TotalEnergies SE : Résultats du premier trimestre 2024

Actualité publiée le 26/04/24 09:30

Regulatory News:

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

	1T24	4T23	Variation vs 4T23	1T23	Variation vs 1T23
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)	5.7	5.1	+13%	5.6	+3%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)⁽¹⁾
- en milliards de dollars (G$)	5.1	5.2	-2%	6.5	-22%
- en dollar par action	2.14	2.16	-1%	2.61	-18%
EBITDA ajusté⁽¹⁾ (G$)	11.5	11.7	-2%	14.2	-19%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)⁽¹⁾ (G$)	8.2	8.5	-4%	9.6	-15%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	2.2	16.2	-87%	5.1	-58%

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 25 avril 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le premier trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Célébrant cette année ses 100 ans, TotalEnergies démontre une nouvelle fois ce trimestre la pertinence de sa stratégie de transition équilibrée ancrée sur deux piliers, les hydrocarbures et l’électricité, permettant de délivrer des résultats solides et un retour à l’actionnaire attractif. Dans un environnement marqué par des prix du pétrole et des marges de raffinage soutenus, mais des prix du gaz en retrait, la Compagnie affiche au premier trimestre 2024 un résultat net ajusté de 5,1 G$ et un cash-flow de 8,2 G$, conformes à ses objectifs ambitieux pour l’année 2024.

Au premier trimestre, la production Oil & Gas s’établit à 2,46 Mbep/j, bénéficiant d’une croissance de la production de GNL de 6% sur le trimestre ainsi que des démarrages de Mero 2 au Brésil et d’Akpo West au Nigéria. La Compagnie a apprécié positivement les découvertes de Venus en Namibie et de Cronos à Chypre. L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,6 G$ et un cash-flow de 4,5 G$ et confirme son leadership en termes de maîtrise des coûts, avec des coûts opératoires inférieurs à 5 $/bep.

Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,2 G$ et un cash-flow de 1,3 G$ ce trimestre, dans un environnement baissier et peu volatil. La Compagnie a renforcé son intégration sur la chaine du GNL avec l’acquisition des actifs amonts de Lewis Energy Group dans le bassin d’Eagle Ford aux Etats-Unis et la signature d’un contrat de vente de GNL à Sembcorp en Asie. La Compagnie poursuit le déploiement de sa stratégie multi-énergies en Oman : elle a lancé le projet Marsa LNG d’un train 100% électrifié à très faibles émissions (3 kg/bep) destiné en priorité au marché des carburants maritimes et va développer un portefeuille de 800 MW de projets éoliens et solaires, dont le projet de 300 MW qui alimentera Marsa LNG.

Le secteur Integrated Power génère un résultat opérationnel net ajusté en hausse à 0,6 G$ et un cash-flow de 0,7 G$, avec une rentabilité des capitaux moyens employés atteignant 10%, confirmant la capacité de la Compagnie à croitre de manière rentable sur la chaine de valeur de l’électricité. TotalEnergies a renforcé son intégration au Texas en finalisant ce trimestre l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz flexibles.

L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,2 G$ et un cash-flow de 1,8 G$, bénéficiant de la hausse des marges de raffinage sur le trimestre. La Compagnie a finalisé la cession à Alimentation Couche-Tard d’une partie de son réseau européen et a poursuivi son développement dans les carburants aériens durables (SAF) en nouant des partenariats avec Airbus et SINOPEC.

Conforté par ces résultats solides, en ligne avec les objectifs ambitieux pour l’année 2024, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2024 d’un montant de 0,79 € par action, en hausse de près de 7% par rapport à 2023, et a autorisé des rachats d’actions pour 2 G$ au deuxième trimestre 2024. »

⁽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.

1. Faits marquants ⁽²⁾

Célébration des 100 ans de TotalEnergies le 28 mars 2024 et lancement de l’opération « 100 pour 100 » :
- Plan d’attribution de 100 actions aux 100 000 collaborateurs de la Compagnie* dans le monde
- Offres de 100€ à 100 000 nouveaux clients électricité et à 100 000 clients particuliers station-service en France sous conditions

Publication du Sustainability & Climate – 2024 Progress Report présentant les progrès réalisés par TotalEnergies en 2023 dans la mise en œuvre de sa stratégie et de son ambition climat
TotalEnergies numéro 1 du classement Net Zero Standard for Oil & Gas publié par Climate Action 100+
Lancement du programme mondial Care Together by TotalEnergies traduisant les engagements de la Compagnie en matière de responsabilité sociale vis-à-vis de ses collaborateurs
Poursuite du prix plafond des carburants à 1,99 €/L, en France
Lancement de l’opération annuelle d’augmentation de capital réservée aux salariés de TotalEnergies, numéro 1 de l’actionnariat salarié en Europe selon la Fédération Européenne de l’Actionnariat Salarié
Mise à disposition d’un outil d’intelligence artificielle générative au service de l’ensemble des collaborateurs de TotalEnergies

Mise en production de la seconde phase du champ de Mero au Brésil
Démarrage de la production du champ d’Akpo West au Nigéria
Démarrage de la production de gaz du hub de Tyra au Danemark, après un redéveloppement majeur
Accords avec OMV et Sapura Upstream Assets pour l’acquisition de 100% des actions de SapuraOMV, producteur et opérateur de gaz, en Malaisie
Acquisition d’une participation dans le permis d’exploration offshore 3B/4B, en Afrique du Sud
Appréciation positive de la découverte de gaz de Cronos sur le Bloc 6 à Chypre
Extension du partenariat avec Sonatrach dans la région de Timimoun, en Algérie
Création d’une joint-venture avec Vantage (75%/25%) pour acquérir le navire de forage Tungsten Explorer
Lancement d’une technologie sous-marine innovante de séparation et réinjection du gaz à haute teneur en CO₂ sur le champ de Mero, au Brésil

Finalisation de la cession de réseaux de stations-service au Benelux à Couche-Tard
Coopération avec Bapco Energies à Bahreïn dans le trading de produits pétroliers
Partenariat stratégique avec Airbus dans les carburants aériens durables (SAF)
Partenariat avec SINOPEC pour développer conjointement une unité de production de SAF en Chine

Lancement du projet Marsa LNG de 1 Mt/an en Oman, usine GNL 100% électrique à très faible émission (3 kg CO₂/bep), alimentée par une usine solaire de 300 MW
Acquisition des 20% de Lewis Energy Group dans les permis d’exploitation du champ gazier de Dorado (Eagle Ford) au Texas
Signature d’un contrat de vente de 0,8 Mt/an de GNL pendant 16 ans à Sembcorp à Singapour
Extension jusqu’en 2025 du contrat d’achat de GNL de 2 Mt/an avec Sonatrach, en Algérie

Finalisation de l’acquisition de 1,5 GW de capacité de production électrique flexible à gaz au Texas
Lancement d’un nouveau projet de stockage d’électricité par batteries de 75 MWh, en Belgique
Cap de 1,5 GW de PPA signés avec 600 clients industriels et commerciaux dans le monde

Acquisition de projets de stockage de carbone auprès de Talos Low Carbon Solutions aux Etats-Unis
Création d’une joint-venture avec Vanguard Renewables (50%/50%), filiale de BlackRock, pour développer la production de biométhane aux Etats-Unis
Membre fondateur de la coalition internationale « e-NG Coalition » visant à soutenir le développement de la filière industrielle de méthane synthétique

⁽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.
*		TotalEnergies SE et les sociétés dont le capital social est détenu à plus de 50% par TotalEnergies SE ou sous contrôle conjoint, à l’exception d’un nombre limité de sociétés cogérées avec d’autres acteurs pétroliers, ainsi que celles enregistrées ou immatriculées dans un pays sous sanctions économiques.

