TotalEnergies : Résultats du troisième trimestre 2023

TotalEnergies démontre une nouvelle fois la pertinence de sa stratégie
qui lui permet de tirer pleinement parti des prix de l’énergie avec
un résultat net ajusté à 6,5 G$ et un cash-flow de 9,3 G$ en hausse

PARIS--()--Regulatory News:

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

   

3T23

 

Variation
vs 2T23

 

9M23

 

Variation
vs 9M22

 Résultat net (part TotalEnergies) (G$)  

6,7

 

+63%

 

16,3

 

-5%

 Résultat net ajusté (part TotalEnergies)(1)   

 

 

 

 

 

 

 

- en milliards de dollars (G$)  

6,5

 

+30%

 

18,0

 

-37%

- en dollar par action  

2,63

 

+32%

 

7,24

 

-34%

 EBITDA ajusté(1) (G$)  

13,1

 

+18%

 

38,3

 

-31%

 Marge brute d'autofinancement (CFFO)(1) (G$)  

9,3

 

+10%

 

27,4

 

-25%

 Flux de trésorerie d'exploitation (G$)  

9,5

 

-4%

 

24,5

 

-41%

Ratio d’endettement(1) de 12,3% au 30 septembre 2023 contre 11,1% au 30 juin 2023                
Troisième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2023 de 0,74 €/action                

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 25 octobre 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le troisième trimestre 2023. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
«Tout en mettant en œuvre sa stratégie de transition équilibrée entre pétrole et gaz d’une part et électricité et renouvelables d’autre part, TotalEnergies démontre à nouveau ce trimestre sa capacité à tirer parti d’un environnement favorable, générant un résultat net ajusté de 6,5 G$ et une rentabilité des capitaux employés moyens supérieure à 20%. Le cash-flow (CFFO) s’élève à 9,3 G$ sur le trimestre et 27,4 G$ sur les neuf premiers mois de l’année.
Avec une production proche de 2,5 Mbep/j, les activités Oil & Gas affichent une croissance de production de 5% sur un an, grâce au démarrage de plusieurs projets pétroliers au Brésil (Mero 1), Nigéria (Ikike) et Irak (Ratawi), gaziers en Oman (Bloc 10) et Azerbaïdjan (Absheron). Au cours de ce trimestre la confirmation des succès d’exploration au Suriname et en Namibie ont ouvert la voie à de nouveaux développements qui contribueront à la croissance future.
L’Exploration-Production génère un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow en hausse de 0,8 G$ sur le trimestre pour atteindre respectivement 3,1 G$ et 5,2 G$ et le secteur Integrated LNG confirme la solidité de son portefeuille mondial intégré avec un résultat opérationnel net ajusté de 1,3 G$ et un cash-flow de 1,6 G$. L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté en croissance sur le trimestre à 1,8 G$ et un cash-flow de 2,2 G$ grâce à une bonne disponibilité des capacités de raffinage européen.
Ce trimestre démontre à nouveau la pertinence de la stratégie de transition profitable de TotalEnergies. Le secteur Integrated Power dépasse ainsi pour la première fois un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 500 M$. Le cash-flow des neuf premiers mois de 2023 s’élève à près de 1,5 G$, en ligne avec l’objectif d’atteindre environ 2 G$ sur l’année. Le trimestre a été marqué par la mise en service du projet éolien en mer d’1 GW Seagreen en Ecosse exécuté dans le budget prévu et du projet Myrtle Solar de 380 MW avec stockage par batteries aux Etats-Unis ainsi que par l’acquisition de 100% de Total Eren.
Conforté par la qualité de ces résultats, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2023 d’un montant de 0,74 €/action, en augmentation de 7,25% par rapport à 2022. En outre, la Compagnie exécute le programme de rachat d’actions de 9 G$ en 2023, tel qu’annoncé le 27 septembre dernier. Ainsi, le taux de distribution aux actionnaires à fin septembre 2023 s’établit à près de 43%, en ligne avec la nouvelle guidance de plus de 40%. »

1. Faits marquants(2)

Stratégie multi-énergies

  • Lancement de GGIP en Irak : entrée effective, à compter du 16 août 2023, dans le champ en production de Ratawi
  • 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
  • Association avec Petrobras et Casa dos Ventos dans les énergies renouvelables au Brésil

Amont

  • Mise en production du champ de gaz à condensats d’Absheron, en Azerbaïdjan
  • Acquisition d’une participation dans les découvertes de gaz de Cash-Maple pour assurer l’approvisionnement à long terme d’Ichthys LNG, en Australie
  • Lancement des études de développement d’un projet de 200 kb/j au Suriname, pour une décision finale d’investissement fin 2024
  • Cession de Surmont à ConocoPhillips pour un montant jusqu’à 3,3 G$ et signature d’un accord en vue de la cession de l’ensemble des autres actifs canadiens à Suncor pour environ 1,1 G$
  • Cession à Petronas d’une participation 40% dans le Bloc 20 en Angola
  • Cession à ADNOC d’une participation de 15% dans le champ d’Absheron en Azerbaïdjan

Aval

  • Démarrage d’une nouvelle unité de polyéthylène sur le site de Baystar, aux Etats-Unis

Integrated LNG

  • Signature de contrats d’achat de GNL pour 3,5 Mt/an pendant 27 ans auprès de QatarEnergy LNG
  • Lancement du projet Rio Grande LNG 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

Integrated Power

  • Mise en service de Myrtle Solar aux Etats-Unis, première grande centrale solaire avec stockage
  • Signature avec Saint-Gobain d’un contrat de fourniture d’électricité de 15 ans aux Etats-Unis
  • Mise en service de Seagreen, en Ecosse, première ferme éolienne en mer de la Compagnie
  • Cession de participations à Corio Generation et Rise Light & Power dans un projet éolien offshore de plus de 3 GW au large de New York et du New Jersey, aux Etats-Unis
  • Partenariat avec European Energy pour développer plus de 4 GW de projets d’énergies renouvelables
  • Acquisition de 50% dans Rönesans Enerji pour développer des projets renouvelables en Turquie
  • Investissement avec AGEL dans une co-entreprise en Inde, dotée de 1 400 MW d’actifs renouvelables
  • Attribution d’un contrat d’installation et d’opération de 1100 points de recharge HPC en Allemagne

Molécules bas carbone

  • Accord avec Air Liquide pour l’approvisionnement en hydrogène vert et bas carbone de la plateforme de Normandie
  • Appel d’offres pour la fourniture de 500 kt/an d’hydrogène vert pour décarboner le raffinage européen
  • Acquisition d’une participation dans un permis d’exploration pour du stockage de CO2, en Norvège
  • Economie circulaire : Première transformation d’huile de pyrolyse issue de déchets plastiques en polymères certifiés circulaires en Arabie Saoudite et lancement d’un projet de recyclage mécanique de plastiques sur le site de Grandpuits en France

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

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

 

En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,
le résultat par action et le nombre d’actions

 

9M23

 

9M22

 

9M23
vs
9M22

13 062

 

11 105

 

19 420

 

-33%

 

