TotalEnergies SE : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2023

TotalEnergies annonce des résultats solides dans un environnement favorable quoiqu’en repli et met en œuvre sa stratégie en concluant plusieurs opérations majeures dans le pétrole, le GNL et l’électricité

ROACE à 22% à fin juin 2023*
Pay-out supérieur à 40% pour 2023
Acompte sur dividende en hausse de 7,3%
2 G$ de rachats d’actions au 3^ème trimestre

PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News:

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

	2T23	Variation vs 2T22	1S23	Variation vs 1S22
Résultat net part TotalEnergies (G$)	4,1	-28%	9,6	-9%
Résultat net ajusté part TotalEnergies^(1)
- en milliards de dollars (G$)	5,0	-49%	11,5	-39%
- en dollar par action	1,99	-47%	4,61	-35%
EBITDA ajusté^(1) (G$)	11,1	-41%	25,3	-30%
DACF^(1) (G$)	8,6	-37%	18,4	-28%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	9,9	-39%	15,0	-37%
Ratio d’endettement^(2) de 11,1% au 30 juin 2023 contre 11,5% au 31 mars 2023
Deuxième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2023 de 0,74 €/action

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 26 juillet 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2023. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Dans un environnement de prix du pétrole et du gaz favorable quoiqu’en repli, TotalEnergies confirme sa capacité à délivrer des résultats solides, un cash-flow élevé et un retour à l’actionnaire attractif. La Compagnie affiche ainsi au deuxième trimestre un résultat net ajusté de 5,0 G$ et une rentabilité des capitaux employés moyens à 22%. TotalEnergies a généré un cash-flow de 8,5 G$ sur le trimestre et 18 G$ sur le semestre.
L’Exploration-Production génère un résultat opérationnel net ajusté de 2,3 G$ et un cash-flow de 4,4 G$. La production de 2,5 Mbep/j est en hausse de 2% par rapport au deuxième trimestre 2022, grâce à l’apport de nouveaux projets (Ikike au Nigeria, Mero 1 au Brésil, Bloc 10 en Oman) et de l’intégration de SARB and Umm Lulu aux Emirats.
Le secteur Integrated LNG affiche un cash-flow de 1,8 G$ bénéficiant de marges élevées capturées en 2022. Le résultat opérationnel net s’établit à 1,3 G$ reflétant la baisse des prix du GNL (10 $/Mbtu en moyenne sur le trimestre) et de moindres résultats de négoce dans des marchés moins volatils.
Le résultat opérationnel net ajusté et le cash-flow du secteur Integrated Power sont en hausse et atteignent respectivement 450 M$ et 491 M$ démontrant la capacité de la Compagnie à devenir un acteur intégré et profitable sur les marchés de l’électricité avec un ROACE de 10,1%. Le cash-flow de Integrated Power a ainsi atteint près de 1 G$ sur les six premiers mois de l’année 2023, plus que celui réalisé sur la totalité de l’année 2022.
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté résilient de 1,5 G$ et un cash-flow de 2,1 G$ reflétant la baisse des marges de raffinage.
Dans le cadre du déploiement de sa stratégie multi-énergies, la Compagnie a annoncé quatre opérations majeures ce trimestre :
- le lancement du projet multi-énergies GGIP en Irak,
- le lancement du projet RGLNG au Texas qui portera ses capacités d’export de GNL aux Etats-Unis à 15 Mt/an,
- la finalisation de l’acquisition à 100% de Total Eren dans l’électricité renouvelable,
- l’attribution des contrats EPC du projet pétrochimique Amiral en Arabie Saoudite.
Ces projets démontrent la capacité de TotalEnergies à saisir des opportunités lui permettant de déployer son modèle multi-énergies basé sur deux piliers : la production d’hydrocarbures (pétrole et GNL) à faibles coûts et faibles émissions, et le développement d’un modèle intégré profitable dans l’électricité.
Dans ce contexte favorable, le Conseil d’administration confirme pour 2023 une distribution aux actionnaires supérieure à 40% du cash-flow. Il a ainsi décidé la distribution d’un deuxième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2023 d’un montant de 0,74 €/action, en augmentation de 7,25% sur un an, et a autorisé la Compagnie à poursuivre les rachats d’actions à hauteur de 2 G$ pour le troisième trimestre.»

1. Faits marquants⁽³⁾

Stratégie multi-énergies

• Lancement de GGIP en Irak : projet multi-énergies majeur (combinant l’accès à la production de pétrole à faibles coûts et à faibles émissions du champ de Ratawi, la collecte et le traitement de gaz pour la génération d’électricité, une ferme solaire d’une capacité de 1 GW ainsi que la construction d’une usine de traitement d’eau de mer) pour le développement durable des ressources naturelles de la région de Bassorah
• Accords avec SONATRACH pour accroître la production des champs de Tin Fouyé Tabankort, étendre à 2024 les livraisons en France de 2 Mt/an de GNL et développer des projets renouvelables en Algérie

Amont

• Mise en production du champ de gaz à condensats Absheron, en Azerbaïdjan
• Découverte de pétrole et de gaz sur le puits Ntokon du permis offshore OML 102, au Nigeria
• Renouvellement pour 20 ans de la licence de production sur le block OML 130 au Nigéria
• Exercice par ConocoPhillips de son droit de préemption sur Surmont, à la suite de l’annonce de la cession à Suncor de l’intégralité des titres de TotalEnergies EP Canada Ltd
• Signature de contrats de partage de production des blocs d’exploration 6 et 8, au Suriname
• Signature d’un contrat de partage de production pour le bloc d’exploration Agua Marinha, au Brésil

Aval

• Attribution des contrats d'ingénierie et construction (EPC) pour 11 G$ du projet Amiral en Arabie Saoudite
• Réalignement avec INEOS de participations dans des actifs pétrochimiques, en France

Integrated LNG

• Lancement du projet RGLNG au Texas: acquisition d’une participation de 16.67% dans la JV en charge du développement du projet d’une capacité de 17,5 Mt/an, prise d’une participation de 17.5% dans NextDecade, et signature d’un contrat d’enlèvement de 5,4 Mt/an pendant 20 ans
• Livraison de la première cargaison de GNL au terminal de Dhamra LNG, en Inde
• Signature de contrats de vente de GNL à IOCL en Inde pour dix ans et à ADNOC Gas pour trois ans

Integrated Power

• Acquisition à 100% de Total Eren, un leader dans la production d’électricité renouvelable
• Obtention de concessions maritimes pour développer deux fermes éoliennes d’une capacité totale de 3 GW en Allemagne
• Obtention des autorisations environnementales pour développer 3 GW de projets solaires en Espagne
• Contrat de vente d’électricité de 25 ans pour un projet éolien de 1 GW avec stockage, au Kazakhstan
• Lancement à Anvers, en Belgique, d’un projet de stockage par batteries de 75 MWh

• Collaboration stratégique avec Petronas pour développer des projets d’énergies renouvelables en Asie-Pacifique et accord pour développer le projet solaire Pleasant Hills de 100 MW en Australie.

Décarbonation et nouvelles molécules

• Partenariat avec TES pour développer une unité de production d’e-gaz à échelle industrielle aux États-Unis
• Accord avec VNG sur l’approvisionnement en hydrogène vert de la raffinerie de Leuna, en Allemagne
• Carburant aérien durable (SAF) : Doublement à 285 kt/an de la capacité de production de SAF de Grandpuits, en France
• Biométhane:
  • Prise d’une participation de 20% dans la start-up finlandaise Ductor
  • Signature avec Saint-Gobain France d’un accord de vente de biométhane de 100 GWh sur 3 ans
  • Construction à Grandpuits, en France, d’une unité de production d’une capacité de 80 GWh par an

