
2 106	836	x2,5	544	Acquisitions ( g )	2 942	1 618	+82%
293	416	-29%	324	Cessions ( i )	709	1 898	-63%
67	-	ns	-	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	67	-	ns
4 819	4 501	+7%	4 410	Dont investissements organiques ( h )	9 320	8 482	+10%
37	111	-66%	101	Exploration capitalisée	148	247	-40%
425	568	-25%	589	Augmentation des prêts non courants	993	1 127	-12%
(256)	(103)	ns	(178)	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(359)	(324)	ns
(154)	-	ns	-	Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	(154)	-	ns

* Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaires.

10.4 Cash-flow

Tableaux de passage du flux de trésorerie d’exploitation à la Marge brute d’autofinancement (CFFO), au DACF et au cash-flow net

2T25	1T25	2T25 vs 1T25	2T24	En millions de dollars	1S25	1S24	1S25 vs 1S24
5 960	2 563	x2,3	9 007	Flux de trésorerie d’exploitation ( a )	8 523	11 176	-24%
(246)	(4 316)	ns	1 669	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	(4 562)	(4 452)	ns
(272)	(107)	ns	(468)	Effet de stock ( c )	(379)	(343)	ns
86	-	ns	-	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	86	-	ns
54	6	x9	(29)	Remboursement organique de prêts SME ( e )	60	(26)	ns
6 618	6 992	-5%	7 777	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	13 610	15 945	-15%
(325)	(284)	ns	(118)	Frais financiers	(610)	(262)	ns
6 943	7 276	-5%	7 895	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)	14 220	16 207	-12%

4 819	4 501	+7%	4 410	Investissements organiques ( g )	9 320	8 482	+10%
1 799	2 491	-28%	3 367	Cash flow après investissements organiques ( f - g )	4 290	7 463	-43%

6 632	4 921	+35%	4 630	Investissements nets ( h )	11 553	8 202	+41%
(14)	2 071	ns	3 147	Cash flow net ( f - h )	2 057	7 743	-73%

* La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.

10.5 Ratio d’endettement

En millions de dollars	30/06/2025	3/31/2025	30/06/2024
Dettes financières courantes *	12 570	10 983	9 358
Autres passifs financiers courants	861	897	461
Actifs financiers courants ,*	(4 872)	(5 892)	(6 425)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *	41	41	(61)
Dettes financières non courantes *	39 161	37 862	34 726
Actifs financiers non courants *	(1 410)	(953)	(1 166)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(20 424)	(22 837)	(23 211)
Dette nette ( a )	25 927	20 101	13 682

Capitaux propres (part TotalEnergies)	116 642	117 956	117 379
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	2 360	2 465	2 648
Capitaux propres ( b )	119 002	120 421	120 027

Ratio d'endettement = a / ( a + b )	17,9%	14,3%	10,2%

Dette nette de location ( c )	8 907	8 533	8 012
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/( a+b+c )	22,6%	19,2%	15,3%

*Hors créances et dettes de location.

** Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.

Le ratio d’endettement s’établit à 17,9 % à fin juin 2025, compte tenu de l’effet saisonnier de la variation du besoin en fonds de roulement et du rythme des investissements. Hors ces effets, le ratio d’endettement normalisé s’établit à 15 %.

10.6 Rentabilité des capitaux employés moyens

En millions de dollars	Exploration- Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage-Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	9 212	4 830	2 140	1 249	1 378	18 184
Capitaux employés au 30/06/2024	65 809	38 708	21 861	8 728	6 954	140 180
Capitaux employés au 30/06/2025	67 042	44 300	27 033	8 827	7 326	152 731
ROACE	13,9%	11,6%	8,8%	14,2%	19,3%	12,4%

10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)

En millions de dollars	1S25	1S24	2024
Dividendes payés (actionnaires de la société mère)	3 745	3 756	7 717
Rachat d’actions propres hors frais et taxes	3 726	4 000	7 970

Payout ratio	54%	45%	50%

GLOSSAIRE

Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Acquisitions nettes de cessions correspondent aux acquisitions moins les cessions (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les actionnaires car il met en évidence l’allocation des flux de trésorerie utilisés pour accroître le portefeuille d’actifs de la Compagnie via des opportunités de croissance externe.

Capitaux Employés (CMO) : indicateur alternatif de performance. Ils sont calculés au coût de remplacement et font référence aux capitaux employés (bilan) moins l’effet de stock. Les capitaux employés (bilan) désignent la somme des éléments suivants : (i) Immobilisations corporelles, incorporelles (ii) sociétés mises en équivalence : titres et prêts (iii) autres actifs non courants, (iv) besoin en fonds de roulement qui est la somme des stocks nets, créances nettes, autres actifs courants, dettes fournisseurs, autres créditeurs et charges à payer (v) provisions et autres passifs non courants et (vi) actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés. Les Capitaux Employés peuvent constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires, en leur donnant un éclairage sur le montant des capitaux investis par la Compagnie ou par ses secteurs pour conduire ses opérations. Les Capitaux Employés sont utilisés pour calculer la Rentabilité des Capitaux Employés moyens (ROACE).

Cash-flow après Investissements Organiques : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow après Investissements Organiques correspond à la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Organiques. Les Investissements Organiques correspondent aux Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car il représente les flux de trésorerie d’exploitation générés par l'entreprise après l’allocation de trésorerie pour les Investissements Organiques.

Cash-flow net (ou free cash-flow) :indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow net correspond à la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Nets. Le cash-flow net peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que pour les actionnaires car il représente les flux de trésorerie générés par les opérations de la Compagnie après l’allocation de trésorerie pour les Investissements Organiques et les Acquisitions nettes de cessions (acquisitions - cessions - autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur de performance correspond aux flux de trésorerie disponibles pour rembourser la dette et affecter de la trésorerie à la distribution de dividendes aux actionnaires ou au rachat d'actions.

