TotalEnergies SE : Résultats du quatrième trimestre 2023 et de l’année 2023

Regulatory News:

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

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 6 février 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le quatrième trimestre 2023. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

«Dans un environnement incertain, TotalEnergies s’appuie sur sa stratégie de transition équilibrée combinant croissance des hydrocarbures, en particulier du GNL, et de l’électricité pour afficher des résultats solides sur l’année 2023, conformes à ses objectifs. Au quatrième trimestre, TotalEnergies a enregistré un résultat net ajusté de 5,2 G$ et un cash-flow de 8,5 G$. Le résultat net IFRS est de 5,1 G$.

Sur l’année 2023, TotalEnergies a généré un résultat net ajusté de 23,2 G$ et un cash-flow de 35,9 G$. Le résultat net IFRS s’établit à 21,4 G$ (19,8 G€) en 2023. La rentabilité des capitaux propres s’est établie cette année à 20% et la rentabilité des capitaux employés à 19%, au meilleur parmi les majors, cette année encore. TotalEnergies a investi 16,8 G$ en 2023, dont 35% dans les énergies bas carbone, essentiellement dans l’électricité. La Compagnie a distribué des dividendes en hausse de 7,1% et a racheté pour 9 G$ d’actions dont 1,5 G$ résultant de la vente des actifs canadiens. TotalEnergies a poursuivi la réduction de sa dette nette à 6 G$ pour un ratio d’endettement de 5%, bénéficiant d’une amélioration du fonds de roulement de 5 G$. Le pay-out atteint ainsi 46,0% du cash-flow en 2023. La Compagnie a par ailleurs continué à partager ses excellents résultats avec ses collaborateurs partout dans le monde et notamment en France (enveloppe d’augmentation de salaire* de 5%, prime de partage de la valeur* d’au moins 2 000 € et accompagnement des salariés dans leur transition énergétique**) et en faveur du pouvoir d’achat de ses clients (plafonnement à 1,99 €/L à la pompe, reconduction du bonus Conso sur le gaz et l’électricité).

La production Oil & Gas du quatrième trimestre s’est établie à 2,46 Mbep/j, bénéficiant d’une augmentation de la production de GNL de 7% sur le trimestre. Dans un environnement de Brent en repli, l’Exploration-Production réalise un trimestre solide, avec un résultat opérationnel net ajusté de 2,8 G$ et un cash-flow de 4,7 G$. Les coûts opératoires sont en baisse à 5,1 $/bep grâce à la cession des actifs canadiens à coûts élevés. Sur l’année 2023, la production d’hydrocarbures (hors Novatek) est en hausse de 2%, tirée par la croissance de la production de GNL de 9% et l’Exploration-Production a généré un résultat opérationnel net ajusté de 10,9 G$ et un cash-flow de 19,1 G$. TotalEnergies a poursuivi ses succès d’exploration au Suriname, au Nigéria et en Namibie. La Compagnie affiche un taux de renouvellement sur un an de ses réserves prouvées de 141% pour une durée de vie de 12 ans au 31/12/2023, démontrant la richesse de son portefeuille de projets.

Le secteur Integrated LNG réalise des résultats robustes avec un résultat opérationnel net ajusté de 1,5 G$ et un cash-flow de 1,8 G$, en hausse respectivement de 8% et 7% sur le trimestre, du fait de la croissance de la production et de l’augmentation des prix du gaz sur la période. Sur l’année 2023, Integrated LNG génère un résultat opérationnel net ajusté de 6,2 G$ et un cash-flow de 7,3 G$, en retrait par rapport aux résultats exceptionnels de 2022 mais en hausse par rapport à ceux de 2021, bénéficiant de la croissance du portefeuille.

Au quatrième trimestre, le secteur Integrated Power a poursuivi sa croissance rentable avec un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow en hausse à respectivement 527 M$ et 705 M$. Sur l’année 2023, le cash-flow s’élève à 2,2 G$, plus du double de celui de 2022 avec une rentabilité des capitaux moyens employés s’établissant à 9,8%, démontrant la pertinence du modèle intégré de la Compagnie sur la chaine de valeur de l’électricité. TotalEnergies a annoncé plusieurs acquisitions confortant le modèle d’affaires de Integrated Power aux Etats-Unis et en Europe : 1,5 GW de CCGT flexibles au Texas, un agrégateur d’électricité renouvelable (9 GW) et un développeur de stockages par batterie (2 GW) en Allemagne.