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

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	1S23	1S22	1S23 vs 1S22
11 105	14 167	18 737	-41%	EBITDA ajusté ^(5)	25 272	36 161	-30%
5 582	6 993	10 500	-47%	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	12 575	19 958	-37%
2 349	2 653	4 719	-50%	Exploration-Production	5 002	9 734	-49%
1 330	2 072	2 215	-40%	Integrated LNG	3 402	5 348	-36%
450	370	340	+32%	Integrated Power	820	258	x3,2
1 004	1 618	2 760	-64%	Raffinage-Chimie	2 622	3 880	-32%
449	280	466	-4%	Marketing & Services	729	738	-1%
662	1 079	1 944	-66%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 741	3 805	-54%
37,3%	41,4%	39,4%	-	Taux moyen d'imposition ^(6)	39,7%	39,0%	-
4 956	6 541	9 796	-49%	Résultat net ajusté part TotalEnergies	11 497	18 773	-39%
1,99	2,61	3,75	-47%	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ^(7)	4,61	7,14	-35%
1,84	2,43	3,50	-47%	Résultat net ajusté dilué par action (euros)*	4,27	6,53	-35%
2 448	2 479	2 592	-6%	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 460	2 602	-5%
4 088	5 557	5 692	-28%	Résultat net part TotalEnergies	9 645	10 636	-9%
4 271	3 433	2 819	+51%	Investissements organiques ^(8)	7 704	4 800	+60%
320	2 987	2 076	-85%	Acquisitions nettes ^(9)	3 307	2 998	+10%
4 591	6 420	4 895	-6%	Investissements nets ^(10)	11 011	7 798	+41%
8 485	9 621	13 233	-36%	Marge brute d'autofinancement ^(11)	18 106	24 859	-27%
8 596	9 774	13 631	-37%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ^(12)	18 371	25 626	-28%
9 900	5 133	16 284	-39%	Flux de trésorerie d’exploitation	15 033	23 901	-37%

* Taux de change moyen €-$ : 1,0887 au 2^ème trimestre 2023, 1,0807 au 1^er semestre 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

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22		1S23	1S22	1S23  vs 1S22
78,1	81,2	113,9	-31%	Brent ($/b)	79,7	107,9	-26%
2,3	2,8	7,5	-69%	Henry Hub ($/Mbtu)	2,5	6,1	-58%
10,5	16,1	22,2	-53%	NBP ($/Mbtu)	13,3	27,2	-51%
10,9	16,5	27,0	-60%	JKM ($/Mbtu)	13,7	29,1	-53%
72,0	73,4	102,9	-30%	Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées	72,7	96,3	-25%
5,98	8,89	11,01	-46%	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées	7,48	11,65	-36%
9,84	13,27	13,96	-30%	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	11,59	13,77	-16%
42,7	87,8	145,7	-71%	Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)**	65,0	101,0	-36%

* Les indicateurs sont indiqués en page 23.
** 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).

3.2 Émissions de gaz à effet de serre⁽¹³⁾

2T23	1T23	2T22	2T23 vs 2T22	Emissions Scope 1+2  (MtCO2e)	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
9,1	9,1	9,6	-6%	Scope 1+2 des installations opérées ^(14)	18,2	19,3	-6%
7,9	7,6	8,1	-2%	dont Oil & Gas	15,5	16,0	-3%
1,1	1,5	1,5	-27%	dont CCGT	2,6	3,3	-21%
12,5	12,8	13,4	-7%	Scope 1+2 périmètre patrimonial	25,3	27,4	-8%

Emissions 2T23 et 1T23 estimées.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 6% sur un an au deuxième trimestre 2023, en lien avec la baisse de l’utilisation des centrales électriques à gaz dans un contexte de moindre demande en Europe et compte-tenu de la baisse continue du torchage sur les installations Exploration-Production.

2T23	1T23	2T22	2T23 vs 2T22	Emissions de Méthane (ktCH4)	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
8	9	10	-19%	Émissions de méthane des installations opérées	18	20	-13%
10	11	13	-22%	Émissions de méthane périmètre patrimonial	21	24	-15%

Émissions 2T23 et 1T23 estimées.

Émissions Scope 3 (MtCO2e)	1S23	2022
Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde ^(15)	est. 180	389

3.3 Production*

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Production d'hydrocarbures	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
2 471	2 524	2 738	-10%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 498	2 791	-10%
1 416	1 398	1 268	+12%	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 407	1 287	+9%
1 055	1 126	1 470	-28%	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 091	1 504	-27%
2 471	2 524	2 738	-10%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 498	2 791	-10%
1 571	1 562	1 483	+6%	Liquides (kb/j)	1 567	1 505	+4%
4 845	5 191	6 835	-29%	Gaz (Mpc/j)	5 017	6 997	-28%
2 471	2 524	2 412	+2%	Production d'hydrocarbures hors Novatek (kbep/j)	2 498	2 460	+2%

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

La production d’hydrocarbures a été de 2 471 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2023, en hausse de 2% sur un an (hors Novatek) en raison des éléments suivants :

• +4% lié à la montée en puissance de projets, notamment Ikike au Nigéria, Mero 1 au Brésil, Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège et le Bloc 10 en Oman,
• +1% lié à l’amélioration des conditions de sûreté au Nigéria et en Libye,
• +1% d’effet prix,
• -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, partiellement compensées par le plein effet de l’entrée dans les champs en production de Sépia et Atapu au Brésil et dans la concession de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis,
• -3% lié au déclin naturel des champs.

Par rapport au trimestre précédent, la production est en baisse de 2%, en lien avec l’augmentation des maintenances planifiées, notamment en Mer du Nord, ainsi que la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande, partiellement compensées par le plein effet de l’entrée dans la concession de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis et la montée en puissance de projets, notamment Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Production d'hydrocarbures	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
2 033	2 061	2 276	-11%	EP (kbep/j)	2 047	2 314	-12%
1 512	1 500	1 430	+6%	Liquides (kb/j)	1 506	1 449	+4%
2 778	3 012	4 602	-40%	Gaz (Mpc/j)	2 895	4 706	-38%
2 033	2 061	2 007	1%	EP hors Novatek (kbep/j)	2 047	2 040	-

4.1.2 Résultats

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
2 349	2 653	4 719	-50%	Résultat opérationnel net ajusté*	5 002	9 734	-49%
149	135	287	-48%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	284	642	-56%
49,7%	57,1%	47,2%	-	Taux moyen d'imposition**	53,9%	47,1%	-
2 424	2 134	1 873	+29%	Investissements organiques	4 558	3 299	+38%
176	1 938	2 225	-92%	Acquisitions nettes	2 114	2 541	-17%
2 600	4 072	4 098	-37%	Investissements nets	6 672	5 840	+14%
4 364	4 907	7 383	-41%	Marge brute d'autofinancement ***	9 271	14 686	-37%
4 047	4 536	8 768	-54%	Flux de trésorerie d’exploitation ***	8 583	14 536	-41%

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

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 349 M$ au deuxième trimestre 2023 en baisse de 11% sur le trimestre, notamment en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 4 364 M$ au deuxième trimestre 2023 en baisse de 11% sur le trimestre, notamment en raison de la baisse des prix du gaz et du pétrole.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Production d'hydrocarbures pour le GNL	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
438	463	462	-5%	Integrated LNG (kbep/j)	451	477	-6%
59	62	53	+11%	Liquides (kb/j)	61	56	+7%
2 067	2 179	2 233	-7%	Gaz (Mpc/j)	2 122	2 291	-7%
438	463	405	+8%	Integrated LNG hors Novatek (kbep/j)	451	419	+8%
2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	GNL (Mt)	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
11,0	11,0	11,7	-6%	Ventes totales de GNL	22,0	24,9	-12%
3,6	4,0	4,1	-12%	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	7,6	8,6	-12%
10,0	9,9	10,2	-2%	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	19,9	22,2	-10%

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

La production d’hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 8% sur un an au deuxième trimestre 2023 et au premier semestre 2023, en lien avec la hausse de l’approvisionnement de NLNG du fait de l’amélioration des conditions de sécurité au Nigéria et du redémarrage de Snøhvit en Norvège au cours du 2^ème trimestre 2022.

Au deuxième trimestre 2023, les ventes totales de GNL baissent par rapport au deuxième trimestre 2022 en raison d’une moindre demande de GNL en Europe et sont stables par rapport au premier trimestre 2023 en lien avec le redémarrage de Freeport LNG.

4.2.2 Résultats

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 330	2 072	2 215	-40%	Résultat opérationnel net ajusté*	3 402	5 348	-36%
432	786	1 192	-64%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 218	2 596	-53%
382	396	171	x2,2	Investissements organiques	779	110	x7,1
205	759	(36)	ns	Acquisitions nettes	964	(56)	ns
587	1 155	135	x4,3	Investissements nets	1 743	54	x32,3
1 801	2 081	2 112	-15%	Marge brute d'autofinancement **	3 882	4 604	-16%
1 332	3 536	3 802	-65%	Flux de trésorerie d’exploitation ***	4 868	6 021	-19%

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location, hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur.
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

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

• 1 330 M$ au deuxième trimestre 2023 en baisse de 28% sur un an (hors Novatek) et de 36% sur le trimestre, principalement en raison de la baisse des prix du GNL sur les marchés spot et à terme,
• 3 402 M$ au premier semestre 2023 en baisse de 26% sur un an (hors Novatek), en raison de la baisse des prix et des ventes de GNL, ainsi que des résultats exceptionnels des activités de négoce au premier trimestre 2022.