DACF (Debt Adjusted Cash-Flow) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le DACF est défini comme la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) hors frais financiers. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les actionnaires car il correspond aux fonds théoriquement disponibles dont dispose la Compagnie pour les investissements, le remboursement de la dette et les distributions aux actionnaires, et facilite ainsi la comparaison des résultats d'exploitation de la Compagnie avec ceux d'autres entreprises, indépendamment de leur structure de capital et de leurs besoins en fonds de roulement.

EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization ou bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement) ajusté : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Il correspond au résultat ajusté avant amortissement et dépréciations des immobilisations incorporelles, corporelles et des droits miniers, charge d’impôt et coût de la dette nette, soit l’ensemble des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mesurer et comparer la rentabilité de la Compagnie avec celle des entreprises de services publics (secteur de l’énergie).

Investissements nets : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Investissements Nets incluent le flux de trésorerie d’investissement, les opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle, la variation de la dette liée au financement de projets renouvelables, les dépenses liées aux crédits carbone et les investissements liés aux contrats de location capitalisés et excluent le remboursement organique des prêts des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mettre en évidence la trésorerie affectée aux opportunités de croissance, tant internes qu'externes, montrant ainsi, lorsqu'il est combiné avec le tableau des flux de trésorerie de la Compagnie préparé selon les IFRS, comment la trésorerie est générée et allouée au sein de l’organisation. Les Investissements Nets sont la somme des Investissements Organiques et des Acquisitions nettes de cessions tous deux définis dans le Glossaire.

Investissements organiques : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Investissements Organiques désignent les Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. Les Investissements Organiques peuvent constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car ils mettent en évidence les flux de trésorerie utilisés par la Compagnie pour accroître son portefeuille d'actifs, hors sources de croissance externe.

Marge Brute d’Autofinancement ou Cash-Flow From Operations excluding working capital (CFFO) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. La Marge Brute d’Autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats compatibilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables et les remboursements de prêts organiques des sociétés mises en équivalence.

Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour les aider à comprendre l’évolution de la marge brute d’autofinancement au fil des périodes sur une base cohérente en comparaison avec la performance des pairs. La combinaison de cet indicateur de performance et des résultats de la Compagnie préparés conformément aux IFRS permet une compréhension plus complète des facteurs et des tendances affectant les activités et les performances de la Compagnie. Cet indicateur de performance est utilisé par la Compagnie comme base pour l'allocation de ses flux de trésorerie et notamment pour déterminer la part des cash-flows affectée aux distributions aux actionnaires.

Périmètre opéré :activités, sites et actifs industriels dont TotalEnergies SE ou l’une de ses filiales a le contrôle opérationnel, c’est-à-dire a la responsabilité de la conduite des opérations pour le compte de l’ensemble des partenaires. Sur le périmètre opéré, les indicateurs sont reportés à 100 %, quelle que soit la part patrimoniale détenue par la Compagnie dans l'actif.

Périmètre ESRS :les émissions de GES du périmètre ESRS correspondent aux émissions à 100 % des sites opérés auxquelles s’ajoutent les émissions en part patrimoniale des actifs non opérés et consolidés financièrement hors sociétés mises en équivalence.

Ratio d’endettement : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le ratio entre le total des dettes financières et le total des capitaux propres. Le ratio d’endettement est un ratio entre la dette nette et les capitaux propres, qui est calculé de la façon suivante : dette nette hors contrat de location / (capitaux propres + dette nette hors contrat de location). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour évaluer la solidité financière du bilan de la Compagnie.

Ratio d’endettement normalisé : indicateur défini comme le ratio d’endettement excluant l’impact de la variation d’éléments saisonniers, notamment sur le besoin en fonds de roulement.

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net (part TotalEnergies). Le Résultat Net Ajusté (part TotalEnergies) se définit comme le Résultat Net (part TotalEnergies) moins les éléments d’ajustement sur le Résultat Net (part TotalEnergies). Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non récurrents. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et des éléments non récurrents.

Résultat opérationnel net ajusté : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Le Résultat Opérationnel Net Ajusté correspond au Résultat Net avant coût net de la dette nette c’est-à-dire le coût de la dette nette retraité de l’impact de l’impôt, moins les éléments d’ajustement. Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non récurrents. Le résultat opérationnel net ajusté peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et des éléments non récurrents. Il est utilisé pour évaluer la Rentabilité des Capitaux Employés Moyens (ROACE) comme expliqué ci-dessous.

Retour à l’actionnaire (Pay-out) : indicateur alternatif de performance. Il se définit comme le ratio entre les dividendes et les rachats d'actions destinées à être annulées rapporté à la Marge Brute d’Autofinancement. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car il indique la part de la Marge Brute d’Autofinancement distribuée à l’actionnaire.

Return on Average Capital Employed (ROACE) ou Rentabilité des Capitaux Employés moyens : indicateur alternatif de performance. Il se définit comme le rapport entre le Résultat Opérationnel Net Ajusté et les Capitaux Employés moyens au coût de remplacement entre le début et la fin de la période. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mesurer la rentabilité des Capitaux Employés moyens par la Compagnie dans le cadre de ses opérations et est utilisé par la Compagnie pour comparer sa performance en interne et en externe avec celle de ses pairs.

Avertissement :

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

Ce document ne constitue pas le rapport financier semestriel qui fera l’objet d’une publication spécifique, conformément à l’article L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier et à la réglementation britannique applicable, disponible sur le site totalenergies.com. Ce communiqué de presse présente les résultats du deuxième trimestre 2025 et du premier semestre 2025, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 juin 2025 (non audités). Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. Les annexes aux comptes consolidés (non audités) sont disponibles sur le site totalenergies.com.