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

En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
EBITDA ajusté ⁽¹⁾	11,493	11,696	-2%	14,167	-19%
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	5,600	5,724	-2%	6,993	-20%
Exploration-Production	2,550	2,802	-9%	2,653	-4%
Integrated LNG	1,222	1,456	-16%	2,072	-41%
Integrated Power	611	527	+16%	370	+65%
Raffinage-Chimie	962	633	+52%	1,618	-41%
Marketing & Services	255	306	-17%	280	-9%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	621	597	+4%	1,079	-42%
Taux moyen d'imposition ⁽³⁾	37.8%	37.7%	-	41.4%	-
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	5,112	5,226	-2%	6,541	-22%
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ⁽⁴⁾	2.14	2.16	-1%	2.61	-18%
Résultat net ajusté dilué par action (euros)⁽⁵⁾	1.97	2.02	-2%	2.43	-19%
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2,352	2,387	-1%	2,479	-5%

Résultat net (part TotalEnergies)	5,721	5,063	+13%	5,557	+3%

Investissements organiques ⁽¹⁾	4,072	6,139	-34%	3,433	+19%
Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(500)	(5,404)	ns	2,987	ns
Investissements nets ⁽¹⁾	3,572	735	x4,9	6,420	-44%

Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	8,168	8,500	-4%	9,621	-15%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ⁽¹⁾	8,311	8,529	-3%	9,774	-15%
Flux de trésorerie d’exploitation	2,169	16,150	-87%	5,133	-58%
Ratio d’endettement⁽¹⁾ de 10,5% au 31 mars 2024 contre 5,0% au 31 décembre 2023

⁽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 €-$ : 1,0858 au 1^er trimestre 2024, 1,0751 au 4ème trimestre 2023 et 1,0730 au 1^er trimestre 2023.

3. Principales données d’environnement, d’émissions de gaz à effet de serre et de production

3.1 Environnement – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage

	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Brent ($/b)	83.2	84.3	-1%	81.2	+3%
Henry Hub ($/Mbtu)	2.1	2.9	-28%	2.7	-22%
NBP ($/Mbtu)	8.7	13.3	-35%	16.1	-46%
JKM ($/Mbtu)	9.3	15.2	-39%	16.5	-44%
Prix moyen de vente liquides ($/b) ^(6),(7) Filiales consolidées	78.9	80.2	-2%	73.4	+7%
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) ^(6),(8) Filiales consolidées	5.11	6.17	-17%	8.89	-43%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) ^(6),(9) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9.58	10.28	-7%	13.27	-28%
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) ^(6),(10)	71.7	52.6	+36%	90.7	-21%

3.2 Émissions de gaz à effet de serre ⁽¹¹⁾

Émissions Scope 1+2 (MtCO_2e)	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Scope 1+2 des installations opérées ⁽¹²⁾	8.2	7.9	+4%	9.1	-10%
dont Oil & Gas	7.1	7.2	-1%	7.6	-7%
dont CCGT	1.1	0.7	+57%	1.5	-27%
Scope 1+2 périmètre patrimonial	11.6	11.5	+1%	12.8	-9%

Emissions trimestrielles estimées.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en en hausse de 4% sur le trimestre, compte-tenu de l’effet périmètre lié à l’acquisition de centrales à gaz au Texas pour une capacité de 1,5 GW. Elles sont néanmoins en baisse de 10% sur un an, en lien avec la moindre utilisation des centrales à gaz en Europe, la baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production et la mise en œuvre de projets de réduction d’émissions au Raffinage-Chimie.

Émissions de Méthane (ktCH₄)	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Émissions de méthane des installations opérées	8	9	-11%	9	-11%
Émissions de méthane périmètre patrimonial	9	11	-18%	11	-18%

Émissions trimestrielle estimées.

Émissions Scope 3 (MtCO_2e)	1T24	2023
Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde ⁽¹³⁾	est. 85	355

⁽⁶⁾		Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
⁽⁷⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
⁽⁸⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
⁽⁹⁾		Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
⁽¹⁰⁾		Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.
⁽¹¹⁾		Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO₂, CH₄, N₂O, les HFC, les PFC et le SF₆, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF₆ sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et ne sont donc pas comptabilisés.
⁽¹²⁾		Les émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement universel 2023 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H₂).
⁽¹³⁾		TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à l’usage final des produits énergétiques vendus aux clients, c’est-à-dire provenant de leur combustion pour obtenir de l’énergie. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole, biocarburants ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes. Le point le plus élevé pour chaque chaîne de valeur pour l’année 2024 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres.

3.3 Production ⁽¹⁴⁾

Production d'hydrocarbures	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2,461	2,462	-	2,524	-2%
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1,322	1,341	-1%	1,398	-5%
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1,139	1,121	+2%	1,126	+1%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2,461	2,462	-	2,524	-2%
Liquides (kb/j)	1,482	1,506	-2%	1,562	-5%
Gaz (Mpc/j)	5,249	5,158	+2%	5,191	+1%

La production d’hydrocarbures, de 2 461 milliers de barils équivalent pétrole par jour au premier trimestre 2024, est stable sur le trimestre, portée par la hausse de la production GNL et les démarrages de Mero 2 au Brésil et d’Akpo West au Nigéria, compensant la cession des actifs canadiens effective au cours du quatrième trimestre 2023. Hors Canada, la production est en hausse de 1% sur le trimestre.

La production d’hydrocarbures est en hausse de 1,5% sur un an (hors Canada) en raison des éléments suivants :

+2% lié à la montée en puissance de projets, notamment Mero 2 au Brésil, Bloc 10 en Oman, Tommeliten Alpha en Norvège et Absheron en Azerbaïdjan,
+1% lié à la baisse des maintenances planifiées et arrêts non planifiés,
+1% d’effet périmètre, notamment lié à l’entrée dans les champs en production de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, partiellement compensée par la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande,
-2,5% lié au déclin naturel des champs.

En incluant l’effet de la cession des actifs canadiens, la production est en baisse de 2% sur un an.

⁽¹⁴⁾

Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

Production d'hydrocarbures	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
EP (kbep/j)	1,969	1,998	-1%	2,061	-4%
Liquides (kb/j)	1,419	1,448	-2%	1,500	-5%
Gaz (Mpc/j)	2,937	2,946	-	3,012	-2%

4.1.2 Résultats

En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté	2,550	2,802	-9%	2,653	-4%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	145	130	+12%	135	+7%
Taux moyen d'imposition ⁽¹⁵⁾	48.5%	47.7%	-	57.1%	-

Investissements organiques⁽¹⁾	2,041	3,117	-35%	2,134	-4%
Acquisitions nettes ⁽¹⁾	36	(4,306)	ns	1,938	-98%
Investissements nets⁽¹⁾	2,077	(1,189)	ns	4,072	-49%

Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	4,478	4,690	-5%	4,907	-9%
Flux de trésorerie d’exploitation	3,590	5,708	-37%	4,536	-21%

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 550 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 9% sur le trimestre et de 4% sur un an, principalement en raison de la baisse des prix du gaz et de la production.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 478 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 5% sur le trimestre et de 9% sur un an, pour les mêmes raisons.

⁽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).

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

Production d'hydrocarbures pour le GNL	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Integrated LNG (kbep/j)	492	464	+6%	463	+6%
Liquides (kb/j)	63	58	+9%	62	+1%
Gaz (Mpc/j)	2,312	2,212	+5%	2,179	+6%

GNL (Mt)	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Ventes totales de GNL	10.7	11.8	-9%	11.0	-3%
incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	4.2	4.0	+5%	4.0	+5%
incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	9.3	10.8	-14%	9.9	-6%

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 a augmenté de 6% sur le trimestre, portée par une disponibilité accrue des installations, notamment Ichthys en Australie et QatarEnergy LNG N(2) au Qatar, et par la hausse de l’approvisionnement de NLNG au Nigéria.

Les ventes de GNL sont en baisse de 9% par rapport au trimestre précédent, la demande étant moins élevée en Europe du fait d’un hiver doux et de niveaux de stocks élevés. A noter que les volumes ont été impactés par l’indisponibilité partielle ce trimestre de Freeport LNG, aux Etats-Unis.