La marge brute d’autofinancement du secteur Integrated LNG s’est établie à :

• 1 801 M$ au deuxième trimestre 2023, en baisse de 15% sur un an (hors Novatek) et de 13% sur le trimestre, en raison de la baisse du prix moyen de vente du GNL, partiellement compensés par les marges élevées capturées en 2022 sur les cargos de GNL livrables en 2023,
• 3 882 M$ au premier semestre 2023, en baisse de 16% sur un an (hors Novatek) pour les mêmes raisons.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Capacités, productions, clients et ventes

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Integrated Power	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
74,7	70,4	50,7	+47%	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	74,7	50,7	+47%
19,0	17,9	11,6	+63%	dont capacités installées	19,0	11,6	+63%
5,7	6,2	5,2	+11%	dont capacités en construction	5,7	5,2	+11%
50,0	46,3	33,9	+47%	dont capacités en développement	50,0	33,9	+47%
46,9	44,4	38,4	+22%	Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ^(2)	46,9	38,4	+22%
8,9	8,4	5,8	+53%	dont capacités installées	8,9	5,8	+53%
3,9	4,0	3,7	+7%	dont capacités en construction	3,9	3,7	+7%
34,1	32,0	28,9	+18%	dont capacités en développement	34,1	28,9	+18%
5,8	5,8	5,8	-	Capacités brutes installées de génération électrique à gaz (GW) ^(2)	5,8	5,8	-
4,3	4,3	4,3	-	Capacités nettes installées de génération électrique à gaz (GW) ^(2)	4,3	4,3	-
8,2	8,4	7,7	+8%	Production nette d'électricité (TWh) ^(3)	16,6	15,2	+9%
4,2	3,8	2,5	+69%	dont à partir de sources renouvelables	8,1	4,7	+70%
6,0	6,0	6,2	-3%	Clients électricité - BtB et BtC (Million) ^(2)	6,0	6,2	-3%
2,8	2,8	2,7	+1%	Clients gaz - BtB et BtC (Million) ^(2)	2,8	2,7	+1%
11,5	15,5	12,3	-7%	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	27,0	28,6	-6%
19,2	37,3	19,1	-	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	56,4	54,1	+4%

⁽¹⁾ 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.
⁽²⁾ Données à fin de période.
⁽³⁾ Solaire, éolien, hydroélectricité et centrales à gaz à cycle combiné.

La production nette d’électricité s’établit à :

• 8,2 TWh au deuxième trimestre 2023 en hausse de 8% sur un an, portée par la croissance de la production d’électricité de sources renouvelables et malgré la plus faible génération des capacités flexibles dans un contexte de moindre demande,
• 16,6 TWh au premier semestre 2023 en hausse de 9% sur un an, pour les mêmes raisons.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 19 GW à la fin du deuxième trimestre 2023, en hausse de plus de 1 GW par rapport au trimestre précédent, dont 0,5 GW mis en service aux Etats-Unis et 0,3 GW mis en service sur le projet éolien en mer de Seagreen au Royaume-Uni.

4.3.2 Résultats

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
450	370	340	+32%	Résultat opérationnel net ajusté*	820	258	x3,2
23	56	27	-15%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	79	53	+49%
753	577	170	x4,4	Investissements organiques	1 330	489	x2,7
(42)	519	(22)	ns	Acquisitions nettes	477	639	-25%
711	1 096	148	x4,8	Investissements nets	1 807	1 128	+60%
491	440	248	+98%	Marge brute d'autofinancement **	931	341	x2,7
2 284	(1 285)	168	x13,6	Flux de trésorerie d’exploitation ***	999	(1 736)	ns

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location, hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables.
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location. Hors appels de marges, classés dans l’activité Integrated LNG depuis la mise en place en 2022 d’une gestion centralisée.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’est établi à 450 M$ et la marge brute d’autofinancement à 491 M$ au deuxième trimestre 2023, en hausse de 22% et 12% respectivement sur le trimestre, grâce à la performance de son portefeuille intégré.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 453	1 898	3 226	-55%	Résultat opérationnel net ajusté*	3 351	4 618	-27%
686	290	586	+17%	Investissements organiques	976	878	+11%
(19)	(229)	(91)	ns	Acquisitions nettes	(248)	(125)	ns
667	61	495	+35%	Investissements nets	728	753	-3%
2 085	2 189	3 548	-41%	Marge brute d'autofinancement **	4 274	5 444	-21%
2 588	(1 524)	4 106	-37%	Flux de trésorerie d’exploitation **	1 064	6 111	-83%

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

4.5 Raffinage-Chimie

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

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 472	1 403	1 575	-7%	Total volumes raffinés (kb/j)	1 437	1 448	-1%
364	357	395	-8%	France	360	324	+11%
601	596	648	-7%	Reste de l'Europe	598	627	-5%
507	450	532	-5%	Reste du monde	479	497	-4%
82%	78%	88%	-	Taux d’utilisation sur bruts traités**	80%	81%	-

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

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 157	1 295	1 206	-4%	Monomères* (kt)	2 452	2 611	-6%
963	1 111	1 187	-19%	Polymères (kt)	2 074	2 461	-16%
67%	75%	71%	-	Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	71%	78%	-

* 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 un an au deuxième trimestre 2023, notamment en raison de maintenances planifiées et d’arrêts non planifiés sur la raffinerie d’Anvers en Belgique ainsi que de limitations logistiques liées aux stocks élevés sur la raffinerie de Normandie en France,
• en baisse de 1% sur un an au premier semestre 2023, les éléments précédents ayant été contrebalancés par le redémarrage de la raffinerie de Donges en France au deuxième trimestre 2022.

Le taux d’utilisation sur bruts traités est en hausse sur un trimestre à 82% au deuxième trimestre 2023, compte-tenu de la fin des mouvements sociaux en France.

La production de polymères est en baisse sur un an de 19% au deuxième trimestre 2023 et 16% au premier semestre 2023, en raison du ralentissement de la demande mondiale.

4.5.2 Résultats

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 004	1 618	2 760	-64%	Résultat opérationnel net ajusté*	2 622	3 880	-32%
454	198	313	+45%	Investissements organiques	652	510	+28%
(15)	5	(34)	ns	Acquisitions nettes	(10)	(34)	ns
439	203	279	+57%	Investissements nets	642	476	+35%
1 329	1 733	2 963	-55%	Marge brute d'autofinancement **	3 062	4 396	-30%
1 923	(851)	3 526	-45%	Flux de trésorerie d’exploitation **	1 072	4 633	-77%

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

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

• 1 004 M$ au deuxième trimestre 2023, en baisse de 38% sur un trimestre, en lien avec la baisse des marges de raffinage en Europe impactées en début de période par les exportations chinoises et la réorganisation plus rapide que prévue des flux russes à la suite de l’embargo européen, bien que soutenues sur la fin du trimestre par la hausse des exportations d’essence vers les Etats-Unis et la baisse des importations européennes de diesel en provenance de Chine,
• 2 622 M$ au premier semestre 2023, en baisse de 32% sur un an, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement est de 1 329 M$ au deuxième trimestre 2023 et de 3 062 M$ au premier semestre 2023, en baisse de 55% et 30% respectivement sur un an, le deuxième trimestre 2022 ayant bénéficié de conditions exceptionnelles.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Ventes en kb/j*	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 397	1 360	1 477	-5%	Total des ventes du Marketing & Services	1 379	1 464	-6%
799	757	817	-2%	Europe	778	804	-3%
598	602	660	-9%	Reste du monde	600	661	-9%

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

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse sur un an de 5% au deuxième trimestre 2023 et 6% au premier semestre 2023, la baisse de la demande des clients industriels et professionnels 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

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
449	280	466	-4%	Résultat opérationnel net ajusté*	729	738	-1%
232	92	273	-15%	Investissements organiques	324	368	-12%
(4)	(234)	(57)	ns	Acquisitions nettes	(238)	(91)	ns
228	(142)	216	+6%	Investissements nets	86	277	-69%
756	456	585	+29%	Marge brute d'autofinancement **	1 212	1 048	+16%
665	(673)	580	+15%	Flux de trésorerie d’exploitation **	(8)	1 478	ns

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

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 449 M$ au deuxième trimestre 2023, en baisse de 4% sur un an, et à 729 M$ au premier semestre 2023, en léger retrait sur un an, en lien avec la baisse des ventes.