Ce document peut contenir des déclarations prospectives (incluant des forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie de TotalEnergies. Il peut notamment contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre ne dépendent pas que de TotalEnergies. Ces déclarations prospectives peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « sera », « devrait », « pourrait », « serait », « peut », « pourrait », « vraisemblablement », « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « engager », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document. Ces déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux de change, les innovations technologiques, les conditions et événements météorologiques, ainsi que les évolutions socio-démographiques, économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines informations financières reposent sur des estimations notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles dépréciations d’actifs. Les lecteurs ne doivent pas considérer les déclarations prospectives comme des données exactes mais comme l’expression de point de vue de la Compagnie à la date de publication du présent document. TotalEnergies SE et ses filiales n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et décline toute responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Par ailleurs, la Compagnie ne vérifie pas et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de tiers contenues dans ce document ou utilisées pour les hypothèses, estimations ou plus généralement les données prospectives publiées dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs décrits dans les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »). Enfin, les développements portant sur les questions relatives au changement climatique et d’autres questions environnementales ou sociales contenus dans ce document sont fondés sur divers référentiels et l’intérêts des diverses parties prenantes qui sont susceptibles d’évoluer indépendamment de notre volonté. En outre, nos disclosures sur ces questions, y compris celles liées au climat et d’autres questions environnementales ou sociales, peuvent inclure des informations qui ne sont pas nécessairement significatives ("material") au sens des lois américaines sur les valeurs mobilières pour les besoins des rapports de la SEC ou au sens des réglementations boursières applicables.

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

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

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

(ii) l’effet de stock

Conformément à IAS 2, TotalEnergies valorise ses stocks de produits pétroliers selon la méthode du FIFO (First-in, First-out) et celui des autres stocks selon la méthode PMP (Prix Moyen Pondéré). Selon la méthode FIFO, le stock est valorisé au coût historique d’acquisition ou de production plutôt qu’au coût de remplacement. En cas de volatilité des marchés de l’énergie, cette méthode de valorisation peut avoir un effet de distorsion important sur le résultat.

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

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

(iii) l’effet des variations de juste valeur

L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour les stocks du trading et les contrats de stockage, à des différences entre la mesure interne de la performance utilisée par le Comité exécutif de TotalEnergies et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.

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

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

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

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

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

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

⁽¹⁾		Se référer au Glossaire pages 23 & 24 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.
⁽²⁾		Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
⁽³⁾		Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
⁽⁴⁾		Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
⁽⁵⁾		Taux de change moyen €-$ : 1,1338 au 2^ème trimestre 2025, 1,0523 au 1^er trimestre 2025, 1,0767 au 2^ème trimestre 2024, 1,0927 au 1^er semestre 2025 et 1,0813 au 1^er semestre 2024.
⁽⁶⁾		Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
⁽⁷⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
⁽⁸⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
⁽⁹⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
⁽¹⁰⁾		Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.
⁽¹¹⁾		Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO₂, CH₄, N₂O, les HFC, les PFC et le SF₆, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) à 100 ans respectifs tel que donnés par le sixième rapport du GIEC de 2021. Les HFC, PFC et le SF₆ sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non matériels et ne sont donc plus comptabilisés à partir de 2018. Ramené en équivalent CO₂, le protoxyde d’azote (N₂O) représente moins de 1 % du Scope 1+2 de la Compagnie.
⁽¹²⁾		Les émissions de GES Scope 1+2 se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur) nets des ventes éventuelles d’énergie, sans inclure les gaz industriels achetés (H₂). En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 2 suivant la méthode dite « market-based », comme définie par le GHG Protocol.
⁽¹³⁾		En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à la phase d’utilisation directe des produits vendus au cours de leur durée de vie attendue (c’est-à-dire les émissions de scope 1 et de scope 2 des utilisateurs finaux qui ont lieu pendant la combustion des produits énergétiques) conformément à la définition du Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard Supplement to the GHG Protocol. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes en vue d’un usage final. Le point le plus élevé pour chaque chaine de valeur pour l’année 2025 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres. À ces ventes ou production est appliqué un facteur d’émission stœchiométrique (oxydation des molécules en dioxyde de carbone) pour obtenir une quantité d’émission. Conformément au Technical Guidance for Calculating Scope 3 Emissions Supplement to the Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard qui définit les utilisateurs finaux comme les consommateurs et clients professionnels qui utilisent les produits finaux et au guide IPIECA Estimating petroleum industry value chain (Scope 3) greenhouse gas emissions en application duquel le reporting des émissions liées aux produits énergétiques achetés pour revente à des utilisateurs non finaux (c’est-à-dire pour du négoce) est optionnel, TotalEnergies ne rapporte pas les émissions associées aux activités de négoce.
⁽¹⁴⁾		Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.
⁽¹⁵⁾		Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*		Ces rachats d’actions incluent les rachats couvrant les plans d’attribution d’action aux employés.
⁽¹⁶⁾		Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2025. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie.
⁽¹⁷⁾		Environnement Brent à 70-80 $/b.
⁽¹⁸⁾		Données à fin de période.
⁽¹⁹⁾		Dont 19,25 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group, et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.
⁽²⁰⁾		Données à fin de période.