EBITDA ajusté (1)

 

38 334

 

55 581

 

-31%

6 808

 

5 582

 

10 279

 

-34%

 

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

 

19 383

 

30 237

 

-36%

3 138

 

2 349

 

4 217

 

-26%

 

Exploration-Production

 

8 140

 

13 951

 

-42%

1 342

 

1 330

 

3 413

 

-61%

 

Integrated LNG

 

4 744

 

8 761

 

-46%

506

 

450

 

236

 

x2,1

 

Integrated Power

 

1 326

 

494

 

x2,7

1 399

 

1 004

 

1 935

 

-28%

 

Raffinage-Chimie

 

4 021

 

5 815

 

-31%

423

 

449

 

478

 

-12%

 

Marketing & Services

 

1 152

 

1 216

 

-5%

662

 

662

 

2 576

 

-74%

 

Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence

 

2 403

 

6 381

 

-62%

33,4%

 

37,3%

 

44,1%

 

 

 

Taux moyen d'imposition (3)

 

37,5%

 

40,8%

 

 

6 453

 

4 956

 

9 863

 

-35%

 

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)

 

17 950

 

28 636

 

-37%

2,63

 

1,99

 

3,83

 

-31%

 

Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (4)

 

7,24

 

10,96

 

-34%

2,41

 

1,84

 

3,78

 

-36%

 

Résultat net ajusté dilué par action (euros) (5)

 

6,68

 

10,31

 

-35%

2 423

 

2 448

 

2 560

 

-5%

 

Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)

 

2 448

 

2 589

 

-5%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 676

 

4 088

 

6 626

 

+1%

 

Résultat net (part TotalEnergies)

 

16 321

 

17 262

 

-5%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 283

 

4 271

 

3 116

 

+37%

 

Investissements organiques (1)

 

11 987

 

7 916

 

+51%

808

 

320

 

1 587

 

-49%

 

Acquisitions nettes (1)

 

4 115

 

4 585

 

-10%

5 091

 

4 591

 

4 703

 

+8%

 

Investissements nets (1)

 

16 102

 

12 501

 

+29%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9 340

 

8 485

 

11 736

 

-20%

 

Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)

 

27 446

 

36 595

 

-25%

9 551

 

8 596

 

12 040

 

-21%

 

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (1)

 

27 922

 

37 665

 

-26%

9 496

 

9 900

 

17 848

 

-47%

 

Flux de trésorerie d’exploitation

 

24 529

 

41 749

 

-41%

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

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

     

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

86,7

 

78,1

 

100,8

 

-14%

  Brent ($/b)  

82,1

 

105,5

 

-22%

2,7

 

2,3

 

7,9

 

-66%

  Henry Hub ($/Mbtu)  

2,6

 

6,7

 

-61%

10,6

 

10,5

 

42,5

 

-75%

  NBP ($/Mbtu)  

12,4

 

32,4

 

-62%

12,5

 

10,9

 

46,5

 

-73%

  JKM ($/Mbtu)  

13,3

 

34,9

 

-62%

78,9

 

72,0

 

93,6

 

-16%

  Prix moyen de vente liquides ($/b) (6),(7)
Filiales consolidées
 

74,9

 

95,4

 

-22%

5,47

 

5,98

 

16,83

 

-67%

  Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) (6),(8)
Filiales consolidées
 

6,80

 

13,28

 

-49%

9,56

 

9,84

 

21,51

 

-56%

  Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) (6),(9)
Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence 
 

10,92

 

16,26

 

-33%

95,1

 

42,7

 

99,3

 

-4%

  Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t) (6),(10)  

75,9

 

100,3

 

-24%

3.2 Émissions de gaz à effet de serre(11)

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
vs
3T22

  Émissions Scope 1+2  (MtCO2e)  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

8,5

 

9,1

 

10,3

 

-18%

  Scope 1+2 des installations opérées (12)  

26,6

 

29,6

 

-10%

7,5

 

7,9

 

8,2

 

-9%

  dont Oil & Gas  

23,1

 

24,2

 

-5%

1,0

 

1,1

 

2,1

 

-54%

  dont CCGT  

3,6

 

5,4

 

-33%

12,1

 

12,5

 

14,0

 

-14%

  Scope 1+2 périmètre patrimonial  

37,4

 

41,4

 

-10%

Emissions 3T23 et 2T23 estimées.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 18% sur un an au troisième trimestre 2023, grâce à la baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production ainsi que la moindre utilisation des centrales électriques à gaz en Europe.

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
vs
3T22

  Émissions de Méthane (ktCH4)  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

7

 

8

 

10

 

-30%

  Émissions de méthane des installations opérées  

25

 

31

 

-19%

9

 

10

 

14

 

-32%

  Émissions de méthane périmètre patrimonial  

30

 

38

 

-21%

Émissions 3T23 et 2T23 estimées.

Émissions Scope 3 (MtCO2e)  

9M23

 

2022

Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (13)  

est. 270

 

389

3.3 Production(14)

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Production d'hydrocarbures  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

2 476

 

2 471

 

2 669

 

-7%

  Production d'hydrocarbures (kbep/j)  

2 490

 

2 750

 

-9%

1 399

 

1 416

 

1 298

 

+8%

  Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)  

1 404

 

1 291

 

+9%

1 077

 

1 055

 

1 371

 

-21%

  Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)  

1 086

 

1 459

 

-26%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

2 476

 

2 471

 

2 669

 

-7%

  Production d'hydrocarbures (kbep/j)  

2 490

 

2 750

 

-9%

1 561

 

1 571

 

1 494

 

+4%

  Liquides (kb/j)  

1 565

 

1 501

 

+4%

4 921

 

4 845

 

6 367

 

-23%

  Gaz (Mpc/j)  

4 985

 

6 785

 

-27%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

2 476

 

2 471

 

2 356

 

+5%

  Production d'hydrocarbures hors Novatek (kbep/j)  

2 490

 

2 425

 

+3%

La production d’hydrocarbures a été de 2 476 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2023, en hausse de 5% sur un an (hors Novatek) en raison des éléments suivants :

  • +5% lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Absheron en Azerbaïdjan, Johan Sverdrup Phase 2 en Norvège, Mero 1 au Brésil, Ikike au Nigéria, et le Bloc 10 en Oman,
  • +2% lié à une baisse des maintenances planifiées, en particulier sur Ichthys en Australie, et des arrêts non planifiés, notamment sur Kashagan au Kazakhstan,
  • +1% lié à l’amélioration des conditions de sûreté au Nigéria et en Libye,
  • -3% lié au déclin naturel des champs.

Entre les troisièmes trimestres de 2022 et 2023, les effets périmètres positifs (notamment les entrées dans la concession de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, dans le champ de Ratawi en Irak, et l’augmentation de la participation dans les concessions de Waha en Libye) compensent les effets périmètres négatifs (notamment la fin des licences d’exploitation de Bongkot en Thaïlande et la sortie du champ de Termokarstovoye en Russie).