La marge brute d’autofinancement est quant à elle en hausse de 29% sur un an à 756 M$ au deuxième trimestre 2023, et de 16% à 1 212 M$ au premier semestre, l’année 2022 ayant été négativement impactée par l’effet fiscal de la hausse des prix sur la valorisation des stocks de produits pétroliers.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 5 582 M$ au deuxième trimestre 2023, contre 6 993 M$ au premier trimestre 2023, en raison de la baisse des prix du gaz et des marges de raffinage,
• 12 575 M$ au premier semestre 2023, contre 19 958 M$ un an auparavant, en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz ainsi que des marges de raffinage.

5.2 Résultat net ajusté part TotalEnergies

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 4 956 M$ au deuxième trimestre 2023 contre 6 541 M$ au premier trimestre 2023, en raison de la baisse des prix du gaz et des marges de raffinage.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur⁽¹⁶⁾.

Les éléments d’ajustement du résultat net⁽¹⁷⁾ représentent un montant de -868 M$ au deuxième trimestre 2023, constitués principalement de :

• -0,5 G$ de dépréciations et provisions exceptionnelles, notamment sur des actifs amont au Kenya et le projet éolien offshore de Yunlin à Taiwan,
• -0,4 G$ d’effet de stock.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :

• 37,3% au deuxième trimestre 2023 contre 41,4% au premier trimestre 2023, en raison notamment d’un moindre taux d’imposition de l’Exploration-Production lié à la baisse des prix,
• 39,7% au premier semestre 2023 contre 39,0% au premier semestre 2022, notamment en raison de l’augmentation du taux d’imposition de l’Exploration-Production, liée notamment à l’Energy Profits Levy au Royaume-Uni.

5.3 Résultat net ajusté par action

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

• 1,99 $ au deuxième trimestre 2023, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 448 millions, contre 2,61 $ au premier trimestre 2023,
• 4,61 $ au premier semestre 2023, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 460 millions, contre 7,14 $ un an plus tôt.

Au 30 juin 2023, le nombre d’actions dilué était de 2 443 millions.

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

• 32,8 millions d’actions au deuxième trimestre 2023 en vue de leur annulation, pour un montant de 2 G$,

• 65,0 millions d’actions au premier semestre 2023 en vue de leur annulation, pour un montant de 4 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

• 482 M$ au deuxième trimestre 2023, notamment lié à la prise de participation de 9,375% dans le projet GNL NFS au Qatar, le renouvellement de la licence OML130 au Nigéria, et l’acquisition d’une première tranche de 5,06 % dans NextDecade en lien avec le lancement du projet RGLNG aux Etats-Unis,

• 3 738 M$ au premier semestre 2023, notamment lié aux éléments ci-dessus ainsi que l’acquisition de 20% dans la concession de SARB and Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, la prise de participation de 6,25% dans le projet GNL NFE au Qatar, et la prise d’une participation de 34% dans une joint-venture avec Casa dos Ventos au Brésil.

Les cessions ont représenté :

• 162 M$ au deuxième trimestre 2023, notamment lié à la cession de titres Maxeon,
• 431 M$ au premier semestre 2023, notamment lié à l’élément ci-dessus ainsi que la cession de 50% de la filiale Marketing & Services en Egypte.

5.5 Cash-flow net

Le cash-flow net⁽¹⁸⁾ de TotalEnergies ressort à :

• 3 894 M$ au deuxième trimestre 2023 contre 3 201 M$ le trimestre précédent, compte tenu de la baisse de 1 136 M$ de la marge brute d’autofinancement et de la baisse de 1 829 M$ des investissements nets à 4 591 M$ au deuxième trimestre 2023,
• 7 095 M$ au premier semestre 2023 contre 17 061 M$ un an auparavant, compte tenu de la baisse de 6 753 M$ de la marge brute d’autofinancement et de la hausse de 3 213 M$ des investissements nets à 11 011 M$ au premier semestre 2023.

Au deuxième trimestre 2023, le flux de trésorerie d’exploitation de 9 900 M$, comparé à une marge brute d’autofinancement de 8 485 M$, est impacté positivement par une diminution du besoin de fonds de roulement de 1,5 G$ portée principalement par la diminution des stocks, la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et d’électricité, et partiellement compensée par la diminution des dettes fiscales et le rythme de paiement des impôts notamment du secteur Exploration-Production.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 25,2% sur la période du 1^er juillet 2022 au 30 juin 2023.

En millions de dollars	Période du 1er juillet 2022	Période du 1er avril 2022	Période du 1er juillet 2021
	au 30 juin 2023	au 31 mars 2023	au 30 juin 2022
Résultat net ajusté	29 351	34 219	30 716
Capitaux propres retraités moyens	116 329	115 233	113 333
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	25,2%	29,7%	27,1%

La rentabilité des capitaux employés moyens⁽¹⁹⁾ s’est établie à 22,4% sur la période du 1^er juillet 2022 au 30 juin 2023.

En millions de dollars	Période du 1er juillet 2022	Période du 1er avril 2022	Période du 1er juillet 2021
	au 30 juin 2023	au 31 mars 2023	au 30 juin 2022
Résultat opérationnel net ajusté	30 776	35 712	32 177
Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement	137 204	140 842	139 377
ROACE	22,4%	25,4%	23,1%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 7 040 millions d’euros au premier semestre 2023, contre 3 702 millions d’euros au premier semestre 2022.

7. Sensibilités sur l’année 2023*

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

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2023. 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.

** Environnement Brent à 80 $/b.

8. Perspectives

Les prix du pétrole restent soutenus autour de 75 $/b depuis plusieurs mois compte tenu de l’action de l’OPEP+. La demande de produits pétroliers devrait être soutenue par la période estivale et la reprise mondiale du transport aérien.

Les prix du gaz européen se situent autour de 10 $/Mbtu en raison des niveaux élevés de stockage de gaz naturel en Europe. La reprise de la demande en Asie et la tension sur les capacités d’approvisionnement en Europe soutiennent les prix sur le marché à terme à plus de 15 $/Mbtu pour l'hiver 2023/2024.

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 se situer entre 9 et 10 $/Mbtu au troisième trimestre 2023.

Pour le troisième trimestre 2023, TotalEnergies anticipe une production d'hydrocarbures d'environ 2,5 Mbep/j, compte tenu notamment du démarrage du champs d’Absheron en Azerbaïdjan. Le taux d'utilisation des raffineries devrait se maintenir au-dessus de 80%.

La Compagnie confirme sa guidance en matière d’investissements nets pour l’année 2023 entre 16 et 18 G$, dont 5 G$ dans les énergies bas-carbone.

* * * *

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 12h (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le [phone]. 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)

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
537	583	907	-41%	Europe et Asie centrale	559	933	-40%
481	494	460	+5%	Afrique	488	479	+2%
767	718	680	+13%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	743	675	+10%
443	441	420	+5%	Amériques	442	403	+10%
243	288	271	-10%	Asie Pacifique	266	301	-12%
2 471	2 524	2 738	-10%	Production totale	2 498	2 791	-10%
338	344	690	-51%	dont filiales mises en équivalence	341	702	-51%
2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Production de liquides par zone géographique (kb/j)	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
227	235	267	-15%	Europe et Asie centrale	231	283	-18%
359	371	351	+2%	Afrique	365	362	+1%
615	578	546	+13%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	596	542	+10%
268	263	231	+16%	Amériques	266	216	+23%
102	116	88	+16%	Asie Pacifique	109	102	+6%
1 571	1 562	1 483	+6%	Production totale	1 567	1 505	+4%
153	150	201	-24%	dont filiales mises en équivalence	152	206	-26%
2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 671	1 879	3 440	-51%	Europe et Asie centrale	1 774	3 498	-49%
610	615	545	+12%	Afrique	612	594	+3%
834	772	742	+12%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	803	734	+9%
976	994	1 063	-8%	Amériques	985	1 052	-6%
754	931	1 045	-28%	Asie Pacifique	843	1 119	-25%
4 845	5 191	6 835	-29%	Production totale	5 017	6 997	-28%
1 004	1 054	2 633	-62%	dont filiales mises en équivalence	1 029	2 673	-62%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 709	1 600	1 814	-6%	Europe*	1 655	1 724	-4%
599	667	734	-18%	Afrique	633	747	-15%
918	849	922	-	Amériques	883	849	+4%
665	623	705	-6%	Reste du monde	644	618	+4%
3 892	3 739	4 176	-7%	Total des ventes*	3 815	3 939	-3%
424	387	409	+4%	dont ventes massives raffinage	405	409	-1%
2 070	1 992	2 290	-10%	dont négoce international*	2 031	2 065	-2%

* Donnée 1T23 retraitée

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	Production de produits pétrochimiques* (kt)	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
1 026	1 047	1 023	-	Europe	2 073	2 282	-9%
619	607	603	+3%	Amériques	1 226	1 240	-1%
475	753	768	-38%	Moyen-Orient et Asie	1 228	1 549	-21%

* Oléfines, Polymères.