4.2.2 Résultats

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté	1,222	1,456	-16%	2,072	-41%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	494	500	-1%	786	-37%

Investissements organiques⁽¹⁾	540	790	-32%	396	+36%
Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(12)	48	ns	759	ns
Investissements nets⁽¹⁾	528	838	-37%	1,155	-54%

Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1,348	1,763	-24%	2,081	-35%
Flux de trésorerie d’exploitation	1,710	2,702	-37%	3,536	-52%

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 222 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 16% sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix et des ventes de GNL. Compte tenu de la faible volatilité des prix ce trimestre, le résultat des activés de négoce de GNL a été en ligne avec la moyenne historique.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 348 M$ au premier trimestre 2024 en baisse de 24% sur le trimestre, pour les mêmes raisons, ainsi qu’en raison d’un effet timing sur le paiement des dividendes reçus par certaines sociétés mises en équivalence.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

Integrated Power	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Production nette d'électricité (TWh) *	9.6	8.0	+20%	8.4	+14%
dont à partir de sources renouvelables	6.0	5.5	+10%	3.8	+56%
dont à partir de capacités flexibles à gaz	3.6	2.5	+42%	4.5	-21%
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **	19.5	17.3	+13%	12.7	+54%
dont renouvelables	13.7	13.0	+5%	8.4	+64%
dont capacités flexibles à gaz	5.8	4.3	+35%	4.3	+35%
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ,*	84.1	80.1	+5%	70.4	+19%
dont capacités installées	23.5	22.4	+5%	17.9	+31%
Clients électricité - BtB et BtC (Million) **	6.0	5.9	+1%	6.0	-1%
Clients gaz - BtB et BtC (Million) **	2.8	2.8	-	2.8	-
Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	14.9	13.9	+7%	15.5	-4%
Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	35.7	30.7	+16%	37.3	-4%

*		Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.
**		Données à fin de période.
***		Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49% des capacités brutes de Casa dos Ventos.

La production nette d'électricité s’établit à 9,6 TWh au premier trimestre 2024, en hausse de 20% sur le trimestre. La production de source renouvelable est en croissance de 10% sur le trimestre et la croissance de la production des capacités flexibles à gaz bénéficie de l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable est de 23,5 GW à la fin du premier trimestre 2024, en croissance de plus de 1 GW sur le trimestre, dont 0,5 GW de nouvelles capacités installées aux États-Unis (Clearway, Danish Fields) et 0,4 GW en Inde.

4.3.2 Résultats

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté	611	527	+16%	370	+65%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	(39)	21	ns	56	ns

Investissements organiques⁽¹⁾	943	674	+40%	577	+63%
Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	735	532	+38%	519	+42%
Investissements nets⁽¹⁾	1,678	1,206	+39%	1,096	+53%

Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	692	705	-2%	440	+57%
Flux de trésorerie d’exploitation	(249)	638	ns	(1,285)	ns

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’établit à 611 M$ au premier trimestre 2024, en hausse de 16% sur le trimestre, en lien avec la croissance de l’activité.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 692 M$, le quatrième trimestre 2023 ayant bénéficié de dividendes plus élevés de la part des sociétés mises en équivalence.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté	1,217	939	+30%	1,898	-36%

Investissements organiques⁽¹⁾	520	1,504	-65%	290	+79%
Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(1,258)	(1,679)	ns	(229)	ns
Investissements nets⁽¹⁾	(738)	(175)	ns	61	ns

Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1,770	1,692	+5%	2,189	-19%
Flux de trésorerie d’exploitation	(2,237)	6,584	ns	(1,524)	ns

4.5 Raffinage-Chimie

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

Volumes raffinés et taux d’utilisation*	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Total volumes raffinés (kb/j)	1,424	1,381	+3%	1,403	+2%
France	382	444	-14%	357	+7%
Reste de l'Europe	618	582	+6%	596	+4%
Reste du monde	424	355	+19%	450	-6%
Taux d’utilisation sur bruts traités**	79%	79%	-	78%	-

*		Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
**		Sur la base de la capacité de distillation en début d’année.

Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Monomères* (kt)	1,287	1,114	+16%	1,295	-1%
Polymères (kt)	1,076	985	+9%	1,111	-3%
Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	73%	60%	-	75%	-

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

Les volumes raffinés sont en hausse de 3 % sur le trimestre, en lien avec le redémarrage de Satorp en Arabie Saoudite, malgré un arrêt non planifié de la raffinerie de Donges en France.

La production de produits pétrochimiques est en hausse de 16% pour les monomères et de 9% pour les polymères sur le trimestre, bénéficiant de l’amélioration des taux d’utilisation des vapocraqueurs en Europe et aux Etats-Unis.

4.5.2 Résultats

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté	962	633	+52%	1,618	-41%

Investissements organiques⁽¹⁾	419	1,002	-58%	198	x2,1
Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(20)	(11)	ns	5	ns
Investissements nets⁽¹⁾	399	991	-60%	203	+97%

Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1,291	1,173	+10%	1,733	-26%
Flux de trésorerie d’exploitation	(2,129)	4,825	ns	(851)	ns

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 962 M$ au premier trimestre 2024, en hausse de 52% sur le trimestre, en lien avec la hausse des marges de raffinage et des volumes raffinés.

La marge brute d’autofinancement (CFFO), qui s’établit à 1 291 M$ au premier trimestre 2024, croît dans des proportions moindres que le résultat opérationnel net ajusté (+10% sur le trimestre), en raison d’un effet timing sur le paiement des dividendes reçus par certaines sociétés mises en équivalence.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

Ventes en kb/j*	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Total des ventes du Marketing & Services	1,312	1,341	-2%	1,360	-4%
Europe	715	755	-5%	757	-6%
Reste du monde	597	587	+2%	602	-1%

Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage.

Au premier trimestre 2024, les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 4% sur un an, principalement du fait de la baisse de la demande des clients industriels et particuliers en Europe.

4.6.2 Résultats

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté	255	306	-17%	280	-9%

Investissements organiques⁽¹⁾	101	502	-80%	92	+10%
Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(1,238)	(1,668)	ns	(234)	ns
Investissements nets⁽¹⁾	(1,137)	(1,166)	ns	(142)	ns

Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	479	519	-8%	456	+5%
Flux de trésorerie d’exploitation	(108)	1,759	ns	(673)	ns

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 255 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 9% sur un an, en lien avec la baisse des ventes.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’élève à 479 M$ au premier trimestre 2024, en hausse de 5% sur un an, la croissance des activités à forte valeur ajoutée, notamment les lubrifiants, compensant la cession d’une partie du réseau de distribution en Europe.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 5 600 M$ au premier trimestre 2024 :

comparé à 5 724 M$ au quatrième trimestre 2023, principalement en raison de la baisse des prix du gaz, partiellement compensée par la hausse des marges de raffinage,
comparé à 6 993 M$ au premier trimestre 2023, principalement en raison de la baisse des prix du gaz et des marges de raffinage.

5.2 Résultat net ajusté ⁽¹⁾(part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 5 112 M$ au premier trimestre 2024 comparé à 5 226 M$ au quatrième trimestre 2023, principalement en raison de la baisse des prix du gaz, partiellement compensée par la hausse des marges de raffinage.

Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de +0,6 G$ au premier trimestre 2024, constitués principalement de :

+1,5 G$ de plus-value de cession et revalorisation des titres conservés en mise en équivalence, au titre de la cession partielle des réseaux de distribution en Belgique et au Luxembourg et la cession totale au Pays-Bas,
-0,2 G$ d’effets de stock et variation de juste valeur,
-0,7 G$ de dépréciations des participations minoritaires de la Compagnie dans les sociétés Sunpower et Maxeon sur la base des valeurs de marché,

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est stable à 37,8% au premier trimestre 2024 (37,7% au quatrième trimestre 2023).