Au quatrième trimestre, l’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 939 M$ et un cash-flow de 1,7 G$ dans un contexte de baisse des marges de raffinage et de faiblesse de la demande pétrochimique, en particulier en Europe. Avec un résultat opérationnel net ajusté à 6,1 G$ et un cash-flow à 8,2 G$, l’Aval réalise sur l’année 2023 une performance solide du fait notamment de la bonne disponibilité des capacités de raffinage en Europe et de marges soutenues tout au long de l’année, bien qu’en retrait par rapport aux niveaux historiques observés en 2022.

Compte tenu de la croissance structurelle du cash-flow et des rachats d’actions réalisés en 2023 (5,9% du capital), le Conseil d’administration propose à l’Assemblée Générale des actionnaires, prévue le 24 mai 2024, la distribution d’un solde de dividende de 0,79 €/action au titre de l’exercice 2023 portant le dividende au titre de 2023 à 3,01 €/action, soit une hausse de 7,1% par rapport au dividende ordinaire de l’exercice 2022. En outre, le Conseil confirme sa politique de retour à l’actionnaire à plus de 40% du cash-flow pour 2024, qui combinera une augmentation des acomptes sur dividende de 6,8 % à 0,79 €/action et des rachats d’actions pour 2 G$ au premier trimestre, niveau qui restera la base des rachats trimestriels dans l’environnement actuel.»

1. Faits marquants⁽²⁾

Responsabilité sociétale et environnementale

• Publication du TotalEnergies Energy Outlook 2023, sur l’évolution du système énergétique mondial
• COP28
  • Soutien de TotalEnergies aux objectifs pour 2030 de triplement des capacités de production renouvelables, de doublement de l’efficacité énergétique ainsi que celui d’éliminer l’essentiel des émissions de méthane
  • Adhésion à l’Oil & Gas Decarbonization Charter (OGDC)
  • Contribution au fonds de la Banque Mondiale pour la réduction du torchage et des émissions de méthane
  • Mise à disposition de Petrobras (Brésil), SOCAR (Azerbaïdjan), Sonangol (Angola) et NNPC (Nigeria) de la technologie AUSEA pour mesurer les émissions de méthane
• Publication de la troisième édition du rapport sur les Droits Humains
• Lancement d’une évaluation externe du programme d’acquisitions foncières des projets EACOP & Tilenga
• Partage de la valeur avec les collaborateurs de TotalEnergies en France
  • Accord sur une enveloppe d’augmentation de salaire de 5% pour 2024 et une prime de partage de la valeur d’au moins 2 000 €, pour les collaborateurs du périmètre du Socle Social Commun
  • Engagement pour soutenir les collaborateurs* dans leur transition énergétique

Amont

• Cession de Surmont à ConocoPhillips pour un montant jusqu’à 3,3 G$ et de l’ensemble des autres actifs canadiens à Suncor pour environ 1,3 G$
• Mise en production de la seconde phase du champ de Mero, au Brésil
• Acquisition de participations additionnelles, en Namibie, dans les blocs 2913B et 2912
• Attribution d’un nouveau permis d’exploration offshore au Suriname
• 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
• Accord avec OMV pour l’acquisition de 50% de SapuraOMV, producteur de gaz, en Malaisie

Aval

• Finalisation de la cession de réseaux de stations-service en Europe à Couche-Tard pour environ 3,8 G$
• Cession à Prax Group d’une participation minoritaire dans la raffinerie de Natref en Afrique du Sud

Integrated LNG

• Mise en service d’un terminal flottant d’importation de GNL au port du Havre, en France
• Extension du partenariat avec Oman LNG pour 10 ans et avec Qalhat LNG pour 5 ans

Integrated Power

• Etats-Unis
  • Acquisition de 1,5 GW de capacité de production électrique flexible au Texas
  • Attribution au projet Attentive Energy One d’un contrat de 25 ans pour la fourniture de 1,4 GW d’électricité renouvelable à New York et au projet Attentive Energy Two d’un contrat de 20 ans pour la fourniture de 1,3 GW d’électricité renouvelable au New Jersey
  • Signature avec LyondellBasell d’un contrat de fourniture d’électricité de 15 ans
• Europe
  • Acquisition de Quadra Energy, agrégateur d’énergies renouvelables en Allemagne
  • Acquisition de Kyon Energy, l’un des principaux développeurs de stockage par batterie en Allemagne
  • Cession à PTTEP de 25,5% de la ferme éolienne en mer Seagreen pour 689 M$, au Royaume-Uni
  • Elargissement du partenariat avec European Energy à l’éolien en mer dans trois pays scandinaves
  • Acquisition de 200 sites de recharge haute puissance du réseau Wenea en Espagne
  • Acquisition de trois start-ups dans le domaine de l’électricité, issues du programme TotalEnergies On