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Production d'hydrocarbures  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

2 043

 

2 033

 

2 251

 

-9%

  EP (kbep/j)  

2 045

 

2 292

 

-11%

1 507

 

1 512

 

1 454

 

+4%

  Liquides (kb/j)  

1 506

 

1 450

 

+4%

2 865

 

2 778

 

4 300

 

-33%

  Gaz (Mpc/j)  

2 885

 

4 569

 

-37%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

2 043

 

2 033

 

1 988

 

+3%

  EP hors Novatek (kbep/j)  

2 045

 

2 023

 

1,1%

4.1.2 Résultats

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

3 138

 

2 349

 

4 217

 

-26%

  Résultat opérationnel net ajusté  

8 140

 

13 951

 

-42%

125

 

149

 

377

 

-67%

  Quote-part du résultat net ajusté des
sociétés mises en équivalence 
 

409

 

1 019

 

-60%

44,6%

 

49,7%

 

55,4%

 

 

  Taux moyen d'imposition (15)  

50,7%

 

49,9%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

2 557

 

2 424

 

1 989

 

+29%

  Investissements organiques (1)  

7 115

 

5 288

 

+35%

(514)

 

176

 

(126)

 

ns

  Acquisitions nettes (1)  

1 600

 

2 415

 

-34%

2 043

 

2 600

 

1 863

 

+10%

  Investissements nets (1)  

8 715

 

7 703

 

+13%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

5 165

 

4 364

 

6 406

 

-19%

  Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

14 436

 

21 092

 

-32%

4 240

 

4 047

 

9 083

 

-53%

  Flux de trésorerie d’exploitation  

12 823

 

23 619

 

-46%

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 3 138 M$ au troisième trimestre 2023 en hausse de 34% sur le trimestre, principalement grâce à la hausse des prix du pétrole et la baisse du taux moyen d’imposition, compte-tenu notamment de la baisse du poids relatif des actifs de la Mer du Nord, à fiscalité élevée.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 5 165 M$ au troisième trimestre 2023 en hausse de 18% sur le trimestre, principalement grâce à la hausse des prix du pétrole.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Production d'hydrocarbures pour le GNL  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

433

 

438

 

418

 

+4%

  Integrated LNG (kbep/j)  

445

 

458

 

-3%

54

 

59

 

40

 

+37%

  Liquides (kb/j)  

59

 

51

 

+15%

2 056

 

2 067

 

2 067

 

-1%

  Gaz (Mpc/j)  

2 100

 

2 216

 

-5%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

433

 

438

 

368

 

+18%

  Integrated LNG hors Novatek (kbep/j)  

445

 

402

 

+11%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  GNL (Mt)  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

10,5

 

11,0

 

10,4

 

-

  Ventes totales de GNL  

32,5

 

35,4

 

-8%

3,7

 

3,6

 

4,0

 

-9%

  incl. Ventes issues des quotes-parts de production*  

11,2

 

12,6

 

-11%

9,4

 

10,0

 

9,2

 

+2%

  incl. Ventes par TotalEnergies issues des
quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers
 

29,3

 

31,4

 

-7%

* 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) au troisième trimestre 2023 est stable par rapport au deuxième trimestre 2023. Elle est en hausse de 18% sur un an, une maintenance planifiée sur Ichthys ayant impacté la production au troisième trimestre 2022.

Au troisième trimestre 2023, les ventes totales de GNL sont stables par rapport au troisième trimestre 2022 et sont en baisse par rapport au deuxième trimestre 2023 en raison de la baisse des achats spot, dans un environnement moins volatil.

4.2.2 Résultats

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 342

 

1 330

 

3 413

 

-61%

  Résultat opérationnel net ajusté  

4 744

 

8 761

 

-46%

385

 

432

 

1 828

 

-79%

  Quote-part du résultat net ajusté des
sociétés mises en équivalence 
 

1 603

 

4 424

 

-64%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

495

 

382

 

213

 

x2,3

  Investissements organiques (1)  

1 273

 

324

 

x3,9

84

 

205

 

(10)

 

ns

  Acquisitions nettes (1)  

1 048

 

(66)

 

ns

579

 

587

 

203

 

x2,9

  Investissements nets (1)  

2 321

 

258

 

x9

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

1 648

 

1 801

 

2 492

 

-34%

  Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

5 530

 

7 096

 

-22%

872

 

1 332

 

3 449

 

-75%

  Flux de trésorerie d’exploitation  

5 740

 

9 470

 

-39%

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 342 M$ au troisième trimestre 2023 en baisse de 53% sur un an (hors Novatek), en raison de la baisse des prix du GNL et des résultats exceptionnels des activités de négoce au troisième trimestre 2022, partiellement contrebalancés par la hausse de la production.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 648 M$ au troisième trimestre 2023, en baisse de 34% sur un an (hors Novatek), principalement en raison de la baisse des prix du GNL, partiellement compensée par les marges élevées capturées en 2022 sur les cargos de GNL livrables en 2023.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Integrated Power  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

8,9

 

8,2

 

8,5

 

+4%

  Production nette d'électricité (TWh) *  

25,5

 

23,7

 

+7%

5,4

 

4,2

 

2,4

 

x2,3

  dont à partir de sources renouvelables  

13,5

 

7,1

 

+90%

3,5

 

4,0

 

6,1

 

-43%

  dont CCGT  

12,0

 

16,6

 

-28%

15,9

 

13,2

 

11,7

 

+36%

  Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **  

15,9

 

11,7

 

+36%

11,6

 

8,9

 

7,4

 

+57%

  dont renouvelable  

11,6

 

7,4

 

+57%

4,3

 

4,3

 

4,3

 

-

  dont CCGT  

4,3

 

4,3

 

-

80,5

 

74,7

 

67,8

 

+19%

  Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) **,***  

80,5

 

67,8

 

+19%

20,2

 

19,0

 

16,0

 

+26%

  dont capacités installées  

20,2

 

16,0

 

+26%

6,0

 

6,0

 

6,3

 

-5%

  Clients électricité - BtB et BtC (Million) **  

6,0

 

6,3

 

-5%

2,8

 

2,8

 

2,8

 

-

  Clients gaz - BtB et BtC (Million) **  

2,8

 

2,8

 

-

11,2

 

11,5

 

12,1

 

-7%

  Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)  

38,2

 

40,7

 

-6%

13,8

 

19,2

 

14,2

 

-2%

  Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)  

70,2

 

68,3

 

+3%

* 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 8,9 TWh au troisième trimestre 2023 en hausse de 7% sur le trimestre, portée par la croissance de la production d’électricité renouvelable principalement du fait de l’intégration à 100% de Total Eren mais également du démarrage de Myrtle Solar et Danish Fields aux Etats-Unis.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint plus de 20 GW à la fin du troisième trimestre 2023, en hausse de plus de 1 GW par rapport au trimestre précédent, dont 0,5 GW mis en service aux Etats-Unis (Myrtle Solar, Danish Fields) et 0,3 GW mis en service sur le projet éolien en mer de Seagreen au Royaume-Uni.