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à 2,14 $ au premier trimestre 2024, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 352 millions, contre 2,16 $ au quatrième trimestre 2023.

Au 31 mars 2024, le nombre dilué d’actions était de 2 344 millions.

Dans le cadre de sa politique de retour à l’actionnaire, TotalEnergies a procédé au rachat de 30,6 millions d’actions au premier trimestre 2024, pour un montant de 2 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté 1 074 M$ au premier trimestre 2024, notamment au titre de :

l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas,
l’acquisition du développeur de stockage par batteries Kyon Energy en Allemagne,
l’acquisition de Talos Low Carbon Solutions dans le secteur du stockage de carbone aux Etats-Unis.

Les cessions ont représenté 1 574 M$ au premier trimestre 2024, notamment au titre de :

la finalisation de la transaction avec Alimentation Couche-Tard sur les réseaux de distribution en Belgique, au Luxembourg et aux Pays-Bas,
la cession à ADNOC de 15% du champ d’Absheron en Azerbaïdjan.

5.5 Cash-flow net ⁽¹⁾

Le cash-flow netde TotalEnergies ressort à 4 596 M$ au premier trimestre 2024 contre 7 765 M$ le trimestre précédent, compte tenu de la baisse de 332 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et la hausse de 2 837 M$ des investissements nets au premier trimestre 2024 pour atteindre 3 572 M$.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 2 169 M$ au premier trimestre 2024, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 8 168 M$, impacté par une augmentation du besoin en fonds de roulement de 6,0 G$ principalement liée à :

le retournement des 2 G$ d’éléments exceptionnels qui avaient réduit le besoin en fonds de roulement au quatrième trimestre 2023,
1,5 G$ d’effet de la hausse des prix du pétrole et des produits pétroliers sur les stocks en fin de trimestre,
un effet saisonnier de 1 G$ sur les dettes fiscales,
un effet saisonnier de 1 G$ sur l’activité de fourniture de gaz et d’électricité dans la distribution.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propress’est établie à 19,0 % sur la période du 1^er avril 2023 au 31 mars 2024.

En millions de dollars	Période du 1er avril 2023	Période du 1er janvier 2023	Période du 1er avril 2022
	au 31 mars 2024	au 31 décembre 2023	au 31 mars 2023
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	22,047	23,450	34,219
Capitaux propres retraités moyens	115,835	115,006	115,233
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	19.0%	20.4%	29.7%

La rentabilité des capitaux employés moyens ⁽¹⁾s’est établie à 16,5% sur la période du 1^er avril 2023 au 31 mars 2024.

En millions de dollars	Période du 1er avril 2023	Période du 1er janvier 2023	Période du 1er avril 2022
	au 31 mars 2024	au 31 décembre 2023	au 31 mars 2023
Résultat opérationnel net ajusté ⁽¹⁾	23,278	24,684	35,712
Capitaux Employés ⁽¹⁾	140,662	130,517	140,842
ROACE ⁽¹⁾	16.5%	18.9%	25.4%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 3 410 millions d’euros au premier trimestre 2024, contre 2 189 millions d’euros au premier trimestre 2023.

7. Sensibilités sur l’année 2024 ⁽¹⁶⁾

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

⁽¹⁶⁾		Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4^ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2024. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie.
⁽¹⁷⁾		Environnement Brent à 80 $/b.

8. Perspectives

Les prix du pétrole sont élevés, autour de 90 $/b, en ce début de deuxième trimestre, soutenus par un contexte géopolitique tendu et par la décision des pays de l’OPEP+ de maintenir leurs quotas de production au deuxième trimestre 2024.

Ces prix élevés sont de nature à impacter les marges de raffinage qui ont été à des niveaux élevés depuis le début de l’année.

Malgré des niveaux de stocks élevés en Europe au sortir de l’hiver, les prix du gaz européens se maintiennent entre 8 et 10 $/Mbtu en ce début de deuxième trimestre 2024. La reprise de la demande de GNL en Asie ainsi que la faible augmentation des capacités de production attendue en 2024 soutiennent les prix sur les marchés à terme à plus de 11 $/Mbtu pour l’hiver 2024/2025.

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 10 $/Mbtu au deuxième trimestre 2024.

La production d’hydrocarbures est attendue entre 2,4 et 2,45 Mbep/j au deuxième trimestre 2024, impactée par des maintenances planifiées, partiellement compensées par la montée en puissance de Mero 2 au Brésil et de Tyra au Danemark.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer au deuxième trimestre 2024 au-dessus de 85%, notamment du fait du redémarrage progressif de la raffinerie de Donges.

La Compagnie confirme sa guidance sur les investissements nets à 17-18 G$ en 2024, dont 5 G$ dédiés à Integrated Power.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h00 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie 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 à l’issue de l’événement.

* * * *

9. Principales données opérationnelles des secteurs

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

Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Europe	570	592	-4%	583	-2%
Afrique	463	451	+3%	494	-6%
Moyen-Orient et Afrique du Nord	815	788	+3%	718	+13%
Amériques	352	376	-6%	441	-20%
Asie Pacifique	261	256	+2%	288	-9%
Production totale	2,461	2,462	-	2,524	-2%
dont filiales mises en équivalence	346	331	+5%	344	+1%

Production de liquides par zone géographique (kb/j)	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Europe	224	236	-5%	235	-4%
Afrique	331	328	+1%	371	-11%
Moyen-Orient et Afrique du Nord	652	629	+4%	578	+13%
Amériques	171	207	-17%	263	-35%
Asie Pacifique	104	106	-1%	116	-10%
Production totale	1,482	1,506	-2%	1,562	-5%
dont filiales mises en équivalence	154	141	+9%	150	+3%

Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Europe	1,869	1,921	-3%	1,879	-1%
Afrique	648	612	+6%	615	+5%
Moyen-Orient et Afrique du Nord	896	881	+2%	772	+16%
Amériques	1,003	941	+7%	994	+1%
Asie Pacifique	833	803	+4%	931	-11%
Production totale	5,249	5,158	+2%	5,191	+1%
dont filiales mises en équivalence	1,043	1,027	+2%	1,054	-1%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Europe	1,774	1,789	-1%	1,600	+11%
Afrique	591	610	-3%	667	-11%
Amériques	1,033	1,055	-2%	849	+22%
Reste du monde	711	697	+2%	623	+14%
Total des ventes	4,109	4,151	-1%	3,739	+10%
dont ventes massives raffinage	401	402	-	387	+4%
dont négoce international	2,397	2,408	-	1,992	+20%

*Production de produits pétrochimiques (kt)**	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Europe	990	845	+17%	1,047	-5%
Amériques	645	528	+22%	607	+6%
Moyen-Orient et Asie	727	725	-	753	-3%

Oléfines, Polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

	1T24						4T23
Production nette d'électricité (TWh)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0.1	0.2	-	1.8	0.0	2.2	0.1	0.3	-	1.6	0.0	2.0
Reste de l'Europe	0.1	0.6	0.6	0.7	0.1	2.0	0.0	0.5	0.6	0.6	0.1	1.8
Afrique	0.0	0.0	-	-	-	0.0	0.0	0.0	-	-	-	0.0
Moyent Orient	0.2	-	-	0.3	-	0.5	0.2	-	-	0.3	-	0.4
Amérique du Nord	0.5	0.5	-	0.7	-	1.8	0.4	0.5	-	-	-	0.9
Amérique du Sud	0.2	0.7	-	-	-	0.8	0.1	0.9	-	-	-	1.0
Inde	1.6	0.2	-	-	-	1.8	1.3	0.2	-	-	-	1.5
Asie Pacifique	0.3	0.0	0.1	-	-	0.4	0.3	0.0	0.1	-	-	0.4
Total	2.9	2.3	0.7	3.6	0.1	9.6	2.4	2.3	0.7	2.5	0.1	8.0

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

	1T24						4T23
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) ⁽¹⁸⁾	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0.6	0.4	-	2.6	0.1	3.7	0.5	0.3	-	2.6	0.1	3.6
Reste de l'Europe	0.3	0.9	0.6	1.4	0.1	3.2	0.2	0.9	0.6	1.4	0.1	3.2
Afrique	0.1	0.0	-	-	0.0	0.1	0.1	0.0	-	-	0.0	0.1
Moyent Orient	0.4	-	-	0.3	-	0.7	0.4	-	-	0.3	-	0.7
Amérique du Nord	2.2	0.8	-	1.5	0.3	4.9	2.0	0.8	-	-	0.2	3.0
Amérique du Sud	0.4	0.9	-	-	-	1.2	0.4	0.8	-	-	-	1.2
Inde	4.0	0.5	-	-	-	4.5	3.8	0.5	-	-	-	4.3
Asie Pacifique	1.0	0.0	0.1	-	0.0	1.1	1.0	0.0	0.1	-	0.0	1.1
Total	9.0	3.5	0.7	5.8	0.6	19.5	8.5	3.4	0.7	4.3	0.5	17.3

⁽¹⁸⁾

Données à fin de période.