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

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

3.2 Émissions de gaz à effet de serre⁽¹¹⁾

Emissions trimestrielles estimées.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 22% sur un an au quatrième trimestre 2023, grâce à la baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production ainsi qu’à l’utilisation exceptionnelle des centrales électriques à gaz en 2022.

Les émissions de méthane des installations opérées sont en baisse de 19% en 2023 sur un an, principalement grâce à la baisse continue du torchage et des émissions fugitives sur les installations de l’Exploration-Production, et de 47% par rapport à l’année de référence 2020.

3.3 Production⁽¹⁴⁾

La production d’hydrocarbures, de 2 462 milliers de barils équivalent pétrole par jour au quatrième trimestre 2023, est en baisse de 1% sur le trimestre. La hausse de la production de GNL a partiellement compensé la cession des actifs de sables bitumineux au Canada effective ce trimestre.

La production d’hydrocarbures a été de 2 483 milliers de barils équivalent pétrole par jour en 2023, en hausse de 2% sur un an (hors Novatek) en raison des éléments suivants :

• +4% lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège, Mero 1 au Brésil, Ikike au Nigéria, le Bloc 10 en Oman, et Absheron en Azerbaïdjan,
• +1% lié à l’amélioration des conditions de sécurité au Nigéria et en Libye,
• +1% lié à de moindres arrêts planifiés et non planifiés, notamment sur Kashagan au Kazakhstan,
• -1% d’effet périmètre, notamment lié à la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande, à la sortie du champ de Termokarstovoye en Russie, à la cession des actifs dans les sables bitumineux au Canada et au retrait effectif du Myanmar, partiellement compensés par les entrées dans les champs en production de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, de Sépia et Atapu au Brésil et de Ratawi en Irak, et par l’augmentation de la participation dans les concessions de Waha en Libye,
• -3% lié au déclin naturel des champs.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

4.1.2 Résultats

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

• 2 802 M$ au quatrième trimestre 2023, en baisse de 11% sur le trimestre, principalement à cause de la baisse des prix du pétrole
• 10 942 M$ en 2023, en baisse de 37% sur un an, principalement en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à :

• 4 690 M$ au quatrième trimestre 2023, en baisse de 9% sur le trimestre, principalement à cause de la baisse des prix du pétrole
• 19 126 M$ en 2023, en baisse de 27% sur un an, en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

* 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 (hors Novatek) a augmenté de 7 % sur le trimestre, reflétant la baisse des maintenances non planifiées. Sur l’année 2023, la production de GNL (hors Novatek) a augmenté de 9 % par rapport à 2022 en raison de l'augmentation des volumes produits pour NLNG au Nigeria et d'une disponibilité accrue d’Ichthys en Australie et Snøvhit en Norvège.

Les ventes de GNL au quatrième trimestre ont augmenté de 13% par rapport au trimestre précédent, principalement grâce à une hausse de la production et des achats spot. Les ventes de GNL ont diminué de 8 % sur un an, principalement en raison de la baisse des achats spot en réponse à une demande moins élevée en Europe, résultant d'un hiver plus doux et de niveaux de stock élevés.

4.2.2 Résultats

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 456 M$ au quatrième trimestre 2023, en hausse de 8 % sur le trimestre, reflétant l'évolution positive des prix et des volumes de production. Sur l'année 2023, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s'est établi à 6 200 M$, en baisse de 37 % par rapport à l'année précédente (hors Novatek), principalement en raison de l’environnement exceptionnel connu en 2022 du fait de la crise énergétique en Europe, liée au conflit russo-ukrainien.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 763 M$ au quatrième trimestre 2023, en hausse de 7 % sur le trimestre, reflétant l'évolution des prix et des volumes de production. La marge brute d’autofinancement du secteur Integrated LNG a diminué de 25 % par rapport à l'année précédente (hors Novatek), principalement en raison de la baisse des prix du GNL, partiellement compensée par des marges élevées réalisées en 2022 sur les cargaisons de GNL livrés en 2023.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

* Solaire, éolien, hydroélectricité et centrales à gaz à cycle combiné.
** Données à fin de période.
***Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021, 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group à partir du troisième trimestre 2022 et 49% des capacités brutes de Casa dos Ventos à partir du premier trimestre 2023.