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)^(a)	2025	2025	2024

Chiffre d'affaires	49 627	52 254	53 743
Droits d'accises	(4 951)	(4 355)	(4 560)
Produits des ventes	44 676	47 899	49 183

Achats, nets de variation de stocks	(29 158)	(30 855)	(32 117)
Autres charges d'exploitation	(7 834)	(7 564)	(7 729)
Charges d'exploration	(97)	(81)	(97)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 258)	(2 998)	(2 976)
Autres produits	544	247	3
Autres charges	(287)	(291)	(251)

Coût de l'endettement financier brut	(816)	(725)	(725)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	327	290	408
Coût de l'endettement financier net	(489)	(435)	(317)

Autres produits financiers	429	318	459
Autres charges financières	(203)	(249)	(213)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	529	663	627

Produit (Charge) d'impôt	(2 106)	(2 733)	(2 725)
Résultat net de l'ensemble consolidé	2 746	3 921	3 847
Part TotalEnergies	2 687	3 851	3 787
Intérêts ne conférant pas le contrôle	59	70	60
Résultat net par action (en $)	1,18	1,69	1,61
Résultat net dilué par action (en $)	1,17	1,68	1,60
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)	2025	2025	2024
Résultat net de l'ensemble consolidé	2 746	3 921	3 847

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	16	-	22
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	52	12	103
Effet d'impôt	(20)	1	(11)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	5 808	2 882	(683)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	5 856	2 895	(569)
Écart de conversion de consolidation	(4 692)	(2 017)	523
Couverture de flux futurs	165	(833)	593
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	4	15	-
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(174)	(100)	(38)
Autres éléments	-	7	(2)
Effet d'impôt	(49)	205	(153)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(4 746)	(2 723)	923
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	1 110	172	354

Résultat global	3 856	4 093	4 201
Part TotalEnergies	3 752	4 007	4 134
Intérêts ne conférant pas le contrôle	104	86	67

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)^(a)	2025	2024

Chiffre d'affaires	101 881	110 021
Droits d'accises	(9 306)	(8 955)
Produits des ventes	92 575	101 066

Achats, nets de variation de stocks	(60 013)	(65 897)
Autres charges d'exploitation	(15 398)	(15 372)
Charges d'exploration	(178)	(185)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 256)	(5 918)
Autres produits	791	1 761
Autres charges	(578)	(566)

Coût de l'endettement financier brut	(1 541)	(1 433)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	617	880
Coût de l'endettement financier net	(924)	(553)

Autres produits financiers	747	765
Autres charges financières	(452)	(428)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 192	645

Produit (Charge) d'impôt	(4 839)	(5 667)
Résultat net de l'ensemble consolidé	6 667	9 651
Part TotalEnergies	6 538	9 508
Intérêts ne conférant pas le contrôle	129	143
Résultat net par action (en $)	2,88	4,04
Résultat net dilué par action (en $)	2,85	4,02
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)	2025	2024
Résultat net de l'ensemble consolidé	6 667	9 651

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	16	20
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	64	143
Effet d'impôt	(19)	(19)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	8 690	(2 189)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	8 751	(2 045)
Écart de conversion de consolidation	(6 709)	1 622
Couverture de flux futurs	(668)	1 400
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	19	(15)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(274)	(114)
Autres éléments	7	-
Effet d'impôt	156	(372)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(7 469)	2 521
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	1 282	476

Résultat global	7 949	10 127
Part TotalEnergies	7 759	10 004
Intérêts ne conférant pas le contrôle	190	123

BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
	30 juin 2025	31 mars 2025	31 décembre 2024	30 juin 2024
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)		(non audité)

ACTIF

Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	36 687	34 543	34 238	33 477
Immobilisations corporelles	116 153	112 249	109 095	109 403
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	36 657	35 687	34 405	32 800
Autres titres	2 176	1 860	1 665	1 740
Actifs financiers non courants	2 691	2 231	2 305	2 469
Impôts différés	3 550	3 360	3 202	3 568
Autres actifs non courants	4 057	4 000	4 006	4 235
Total actifs non courants	201 971	193 930	188 916	187 692

Actifs courants
Stocks	17 275	19 037	18 868	20 189
Clients et comptes rattachés	21 254	24 882	19 281	20 647
Autres créances	24 160	22 423	23 687	20 014
Actifs financiers courants	5 183	6 237	6 914	6 823
Trésorerie et équivalents de trésorerie	20 424	22 837	25 844	23 211
Actifs destinés à être cédés ou échangés	2 550	1 711	1 977	912
Total actifs courants	90 846	97 127	96 571	91 796
Total actif	292 817	291 057	285 487	279 488

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres
Capital	7 262	7 231	7 577	7 577
Primes et réserves consolidées	128 103	128 787	135 496	130 688
Écarts de conversion	(13 564)	(14 508)	(15 259)	(14 415)
Actions autodétenues	(5 159)	(3 554)	(9 956)	(6 471)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies	116 642	117 956	117 858	117 379
Intérêts ne conférant pas le contrôle	2 360	2 465	2 397	2 648
Total des capitaux propres	119 002	120 421	120 255	120 027

Passifs non courants
Impôts différés	12 729	12 621	12 114	12 461
Engagements envers le personnel	1 974	1 824	1 753	1 819
Provisions et autres passifs non courants	20 312	19 872	19 872	20 295
Dettes financières non courantes	47 584	45 858	43 533	42 526
Total passifs non courants	82 599	80 175	77 272	77 101

Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	39 288	42 554	39 932	36 449
Autres créditeurs et dettes diverses	34 672	32 505	35 961	33 442
Dettes financières courantes	14 637	13 134	10 024	11 271
Autres passifs financiers courants	861	897	664	461
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	1 758	1 371	1 379	737
Total passifs courants	91 216	90 461	87 960	82 360
Total passif et capitaux propres	292 817	291 057	285 487	279 488

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)	2025	2025	2024

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	2 746	3 921	3 847
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	3 360	3 086	3 080
Provisions et impôts différés	127	209	(53)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(335)	25	182
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(102)	(423)	(250)
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	49	(4 232)	2 013
Autres, nets	115	(23)	188
Flux de trésorerie d'exploitation	5 960	2 563	9 007