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

	1T24					4T23
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	0.9	0.7	-	0.1	1.7	0.9	0.6	-	0.1	1.6
Reste de l'Europe	0.3	1.1	1.1	0.2	2.7	0.2	1.1	1.1	0.2	2.6
Afrique	0.1	0.0	-	0.0	0.2	0.1	0.0	-	0.0	0.2
Moyen Orient	1.2	-	-	-	1.2	1.2	-	-	-	1.2
Amérique du Nord	5.2	2.2	-	0.6	8.0	4.9	2.1	-	0.5	7.5
Amérique du Sud	0.4	1.2	-	-	1.6	0.4	1.2	-	-	1.6
Inde	5.8	0.5	-	-	6.3	5.4	0.5	-	-	5.9
Asie Pacifique	1.5	0.0	0.3	0.0	1.8	1.5	0.0	0.3	0.0	1.8
Total	15.4	5.7	1.4	1.0	23.5	14.6	5.5	1.4	0.8	22.4

	1T24					4T23
Capacités brutes en construction de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0.1	-	0.0	0.0	0.2	0.2	0.0	0.0	0.0	0.2
Reste de l'Europe	0.4	0.0	-	0.1	0.5	0.4	0.0	-	0.1	0.5
Afrique	0.3	-	-	0.1	0.4	0.0	-	-	0.0	0.0
Moyen Orient	0.1	-	-	-	0.1	0.1	-	-	-	0.1
Amérique du Nord	1.6	0.0	-	0.2	1.8	1.4	0.1	-	0.2	1.7
Amérique du Sud	0.0	0.7	-	0.0	0.7	0.0	0.4	-	0.0	0.4
Inde	0.6	0.1	-	-	0.6	0.6	-	-	-	0.6
Asie Pacifique	0.1	0.0	0.4	-	0.4	0.0	0.0	0.4	-	0.4
Total	3.1	0.8	0.4	0.4	4.8	2.8	0.6	0.4	0.3	4.1

	1T24					4T23
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	1.2	0.4	-	0.0	1.6	0.7	0.4	-	0.0	1.2
Reste de l'Europe	4.4	0.5	7.4	1.8	14.2	4.6	0.3	7.4	0.1	12.4
Afrique	1.4	0.3	-	0.0	1.7	1.1	0.3	-	0.3	1.7
Moyen Orient	1.7	-	-	-	1.7	1.5	0.7	-	-	2.2
Amérique du Nord	10.3	3.1	4.1	4.8	22.3	8.2	3.4	4.1	5.4	21.1
Amérique du Sud	1.5	1.2	-	0.1	2.8	1.4	0.8	-	0.4	2.6
Inde	4.5	0.2	-	-	4.7	4.7	0.2	-	-	4.9
Asie Pacifique	3.2	0.1	2.6	1.0	6.9	2.9	0.4	2.9	1.3	7.5
Total	28.2	5.8	14.1	7.7	55.9	25.3	6.5	14.4	7.5	53.7

⁽¹⁹⁾		Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group, et 49% des capacités brutes de Casa dos Ventos.
⁽²⁰⁾		Données à fin de période.

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

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

En millions de dollars	1T24	4T23	1T23
Résultat net (part TotalEnergies)	5,721	5,063	5,557
Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	805	180	(159)
Plus ou moins value de cession	1,507	1,844	203
Charges de restructuration	-	(51)	-
Dépréciations et provisions exceptionnelles	(644)	(1,023)	(60)
Autres éléments *	(58)	(590)	(302)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	124	(535)	(391)
Effet des variations de juste valeur	(320)	192	(434)
Total des éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	609	(163)	(984)
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	5,112	5,226	6,541

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

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Résultat net (part TotalEnergies)	5,721	5,063	+13%	5,557	+3%
Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	(609)	163	ns	984	ns
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	5,112	5,226	-2%	6,541	-22%
Éléments ajustés
Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle	100	57	+75%	74	+35%
Plus: charge / (produit) d'impôt	2,991	3,004	-	4,090	-27%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	2,942	3,060	-4%	3,026	-3%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	92	115	-20%	99	-7%
Plus: coût de l'endettement financier brut	708	660	+7%	710	-
Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(452)	(426)	ns	(373)	ns
EBITDA Ajusté	11,493	11,696	-2%	14,167	-19%

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

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Éléments ajustés
Produits des ventes	51,883	54,765	-5%	58,309	-11%
Achats, nets de variation de stocks	(33,525)	(36,651)	ns	(37,479)	ns
Autres charges d'exploitation	(7,580)	(6,956)	ns	(7,752)	ns
Charges d'exploration	(88)	(174)	ns	(94)	ns
Autres produits	240	169	+42%	77	x3,1
Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(125)	(150)	ns	(38)	ns
Autres produits financiers	282	276	+2%	248	+14%
Autres charges financières	(215)	(180)	ns	(183)	ns
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	621	597	+4%	1,079	-42%
EBITDA Ajusté	11,493	11,696	-2%	14,167	-19%
Éléments ajustés
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2,942)	(3,060)	ns	(3,026)	ns
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(92)	(115)	ns	(99)	ns
Moins: coût de l'endettement financier brut	(708)	(660)	ns	(710)	ns
Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	452	426	+6%	373	+21%
Moins: produit (charge) d'impôt	(2,991)	(3,004)	ns	(4,090)	ns
Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(100)	(57)	ns	(74)	ns
Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)	609	(163)	ns	(984)	ns
Résultat net (part TotalEnergies)	5,721	5,063	+13%	5,557	+3%

10.3 Investissements – Désinvestissements (part TotalEnergies)

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

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Flux de trésorerie d'investissement ( a )	3,467	632	x5,5	6,362	-46%
Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )	3	3	-	(6)	ns
Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *	-	(3)	-100%	3	-100%
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	103	71	+45%	60	+72%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	(1)	32	ns	1	ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	3,572	735	x4,9	6,420	-44%
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(500)	(5,404)	ns	2,987	ns
Acquisitions ( g )	1,074	698	+54%	3,256	-67%
Cessions ( i )	1,574	6,102	-74%	269	x5,9
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns	(3)	-100%
Dont investissements organiques ( h )	4,072	6,139	-34%	3,433	+19%
Exploration capitalisée	145	214	-32%	205	-29%
Augmentation des prêts non courants	538	683	-21%	374	+44%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(146)	(91)	ns	(229)	ns
Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	-	(3)	-100%	-	ns

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

10.4 Cash-flow (part TotalEnergies)

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

En millions de dollars	1T24	4T23	1T24 vs 4T23	1T23	1T24 vs 1T23
Flux de trésorerie d’exploitation ( a )	2,169	16,150	-87%	5,133	-58%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	(6,121)	8,377	ns	(3,989)	ns
Effet de stock ( c )	125	(724)	ns	(502)	ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	(0)	-100%	3	-100%
Remboursement organique de prêts SME ( e )	3	3	-	(6)	ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	8,168	8,500	-4%	9,621	-15%
Frais financiers	(143)	(29)	ns	(153)	ns
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)	8,311	8,529	-3%	9,774	-15%