9.3 Renouvelables

	2T23					1T23
Capacités brutes installées de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,8	0,6	0,0	0,1	1,6	0,8	0,6	0,0	0,2	1,5
Reste de l'Europe	0,2	1,1	0,8	0,0	2,1	0,2	1,1	0,5	0,0	1,8
Afrique	0,1	0,0	0,0	0,0	0,2	0,1	0,0	0,0	0,0	0,2
Moyen Orient	1,2	0,0	0,0	0,0	1,2	1,2	0,0	0,0	0,0	1,2
Amérique du Nord	3,5	2,1	0,0	0,1	5,6	3,0	2,1	0,0	0,1	5,1
Amérique du Sud	0,4	1,0	0,0	0,0	1,4	0,4	0,9	0,0	0,0	1,3
Inde	5,1	0,4	0,0	0,0	5,5	5,0	0,4	0,0	0,0	5,4
Asie Pacifique	1,4	0,0	0,1	0,0	1,5	1,3	0,0	0,1	0,0	1,5
Total	12,5	5,2	1,0	0,3	19,0	12,0	5,0	0,7	0,3	17,9
	2T23					1T23
Capacités brutes en construction de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,2	0,1	0,0	0,0	0,3	0,2	0,1	0,0	0,0	0,4
Reste de l'Europe	0,1	0,0	0,3	0,0	0,5	0,1	0,0	0,6	0,0	0,7
Afrique	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Moyen Orient	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Amérique du Nord	2,8	0,1	0,0	0,5	3,4	2,7	0,1	0,0	0,5	3,4
Amérique du Sud	0,1	0,2	0,0	0,0	0,3	0,1	0,6	0,0	0,0	0,7
Inde	0,4	0,1	0,0	0,0	0,5	0,4	0,1	0,0	0,0	0,5
Asie Pacifique	0,0	0,0	0,5	0,0	0,6	0,0	0,0	0,5	0,0	0,6
Total	3,8	0,5	0,9	0,6	5,7	3,6	0,9	1,2	0,5	6,2
	2T23					1T23
Capacités brutes en développement de génération électrique renouvelable (GW) (1),(2)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	1,0	0,6	0,0	0,0	1,6	0,9	0,2	0,0	0,0	1,2
Reste de l'Europe	5,4	0,4	4,4	0,1	10,3	3,6	0,4	4,4	0,1	8,4
Afrique	0,6	0,3	0,0	0,1	1,0	0,7	0,3	0,0	0,1	1,1
Moyen Orient	0,4	0,0	0,0	0,0	0,4	0,5	0,0	0,0	0,0	0,5
Amérique du Nord	9,0	3,2	4,1	5,1	21,3	10,7	2,8	4,1	4,5	22,1
Amérique du Sud	1,6	1,6	0,0	0,4	3,6	1,3	0,5	0,0	0,0	1,8
Inde	4,2	0,1	0,0	0,0	4,3	4,6	0,2	0,0	0,0	4,8
Asie Pacifique	3,2	0,4	2,9	0,9	7,5	2,4	0,4	2,9	0,7	6,4
Total	25,5	6,6	11,4	6,5	50,0	24,7	4,8	11,4	5,4	46,3

⁽¹⁾ 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.
⁽²⁾ Données à fin de période.

10. Éléments d’ajustement du résultat net part TotalEnergies

2T23	1T23	2T22	En millions de dollars	1S23	1S22
(377)	(159)	(4 546)	Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	(536)	(9 539)
-	203	-	Plus ou moins value de cession	203	-
(5)	-	(8)	Charges de restructuration	(5)	(11)
(469)	(60)	(3 719)	Dépréciations et provisions exceptionnelles	(529)	(8 780)
97	(302)	(819)	Autres éléments	(205)	(748)
(380)	(391)	993	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	(771)	2 033
(111)	(434)	(551)	Effet des variations de juste valeur	(545)	(631)
(868)	(984)	(4 104)	Total des éléments d’ajustement du résultat net	(1 852)	(8 137)

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

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

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
4 088	5 557	5 692	-28%	Résultat net part TotalEnergies	9 645	10 636	-9%
868	984	4 104	-79%	Moins: éléments d'ajustement du résultat net part TotalEnergies	1 852	8 137	-77%
4 956	6 541	9 796	-49%	Résultat net ajusté part TotalEnergies	11 497	18 773	-39%
				Éléments ajustés
61	74	89	-31%	Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle	135	165	-18%
2 715	4 090	5 274	-49%	Plus: charge / (produit) d'impôt	6 805	9 998	-32%
2 959	3 026	3 038	-3%	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	5 985	6 186	-3%
92	99	98	-6%	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	191	194	-2%
724	710	572	+27%	Plus: coût de l'endettement financier brut	1 434	1 034	+39%
(402)	(373)	(130)	ns	Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(775)	(189)	ns
11 105	14 167	18 737	-41%	EBITDA Ajusté	25 272	36 161	-30%

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

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
				Éléments ajustés
51 458	58 309	70 460	-27%	Produits des ventes	109 767	134 398	-18%
(33 379)	(37 479)	(46 023)	ns	Achats, nets de variation de stocks	(70 858)	(86 785)	ns
(7 754)	(7 752)	(7 620)	ns	Autres charges d'exploitation	(15 506)	(15 029)	ns
(62)	(94)	(117)	ns	Charges d'exploration	(156)	(253)	ns
116	77	429	-73%	Autres produits	193	550	-65%
(164)	(38)	(431)	ns	Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(202)	(604)	ns
401	248	231	+74%	Autres produits financiers	649	350	+85%
(173)	(183)	(136)	ns	Autres charges financières	(356)	(271)	ns
662	1 079	1 944	-66%	Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 741	3 805	-54%
11 105	14 167	18 737	-41%	EBITDA Ajusté	25 272	36 161	-30%
				Éléments ajustés
(2 959)	(3 026)	(3 038)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(5 985)	(6 186)	ns
(92)	(99)	(98)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(191)	(194)	ns
(724)	(710)	(572)	ns	Moins: coût de l'endettement financier brut	(1 434)	(1 034)	ns
402	373	130	x3,1	Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	775	189	x4,1
(2 715)	(4 090)	(5 274)	ns	Moins: produit (charge) d'impôt	(6 805)	(9 998)	ns
(61)	(74)	(89)	ns	Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(135)	(165)	ns
(868)	(984)	(4 104)	ns	Plus: éléments d'ajustements part TotalEnergies	(1 852)	(8 137)	ns
4 088	5 557	5 692	-28%	Résultat net part TotalEnergies	9 645	10 636	-9%

12. Investissements – Désinvestissements

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
4 271	3 433	2 819	+51%	Investissements organiques ( a )	7 704	4 800	+60%
328	205	98	x3,3	dont exploration capitalisée	533	212	x2,5
366	374	277	+32%	dont augmentation des prêts non courants	740	511	+45%
(84)	(229)	(174)	ns	dont remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(313)	(609)	ns
-	-	(190)	-100%	dont variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	-	(190)	-100%
482	3 256	2 464	-80%	Acquisitions ( b )	3 738	3 864	-3%
162	269	388	-58%	Cessions ( c )	431	866	-50%
(35)	(3)	176	ns	dont variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	(38)	174	ns
320	2 987	2 076	-85%	Acquisitions nettes	3 307	2 998	+10%
4 591	6 420	4 895	-6%	Investissements nets ( a + b - c )	11 011	7 798	+41%
-	-	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( d )	-	-	ns
(18)	6	(238)	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	(12)	(725)	ns
(35)	(3)	366	ns	Variation de dettes de projets renouvelables ( f ) *	(38)	364	ns
64	60	37	+73%	Capex liés aux contrats de location capitalisés (g)	124	73	+70%
1	1	4	-75%	Dépenses liées aux crédits carbone (h)	2	4	-50%
4 473	6 362	4 982	-10%	Flux de trésorerie d'investissement ( a + b - c + d + e + f - g - h )	10 835	7 360	+47%

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

13. Cash-flow

2T23	1T23	2T22	2T23  vs 2T22	En millions de dollars	1S23	1S22	1S23  vs 1S22
9 900	5 133	16 284	-39%	Flux de trésorerie d’exploitation	15 033	23 901	-37%
1 720	(3 989)	2 161	-20%	Moins Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement **	(2 269)	(2 614)	ns
(252)	(502)	1 151	ns	Moins Effet de stock	(754)	2 406	ns
(35)	(3)	(23)	ns	Moins Plus-value de cession de projets renouvelables	(38)	(25)	ns
(18)	6	(238)	ns	Moins Remboursement organique de prêts SME	(12)	(725)	ns
8 485	9 621	13 233	-36%	= Marge brute d'autofinancement ( a ) *	18 106	24 859	-27%
(112)	(153)	(399)	ns	Frais financiers	(265)	(767)	ns
8 596	9 774	13 631	-37%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)	18 371	25 626	-28%
4 271	3 433	2 819	+51%	Investissements organiques ( b )	7 704	4 800	+60%
4 214	6 188	10 414	-60%	Cash flow après investissements organiques, hors acquisitions cessions ( a - b )	10 402	20 059	-48%
4 591	6 420	4 895	-6%	Investissements nets ( c )	11 011	7 798	+41%
3 894	3 201	8 338	-53%	Cash flow net ( a - c )	7 095	17 061	-58%

* 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. Les chiffres historiques ont été retraités pour annuler l’impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
** 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.