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(4 766)	(4 222)	(3 699)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(1 627)	(232)	(251)
Coût d'acquisition de titres	(419)	(311)	(481)
Augmentation des prêts non courants	(425)	(568)	(621)
Investissements	(7 237)	(5 333)	(5 052)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	69	301	44
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	154	117	213
Produits de cession d'autres titres	15	1	56
Remboursement de prêts non courants	310	109	181
Désinvestissements	548	528	494
Flux de trésorerie d'investissement	(6 689)	(4 805)	(4 558)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	492	-	521
- actions propres	(1 707)	(2 152)	(2 007)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(1 894)	(1 851)	(1 853)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(173)	(139)	(127)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	(1 139)	(1 622)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(27)	(128)	(50)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(31)	(20)	(19)
Émission nette d'emprunts non courants	257	3 431	4 319
Variation des dettes financières courantes	(356)	150	(5 453)
Variation des actifs et passifs financiers courants	1 287	718	(530)
Flux de trésorerie de financement	(2 152)	(1 130)	(6 821)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(2 881)	(3 372)	(2 372)
Incidence des variations de change	468	365	(57)
Trésorerie en début de période	22 837	25 844	25 640
Trésorerie en fin de période	20 424	22 837	23 211

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)	2025	2024

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	6 667	9 651
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	6 446	6 116
Provisions et impôts différés	336	239
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(310)	(1 428)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(525)	38
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(4 183)	(3 673)
Autres, nets	92	233
Flux de trésorerie d'exploitation	8 523	11 176

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(8 988)	(7 119)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(1 859)	(1 010)
Coût d'acquisition de titres	(730)	(969)
Augmentation des prêts non courants	(993)	(1 159)
Investissements	(12 570)	(10 257)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	370	381
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	271	1 431
Produits de cession d'autres titres	16	90
Remboursement de prêts non courants	419	330
Désinvestissements	1 076	2 232
Flux de trésorerie d'investissement	(11 494)	(8 025)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	492	521
- actions propres	(3 859)	(4 013)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(3 745)	(3 756)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(312)	(133)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	(1 139)	(1 622)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(155)	(209)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(51)	(36)
Émission nette d'emprunts non courants	3 688	4 361
Variation des dettes financières courantes	(206)	(1 917)
Variation des actifs et passifs financiers courants	2 005	(259)
Flux de trésorerie de financement	(3 282)	(7 063)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(6 253)	(3 912)
Incidence des variations de change	833	(140)
Trésorerie en début de période	25 844	27 263
Trésorerie en fin de période	20 424	23 211

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 2024	2 412 251 835	7 616	126 857	(13 701)	(60 543 213)	(4 019)	116 753	2 700	119 453
Résultat net du premier semestre 2024	-	-	9 508	-	-	-	9 508	143	9 651
Autres éléments du résultat global	-	-	1 210	(714)	-	-	496	(20)	476
Résultat Global	-	-	10 718	(714)	-	-	10 004	123	10 127
Dividendes	-	-	(3 929)	-	-	-	(3 929)	(133)	(4 062)
Émissions d'actions	10 833 187	29	492	-	-	-	521	-	521
Rachats d'actions	-	-	-	-	(58 719 028)	(4 513)	(4 513)	-	(4 513)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(397)	-	6 065 491	397	-	-	-
Paiements en actions	-	-	356	-	-	-	356	-	356
Annulation d'actions	(25 405 361)	(68)	(1 596)	-	25 405 361	1 664	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 679)	-	-	-	(1 679)	-	(1 679)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(135)	-	-	-	(135)	-	(135)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	-	-	-	-	-	(36)	(36)
Autres éléments	-	-	1	-	-	-	1	(6)	(5)
Au 30 juin 2024	2 397 679 661	7 577	130 688	(14 415)	(87 791 389)	(6 471)	117 379	2 648	120 027
Résultat net du second semestre 2024	-	-	6 250	-	-	-	6 250	130	6 380
Autres éléments du résultat global	-	-	1 226	(844)	-	-	382	(24)	358
Résultat Global	-	-	7 476	(844)	-	-	6 632	106	6 738
Dividendes	-	-	(3 827)	-	-	-	(3 827)	(322)	(4 149)
Émissions d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rachats d'actions	-	-	-	-	(61 744 204)	(3 482)	(3 482)	-	(3 482)
Cessions d'actions^(a)	-	-	2	-	5 775	(2)	-	-	-
Paiements en actions	-	-	200	-	-	-	200	-	200
Annulation d'actions	-	-	1	-	-	(1)	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	1 103	-	-	-	1 103	-	1 103
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(137)	-	-	-	(137)	-	(137)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	-	-	-	-	-	(31)	(31)
Autres éléments	-	-	(10)	-	-	-	(10)	(4)	(14)
Au 31 décembre 2024	2 397 679 661	7 577	135 496	(15 259)	(149 529 818)	(9 956)	117 858	2 397	120 255
Résultat net du premier semestre 2025	-	-	6 538	-	-	-	6 538	129	6 667
Autres éléments du résultat global	-	-	(474)	1 695	-	-	1 221	61	1 282
Résultat Global	-	-	6 064	1 695	-	-	7 759	190	7 949
Dividendes	-	-	(4 072)	-	-	-	(4 072)	(178)	(4 250)
Émissions d'actions	11 149 053	30	462	-	-	-	492	-	492
Rachats d'actions	-	-	-	-	(62 261 210)	(4 239)	(4 239)	-	(4 239)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(414)	-	6 214 595	414	-	-	-
Paiements en actions	-	-	340	-	-	-	340	-	340
Annulation d'actions	(127 622 460)	(345)	(8 397)	-	127 622 460	8 622	(120)	-	(120)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 219)	-	-	-	(1 219)	-	(1 219)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(156)	-	-	-	(156)	-	(156)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	-	-	-	-	-	(51)	(51)
Autres éléments	-	-	(1)	-	-	-	(1)	2	1
Au 30 juin 2025	2 281 206 254	7 262	128 103	(13 564)	(77 953 973)	(5 159)	116 642	2 360	119 002
^(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non audité)
2^ème trimestre 2025	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	1 369	2 586	3 958	21 759	19 944	11	-	49 627
Chiffre d'affaires intersecteurs	8 862	1 869	701	7 006	177	32	(18 647)	-
Droits d'accises	-	-	-	(254)	(4 697)	-	-	(4 951)
Produits des ventes	10 231	4 455	4 659	28 511	15 424	43	(18 647)	44 676
Charges d'exploitation	(4 577)	(3 632)	(4 479)	(27 995)	(14 751)	(302)	18 647	(37 089)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 978)	(397)	(108)	(520)	(224)	(31)	-	(3 258)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	58	578	340	(42)	113	(35)	-	1 012
Impôts du résultat opérationnel net	(1 793)	(166)	(27)	(12)	(168)	57	-	(2 109)
Ajustements^(a)	(33)	(203)	(189)	(447)	(18)	(23)	-	(913)
Résultat opérationnel net ajusté	1 974	1 041	574	389	412	(245)	-	4 145
Ajustements^(a)								(913)
Coût net de la dette nette								(486)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(59)
Résultat net - part TotalEnergies								2 687