Investissements organiques ( g )	4,072	6,139	-34%	3,433	+19%
Cash flow après investissements organiques ( f - g )	4,096	2,361	+73%	6,188	-34%

Investissements nets ( h )	3,572	735	x4,9	6,420	-44%
Cash flow net ( f - h )	4,596	7,765	-41%	3,201	+44%

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	31/03/2024	31/12/2023	31/03/2023
Dettes financières courantes *	16,068	7,869	16,280
Autres passifs financiers courants	481	446	597
Actifs financiers courants ,*	(5,969)	(6,256)	(7,223)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *	(11)	17	(38)
Dettes financières non courantes *	30,452	32,722	34,820
Actifs financiers non courants *	(1,165)	(1,229)	(1,101)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(25,640)	(27,263)	(27,985)
Dette nette ( a )	14,216	6,306	15,350

Capitaux propres (part TotalEnergies)	118,409	116,753	115,581
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	2,734	2,700	2,863
Capitaux propres ( b )	121,143	119,453	118,444

Ratio d'endettement = a / ( a + b )	10.5%	5.0%	11.5%

Dette nette de location ( c )	8,013	8,275	8,131
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/( a+b+c )	15.5%	10.9%	16.5%

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

10.6. Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1er avril 2023 au 31 mars 2024
En millions de dollars	Exploration- Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage- Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	10,839	5,350	2,094	3,998	1,433	23,278
Capitaux employés au 31/03/2023	67,658	34,183	18,982	10,115	8,811	139,830
Capitaux employés au 31/12/2023	64,968	36,678	22,890	9,360	8,013	141,494
ROACE	16.3%	15.1%	10.0%	41.1%	17.0%	16.5%

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Avertissement :

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

Ce communiqué de presse présente les résultats du premier trimestre 2024, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 mars 2024 (non audités). Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non auditée) est disponible sur le site totalenergies.com.

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

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

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

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

(ii) l’effet de stock

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

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

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

(iii) l’effet des variations de juste valeur

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

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

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

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

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

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

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

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre
(en millions de dollars)^(a)	2024	2023	2023

Chiffre d'affaires	56 278	59 237	62 603
Droits d'accises	(4 395)	(4 472)	(4 370)
Produits des ventes	51 883	54 765	58 233

Achats, nets de variation de stocks	(33 780)	(37 150)	(38 351)
Autres charges d'exploitation	(7 643)	(7 166)	(7 785)
Charges d'exploration	(88)	(174)	(92)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 942)	(3 539)	(3 062)
Autres produits	1 758	2 685	341
Autres charges	(315)	(802)	(300)

Coût de l'endettement financier brut	(708)	(660)	(710)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	472	439	393
Coût de l'endettement financier net	(236)	(221)	(317)

Autres produits financiers	306	303	258
Autres charges financières	(215)	(189)	(183)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	18	(136)	960

Produit (Charge) d'impôt	(2 942)	(3 339)	(4 071)
Résultat net de l'ensemble consolidé	5 804	5 037	5 631
Part TotalEnergies	5 721	5 063	5 557
Intérêts ne conférant pas le contrôle	83	(26)	74
Résultat net par action (en $)	2,42	2,11	2,23
Résultat net dilué par action (en $)	2,40	2,09	2,21
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre
(en millions de dollars)	2024	2023	2023
Résultat net de l'ensemble consolidé	5 804	5 037	5 631
Autres éléments du résultat global
Pertes et gains actuariels	(2)	(251)	3
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	40	(17)	4
Effet d'impôt	(8)	42	(8)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(1 506)	3 025	1 466
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(1 476)	2 799	1 465
Écart de conversion de consolidation	1 099	(3 182)	(1 250)
Couverture de flux futurs	807	701	1 202
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	(15)	(16)	(3)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(76)	(144)	(98)
Autres éléments	2	3	3
Effet d'impôt	(219)	(212)	(336)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	1 598	(2 850)	(482)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	122	(51)	983

Résultat global	5 926	4 986	6 614
Part TotalEnergies	5 870	4 995	6 550
Intérêts ne conférant pas le contrôle	56	(9)	64

BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
	31 mars 2024	31 décembre 2023	31 mars 2023
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)	(non audité)

ACTIF

Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	33 193	33 083	33 234
Immobilisations corporelles	109 462	108 916	107 499
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	31 256	30 457	29 997
Autres titres	1 895	1 543	1 209
Actifs financiers non courants	2 308	2 395	2 357
Impôts différés	3 165	3 418	4 772
Autres actifs non courants	4 328	4 313	2 709
Total actifs non courants	185 607	184 125	181 777

Actifs courants
Stocks	20 229	19 317	22 786
Clients et comptes rattachés	24 198	23 442	24 128
Autres créances	20 615	20 821	28 153
Actifs financiers courants	6 319	6 585	7 535
Trésorerie et équivalents de trésorerie	25 640	27 263	27 985
Actifs destinés à être cédés ou échangés	525	2 101	668
Total actifs courants	97 526	99 529	111 255
Total actif	283 133	283 654	293 032

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres
Capital	7 548	7 616	7 828
Primes et réserves consolidées	129 937	126 857	123 357
Écarts de conversion	(14 167)	(13 701)	(12 784)
Actions autodétenues	(4 909)	(4 019)	(2 820)
Total des capitaux propres - Part TotalEnergies	118 409	116 753	115 581
Intérêts ne conférant pas le contrôle	2 734	2 700	2 863
Total des capitaux propres	121 143	119 453	118 444

Passifs non courants
Impôts différés	11 878	11 688	11 300
Engagements envers le personnel	1 941	1 993	1 840
Provisions et autres passifs non courants	20 961	21 257	21 270
Dettes financières non courantes	38 053	40 478	42 915
Total passifs non courants	72 833	75 416	77 325

Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	37 647	41 335	36 037
Autres créditeurs et dettes diverses	32 949	36 727	42 578
Dettes financières courantes	17 973	9 590	17 884
Autres passifs financiers courants	481	446	597
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	107	687	167
Total passifs courants	89 157	88 785	97 263
Total passif et capitaux propres	283 133	283 654	293 032

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre
(en millions de dollars)	2024	2023	2023

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	5 804	5 037	5 631
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	3 036	3 815	3 187
Provisions et impôts différés	292	(268)	314
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(1 610)	(2 609)	(252)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	288	940	(349)
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(5 686)	8 308	(3 419)
Autres, nets	45	927	21
Flux de trésorerie d'exploitation	2 169	16 150	5 133

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(3 420)	(5 076)	(4 968)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(759)	(10)	(136)
Coût d'acquisition de titres	(488)	(1 066)	(1 407)
Augmentation des prêts non courants	(538)	(683)	(389)
Investissements	(5 205)	(6 835)	(6 900)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	337	2 776	68
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	1 218	3 333	183
Produits de cession d'autres titres	34	-	49
Remboursement de prêts non courants	149	94	238
Désinvestissements	1 738	6 203	538
Flux de trésorerie d'investissement	(3 467)	(632)	(6 362)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	-	-	-
- actions propres	(2 006)	(2 964)	(2 103)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(1 903)	(1 869)	(1 844)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(6)	(17)	(21)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(159)	(54)	(158)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(17)	(16)	(86)
Émission nette d'emprunts non courants	42	(21)	118
Variation des dettes financières courantes	3 536	(8 458)	(1 274)
Variation des actifs et passifs financiers courants	271	360	1 394
Flux de trésorerie de financement	(242)	(13 039)	(3 974)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(1 540)	2 479	(5 203)
Incidence des variations de change	(83)	53	162
Trésorerie en début de période	27 263	24 731	33 026
Trésorerie en fin de période	25 640	27 263	27 985