La production nette d'électricité s’établit à 8,0 TWh au quatrième trimestre 2023, en baisse de 10 % sur le trimestre du fait d’une contribution plus faible des CCGT. Pour l'ensemble de l'année 2023, la production nette d'électricité s’établit à 33,4 TWh, en hausse de 1 % par rapport à l'année précédente. La baisse de la production des centrales électriques flexibles, qui avaient connu une utilisation exceptionnelle en 2022 en Europe du fait de la crise énergétique, a été plus que compensée par la hausse de la production d'électricité à partir de sources renouvelables, compte tenu de l'intégration à 100 % de Total Eren, de la contribution de Clearway aux Etats-Unis et de Casa dos Ventos au Brésil.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable a dépassé les 22 GW à la fin du quatrième trimestre 2023, en croissance de plus de 2 GW sur le trimestre, dont 1,3 GW installé aux États-Unis (Clearway, Danish Fields) et 0,5 GW provenant de la constitution d’une nouvelle JV 50/50 avec AGEL en Inde. La capacité brute installée renouvelable a augmentée de près de 6 GW sur l’année 2023.

4.3.2 Résultats

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

• 527 M$ au quatrième trimestre 2023, en hausse de 10 % sur un an et de 4 % sur le trimestre grâce à la performance du portefeuille intégré sur la chaîne de valeur de l’électricité,
• 1 853 M$ en 2023, en hausse de 90 % sur un an, démontrant la pertinence du modèle intégré sur la chaine de valeur de l’électricité : renouvelables, CCGT, négoce et marketing B2B et B2C.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à :

• 705 M$ au quatrième trimestre 2023, en hausse de 61 % sur un an et de 37 % sur le trimestre, bénéficiant en outre de distributions de dividendes des sociétés mises en équivalence.
• 2 152 M$ en 2023, plus du double de 2022, tous les segments de la chaîne de valeur ayant contribué à cette croissance.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

4.5 Raffinage-Chimie

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

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

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

Les volumes raffinés sont :

• en baisse de 7% sur le trimestre en raison de l’impact des grands arrêts à Satorp et à Anvers et du redémarrage progressif de Port Arthur,
• en baisse de 2% sur un an en 2023 reflétant un taux d’utilisation légèrement inférieur compte tenu du programme de grands arrêts de l’année.

La production de produits pétrochimiques est :

• en baisse de 16% pour les monomères et de 8% pour les polymères sur le trimestre, du fait de la faiblesse de la demande principalement en Europe, impactant le taux d’utilisation des vapocraqueurs,
• en baisse de 2% pour les monomères et de 9% pour les polymères sur un an en 2023 pour les mêmes raisons, partiellement compensées, pour les monomères, par la montée en puissance du craqueur d’éthane de Port Arthur, aux Etats-Unis. 

4.5.2 Résultats

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit :

• à 633 M$ au quatrième trimestre 2023, en baisse de 55% sur le trimestre, en lien avec la baisse des marges de raffinage, avec les maintenances planifiées et arrêts non planifiés sur les raffineries de Port Arthur aux Etats-Unis, Satorp en Arabie Saoudite et d’Anvers en Belgique et avec la faiblesse de la demande pétrochimique, en particulier en Europe,
• à 4 654 M$ en 2023, en baisse de 36% par rapport à 2022, en lien avec l’évolution des volumes traités et des marges de raffinage.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) est :

• de 1 173 M$ au quatrième trimestre 2023 en baisse de 28% sur le trimestre, pour les mêmes raisons, partiellement compensées par des distributions de dividendes des sociétés mises en équivalence,
• de 5 853 M$ en 2023, en baisse de 24%, pour les mêmes raisons.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

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

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse sur un an de 7% au quatrième trimestre 2023 et de 6% sur 2023, la baisse de la demande professionnelle et industrielle en Europe et l’effet de périmètre lié à la cession de 50% de l’activité de distribution de carburants en Egypte ayant été partiellement compensés par la reprise de l’activité aviation.