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

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.



2^ème trimestre 2025	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	3 186	877	2 503	351	234	86	-	7 237
Désinvestissements	80	25	347	42	38	16	-	548
Flux de trésorerie d'exploitation	3 675	539	799	887	628	(568)	-	5 960

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non audité)
1^er trimestre 2025	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffres d'affaires externe	1 569	3 088	5 967	22 627	19 001	2	-	52 254
Chiffres d'affaires intersecteurs	8 727	3 252	684	6 811	156	25	(19 655)	-
Droits d'accises	-	-	-	(112)	(4 243)	-	-	(4 355)
Produits des ventes	10 296	6 340	6 651	29 326	14 914	27	(19 655)	47 899
Charges d'exploitation	(3 800)	(4 956)	(6 185)	(28 648)	(14 374)	(192)	19 655	(38 500)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 950)	(391)	(75)	(339)	(217)	(26)	-	(2 998)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	133	565	44	(8)	(10)	(36)	-	688
Impôts du résultat opérationnel net	(2 328)	(275)	(73)	(83)	(98)	74	-	(2 783)
Ajustements^(a)	(100)	(11)	(144)	(53)	(25)	(22)	-	(355)
Résultat opérationnel net ajusté	2 451	1 294	506	301	240	(131)	-	4 661
Ajustements^(a)								(355)
Coût net de la dette nette								(385)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(70)
Résultat net - part TotalEnergies								3 851

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

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.


1^er trimestre 2025	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	3 047	902	936	242	172	34	-	5 333
Désinvestissements	358	10	58	6	97	(1)	-	528
Flux de trésorerie d'exploitation	3 266	1 743	(399)	(1 983)	568	(632)	-	2 563

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non audité)
2^ème trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	1 416	1 986	4 464	24 516	21 358	3	-	53 743
Chiffre d'affaires intersecteurs	9 796	2 111	369	8 203	164	77	(20 720)	-
Droits d'accises	-	-	-	(208)	(4 352)	-	-	(4 560)
Produits des ventes	11 212	4 097	4 833	32 511	17 170	80	(20 720)	49 183
Charges d'exploitation	(4 669)	(2 922)	(4 506)	(31 647)	(16 601)	(318)	20 720	(39 943)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 907)	(310)	(105)	(416)	(208)	(30)	-	(2 976)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	141	526	26	(13)	(84)	29	-	625
Impôts du résultat opérationnel net	(2 163)	(251)	(79)	(60)	(101)	(23)	-	(2 677)
Ajustements^(a)	(53)	(12)	(333)	(264)	(203)	(9)	-	(874)
Résultat opérationnel net ajusté	2 667	1 152	502	639	379	(253)	-	5 086
Ajustements^(a)								(874)
Coût net de la dette nette								(365)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(60)
Résultat net - part TotalEnergies								3 787

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

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.



2^ème trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	2 697	844	769	443	259	40	-	5 052
Désinvestissements	149	29	261	127	(78)	6	-	494
Flux de trésorerie d'exploitation	4 535	431	1 647	1 541	1 650	(797)	-	9 007

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non audité)
1^er semestre 2025	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	2 938	5 674	9 925	44 386	38 945	13	-	101 881
Chiffre d'affaires intersecteurs	17 589	5 121	1 385	13 817	333	57	(38 302)	-
Droits d'accises	-	-	-	(366)	(8 940)	-	-	(9 306)
Produits des ventes	20 527	10 795	11 310	57 837	30 338	70	(38 302)	92 575
Charges d'exploitation	(8 377)	(8 588)	(10 664)	(56 643)	(29 125)	(494)	38 302	(75 589)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 928)	(788)	(183)	(859)	(441)	(57)	-	(6 256)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	191	1 143	384	(50)	103	(71)	-	1 700
Impôts du résultat opérationnel net	(4 121)	(441)	(100)	(95)	(266)	131	-	(4 892)
Ajustements^(a)	(133)	(214)	(333)	(500)	(43)	(45)	-	(1 268)
Résultat opérationnel net ajusté	4 425	2 335	1 080	690	652	(376)	-	8 806
Ajustements^(a)								(1 268)
Coût net de la dette nette								(871)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(129)
Résultat net - part TotalEnergies								6 538

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

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.