4.3.2 Résultats

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

506

 

450

 

236

 

x2,1

  Résultat opérationnel net ajusté  

1 326

 

494

 

x2,7

37

 

23

 

60

 

-38%

  Quote-part du résultat net ajusté des
sociétés mises en équivalence 
 

116

 

113

 

+3%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

578

 

753

 

440

 

+31%

  Investissements organiques (1)  

1 908

 

929

 

x2,1

1 354

 

(42)

 

1 728

 

-22%

  Acquisitions nettes (1)  

1 831

 

2 367

 

-23%

1 932

 

711

 

2 168

 

-11%

  Investissements nets (1)  

3 739

 

3 296

 

+13%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

516

 

491

 

191

 

x2,7

  Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

1 447

 

532

 

x2,7

1 936

 

2 284

 

941

 

x2,1

  Flux de trésorerie d’exploitation  

2 935

 

(795)

 

ns

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’est établi à 506 M$ et la marge brute d’autofinancement (CFFO) à 516 M$ au troisième trimestre 2023, en hausse de 12% et 5% respectivement sur le trimestre, grâce à la croissance de la production d’électricité renouvelable et la performance de son modèle intégré sur la chaîne de valeur de l’électricité.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 1 936 M$ sur le trimestre, en raison de l’impact positif sur le besoin en fonds de roulement de la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et d’électricité.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 822

 

1 453

 

2 413

 

-24%

  Résultat opérationnel net ajusté  

5 173

 

7 031

 

-26%

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

625

 

686

 

453

 

+38%

  Investissements organiques (1)  

1 601

 

1 332

 

+20%

(115)

 

(19)

 

(6)

 

ns

  Acquisitions nettes (1)  

(363)

 

(131)

 

ns

510

 

667

 

447

 

+14%

  Investissements nets (1)  

1 238

 

1 201

 

+3%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

2 205

 

2 085

 

2 944

 

-25%

  Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

6 479

 

8 388

 

-23%

2 266

 

2 588

 

4 737

 

-52%

  Flux de trésorerie d’exploitation  

3 330

 

10 848

 

-69%

4.5 Raffinage-Chimie

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

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Volumes raffinés et taux d’utilisation*  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 489

 

1 472

 

1 599

 

-7%

  Total volumes raffinés (kb/j)  

1 456

 

1 497

 

-3%

489

 

364

 

431

 

+14%

  France  

404

 

359

 

+12%

589

 

601

 

656

 

-10%

  Reste de l'Europe  

596

 

637

 

-6%

410

 

507

 

512

 

-20%

  Reste du monde  

456

 

501

 

-9%

84%

 

82%

 

88%

 

 

  Taux d’utilisation sur bruts traités**  

81%

 

84%

 

 

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

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 330

 

1 157

 

1 299

 

+2%

  Monomères* (kt)  

3 782

 

3 910

 

-3%

1 070

 

963

 

1 171

 

-9%

  Polymères (kt)  

3 145

 

3 632

 

-13%

75%

 

67%

 

80%

 

 

  Taux d’utilisation des vapocraqueurs **  

72%

 

79%

 

 

* 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 troisième trimestre 2023, notamment en raison de maintenances planifiées et d’arrêts non planifiés sur les raffineries de Port Arthur aux Etats-Unis et d’Anvers en Belgique, partiellement compensés par une hausse des traitements en France.

Le taux d’utilisation sur bruts traités est en hausse par rapport au trimestre précédent à 84% au troisième trimestre 2023, compte-tenu de la disponibilité plus élevée des raffineries en France.

4.5.2 Résultats

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 399

 

1 004

 

1 935

 

-28%

  Résultat opérationnel net ajusté  

4 021

 

5 815

 

-31%

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

386

 

454

 

224

 

+72%

  Investissements organiques (1)  

1 038

 

735

 

+41%

(97)

 

(15)

 

1

 

ns

  Acquisitions nettes (1)  

(107)

 

(33)

 

ns

289

 

439

 

225

 

+28%

  Investissements nets (1)  

931

 

702

 

+33%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

1 618

 

1 329

 

2 164

 

-25%

  Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

4 680

 

6 560

 

-29%

2 060

 

1 923

 

3 798

 

-46%

  Flux de trésorerie d’exploitation  

3 132

 

8 431

 

-63%

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 1 399 M$ au troisième trimestre 2023, en hausse de 39% sur un trimestre, en lien avec la hausse des marges de raffinage en Europe et du taux d’utilisation.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) est de 1 618 M$ au troisième trimestre 2023 en hausse de 22% sur un trimestre pour les mêmes raisons.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Ventes en kb/j*  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 399

 

1 397

 

1 495

 

-6%

  Total des ventes du Marketing & Services  

1 386

 

1 475

 

-6%

792

 

799

 

873

 

-9%

  Europe  

783

 

827

 

-5%

608

 

598

 

622

 

-2%

  Reste du monde  

603

 

648

 

-7%

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

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse sur un an de 6% au troisième trimestre 2023, l’effet de périmètre lié à la cession de 50% de l’activité de distribution de carburants en Egypte ayant été partiellement compensé par la reprise de l’activité aviation.

4.6.2 Résultats

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

423

 

449

 

478

 

-12%

  Résultat opérationnel net ajusté  

1 152

 

1 216

 

-5%

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

239

 

232

 

229

 

+4%

  Investissements organiques (1)  

563

 

597

 

-6%

(18)

 

(4)

 

(7)

 

ns

  Acquisitions nettes (1)  

(256)

 

(98)

 

ns

221

 

228

 

222

 

-

  Investissements nets (1)  

307

 

499

 

-38%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

587

 

756

 

780

 

-25%

  Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

1 799

 

1 828

 

-2%

206

 

665

 

939

 

-78%

  Flux de trésorerie d’exploitation  

198

 

2 417

 

-92%

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 423 M$ au troisième trimestre 2023, en baisse de 12% sur un an, en lien avec la baisse des ventes.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) est en baisse de 25% sur un an à 587 M$ au troisième trimestre 2023, le trimestre ayant été négativement impacté 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 :

  • 6 808 M$ au troisième trimestre 2023, contre 5 582 M$ au deuxième trimestre 2023, en raison de la hausse des prix du pétrole et des marges de raffinage et de la baisse du taux moyen d’imposition de l’Exploration-Production,
  • 19 383 M$ sur les neuf premiers mois de 2023, contre 30 237 M$ un an auparavant, en raison de la baisse des prix du pétrole, du gaz et des marges de raffinage.

5.2 Résultat net ajusté(1) (part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 6 453 M$ au troisième trimestre 2023 contre 4 956 M$ au deuxième trimestre 2023, en raison de la hausse des prix du pétrole et des marges de raffinage et de la baisse du taux moyen d’imposition de l’Exploration-Production.

Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de 223 M$ au troisième trimestre 2023, constitués principalement de :

  • +1 G$ d’effets de stock et de variation de juste valeur,
  • -0,6 G$ de dépréciations exceptionnelles en relation avec les projets de cession de Naphtachimie à INEOS et de la raffinerie Natref en Afrique du Sud ainsi que relatives aux goodwills liés aux portefeuilles clients des activités de marketing gaz-électricité en Belgique, Espagne et France.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :

  • 33,4% au troisième trimestre contre 37,3% au deuxième trimestre 2023, en raison notamment d’un moindre taux d’imposition de l’Exploration-Production lié à la baisse du poids relatif des actifs de la Mer du Nord, à fiscalité élevée,
  • 37,5% pour les neuf premiers mois de 2023 contre 40,8% pour la même période de 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 :

  • 2,63 $ au troisième trimestre 2023, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 423 millions, contre 1,99 $ au deuxième trimestre 2023,
  • 7,24 $ sur les neuf premiers mois de 2023, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 448 millions, contre 10,96 $ un an plus tôt.

Au 30 septembre 2023, le nombre d’actions dilué était de 2 417 millions.

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

  • 33,9 millions d’actions au troisième trimestre 2023 en vue de leur annulation, pour un montant de 2,1 G$,
  • 98,9 millions d’actions sur les neuf premiers mois de 2023 en vue de leur annulation, pour un montant de 6,1 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

  • 1 992 M$ au troisième trimestre 2023, notamment lié à l’acquisition des 70,4% restant de Total Eren et l’acquisition de deux tranches supplémentaires pour un total de 12,4 % dans NextDecade en lien avec le lancement du projet Rio Grande LNG aux Etats-Unis,
  • 5 730 M$ sur les neuf premiers mois de 2023, notamment lié aux éléments ci-dessus ainsi que 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 :

  • 1 184 M$ au troisième trimestre 2023, notamment lié à la cession d’une participation de 40% dans le Bloc 20 en Angola, de certaines participations dans les hydrocarbures non-conventionnels en Argentine, ainsi qu’à une cession partielle dans le cadre du projet éolien en mer au large de New York et du New Jersey aux Etats-Unis,
  • 1 615 M$ sur les neuf premiers mois de 2023, notamment lié aux éléments ci-dessus ainsi que la cession de 50% de la filiale Marketing & Services en Egypte.

5.5 Cash-flow net(1)

Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à :

  • 4 249 M$ au troisième trimestre 2023 contre 3 894 M$ le trimestre précédent, compte tenu de la hausse de 856 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 500 M$ des investissements nets à 5 091 M$ au troisième trimestre 2023,
  • 11 344 M$ sur les neuf premiers mois de 2023 contre 24 094 M$ un an auparavant, compte tenu de la baisse de 9 149 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 3 601 M$ des investissements nets à 16 102 M$ sur la période.

Au troisième trimestre 2023, le flux de trésorerie d’exploitation est de 9 496 M$, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 9 340 M$.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 22,3% sur la période du 1er octobre 2022 au 30 septembre 2023.

En millions de dollars  

Période du 1er octobre 2022

 

Période du 1er juillet 2022

 

Période du 1er octobre 2021

 

au 30 septembre 2023

 

au 30 juin 2023

 

au 30 septembre 2022

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)  

25 938

 

29 351

 

35 790

Capitaux propres retraités moyens  

116 529

 

116 329

 

113 861

Rentabilité des capitaux propres (ROE)  

22,3%

 

25,2%

 

31,4%

La rentabilité des capitaux employés moyens(1) s’est établie à 20,1% sur la période du 1er octobre 2022 au 30 septembre 2023.

En millions de dollars  

Période du 1er octobre 2022

 

Période du 1er juillet 2022

 

Période du 1er octobre 2021

 

au 30 septembre 2023

 

au 30 juin 2023

 

au 30 septembre 2022

Résultat opérationnel net ajusté (1)  

27 351

 

30 776

 

37 239

Capitaux Employés (1)  

135 757

 

137 204

 

136 902

ROACE (1)  

20,1%

 

22,4%

 

27,2%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 8 388 millions d’euros sur les neuf premiers mois de 2023, contre 5 205 millions d’euros un an auparavant.

7. Sensibilités sur l’année 2023(16)

   

Variation

 

Impact estimé sur le
résultat
opérationnel net ajusté 

 

Impact estimé sur la
marge brute

d'autofinancement

Dollar   

+/- 0,1 $ par €

 

-/+ 0,1 G$

 

~0 G$

Prix moyen de vente liquides (17)  

+/- 10 $/b

 

+/- 2,5 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$

8. Perspectives

Les prix du pétrole restent élevés, autour de 90 $/b, en ce début de quatrième trimestre, soutenus par l’action des pays de l’OPEP+ dans un contexte géopolitique tendu. La hausse de 2 Mb/j en 2023 de la demande de produits pétroliers est portée par les pays émergents, notamment par la reprise du secteur aérien et la pétrochimie en Chine.

A l’approche de l’hiver, et malgré un niveau élevé de stockage de gaz naturel en Europe, dans un marché tendu, les prix du gaz restent très réactifs aux interruptions de production.

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 supérieur à 10 $/Mbtu au quatrième trimestre 2023.

TotalEnergies anticipe une production d'hydrocarbures entre 2,4 et 2,5 Mbep/j au quatrième trimestre 2023, compte tenu de la cession de ses actifs dans les sables bitumineux au Canada.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer au-dessus de 80%, la fin du grand arrêt de Port Arthur étant anticipée pour la mi-novembre.

Au quatrième trimestre, TotalEnergies anticipe la réception des produits des ventes de ses actifs canadiens pour un montant d’environ 4,1 G$(18), ce qui pourrait ramener le ratio d’endettement sous les 8%. La Compagnie confirme sa guidance en matière d’investissements nets pour l’année 2023 entre 16 et 17 G$.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné et Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h30 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le France +33 1 70 91 87 04. 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)

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Production combinée liquides/gaz
par zone géographique (kbep/j)
 

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

550

 

537

 

889

 

-38%

  Europe  

556

 

918

 

-39%

459

 

481

 

463

 

-1%

  Afrique  

478

 

473

 

+1%

781

 

767

 

692

 

+13%

  Moyen-Orient et Afrique du Nord  

756

 

681

 

+11%

445

 

443

 

449

 

-1%

  Amériques  

443

 

419

 

+6%

241

 

243

 

176

 

+37%

  Asie Pacifique  

257

 

259

 

-1%

2 476

 

2 471

 

2 669

 

-7%

  Production totale  

2 490

 

2 750

 

-9%

327

 

338

 

656

 

-50%

  dont filiales mises en équivalence  

336

 

687

 

-51%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Production de liquides
par zone géographique (kb/j)
 

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

229

 

227

 

275

 

-17%

  Europe  

230

 

280

 

-18%

335

 

359

 

352

 

-5%

  Afrique  

354

 

358

 

-1%

627

 

615

 

557

 

+12%

  Moyen-Orient et Afrique du Nord  

607

 

547

 

+11%

268

 

268

 

260

 

+3%

  Amériques  

267

 

231

 

+15%

102

 

102

 

50

 

x2,1

  Asie Pacifique  

107

 

85

 

+26%

1 561

 

1 571

 

1 494

 

+4%

  Production totale  

1 565

 

1 501

 

+4%

156

 

153

 

202

 

-23%

  dont filiales mises en équivalence  

153

 

204

 