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 2023	2 619 131 285	8 163	123 951	(12 836)	(137 187 667)	(7 554)	111 724	2 846	114 570
Résultat net du premier trimestre 2023	-	-	5 557	-	-	-	5 557	74	5 631
Autres éléments du résultat global	-	-	913	80	-	-	993	(10)	983
Résultat Global	-	-	6 470	80	-	-	6 550	64	6 614
Dividendes	-	-	-	-	-	-	-	(21)	(21)
Émissions d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rachats d'actions	-	-	-	-	(33 842 858)	(2 703)	(2 703)	-	(2 703)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(395)	-	6 446 384	395	-	-	-
Paiements en actions	-	-	54	-	-	-	54	-	54
Annulation d'actions	(128 869 261)	(335)	(6 707)	-	128 869 261	7 042	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(77)	-	-	-	(77)	-	(77)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	39	(28)	-	-	11	(25)	(14)
Autres éléments	-	-	22	-	-	-	22	(1)	21
Au 31 mars 2023	2 490 262 024	7 828	123 357	(12 784)	(35 714 880)	(2 820)	115 581	2 863	118 444
Résultat net du 1er avril au 31 décembre 2023	-	-	15 827	-	-	-	15 827	52	15 879
Autres éléments du résultat global	-	-	1 074	(917)	-	-	157	(33)	124
Résultat Global	-	-	16 901	(917)	-	-	15 984	19	16 003
Dividendes	-	-	(7 611)	-	-	-	(7 611)	(290)	(7 901)
Émissions d'actions	8 002 155	22	361	-	-	-	383	-	383
Rachats d'actions	-	-	-	-	(110 857 719)	(6 464)	(6 464)	-	(6 464)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(1)	-	17 042	1	-	-	-
Paiements en actions	-	-	237	-	-	-	237	-	237
Annulation d'actions	(86 012 344)	(234)	(5 030)	-	86 012 344	5 264	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 107)	-	-	-	(1 107)	-	(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(217)	-	-	-	(217)	-	(217)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	(9)	-	-	-	(9)	110	101
Autres éléments	-	-	(24)	-	-	-	(24)	(2)	(26)
Au 31 décembre 2023	2 412 251 835	7 616	126 857	(13 701)	(60 543 213)	(4 019)	116 753	2 700	119 453
Résultat net du premier trimestre 2024	-	-	5 721	-	-	-	5 721	83	5 804
Autres éléments du résultat global	-	-	614	(465)	-	-	149	(27)	122
Résultat Global	-	-	6 335	(465)	-	-	5 870	56	5 926
Dividendes	-	-	-	-	-	-	-	(6)	(6)
Émissions d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rachats d'actions	-	-	-	-	(30 581 230)	(2 556)	(2 556)	-	(2 556)
Cessions d'actions^(a)	-	-	-	-	2 957	-	-	-	-
Paiements en actions	-	-	59	-	-	-	59	-	59
Annulation d'actions	(25 405 361)	(68)	(1 597)	-	25 405 361	1 665	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 679)	-	-	-	(1 679)	-	(1 679)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(71)	-	-	-	(71)	-	(71)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	-	-	-	-	-	(17)	(17)
Autres éléments	-	-	33	(1)	-	1	33	1	34
Au 31 mars 2024	2 386 846 474	7 548	129 937	(14 167)	(65 716 125)	(4 909)	118 409	2 734	121 143
^(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TotalEnergies

(non audité)


1^er 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	1 318	2 659	7 082	24 533	20 671	15	-	56 278
Chiffre d'affaires intersecteurs	9 735	3 495	790	8 143	269	63	(22 495)	-
Droits d'accises	-	-	-	(170)	(4 225)	-	-	(4 395)
Produits des ventes	11 053	6 154	7 872	32 506	16 715	78	(22 495)	51 883
Charges d'exploitation	(4 444)	(4 784)	(7 565)	(30 888)	(16 096)	(229)	22 495	(41 511)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 917)	(321)	(97)	(376)	(206)	(25)	-	(2 942)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	97	495	(615)	68	1 480	27	-	1 552
Impôts du résultat opérationnel net	(2 261)	(284)	(40)	(255)	(108)	55	-	(2 893)
Ajustements^(a)	(22)	38	(1 056)	93	1 530	(4)	-	579
Résultat opérationnel net ajusté	2 550	1 222	611	962	255	(90)	-	5 510
Ajustements^(a)								579
Coût net de la dette nette								(285)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(83)
Résultat net - part TotalEnergies								5 721

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

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



1^er 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	2 294	565	1 739	435	144	28	-		5 205
Désinvestissements	306	50	62	38	1 281	1	-		1 738
Flux de trésorerie d'exploitation	3 590	1 710	(249)	(2 129)	(108)	(645)	-		2 169

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


4^ème trimestre 2023	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	1 622	3 050	7 350	24 372	22 826	17	-	59 237
Chiffres d'affaires intersecteurs	10 630	3 651	1 276	8 796	157	26	(24 536)	-
Droits d'accises	-	-	-	(216)	(4 256)	-	-	(4 472)
Produits des ventes	12 252	6 701	8 626	32 952	18 727	43	(24 536)	54 765
Charges d'exploitation	(5 084)	(5 289)	(7 787)	(32 367)	(18 289)	(210)	24 536	(44 490)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 334)	(440)	(97)	(394)	(236)	(38)	-	(3 539)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(370)	560	(17)	(158)	1 917	(71)	-	1 861
Impôts du résultat opérationnel net	(2 371)	(217)	(156)	76	(718)	91	-	(3 295)
Ajustements^(a)	(709)	(141)	42	(524)	1 095	(7)	-	(244)
Résultat opérationnel net ajusté	2 802	1 456	527	633	306	(178)	-	5 546
Ajustements^(a)								(244)
Coût net de la dette nette								(265)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								26
Résultat net - part TotalEnergies								5 063

^(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.


4^ème trimestre 2023	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	3 080	855	1 241	1 011	588	60	-	6 835
Désinvestissements	4 362	28	32	22	1 754	5	-	6 203
Flux de trésorerie d'exploitation	5 708	2 702	638	4 825	1 759	518	-	16 150

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


1^er trimestre 2023	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	1 954	4 872	8 555	24 855	22 359	8	-	62 603
Chiffre d'affaires intersecteurs	10 728	5 999	1 685	9 061	120	57	(27 650)	-
Droits d'accises	-	-	-	(184)	(4 186)	-	-	(4 370)
Produits des ventes	12 682	10 871	10 240	33 732	18 293	65	(27 650)	58 233
Charges d'exploitation	(4 762)	(9 445)	(9 831)	(31 892)	(17 787)	(161)	27 650	(46 228)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 066)	(288)	(47)	(414)	(224)	(23)	-	(3 062)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	68	804	(70)	52	243	(21)	-	1 076
Impôts du résultat opérationnel net	(3 398)	(205)	(111)	(325)	(119)	63	-	(4 095)
Ajustements^(a)	(129)	(335)	(189)	(465)	126	-	-	(992)
Résultat opérationnel net ajusté	2 653	2 072	370	1 618	280	(77)	-	6 916
Ajustements^(a)								(992)
Coût net de la dette nette								(293)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(74)
Résultat net - part TotalEnergies								5 557

^(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 2023	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	4 052	1 195	1 234	225	159	35	-	6 900
Désinvestissements	31	49	149	8	301	-	-	538
Flux de trésorerie d'exploitation	4 536	3 536	(1 285)	(851)	(673)	(130)	-	5 133