1^er semestre 2025	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	6 233	1 779	3 439	593	406	120	-	12 570
Désinvestissements	438	35	405	48	135	15	-	1 076
Flux de trésorerie d'exploitation	6 941	2 282	400	(1 096)	1 196	(1 200)	-	8 523

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies (non audité)
1^er semestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	2 734	4 645	11 546	49 049	42 029	18	-	110 021
Chiffre d'affaires intersecteurs	19 531	5 606	1 159	16 346	433	140	(43 215)	-
Droits d'accises	-	-	-	(378)	(8 577)	-	-	(8 955)
Produits des ventes	22 265	10 251	12 705	65 017	33 885	158	(43 215)	101 066
Charges d'exploitation	(9 113)	(7 706)	(12 071)	(62 535)	(32 697)	(547)	43 215	(81 454)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 824)	(631)	(202)	(792)	(414)	(55)	-	(5 918)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	238	1 021	(589)	55	1 396	56	-	2 177
Impôts du résultat opérationnel net	(4 424)	(535)	(119)	(315)	(209)	32	-	(5 570)
Ajustements^(a)	(75)	26	(1 389)	(171)	1 327	(13)	-	(295)
Résultat opérationnel net ajusté	5 217	2 374	1 113	1 601	634	(343)	-	10 596
Ajustements^(a)								(295)
Coût net de la dette nette								(650)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(143)
Résultat net - part TotalEnergies								9 508

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

La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.



1^er semestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	4 991	1 409	2 508	878	403	68	-	10 257
Désinvestissements	455	79	323	165	1 203	7	-	2 232
Flux de trésorerie d'exploitation	8 125	2 141	1 398	(588)	1 542	(1 442)	-	11 176

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

1. Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux investissements nets

1.1 Exploration-Production

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
3 106	2 689	2 548	22%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	5 795	4 536	28%
-	-	-	ns	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
-	-	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	-	-	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
89	109	90	-1%	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	198	180	10%
20	2	4	x5	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	22	3	x7.3
3 215	2 800	2 642	22%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	6 015	4 719	27%
162	116	57	x2.8	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	278	93	x3
193	445	160	21%	Acquisitions ( g )	638	487	31%
31	329	103	-70%	Cessions ( i )	360	394	-9%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
3 053	2 684	2 585	18%	Dont investissements organiques ( h )	5 737	4 626	24%
30	109	88	-66%	Exploration capitalisée	139	225	-38%
42	82	67	-37%	Augmentation des prêts non courants	124	109	14%
(49)	(29)	(46)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(78)	(61)	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

1.2 Integrated LNG

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
852	892	815	5%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	1 744	1 330	31%
-	-	-	ns	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
-	1	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	1	1	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
1	(1)	7	-86%	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	19	-100%
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
853	892	822	4%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	1 745	1 350	29%
110	140	198	-44%	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	250	186	34%
110	144	199	-45%	Acquisitions ( g )	254	199	28%
-	4	1	-100%	Cessions ( i )	4	13	-69%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
743	752	624	19%	Dont investissements organiques ( h )	1 495	1 164	28%
7	2	13	-46%	Exploration capitalisée	9	22	-59%
187	182	153	22%	Augmentation des prêts non courants	369	326	13%
(25)	(5)	(42)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(30)	(79)	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

1.3 Integrated Power

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
2 156	878	508	x4.2	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	3 034	2 185	39%
-	-	-	ns	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
54	5	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	59	-	ns
(221)	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	(221)	-	ns
-	-	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	1	-100%
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
1 989	883	508	x3.9	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	2 872	2 186	31%
1 568	238	(88)	ns	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	1 806	647	x2.8
1 791	245	142	x12.6	Acquisitions ( g )	2 036	878	x2.3
223	7	230	-3%	Cessions ( i )	230	231	ns
67	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	67	-	ns
421	645	596	-29%	Dont investissements organiques ( h )	1 066	1 539	-31%
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
150	268	239	-37%	Augmentation des prêts non courants	418	544	-23%
(137)	(46)	(31)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(183)	(92)	ns
(154)	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	(154)	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

1.4 Raffinage-Chimie

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
309	236	316	-2%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	545	713	-24%
-	-	-	ns	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
-	-	(29)	-100%	Remboursement organique de prêts SME ( c )	-	(27)	-100%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
-	-	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	-	ns
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
309	236	287	8%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	545	686	-21%
(24)	-	(95)	ns	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(24)	(115)	ns
11	-	26	-58%	Acquisitions ( g )	11	35	-69%
35	-	121	-71%	Cessions ( i )	35	150	-77%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
333	236	382	-13%	Dont investissements organiques ( h )	569	801	-29%
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
17	10	58	-71%	Augmentation des prêts non courants	27	65	-58%
(7)	(6)	(3)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(13)	(10)	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

1.5 Marketing & Services

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
196	75	337	-42%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	271	(800)	ns
-	-	-	ns	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
-	-	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	-	-	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
-	-	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	-	ns
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
196	75	337	-42%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	271	(800)	ns
(3)	(75)	151	ns	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(78)	(1 087)	ns
1	2	17	-94%	Acquisitions ( g )	3	19	-84%
4	77	(134)	ns	Cessions ( i )	81	1 106	-93%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
199	150	186	7%	Dont investissements organiques ( h )	349	287	22%
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
26	18	57	-54%	Augmentation des prêts non courants	44	68	-35%
(22)	(17)	(53)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(39)	(79)	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)	-	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

2. Tableau de passage des flux de trésorerie d’exploitation à la marge brute d’autofinancement

2.1 Exploration-Production

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
3 675	3 266	4 535	-19%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	6 941	8 125	-15%
(85)	(1 025)	182	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	(1 110)	(706)	ns
-	-	-	ns	Effet de stock ( c )	-	-	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	ns
-	-	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	-	ns
3 760	4 291	4 353	-14%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	8 051	8 831	-9%

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

2.2 Integrated LNG

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
539	1 743	431	25%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	2 282	2 141	7%
(620)	495	(789)	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	(125)	(426)	ns
-	-	-	ns	Effet de stock ( c )	-	-	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	ns
-	1	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	1	1	ns
1 159	1 249	1 220	-5%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	2 408	2 568	-6%
*La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.