4.6.2 Résultats

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 306 M$ au quatrième trimestre 2023 et 1 458 M$ sur 2023, en baisse respective de 8% et 6% sur un an, en lien avec la baisse des ventes.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) est en baisse de 3% sur un an à 519 M$ au quatrième trimestre 2023 et de 2% sur un an à 2 318 M$ en 2023.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 5 724 M$ au quatrième trimestre 2023, contre 6 808 M$ au troisième trimestre 2023, en raison principalement de la baisse du prix du pétrole et des marges de raffinage,
• 25 107 M$ sur l’année 2023, contre 38 475 M$ en 2022, en raison de la baisse des prix du pétrole, du gaz et des marges de raffinage par rapport à l’environnement exceptionnel de 2022.

5.2 Résultat net ajusté⁽¹⁾ (part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 5 226 M$ au quatrième trimestre 2023 contre 6 453 M$ au troisième trimestre 2023, pour les mêmes raisons.

Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de -163 M$ au quatrième trimestre 2023, constitués principalement de :

• +1,8 G$ de plus-value de cession, notamment sur les cessions du réseau de distribution en Allemagne et des actifs de la Compagnie au Canada,
• -1,0 G$ de dépréciations et provisions exceptionnelles principalement relatives à des actifs matures amont au Congo ainsi que sur Al Shaheen au Qatar, lié à des effets fiscaux temporels,
• -0,3 G$ d’effets de stock et variation de juste valeur,
• -0,6 G$ d’autres ajustements, notamment liés à l’impact de la dévaluation du peso argentin et de la contribution sur rente inframarginale des CCGT en France.

Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de -1 792 M$ sur l’année 2023, constitués principalement de :

• +2,0 G$ de plus-value de cession, notamment sur les cessions du réseau de distribution en Allemagne et des actifs de la Compagnie au Canada,
• -2,2 G$ de dépréciations et provisions exceptionnelles principalement relatives à des actifs amont au Kenya et des actifs matures au Congo ainsi que sur Al Shaheen au Qatar lié à des effets fiscaux temporels, au projet éolien offshore de Yunlin à Taïwan, aux projets de cession de Naphtachimie à INEOS et de la raffinerie Natref en Afrique du Sud ainsi qu’aux goodwills liés aux portefeuilles clients des activités de marketing gaz-électricité en Belgique, Espagne et France,
• -0,7 G$ d’effets de stock et variation de juste valeur,
• -0,9 G$ d’autres ajustements, notamment la revalorisation de la quote-part précédemment détenue de Total Eren, la dévaluation du peso argentin, la contribution de solidarité européenne exceptionnelle et de la contribution sur rente inframarginale des CCGT en France.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :

• 37,7% au quatrième trimestre contre 33,4% au troisième trimestre 2023, en raison notamment d’un taux d’imposition de l’Exploration-Production en hausse lié à cession des actifs de l’Exploration-Production au Canada et à la hausse du poids relatif des actifs de la Mer du Nord, à fiscalité élevée,
• 37,5% pour l’année 2023 contre 40,9% pour 2022, notamment en raison d’une baisse du poids relatif de l’Exploration-Production dans les résultats de la Compagnie en ligne avec l’évolution des prix du pétrole et du gaz.

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

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

• 2,16 $ au quatrième trimestre 2023, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 387 millions, contre 2,63 $ au troisième trimestre 2023,
• 9,40 $ sur l’année 2023, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 434 millions, contre 13,94 $ en 2022.

Au 31 décembre 2023, le nombre d’actions dilué était de 2 373 millions.

Dans le cadre de sa politique de retour à l’actionnaire, TotalEnergies a procédé au rachat de :

• 43,7 millions d’actions au quatrième trimestre 2023 en vue de leur annulation, pour un montant de 2,9 G$,

• 142,6 millions d’actions sur l’année 2023 en vue de leur annulation, pour un montant de 9 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

• 698 M$ au quatrième trimestre 2023, notamment, pour le secteur Integrated Power, liés à la création d’une nouvelle joint-ventureavec AGEL en Inde et l’acquisition de 50% de Rönesans Enerji, en Turquie.