14. Ratio d’endettement

En millions de dollars	30/06/2023	31/03/2023	30/06/2022
Dettes financières courantes ^(1)	13 980	16 280	14 589
Autres passifs financiers courants	443	597	401
Actifs financiers courants ^(1),(2)	(6 397)	(7 223)	(7 697)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés ^(1)	(41)	(38)	(14)
Dettes financières non courantes ^(1)	33 387	34 820	39 233
Actifs financiers non courants ^(1)	(1 264)	(1 101)	(692)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(25 572)	(27 985)	(32 848)
Dette nette (a)	14 536	15 350	12 972
Capitaux propres – part TotalEnergies	113 682	115 581	116 688
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	2 770	2 863	3 309
Capitaux propres (b)	116 452	118 444	119 997
Ratio d'endettement  = a / (a + b)	11,1%	11,5%	9,8%
Dette nette de location (c )	8 090	8 131	7 963
Ratio d'endettement y compris dette nette de location (a+c)/(a+b+c)	16,3%	16,5%	14,9%

⁽¹⁾ Hors créances et dettes de location.
⁽²⁾ Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.

15. Rentabilité des capitaux employés moyens⁽²⁰⁾

Période du 1^er juillet 2022 au 30 juin 2023

En millions de dollars	Exploration- Production	Integrated  LNG	Integrated Power	Raffinage- Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	12 747	9 223	1 537	6 044	1 541	30 776
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2022*	70 248	41 606	12 568	7 958	7 475	137 035
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2023*	68 530	34 598	17 804	9 698	8 796	137 372
ROACE	18,4%	24,2%	10,1%	68,5%	18,9%	22,4%

Période du 1^er avril 2022 au 31 mars 2023

En millions de dollars	Exploration- Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage- Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	15 117	10 108	1 427	7 800	1 558	35 712
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2022*	71 518	44 803	9 937	8 847	7 751	141 853
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2023*	67 658	34 183	18 982	10 115	8 811	139 830
ROACE	21,7%	25,6%	9,9%	82,3%	18,8%	25,4%

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

Avertissement :

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

Ce document ne constitue pas le rapport financier semestriel qui fera l’objet d’une publication spécifique, conformément à l’article L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier et à la réglementation britannique applicable, disponible sur le site totalenergies.com. Ce communiqué de presse présente les résultats du deuxième trimestre 2023 et du premier semestre 2023, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 juin 2023 (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 « 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

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

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

(iii) l’effet des variations de juste valeur

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

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

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

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

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

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

Avertissement aux investisseurs américains – La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes "réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TotalEnergies 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⁾ Définitions en page 3.
⁽²⁾ Hors engagements liés aux contrats de location.
* Période du 1^er juillet 2022 au 30 juin 2023.
⁽³⁾ Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
⁽⁴⁾ Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non-récurrents, et hors effet des variations de juste valeur. Le détail des éléments d’ajustement figure en page 18.
⁽⁵⁾ L’EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) ajusté correspond au résultat ajusté avant amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles, corporelles et droits miniers ; charge d’impôt et coût de la dette nette, soit l’ensemble des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence.
⁽⁶⁾ Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
⁽⁷⁾ Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
⁽⁸⁾ Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
⁽⁹⁾ Acquisitions nettes = acquisitions - cessions - autres opérations avec intérêts ne conférant pas le contrôle (voir page 20).
⁽¹⁰⁾ Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 20).
⁽¹¹⁾ La marge brute d’autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables.
La méthode du coût de remplacement est explicitée page 22. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 20.
⁽¹²⁾ DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d’autofinancement hors frais financiers.
⁽¹³⁾ Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO₂, CH₄, N₂O, les HFC, les PFC et le SF₆, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF₆ sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et ne sont donc pas comptabilisés.
⁽¹⁴⁾ Les émissions de GES Scope 1+2 des installations 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).
⁽¹⁵⁾ 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. Le point le plus élevé pour chaque chaine de valeur pour l’année 2023 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres.
⁽¹⁶⁾ Ces éléments d’ajustement sont explicités page 22.
⁽¹⁷⁾ Le total des éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 18 ainsi que dans les annexes aux comptes.
⁽¹⁸⁾ Cash-flow net = marge brute d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle).
⁽¹⁹⁾ ROACE est le ratio du Résultat opérationnel net ajusté par les Capitaux moyens mis en œuvre entre le début et la fin de la période
⁽²⁰⁾ ROACE est le ratio du Résultat opérationnel net ajusté par les Capitaux moyens mis en œuvre entre le début et la fin de la période

Comptes TotalEnergies
_____________________
Comptes consolidés du deuxième trimestre et du premier semestre 2023, normes IFRS

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
		2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)^(a)		2023	2023	2022
Chiffre d'affaires		56 271	62 603	74 774
Droits d'accises		(4 737)	(4 370)	(4 329)
	Produits des ventes	51 534	58 233	70 445
Achats, nets de variation de stocks		(33 864)	(38 351)	(45 443)
Autres charges d'exploitation		(7 906)	(7 785)	(8 041)
Charges d'exploration		(62)	(92)	(117)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers		(3 106)	(3 062)	(3 102)
Autres produits		116	341	429
Autres charges		(366)	(300)	(1 305)
Coût de l'endettement financier brut		(724)	(710)	(572)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie		510	393	245
	Coût de l'endettement financier net	(214)	(317)	(327)
Autres produits financiers		413	258	231
Autres charges financières		(173)	(183)	(136)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence		267	960	(1 546)
Produit (Charge) d'impôt		(2 487)	(4 071)	(5 284)
Résultat net de l'ensemble consolidé		4 152	5 631	5 804
Part TotalEnergies		4 088	5 557	5 692
Intérêts ne conférant pas le contrôle		64	74	112
Résultat net par action (en $)		1,65	2,23	2,18
Résultat net dilué par action (en $)		1,64	2,21	2,16
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

 

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)	2023	2023	2022
Résultat net de l'ensemble consolidé	4 152	5 631	5 804
Autres éléments du résultat global
Pertes et gains actuariels	135	3	204
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	(1)	4	(20)
Effet d'impôt	(43)	(8)	(53)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(57)	1 466	(5 387)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	34	1 465	(5 256)
Écart de conversion de consolidation	(49)	(1 250)	2 523
Couverture de flux futurs	689	1 202	3 222
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	11	(3)	21
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	3	(98)	2 548
Autres éléments	(4)	3	(1)
Effet d'impôt	(136)	(336)	(1 112)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	514	(482)	7 201
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	548	983	1 945
Résultat global	4 700	6 614	7 749
Part TotalEnergies	4 676	6 550	7 705
Intérêts ne conférant pas le contrôle	24	64	44