-25%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Production de gaz
par zone géographique (Mpc/j)
 

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 733

 

1 671

 

3 300

 

-47%

  Europe  

1 760

 

3 431

 

-49%

619

 

610

 

559

 

+11%

  Afrique  

615

 

582

 

+6%

844

 

834

 

740

 

+14%

  Moyen-Orient et Afrique du Nord  

817

 

736

 

+11%

989

 

976

 

1 061

 

-7%

  Amériques  

986

 

1 055

 

-7%

736

 

754

 

707

 

+4%

  Asie Pacifique  

807

 

981

 

-18%

4 921

 

4 845

 

6 367

 

-23%

  Production totale  

4 985

 

6 785

 

-27%

933

 

1 004

 

2 444

 

-62%

  dont filiales mises en équivalence  

996

 

2 596

 

-62%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Ventes de produits raffinés
par zone géographique (kb/j)
 

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 838

 

1 709

 

1 816

 

+1%

  Europe  

1 716

 

1 755

 

-2%

621

 

599

 

690

 

-10%

  Afrique  

629

 

728

 

-14%

946

 

918

 

907

 

+4%

  Amériques  

904

 

868

 

+4%

624

 

665

 

569

 

+10%

  Reste du monde  

637

 

602

 

+6%

4 029

 

3 892

 

3 982

 

+1%

  Total des ventes  

3 886

 

3 953

 

-2%

407

 

424

 

438

 

-7%

  dont ventes massives raffinage  

406

 

419

 

-3%

2 222

 

2 070

 

2 049

 

+8%

  dont négoce international  

2 095

 

2 060

 

+2%

 

 

 

 

 

 

 

     

 

 

 

 

 

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  Production de produits pétrochimiques* (kt)  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

1 018

 

1 026

 

1 078

 

-6%

  Europe  

3 091

 

3 361

 

-8%

611

 

619

 

670

 

-9%

  Amériques  

1 837

 

1 910

 

-4%

771

 

475

 

722

 

+7%

  Moyen-Orient et Asie  

1 999

 

2 271

 

-12%

* Oléfines, Polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

 

3T23

 

2T23

Production nette d'électricité (TWh)  

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien en mer

 

Gaz

 

Autres

 

Total 

 

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien en mer

 

Gaz

 

Autres

 

Total 

France  

0,2

 

0,1

 

-

 

2,0

 

0,0

 

2,3

 

0,2

 

0,1

 

-

 

2,6

 

0,0

 

2,9

Reste de l'Europe  

0,1

 

0,4

 

0,1

 

1,1

 

0,0

 

1,7

 

0,0

 

0,1

 

0,2

 

1,1

 

0,0

 

1,4

Afrique  

0,0

 

0,0

 

-

 

-

 

-

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

-

 

-

 

-

 

0,0

Moyent Orient  

0,2

 

-

 

-

 

0,5

 

-

 

0,7

 

0,2

 

-

 

-

 

0,3

 

-

 

0,5

Amérique du Nord  

0,6

 

0,4

 

-

 

-

 

-

 

1,1

 

0,4

 

0,5

 

-

 

-

 

-

 

1,0

Amérique du Sud  

0,1

 

0,9

 

-

 

-

 

-

 

1,0

 

0,0

 

0,4

 

-

 

-

 

-

 

0,5

Inde  

1,4

 

0,4

 

-

 

-

 

-

 

1,7

 

1,4

 

0,3

 

-

 

-

 

-

 

1,8

Asie Pacifique  

0,4

 

0,0

 

0,0

 

-

 

-

 

0,4

 

0,2

 

0,0

 

0,0

 

-

 

-

 

0,2

Total   

3,0

 

2,2

 

0,2

 

3,5

 

0,0

 

8,9

 

2,5

 

1,5

 

0,2

 

4,0

 

0,0

 

8,2

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

 

3T23

 

2T23

Capacités nettes installées de génération électrique (GW) (19)  

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien en mer

 

Gaz

 

Autres

 

Total 

 

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien en mer

 

Gaz

 

Autres

 

Total 

France  

0,5

 

0,3

 

-

 

2,6

 

0,1

 

3,5

 

0,4

 

0,3

 

-

 

2,6

 

0,1

 

3,4

Reste de l'Europe  

0,2

 

0,9

 

0,6

 

1,4

 

0,0

 

3,1

 

0,1

 

0,3

 

0,4

 

1,4

 

0,0

 

2,2

Afrique  

0,1

 

0,0

 

-

 

-

 

0,0

 

0,1

 

0,0

 

0,0

 

-

 

-

 

0,0

 

0,1

Moyent Orient  

0,4

 

-

 

-

 

0,3

 

-

 

0,7

 

0,3

 

-

 

-

 

0,3

 

-

 

0,6

Amérique du Nord  

1,5

 

0,8

 

-

 

-

 

0,0

 

2,3

 

1,2

 

0,8

 

-

 

-

 

0,0

 

2,0

Amérique du Sud  

0,5

 

0,7

 

-

 

-

 

-

 

1,2

 

0,2

 

0,5

 

-

 

-

 

-

 

0,7

Inde  

3,5

 

0,4

 

-

 

-

 

-

 

3,9

 

3,2

 

0,4

 

-

 

-

 

-

 

3,7

Asie Pacifique  

1,0

 

0,0

 

0,1

 

-

 

0,0

 

1,0

 

0,6

 

0,0

 

0,0

 

-

 

0,0

 

0,6

Total   

7,6

 

3,2

 

0,6

 

4,3

 

0,2

 

15,9

 

6,0

 

2,3

 

0,5

 

4,3

 

0,2

 

13,2

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

 

3T23

 

2T23

Capacités brutes installées de génération
électrique renouvelable (GW) (20),(21)
 

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien
 en mer

 

Autres

 

Total 

 

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien
 en mer

 

Autres

 

Total 

France  

0,8

 

0,6

 

-

 

0,1

 

1,6

 

0,8

 

0,6

 

-

 

0,1

 

1,6

Reste de l'Europe  

0,2

 

1,1

 

1,1

 

0,0

 

2,4

 

0,2

 

1,1

 

0,8

 

0,0

 

2,1

Afrique  

0,1

 

0,0

 

-

 

0,0

 

0,2

 

0,1

 

0,0

 

-

 

0,0

 

0,2

Moyen Orient  

1,2

 

-

 

-

 

-

 

1,2

 

1,2

 

-

 

-

 

-

 

1,2

Amérique du Nord  

3,9

 

2,1

 

-

 

0,1

 

6,2

 

3,5

 

2,1

 

-

 

0,1

 

5,6

Amérique du Sud  

0,4

 

1,2

 

-

 

-

 

1,6

 

0,4

 

1,0

 

-

 

-

 

1,4

Inde  

5,1

 

0,4

 

-

 

-

 

5,5

 

5,1

 

0,4

 

-

 

-

 

5,5

Asie Pacifique  

1,4

 

0,0

 

0,2

 

0,0

 

1,6

 

1,4

 

0,0

 

0,1

 

0,0

 

1,5

Total   

13,1

 

5,5

 