2.3 Integrated Power

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
799	(399)	1 647	-51%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	400	1 398	-71%
377	(991)	1 024	-63%	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	(614)	83	ns
-	-	-	ns	Effet de stock ( c )	-	-	ns
86	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	86	-	ns
54	5	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	59	-	ns
562	597	623	-10%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	1 159	1 315	-12%
*La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

2.4 Raffinage-Chimie

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
887	(1 983)	1 541	-42%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	(1 096)	(588)	ns
362	(2 543)	788	-54%	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	(2 181)	(2 738)	ns
(247)	(73)	(393)	ns	Effet de stock ( c )	(320)	(285)	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	ns
-	-	(29)	-100%	Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	(27)	-100%
772	633	1 117	-31%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	1 405	2 408	-42%

2.5 Marketing & Services

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2025 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2025 vs
2025	2025	2024	2^ème trimestre 2024	(en millions de dollars)	2025	2024	6 mois 2024
628	568	1 650	-62%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	1 196	1 542	-22%
(58)	118	1 066	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	60	462	-87%
(25)	(34)	(75)	ns	Effet de stock ( c )	(59)	(58)	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	ns
-	-	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	-	ns
711	484	659	8%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	1 195	1 138	5%

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

3. Réconciliation des capitaux employés (bilan) et calcul du ROACE

En millions de dollars	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Corporate	Éliminations de consolidation	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté 2^ème trimestre 2025	1 974	1 041	574	389	412	(245)	-	4 145
Résultat opérationnel net ajusté 1^er trimestre 2025	2 451	1 294	506	301	240	(131)	-	4 661
Résultat opérationnel net ajusté 4^ème trimestre 2024	2 305	1 432	575	318	362	(173)	-	4 819
Résultat opérationnel net ajusté 3^ème trimestre 2024	2 482	1 063	485	241	364	(76)	-	4 559
Résultat opérationnel net ajusté ( a )	9 212	4 830	2 140	1 249	1 378	(625)	-	18 184


Bilan au 30 juin 2025
Immobilisations corporelles et incorporelles	85 970	29 063	17 159	12 746	7 139	763	-	152 840
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	4 349	16 955	10 304	3 963	1 086	-	-	36 657
Autres actifs non courants	3 685	2 210	1 771	699	1 089	329	-	9 783
Stocks	1 565	1 027	574	10 773	3 336	-	-	17 275
Clients et comptes rattachés	5 841	6 227	4 554	20 019	8 369	1 148	(24 904)	21 254
Autres créances	6 848	8 899	5 206	2 723	2 955	5 627	(8 098)	24 160
Fournisseurs et comptes rattachés	(6 884)	(7 473)	(6 333)	(32 438)	(9 932)	(1 049)	24 821	(39 288)
Autres créditeurs et dettes diverses	(9 785)	(8 541)	(4 484)	(5 171)	(5 385)	(9 487)	8 181	(34 672)
Besoin en fonds de roulement	(2 415)	139	(483)	(4 094)	(657)	(3 761)	-	(11 271)
Provisions et autres passifs non courants	(25 111)	(4 260)	(1 719)	(3 577)	(1 222)	874	-	(35 015)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	564	193	1	-	84	-	-	842
Capitaux employés (Bilan)	67 042	44 300	27 033	9 737	7 519	(1 795)	-	153 836
Moins effet de stock	-	-	-	(910)	(194)	-	-	(1 104)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( b )	67 042	44 300	27 033	8 827	7 325	(1 795)	-	152 732


Bilan au 30 juin 2024
Immobilisations corporelles et incorporelles	84 754	24 936	14 078	11 987	6 476	649	-	142 880
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	3 463	15 294	8 921	4 122	1 000	-	-	32 800
Autres actifs non courants	3 803	2 424	1 147	731	1 224	214	-	9 543
Stocks	1 486	1 495	577	12 822	3 809	-	-	20 189
Clients et comptes rattachés	6 432	5 526	4 766	20 755	8 940	1 073	(26 845)	20 647
Autres créances	6 497	7 876	4 797	2 146	3 141	7 313	(11 756)	20 014
Fournisseurs et comptes rattachés	(6 984)	(6 429)	(5 653)	(33 025)	(10 387)	(775)	26 804	(36 449)
Autres créditeurs et dettes diverses	(8 785)	(8 614)	(4 989)	(6 082)	(5 762)	(11 007)	11 797	(33 442)
Besoin en fonds de roulement	(1 354)	(146)	(502)	(3 384)	(259)	(3 396)	-	(9 041)
Provisions et autres passifs non courants	(24 947)	(3 800)	(1 807)	(3 467)	(1 207)	653	-	(34 575)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	90	-	24	-	-	-	-	114
Capitaux employés (Bilan)	65 809	38 708	21 861	9 989	7 234	(1 880)	-	141 721
Moins effet de stock	-	-	-	(1 261)	(280)	-	-	(1 541)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( c )	65 809	38 708	21 861	8 728	6 954	(1 880)	-	140 180

ROACE en pourcentage ( a / moyenne ( b + c ))	13,9%	11,6%	8,8%	14,2%	19,3%			12,4%

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)

4. Réconciliation du résultat net de l’ensemble consolidé au résultat opérationnel net ajusté

(en millions de dollars)	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	6 mois	6 mois
(en millions de dollars)	2025	2025	2024	2025	2024
Résultat net de l'ensemble consolidé ( a )	2 746	3 921	3 847	6 667	9 651
Coût net de la dette nette ( b )	(486)	(385)	(365)	(871)	(650)
Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net	(361)	(122)	(256)	(483)	536
Plus ou moins-value de cession	-	-	(110)	-	1 397
Charges de restructuration	-	-	(11)	-	(11)
Dépréciations et provisions exceptionnelles	(209)	-	-	(209)	(644)
Autres éléments	(152)	(122)	(135)	(274)	(206)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d'impôt	(269)	(78)	(327)	(347)	(220)
Effet des variations de juste valeur	(283)	(155)	(291)	(438)	(611)
Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c )	(913)	(355)	(874)	(1 268)	(295)
Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c )	4 145	4 661	5 086	8 806	10 596

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TotalEnergies SE : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2025

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