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
		1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)^(a)		2023	2022
Chiffre d'affaires		118 874	143 380
Droits d'accises		(9 107)	(8 985)
	Produits des ventes	109 767	134 395
Achats, nets de variation de stocks		(72 215)	(85 091)
Autres charges d'exploitation		(15 691)	(15 664)
Charges d'exploration		(154)	(978)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers		(6 168)	(6 781)
Autres produits		457	572
Autres charges		(666)	(3 595)
Coût de l'endettement financier brut		(1 434)	(1 034)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie		903	459
	Coût de l'endettement financier net	(531)	(575)
Autres produits financiers		671	434
Autres charges financières		(356)	(271)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence		1 227	(1 503)
Produit (Charge) d'impôt		(6 558)	(10 088)
Résultat net de l'ensemble consolidé		9 783	10 855
Part TotalEnergies		9 645	10 636
Intérêts ne conférant pas le contrôle		138	219
Résultat net par action (en $)		3,88	4,04
Résultat net dilué par action (en $)		3,86	4,02
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)	2023	2022
Résultat net de l'ensemble consolidé	9 783	10 855
Autres éléments du résultat global
Pertes et gains actuariels	138	204
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	3	(17)
Effet d'impôt	(51)	(42)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	1 409	(7 137)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	1 499	(6 992)
Écart de conversion de consolidation	(1 299)	3 535
Couverture de flux futurs	1 891	2 959
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	8	70
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(95)	2 464
Autres éléments	(1)	(1)
Effet d'impôt	(472)	(1 059)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	32	7 968
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	1 531	976
Résultat global	11 314	11 831
Part TotalEnergies	11 226	11 658
Intérêts ne conférant pas le contrôle	88	173

BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
	30 juin 2023	31 mars 2023	31 décembre 2022	30 juin 2022
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)		(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	31 717	33 234	31 931	37 020
Immobilisations corporelles	104 174	107 499	107 101	101 454
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	30 425	29 997	27 889	28 210
Autres titres	1 190	1 209	1 051	1 383
Actifs financiers non courants	2 494	2 357	2 731	1 612
Impôts différés	3 649	4 772	5 049	4 737
Autres actifs non courants	2 573	2 709	2 388	3 075
Total actifs non courants	176 222	181 777	178 140	177 491
Actifs courants
Stocks	18 785	22 786	22 936	28 542
Clients et comptes rattachés	22 163	24 128	24 378	30 796
Autres créances	23 111	28 153	36 070	55 553
Actifs financiers courants	6 725	7 535	8 746	7 863
Trésorerie et équivalents de trésorerie	25 572	27 985	33 026	32 848
Actifs destinés à être cédés ou échangés	8 441	668	568	313
Total actifs courants	104 797	111 255	125 724	155 915
Total actif	281 019	293 032	303 864	333 406
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital	7 850	7 828	8 163	8 163
Primes et réserves consolidées	123 511	123 357	123 951	125 554
Écarts de conversion	(12 859)	(12 784)	(12 836)	(14 019)
Actions autodétenues	(4 820)	(2 820)	(7 554)	(3 010)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies	113 682	115 581	111 724	116 688
Intérêts ne conférant pas le contrôle	2 770	2 863	2 846	3 309
Total des capitaux propres	116 452	118 444	114 570	119 997
Passifs non courants
Impôts différés	11 237	11 300	11 021	12 169
Engagements envers le personnel	1 872	1 840	1 829	2 341
Provisions et autres passifs non courants	21 295	21 270	21 402	23 373
Dettes financières non courantes	40 427	42 915	45 264	46 868
Total passifs non courants	74 831	77 325	79 516	84 751
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	32 853	36 037	41 346	49 700
Autres créditeurs et dettes diverses	38 609	42 578	52 275	62 498
Dettes financières courantes	15 542	17 884	15 502	16 003
Autres passifs financiers courants	443	597	488	401
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	2 289	167	167	56
Total passifs courants	89 736	97 263	109 778	128 658
Total passif et capitaux propres	281 019	293 032	303 864	333 406

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)	2023	2023	2022
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé	4 152	5 631	5 804
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	3 195	3 187	3 321
Provisions et impôts différés	81	314	1 427
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(70)	(252)	(165)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	383	(349)	2 999
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	2 125	(3 419)	2 498
Autres, nets	34	21	400
Flux de trésorerie d'exploitation	9 900	5 133	16 284
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels	(3 870)	(4 968)	(5 150)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(19)	(136)	(82)
Coût d'acquisition de titres	(522)	(1 407)	(136)
Augmentation des prêts non courants	(366)	(389)	(278)
Investissements	(4 777)	(6 900)	(5 646)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	31	68	153
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	38	183	63
Produits de cession d'autres titres	133	49	35
Remboursement de prêts non courants	102	238	413
Désinvestissements	304	538	664
Flux de trésorerie d'investissement	(4 473)	(6 362)	(4 982)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	383	-	371
- actions propres	(2 002)	(2 103)	(1 988)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(1 842)	(1 844)	(1 825)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(105)	(21)	(97)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	(1 081)	-	(1 958)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(80)	(158)	(138)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(13)	(86)	(10)
Émission nette d'emprunts non courants	(14)	118	508
Variation des dettes financières courantes	(4 111)	(1 274)	(2 703)
Variation des actifs et passifs financiers courants	990	1 394	(731)
Flux de trésorerie de financement	(7 875)	(3 974)	(8 571)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(2 448)	(5 203)	2 731
Incidence des variations de change	35	162	(1 159)
Trésorerie en début de période	27 985	33 026	31 276
Trésorerie en fin de période	25 572	27 985	32 848

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)	2023	2022
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé	9 783	10 855
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	6 382	7 899
Provisions et impôts différés	395	3 965
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(322)	(178)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	34	3 261
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(1 294)	(2 425)
Autres, nets	55	524
Flux de trésorerie d'exploitation	15 033	23 901
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels	(8 838)	(8 607)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(155)	(82)
Coût d'acquisition de titres	(1 929)	(225)
Augmentation des prêts non courants	(755)	(519)
Investissements	(11 677)	(9 433)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	99	330
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	221	151
Produits de cession d'autres titres	182	250
Remboursement de prêts non courants	340	1 342
Désinvestissements	842	2 073
Flux de trésorerie d'investissement	(10 835)	(7 360)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	383	371
- actions propres	(4 105)	(3 164)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(3 686)	(3 753)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(126)	(119)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	(1 081)	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(238)	(274)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(99)	(5)
Émission nette d'emprunts non courants	104	542
Variation des dettes financières courantes	(5 385)	(2 046)
Variation des actifs et passifs financiers courants	2 384	4 863
Flux de trésorerie de financement	(11 849)	(3 585)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(7 651)	12 956
Incidence des variations de change	197	(1 450)
Trésorerie en début de période	33 026	21 342
Trésorerie en fin de période	25 572	32 848

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			Nombre	Montant
Au 1er janvier 2022	2 640 429 329	8 224	117 849	(12 671)	(33 841 104)	(1 666)	111 736	3 263	114 999
Résultat net du premier semestre  2022	-	-	10 636	-	-	-	10 636	219	10 855
Autres éléments du résultat global	-	-	2 370	(1 348)	-	-	1 022	(46)	976
Résultat Global	-	-	13 006	(1 348)	-	-	11 658	173	11 831
Dividendes	-	-	(3 803)	-	-	-	(3 803)	(119)	(3 922)
Émissions d'actions	9 367 482	26	345	-	-	-	371	-	371
Rachats d'actions	-	-	-	-	(58 458 536)	(3 164)	(3 164)	-	(3 164)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(315)	-	6 168 197	315	-	-	-
Paiements en actions	-	-	157	-	-	-	157	-	157
Annulation d'actions	(30 665 526)	(87)	(1 418)	-	30 665 526	1 505	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(44)	-	-	-	(44)	-	(44)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(183)	-	-	-	(183)	-	(183)
Autres opérations avec les intérêts   ne conférant pas le contrôle	-	-	4	-	-	-	4	(9)	(5)
Autres éléments	-	-	(44)	-	-	-	(44)	1	(43)
Au 30 juin 2022	2 619 131 285	8 163	125 554	(14 019)	(55 465 917)	(3 010)	116 688	3 309	119 997
Résultat net du second semestre 2022	-	-	9 890	-	-	-	9 890	299	10 189
Autres éléments du résultat global	-	-	(5 303)	1 174	-	-	(4 129)	44	(4 085)
Résultat Global	-	-	4 587	1 174	-	-	5 761	343	6 104
Dividendes	-	-	(6 186)	-	-	-	(6 186)	(417)	(6 603)
Émissions d'actions	-	-	(1)	-	-	-	(1)	-	(1)
Rachats d'actions	-	-	-	-	(81 749 207)	(4 547)	(4 547)	-	(4 547)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(3)	-	27 457	3	-	-	-
Paiements en actions	-	-	72	-	-	-	72	-	72
Annulation d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(148)	-	-	-	(148)	-	(148)
Autres opérations avec les intérêts   ne conférant pas le contrôle	-	-	41	9	-	-	50	46	96
Autres éléments	-	-	35	-	-	-	35	(435)	(400)
Au 31 décembre 2022	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 semestre 2023	-	-	9 645	-	-	-	9 645	138	9 783
Autres éléments du résultat global	-	-	1 576	5	-	-	1 581	(50)	1 531
Résultat Global	-	-	11 221	5	-	-	11 226	88	11 314
Dividendes	-	-	(3 868)	-	-	-	(3 868)	(126)	(3 994)
Émissions d'actions	8 002 155	22	361	-	-	-	383	-	383
Rachats d'actions	-	-	-	-	(66 647 852)	(4 705)	(4 705)	-	(4 705)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(396)	-	6 461 256	396	-	-	-
Paiements en actions	-	-	172	-	-	-	172	-	172
Annulation d'actions	(128 869 261)	(335)	(6 708)	-	128 869 261	7 043	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 107)	-	-	-	(1 107)	-	(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(151)	-	-	-	(151)	-	(151)
Autres opérations avec les intérêts   ne conférant pas le contrôle	-	-	39	(28)	-	-	11	(38)	(27)
Autres éléments	-	-	(3)	-	-	-	(3)	-	(3)
Au 30 juin 2023	2 498 264 179	7 850	123 511	(12 859)	(68 505 002)	(4 820)	113 682	2 770	116 452
^(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