1,3

 

0,3

 

20,2

 

12,5

 

5,2

 

1,0

 

0,3

 

19,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3T23

 

2T23

Capacités brutes en construction de génération
électrique renouvelable (GW) (20),(21)
 

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien
 en mer

 

Autres

 

Total 

 

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien
 en mer

 

Autres

 

Total 

France  

0,2

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

0,3

 

0,2

 

0,1

 

0,0

 

0,0

 

0,3

Reste de l'Europe  

0,4

 

0,0

 

-

 

0,0

 

0,5

 

0,1

 

0,0

 

0,3

 

0,0

 

0,5

Afrique  

0,0

 

-

 

-

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

-

 

-

 

0,0

 

0,0

Moyen Orient  

0,1

 

-

 

-

 

-

 

0,1

 

0,1

 

-

 

-

 

-

 

0,1

Amérique du Nord  

2,3

 

0,1

 

-

 

0,5

 

3,0

 

2,8

 

0,1

 

-

 

0,5

 

3,4

Amérique du Sud  

0,1

 

0,1

 

-

 

-

 

0,2

 

0,1

 

0,2

 

-

 

-

 

0,3

Inde  

0,4

 

0,1

 

-

 

-

 

0,4

 

0,4

 

0,1

 

-

 

-

 

0,5

Asie Pacifique  

0,1

 

0,0

 

0,5

 

-

 

0,6

 

0,0

 

0,0

 

0,5

 

-

 

0,6

Total   

3,8

 

0,3

 

0,5

 

0,6

 

5,2

 

3,8

 

0,5

 

0,9

 

0,6

 

5,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3T23

 

2T23

Capacités brutes en développement de génération
électrique renouvelable (GW) (20),(21)
 

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien
 en mer

 

Autres

 

Total 

 

Solaire 

 

Eolien terrestre

 

Eolien
 en mer

 

Autres

 

Total 

France  

0,9

 

0,5

 

-

 

0,0

 

1,4

 

1,0

 

0,6

 

-

 

0,0

 

1,6

Reste de l'Europe  

4,6

 

0,5

 

7,4

 

0,1

 

12,6

 

5,4

 

0,4

 

4,4

 

0,1

 

10,3

Afrique  

1,2

 

0,3

 

-

 

0,0

 

1,5

 

0,6

 

0,3

 

-

 

0,1

 

1,0

Moyen Orient  

1,7

 

0,7

 

-

 

-

 

2,4

 

0,4

 

-

 

-

 

-

 

0,4

Amérique du Nord  

8,3

 

3,3

 

4,1

 

5,2

 

20,9

 

9,0

 

3,2

 

4,1

 

5,1

 

21,3

Amérique du Sud  

1,4

 

1,3

 

-

 

0,4

 

3,0

 

1,6

 

1,6

 

-

 

0,4

 

3,6

Inde  

4,0

 

0,1

 

-

 

-

 

4,1

 

4,2

 

0,1

 

-

 

-

 

4,3

Asie Pacifique  

3,4

 

1,3

 

2,9

 

1,6

 

9,2

 

3,2

 

0,4

 

2,9

 

0,9

 

7,5

Total   

25,6

 

7,9

 

14,4

 

7,2

 

55,2

 

25,5

 

6,6

 

11,4

 

6,5

 

50,0

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

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

3T23

 

2T23

 

3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

6 676

 

4 088

 

6 626

  Résultat net (part TotalEnergies)  

16 321

 

17 262

(749)

 

(377)

 

(2 186)

  Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)  

(1 285)

 

(11 725)

-

 

-

 

1 391

  Plus ou moins value de cession  

203

 

1 391

-

 

(5)

 

(17)

  Charges de restructuration  

(5)

 

(28)

(614)

 

(469)

 

(3 118)

  Dépréciations et provisions exceptionnelles  

(1 143)

 

(11 898)

(135)

 

97

 

(442)

  Autres éléments *  

(340)

 

(1 190)

607

 

(380)

 

(827)

  Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt  

(164)

 

1 206

365

 

(111)

 

(224)

  Effet des variations de juste valeur  

(180)

 

(855)

223

 

(868)

 

(3 237)

  Total des éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)  

(1 629)

 

(11 374)

6 453

 

4 956

 

9 863

  Résultat net ajusté (part TotalEnergies)  

17 950

 

28 636

* Les autres éléments d’ajustement du résultat net au troisième trimestre s’élèvent à (135) M$ comprenant 388 M$ de revalorisation de la quote-part précédemment détenue de Total Eren et (523) M$ constitués principalement des impacts de la contribution européenne de solidarité et de la contribution sur rente inframarginale en France et de la dévaluation du peso argentin. Les autres éléments d’ajustement du résultat net sur les neuf premiers mois de l’année s’élèvent à (340) M$ comprenant 388 M$ de revalorisation de la quote-part précédemment détenue de Total Eren et (728) M$ constitués principalement des impacts de la contribution européenne de solidarité et 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

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

6 676

 

4 088

 

6 626

 

+1%

  Résultat net (part TotalEnergies)  

16 321

 

17 262

 

-5%

(223)

 

868

 

3 237

 

ns

  Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies)  

1 629

 

11 374

 

-86%

6 453

 

4 956

 

9 863

 

-35%

  Résultat net ajusté (part TotalEnergies)  

17 950

 

28 636

 

-37%

 

 

 

 

 

 

 

  Éléments ajustés  

 

 

 

 

 

82

 

61

 

85

 

-4%

  Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle  

217

 

250

 

-13%

3 130

 

2 715

 

6 037

 

-48%

  Plus: charge / (produit) d'impôt  

9 935

 

16 035

 

-38%

2 967

 

2 959

 

2 926

 

+1%

  Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers   

8 952

 

9 112

 

-2%

88

 

92

 

95

 

-7%

  Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles   

279

 

289

 

-3%

726

 

724

 

633

 

+15%

  Plus: coût de l'endettement financier brut   

2 160

 

1 667

 

+30%

(384)

 

(402)

 

(219)

 

ns

  Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie  

(1 159)

 

(408)

 

ns

13 062

 

11 105

 

19 420

 

-33%

  EBITDA Ajusté  

38 334

 

55 581

 

-31%

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

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
 vs
9M22

 

 

 

 

 

 

 

  Éléments ajustés  

 

 

 

 

 

54 413

 

51 458

 

64 924

 

-16%

  Produits des ventes  

164 180

 

199 322

 

-18%

(34 738)

 

(33 379)

 

(41 509)

 

ns

  Achats, nets de variation de stocks  

(105 596)

 

(128 294)

 

ns

(7 346)

 

(7 754)

 

(6 689)

 

ns

  Autres charges d'exploitation  

(22 852)

 

(21 718)

 

ns

(245)

 

(62)

 

(71)

 

ns

  Charges d'exploration  

(401)

 

(324)

 

ns

142

 

116

 

163

 

-13%

  Autres produits  

335

 

713

 

-53%

64

 

(164)

 

(58)

 

ns

  Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles  

(138)

 

(662)

 

ns

296

 

401

 

196

 