*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

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a )	1 988	(1 282)	4 021	-51%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )	-	-	-	ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	-	ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	90	61	50	80%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	(1)	32	1	ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	2 077	(1 189)	4 072	-49%
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	36	(4 306)	1 938	-98%
Acquisitions ( g )	327	39	1 946	-83%
Cessions ( i )	291	4 345	8	x36.4
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	-	ns
Dont investissements organiques ( h )	2 041	3 117	2 134	-4%
Exploration capitalisée	136	208	204	-33%
Augmentation des prêts non courants	42	61	44	-5%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(15)	(17)	(23)	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

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a )	515	827	1 146	-55%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )	1	-	1	ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	-	ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	12	11	8	50%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	-	ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	528	838	1 155	-54%
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(12)	48	759	ns
Acquisitions ( g )	-	56	769	-100%
Cessions ( i )	12	8	10	20%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	-	ns
Dont investissements organiques ( h )	540	790	396	36%
Exploration capitalisée	9	6	1	x9
Augmentation des prêts non courants	173	179	143	21%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(37)	(20)	(38)	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

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a )	1 677	1 209	1 085	55%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )	-	1	6	-100%
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	(3)	3	-100%
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	1	(1)	2	-50%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	-	ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	1 678	1 206	1 096	53%
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	735	532	519	42%
Acquisitions ( g )	736	535	537	37%
Cessions ( i )	1	3	18	-94%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	(3)	-100%
Dont investissements organiques ( h )	943	674	577	63%
Exploration capitalisée				ns
Augmentation des prêts non courants	305	318	163	87%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(61)	(28)	(121)	ns
Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	-	(3)	-	ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

1.4 Raffinage-Chimie

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a )	397	989	217	83%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )	2	2	(14)	ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	-	ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	-	-	ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	-	ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	399	991	203	97%
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(20)	(11)	5	ns
Acquisitions ( g )	9	1	4	x2.3
Cessions ( i )	29	12	(1)	ns
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	-	ns
Dont investissements organiques ( h )	419	1 002	198	x2.1
Exploration capitalisée	-	-	-	ns
Augmentation des prêts non courants	7	28	11	-36%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(7)	(8)	(8)	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

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a )	(1 137)	(1 166)	(142)	ns
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )	-	-	-	ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	-	ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	-	-	ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	-	ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	(1 137)	(1 166)	(142)	ns
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(1 238)	(1 668)	(234)	ns
Acquisitions ( g )	2	67	-	ns
Cessions ( i )	1 240	1 735	234	x5.3
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	-	ns
Dont investissements organiques ( h )	101	502	92	10%
Exploration capitalisée	-	-	-	ns
Augmentation des prêts non courants	11	99	11	ns
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(26)	(12)	(39)	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

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	3 590	5 708	4 536	-21%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	(888)	1 018	(371)	ns
Effet de stock ( c )	-	-	-	ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	-	-	ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	4 478	4 690	4 907	-9%

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

2.2 Integrated LNG

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	1 710	2 702	3 536	-52%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	363	939	1 456	-75%
Effet de stock ( c )	-	-	-	ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )	1	-	1	ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	1 348	1 763	2 081	-35%
*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

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	(249)	638	(1 285)	ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	(941)	(66)	(1 715)	ns
Effet de stock ( c )	-	-	-	ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	3	-100%
Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	1	6	-100%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	692	705	440	57%
*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

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	(2 129)	4 825	(851)	ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	(3 526)	4 161	(2 183)	ns
Effet de stock ( c )	108	(507)	(415)	ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )	2	2	(14)	ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	1 291	1 173	1 733	-26%

2.5 Marketing & Services

(en millions de dollars)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre	1^er trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)	2024	2023	2023	1^er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	(108)	1 759	(673)	ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	(604)	1 457	(1 042)	ns
Effet de stock ( c )	17	(217)	(87)	ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	-	ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	-	-	ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	479	519	456	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 1 ^er trimestre 2024	2 550	1 222	611	962	255	(90)	-	5 510
Résultat opérationnel net ajusté 4 ^ème trimestre 2023	2 802	1 456	527	633	306	(178)	-	5 546
Résultat opérationnel net ajusté 3 ^ème trimestre 2023	3 138	1 342	506	1 399	423	80	-	6 888
Résultat opérationnel net ajusté 2 ^ème trimestre 2023	2 349	1 330	450	1 004	449	(248)	-	5 334
Résultat opérationnel net ajusté ( a )	10 839	5 350	2 094	3 998	1 433	(436)	-	23 278


Bilan au 31 mars 2024
Immobilisations corporelles et incorporelles	84 713	25 054	13 626	12 089	6 508	665	-	142 655
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	2 889	14 387	8 831	4 142	1 007	-	-	31 256
Autres actifs non courants	3 626	2 500	1 280	715	1 236	31	-	9 388
Stocks	1 428	1 010	657	13 390	3 744	-		20 229
Clients et comptes rattachés	6 329	8 061	6 819	20 658	9 822	983	(28 474)	24 198
Autres créances	6 404	8 918	5 939	2 674	3 288	5 024	(11 632)	20 615
Fournisseurs et comptes rattachés	(6 347)	(9 053)	(6 565)	(32 774)	(10 361)	(874)	28 327	(37 647)
Autres créditeurs et dettes diverses	(9 053)	(10 425)	(6 071)	(6 449)	(5 656)	(7 074)	11 779	(32 949)
Besoin en fonds de roulement	(1 239)	(1 489)	779	(2 501)	837	(1 941)	-	(5 554)
Provisions et autres passifs non courants	(25 021)	(3 774)	(1 902)	(3 678)	(1 235)	830	-	(34 780)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	-	-	276	131	-	-	-	407
Capitaux employés (Bilan)	64 968	36 678	22 890	10 898	8 353	(415)	-	143 372
Moins effet de stock	-	-	-	(1 538)	(340)	-	-	(1 878)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( b )	64 968	36 678	22 890	9 360	8 013	(415)	-	141 494


Bilan au 31 mars 2023
Immobilisations corporelles et incorporelles	88 954	24 420	7 172	11 476	8 036	675	-	140 733
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	2 344	13 013	9 580	4 471	589	-	-	29 997
Autres actifs non courants	3 253	3 034	445	656	1 077	225	-	8 690
Stocks	1 486	1 520	883	14 637	4 260	-		22 786
Clients et comptes rattachés	6 514	10 988	8 273	18 509	8 777	1 843	(30 776)	24 128
Autres créances	6 131	14 144	9 492	2 732	3 409	2 922	(10 677)	28 153
Fournisseurs et comptes rattachés	(5 493)	(12 295)	(6 951)	(29 927)	(10 469)	(1 751)	30 849	(36 037)
Autres créditeurs et dettes diverses	(10 938)	(16 778)	(8 855)	(7 018)	(5 220)	(4 373)	10 604	(42 578)
Besoin en fonds de roulement	(2 300)	(2 421)	2 842	(1 067)	757	(1 359)		(3 548)
Provisions et autres passifs non courants	(24 812)	(3 863)	(1 213)	(3 789)	(1 273)	540	-	(34 410)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	219	-	156	88	-	-	-	463
Capitaux employés (Bilan)	67 658	34 183	18 982	11 835	9 186	81	-	141 925
Moins effet de stock	-	-	-	(1 720)	(375)	-	-	(2 095)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( c )	67 658	34 183	18 982	10 115	8 811	81	-	139 830

ROACE en pourcentage ( a / moyenne( b + c ))	16,3%	15,1%	10,0%	41,1%	17,0%			16,5%

*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)	1^er trimestre	4^ème trimestre	1^er trimestre
(en millions de dollars)	2024	2023	2023
Résultat net de l'ensemble consolidé ( a )	5 804	5 037	5 631
Coût net de la dette nette ( b )	(285)	(265)	(293)
Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net	792	113	(167)
Plus ou moins-value de cession	1 507	1 844	203
Charges de restructuration	-	(51)	-
Dépréciations et provisions exceptionnelles	(644)	(1 070)	(60)
Autres éléments	(71)	(610)	(310)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d'impôt	107	(549)	(391)
Effet des variations de juste valeur	(320)	192	(434)
Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c )	579	(244)	(992)
Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c )	5 510	5 546	6 916