• 6 428 M$ en 2023, notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi que l’intégration à 100% de Total Eren, l’acquisition de 20% dans la concession de SARB et Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, la prise de participation dans les projets GNL NFE et NFS au Qatar (6,25% et 9,375% respectivement), et la prise d’une participation de 34% dans une joint-venture avec Casa dos Ventos au Brésil.

Les cessions ont représenté :

• 6 102 M$ au quatrième trimestre 2023, notamment liés à la finalisation de la vente des actifs canadiens à ConocoPhillips et Suncor et du réseau de distribution en Allemagne à Alimentation Couche-Tard,
• 7 717 M$ en 2023, notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi que la cession d’une participation de 40% dans le Bloc 20 en Angola et la cession partielle dans le cadre du projet éolien en mer au large de New York et du New Jersey aux Etats-Unis.

5.5 Cash-flow net⁽¹⁾

Le cash-flow netde TotalEnergies ressort à :

• 7 765 M$ au quatrième trimestre 2023 contre 4 249 M$ le trimestre précédent, compte tenu de la baisse de 840 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) plus que compensée par la baisse de 4 356 M$ des investissements nets à 735 M$ au quatrième trimestre 2023,
• 19 109 M$ sur l’année 2023 contre 29 426 M$ en 2022, compte tenu de la baisse de 9 783 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 534 M$ des investissements nets à 16 837 M$ sur la période.

Sur l’année 2023, le flux de trésorerie d’exploitation est de 40 679 M$, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 35 946 M$, reflétant une variation positive du besoin en fonds de roulement de 4,8 G$, dont environ 2 G$ sont dus à des variations exceptionnelles de dettes fiscales liées notamment au changement du mécanisme de compensation du bouclier fiscal en France et à la cession du réseau de distribution en Allemagne.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propress’est établie à 20,4% sur l’année 2023.

La rentabilité des capitaux employés moyens⁽¹⁾ s’est établie à 18,9% sur l’année 2023.

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 11 232 millions d’euros sur 2023, contre 7 835 millions d’euros en 2022.

7. Sensibilités sur l’année 2024⁽¹⁶⁾

8. Perspectives

En ce début d’année 2024, les marchés du pétrole évoluent aux environs de 80 $/b dans un environnement économique incertain. Les marchés pétroliers font face à des tensions géopolitiques au Moyen-Orient d’une part et à une croissance de la production Non-OPEP contrebalancée par les politiques de l’OPEP+ d’autre part. Selon l’AIE, la demande mondiale de pétrole devrait augmenter de 1,2 Mb/j en 2024, en ligne avec le taux de croissance moyen de la demande de 1,2% par an entre 2000 et 2023.

Le marché du GNL devrait demeurer sous tension du fait de la très faible augmentation des capacités de production attendue en 2024 (2%) et d’une demande en hausse stimulée par des prix du GNL plus faibles. TotalEnergies prévoit des ventes de GNL supérieures à 40 Mt en 2024. 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 que son prix moyen de vente du GNL devrait être stable autour de 10 $/Mbtu au premier trimestre 2024.

La production d’hydrocarbures attendue devrait être supérieure à 2,4 Mbep/j au premier trimestre 2024, grâce au démarrage du champ de Mero 2 au Brésil compensant les cessions des actifs Amont canadiens au quatrième trimestre 2023. Sur l’année, TotalEnergies anticipe une production d’hydrocarbures en hausse de 2% par rapport à 2023, hors Canada, bénéficiant de démarrages additionnels dont ceux de Tyra au Danemark et Anchor aux Etats-Unis.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer en 2024 au-dessus de 85% en l’absence de grands arrêts significatifs prévus sur l’année.

La croissance du secteur Integrated Power devrait se poursuivre en 2024 avec un cash-flow attendu entre 2,5 et 3 G$ soutenu par la croissance de la production d’électricité nette anticipée à plus de 45 TWh sur l’année dans un contexte d’augmentation d’environ 6 GW de la capacité brute installée de génération électrique renouvelable à 28 GW fin 2024.

En 2024, TotalEnergies prévoit des investissements nets de 17 à 18 G$, dont 5 G$ dédiés à Integrated Power.