2^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	1 434	2 020	6 249	24 849	21 712	7	-	56 271
Chiffre d'affaires intersecteurs	10 108	2 778	670	8 630	201	64	(22 451)	-
Droits d'accises	-	-	-	(231)	(4 506)	-	-	(4 737)
Produits des ventes	11 542	4 798	6 919	33 248	17 407	71	(22 451)	51 534
Charges d'exploitation	(5 162)	(3 797)	(6 334)	(32 042)	(16 672)	(276)	22 451	(41 832)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 117)	(277)	(51)	(394)	(241)	(26)	-	(3 106)
Résultat opérationnel	4 263	724	534	812	494	(231)	-	6 596
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(15)	472	(250)	3	64	(17)	-	257
Impôts du résultat opérationnel net	(1 889)	(137)	(41)	(187)	(162)	(40)	-	(2 456)
Résultat opérationnel net	2 359	1 059	243	628	396	(288)	-	4 397
Coût net de la dette nette								(245)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(64)
Résultat net - part TotalEnergies								4 088
2^ème trimestre 2023 (éléments d'ajustements)^(a)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	-	76	-	-	-	-	-	76
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	76	-	-	-	-	-	76
Charges d'exploitation	(25)	(400)	137	(216)	(76)	(57)	-	(637)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(147)	-	-	-	-	-	-	(147)
Résultat opérationnel^(b)	(172)	(324)	137	(216)	(76)	(57)	-	(708)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(106)	16	(346)	(59)	-	2	-	(493)
Impôts du résultat opérationnel net	288	37	2	(101)	23	15	-	264
Résultat opérationnel net^(b)	10	(271)	(207)	(376)	(53)	(40)	-	(937)
Coût net de la dette nette								72
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(3)
Résultat net - part TotalEnergies								(868)
^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
^(b)Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel		-	-	(192)	(60)	-
- Sur le résultat opérationnel net		-	-	(332)	(45)	-
2^ème trimestre 2023 (ajusté)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	1 434	1 944	6 249	24 849	21 712	7	-	56 195
Chiffre d'affaires intersecteurs	10 108	2 778	670	8 630	201	64	(22 451)	-
Droits d'accises	-	-	-	(231)	(4 506)	-	-	(4 737)
Produits des ventes	11 542	4 722	6 919	33 248	17 407	71	(22 451)	51 458
Charges d'exploitation	(5 137)	(3 397)	(6 471)	(31 826)	(16 596)	(219)	22 451	(41 195)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 970)	(277)	(51)	(394)	(241)	(26)	-	(2 959)
Résultat opérationnel ajusté	4 435	1 048	397	1 028	570	(174)	-	7 304
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	91	456	96	62	64	(19)	-	750
Impôts du résultat opérationnel net	(2 177)	(174)	(43)	(86)	(185)	(55)	-	(2 720)
Résultat opérationnel net ajusté	2 349	1 330	450	1 004	449	(248)	-	5 334
Coût net de la dette nette								(317)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(61)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies								4 956
2^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Investissements	2 569	626	807	489	256	30	-	4 777
Désinvestissements	26	45	149	52	28	4	-	304
Flux de trésorerie d'exploitation	4 047	1 332	2 284	1 923	665	(351)	-	9 900

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)
Chiffres d'affaires externe	1 954	4 872	8 555	24 855	22 359	8	-	62 603
Chiffres 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)
Résultat opérationnel	5 854	1 138	362	1 426	282	(119)	-	8 943
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)
Résultat opérationnel net	2 524	1 737	181	1 153	406	(77)	-	5 924
Coût net de la dette nette								(293)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(74)
Résultat net - part TotalEnergies								5 557
1^er trimestre 2023 (éléments d'ajustements)^(a)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe	-	(76)	-	-	-	-	-	(76)
Chiffres d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	(76)	-	-	-	-	-	(76)
Charges d'exploitation	(8)	(300)	(70)	(424)	(101)	-	-	(903)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	-	-	-	(36)	-	-	-	(36)
Résultat opérationnel^(b)	(8)	(376)	(70)	(460)	(101)	-	-	(1 015)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(73)	(4)	(111)	(37)	217	-	-	(8)
Impôts du résultat opérationnel net	(48)	45	(8)	32	10	-	-	31
Résultat opérationnel net^(b)	(129)	(335)	(189)	(465)	126	-	-	(992)
Coût net de la dette nette								8
Intérêts ne conférant pas le contrôle								-
Résultat net - part TotalEnergies								(984)
^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
^(b)Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel		-	-	(415)	(87)	-
- Sur le résultat opérationnel net		-	-	(327)	(64)	-
1^er trimestre 2023 (ajusté)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe	1 954	4 948	8 555	24 855	22 359	8	-	62 679
Chiffres 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	10 947	10 240	33 732	18 293	65	(27 650)	58 309
Charges d'exploitation	(4 754)	(9 145)	(9 761)	(31 468)	(17 686)	(161)	27 650	(45 325)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 066)	(288)	(47)	(378)	(224)	(23)	-	(3 026)
Résultat opérationnel ajusté	5 862	1 514	432	1 886	383	(119)	-	9 958
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	141	808	41	89	26	(21)	-	1 084
Impôts du résultat opérationnel net	(3 350)	(250)	(103)	(357)	(129)	63	-	(4 126)
Résultat opérationnel net ajusté	2 653	2 072	370	1 618	280	(77)	-	6 916
Coût net de la dette nette								(301)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(74)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies								6 541
1^er trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
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

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

2^ème trimestre 2022	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	2 521	3 901	6 380	35 061	26 907	4	-	74 774
Chiffre d'affaires intersecteurs	13 805	3 940	488	12 785	716	70	(31 804)	-
Droits d'accises	-	-	-	(186)	(4 143)	-	-	(4 329)
Produits des ventes	16 326	7 841	6 868	47 660	23 480	74	(31 804)	70 445
Charges d'exploitation	(5 760)	(6 144)	(7 392)	(43 242)	(22 310)	(557)	31 804	(53 601)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 112)	(276)	(51)	(389)	(241)	(33)	-	(3 102)
Résultat opérationnel	8 454	1 421	(575)	4 029	929	(516)	-	13 742
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(3 668)	626	197	349	98	71	-	(2 327)
Impôts du résultat opérationnel net	(3 876)	(292)	32	(866)	(296)	(8)	-	(5 306)
Résultat opérationnel net	910	1 755	(346)	3 512	731	(453)	-	6 109
Coût net de la dette nette								(305)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(112)
Résultat net - part TotalEnergies								5 692
2^ème trimestre 2022 (éléments d'ajustements)^(a)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	-	(15)	-	-	-	-	-	(15)
Chiffre d'affaires intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	(15)	-	-	-	-	-	(15)
Charges d'exploitation	(82)	152	(758)	775	373	(301)	-	159
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(46)	(14)	-	-	(4)	-	-	(64)
Résultat opérationnel^(b)	(128)	123	(758)	775	369	(301)	-	80
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(3 756)	(560)	2	52	(4)	-	-	(4 266)
Impôts du résultat opérationnel net	75	(23)	70	(75)	(100)	78	-	25
Résultat opérationnel net^(b)	(3 809)	(460)	(686)	752	265	(223)	-	(4 161)
Coût net de la dette nette								80
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(23)
Résultat net - part TotalEnergies								(4 104)
^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
^(b)Dont effet stock