Confiant dans les fondamentaux de la Compagnie, qui célèbrera ses 100 ans en 2024, le Conseil d’administration a confirmé une politique de retour à l’actionnaire pour 2024 visant un cash pay-out supérieur à 40% des cash-flows, combinant une augmentation des acomptes sur dividende de 6,8% à 0,79 €/action et des rachats d’actions pour 2 G$ sur le premier trimestre de 2024 et en ligne avec les priorités d’allocation du cash-flow suivantes :

• un dividende ordinaire durable à travers les cycles, qui n’a pas baissé pendant la crise du Covid, et dont la hausse est soutenue par la croissance structurelle du cash-flow,
• des investissements en appui d’une stratégie équilibrée entre les diverses énergies,
• le maintien d’un bilan solide,
• des rachats d’actions pour partager l’excédent de cash-flow généré à prix élevés.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné et Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 10h30 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 7037 7166, +44 (0) 33 0551 0200 ou +1 786 697 3501. L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.

* * * *

9. Principales données opérationnelles des secteurs

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

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

* Oléfines, Polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

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

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

* Les autres éléments d’ajustement du résultat net au quatrième trimestre s’élèvent à (590) M$ constitués principalement des impacts de la contribution européenne de solidarité, de la contribution sur rente inframarginale en France et de la dévaluation du peso argentin. Les autres éléments d’ajustement du résultat net sur l’année 2023 s’élèvent à (930) M$ comprenant 388 M$ de revalorisation de la quote-part précédemment détenue de Total Eren et (1 318) M$ constitués principalement des impacts de la contribution européenne de solidarité, de la contribution sur rente inframarginale en France et de la dévaluation du peso argentin.

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

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

10.3 Investissements – Désinvestissements (part TotalEnergies)

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

* 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

* 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

*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

10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)

GLOSSAIRE

Acquisitions nettes : 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 quatrième trimestre 2023 et de l’exercice 2023, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 décembre 2023 (non audités). Les procédures d’audit par les Commissaires aux Comptes sont en cours. Les états financiers consolidés (non audités) sont disponibles sur le site totalenergies.com. Ce document ne constitue pas le rapport financier annuel au sens de l’article L.451-1-2 du Code monétaire et financier.

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 « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document. Ces déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux de change, ainsi que les évolutions économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines informations financières reposent sur des estimations notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles dépréciations d’actifs. Ni TotalEnergies SE ni aucune de ses filiales ne prennent l’engagement ou la responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs décrits dans les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »).

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

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

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

(ii) l’effet de stock

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

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

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

(iii) l’effet des variations de juste valeur

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

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

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

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

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

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

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

⁽¹⁾ Se référer au Glossaire pages 25 & 26 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 21 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.
* Engagement concernant les salariés du périmètre du Socle Social Commun, soit environ 14 000 salariés en France.
** Engagement concernant les salariés de toutes les sociétés basées en France détenues à 100 % ainsi que les salariés des sociétés détenues à au moins 50 % en cas d’accord de leurs organes de gouvernance.
⁽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.
* Engagement concernant les salariés de toutes les sociétés basées en France détenues à 100 % ainsi que les salariés des sociétés détenues à au moins 50 % en cas d’accord de leurs organes de gouvernance.
⁽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 €-$ : 1,0751 au 4ème trimestre 2023, 1,0813 sur l’année 2023.
⁽⁶⁾ Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
⁽⁷⁾ Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
⁽⁸⁾ Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
⁽⁹⁾ Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
⁽¹⁰⁾ Cet indicateur représente la marge moyenne sur coûts variables réalisée par le raffinage de TotalEnergies en Europe (égale à la différence entre les ventes de produits raffinés réalisées par le raffinage européen de TotalEnergies et les achats de pétrole brut avec les coûts variables associés, divisée par les quantités raffinées en tonnes).
⁽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 2022 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’utilisation par les clients des produits énergétiques, 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. Pour TotalEnergies, en 2023, le calcul des émissions de GES Scope 3 pour les chaines de valeur pétrole et biocarburants, prend en compte les ventes de produits (supérieures à la production) et pour la chaîne de valeur gazière, les ventes de gaz soit sous forme de GNL, soit dans le cadre de marketing aux clients B2B/B2C (supérieures aux productions de gaz commercialisable).
⁽¹⁴⁾ Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.
⁽¹⁵⁾ Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
⁽¹⁶⁾ Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 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.
⁽¹⁸⁾ Données à fin de période.
⁽¹⁹⁾ Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group, et 49% des capacités brutes de Casa dos Ventos.
⁽²⁰⁾ Données à fin de période.

Comptes TotalEnergies

Comptes consolidés du quatrième semestre et de l'année 2023, normes IFRS