+51%

  Autres produits financiers  

945

 

546

 

+73%

(186)

 

(173)

 

(112)

 

ns

  Autres charges financières  

(542)

 

(383)

 

ns

662

 

662

 

2 576

 

-74%

  Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence  

2 403

 

6 381

 

-62%

13 062

 

11 105

 

19 420

 

-33%

  EBITDA Ajusté  

38 334

 

55 581

 

-31%

 

 

 

 

 

 

 

  Éléments ajustés  

 

 

 

 

 

(2 967)

 

(2 959)

 

(2 926)

 

ns

  Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers  

(8 952)

 

(9 112)

 

ns

(88)

 

(92)

 

(95)

 

ns

  Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles   

(279)

 

(289)

 

ns

(726)

 

(724)

 

(633)

 

ns

  Moins: coût de l'endettement financier brut  

(2 160)

 

(1 667)

 

ns

384

 

402

 

219

 

+75%

  Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie  

1 159

 

408

 

x2,8

(3 130)

 

(2 715)

 

(6 037)

 

ns

  Moins: produit (charge) d'impôt  

(9 935)

 

(16 035)

 

ns

(82)

 

(61)

 

(85)

 

ns

  Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle  

(217)

 

(250)

 

ns

223

 

(868)

 

(3 237)

 

ns

  Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)  

(1 629)

 

(11 374)

 

ns

6 676

 

4 088

 

6 626

 

+1%

  Résultat net (part TotalEnergies)  

16 321

 

17 262

 

-5%

10.3 Investissements – Désinvestissements (part TotalEnergies)

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

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
vs
9M22

4 987

 

4 473

 

4 075

 

+22%

  Flux de trésorerie d'investissement ( a )  

15 822

 

11 435

 

+38%

-

 

-

 

-

 

ns

  Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )  

-

 

-

 

ns

(17)

 

18

 

570

 

ns

  Remboursement organique de prêts SME ( c )  

(5)

 

1 295

 

ns

43

 

35

 

8

 

x5,4

  Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *  

81

 

(356)

 

ns

64

 

64

 

43

 

+49%

  Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )  

188

 

116

 

+62%

14

 

1

 

7

 

+100%

  Dépenses liées aux crédits carbone ( f )  

16

 

11

 

+45%

5 091

 

4 591

 

4 703

 

+8%

  Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )  

16 102

 

12 501

 

+29%

808

 

320

 

1 587

 

-49%

  Dont acquisitions nettes ( g - i )  

4 115

 

4 585

 

-10%

1 992

 

482

 

1 716

 

+16%

  Acquisitions ( g )  

5 730

 

5 580

 

+3%

1 184

 

162

 

129

 

x9,2

  Cessions ( i )  

1 615

 

995

 

+62%

(43)

 

(35)

 

(4)

 

ns

  Variation de dette de projets renouvelables quote-part
partenaire et plus-value de cession
 

(81)

 

170

 

ns

4 283

 

4 271

 

3 116

 

+37%

  Dont investissements organiques ( h )  

11 987

 

7 916

 

+51%

346

 

328

 

169

 

x2

  Exploration capitalisée  

879

 

381

 

x2,3

422

 

366

 

233

 

+81%

  Augmentation des prêts non courants  

1 162

 

744

 

+56%

(120)

 

(84)

 

(214)

 

ns

  Remboursement des prêts non courants,
hors remboursement organique de prêts SME
 

(433)

 

(823)

 

ns

-

 

-

 

4

 

-100%

  Variation de dettes de projets renouvelables
quote-part TotalEnergies
 

-

 

(186)

 

-100%

* 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

3T23

 

2T23

 

3T22

 

3T23
 vs
3T22

  En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

9M23
vs
9M22

9 496

 

9 900

 

17 848

 

-47%

  Flux de trésorerie d’exploitation ( a )  

24 529

 

41 749

 

-41%

(582)

 

1 720

 

7 692

 

ns

  Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *  

(2 851)

 

5 078

 

ns

764

 

(252)

 

(1 010)

 

ns

  Effet de stock ( c )  

10

 

1 396

 

-99%

43

 

35

 

(0)

 

ns

  Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )  

81

 

25

 

x3,3

(17)

 

18

 

570

 

ns

  Remboursement organique de prêts SME ( e )  

(5)

 

1 295

 

ns

9 340

 

8 485

 

11 736

 

-20%

  Marge brute d'autofinancement (CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
 

27 446

 

36 595

 

-25%

(211)

 

(112)

 

(304)

 

ns

  Frais financiers  

(476)

 

(1 071)

 

ns

9 551

 

8 596

 

12 040

 

-21%

  Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)  

27 922

 

37 665

 

-26%

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

4 283

 

4 271

 

3 116

 

+37%

  Investissements organiques ( g )  

11 987

 

7 916

 

+51%

5 058

 

4 214

 

8 620

 

-41%

  Cash flow après investissements organiques ( f - g )  

15 459

 

28 679

 

-46%

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

5 091

 

4 591

 

4 703

 

+8%

  Investissements nets ( h )    

16 102

 

12 501

 

+29%

4 249

 

3 894

 

7 033

 

-40%

  Cash flow net ( f - h )  

11 344

 

24 094

 

-53%

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

10.5 Ratio d’endettement

En millions de dollars  

30/09/2023

 

30/06/2023

 

30/09/2022

Dettes financières courantes *  

15 193

 

13 980

 

15 556

Autres passifs financiers courants   

415

 

443

 

861

Actifs financiers courants *,**  

(6 585)

 

(6 397)

 

(11 532)

Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *  

(44)

 

(41)

 

(36)

Dettes financières non courantes *  

33 947

 

33 387

 

37 506

Actifs financiers non courants *  

(1 519)

 

(1 264)

 

(1 406)

Total trésorerie et équivalents de trésorerie  

(24 731)

 

(25 572)

 

(35 941)

Dette nette ( a )  

16 676

 

14 536

 

5 008

   

 

 

 

 

 

Capitaux propres (part TotalEnergies)  

115 767

 

113 682

 

117 821

Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)  

2 657

 

2 770

 

2 851

Capitaux propres ( b )  

118 424

 

116 452

 

120 672

   

 

 

 

 

 

Ratio d'endettement  = a / ( a + b )   

12,3%

 

11,1%

 

4,0%

   

 

 

 

 

 

Dette nette de location ( c )  

8 277

 

8 090

 

7 669

Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/( a+b+c )   

17,4%

 

16,3%

 

9,5%

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

10.6. Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1er octobre 2022 au 30 septembre 2023                        
En millions de dollars  

Exploration- Production

 

Integrated
 LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage-Chimie

 

Marketing & Services

 

Compagnie

Résultat opérationnel net ajusté  

11 668

 

7 152

 

1 807

 

5 508

 

1 486

 

27 351

Capitaux employés au 30/09/2022  

65 041

 

37 742

 

17 181

 

5 801

 

7 141

 

130 420

Capitaux employés au 30/09/2023  

69 392

 

36 033

 

20 043

 

9 002

 

9 025

 

141 093

ROACE  

17,4%

 

19,4%

 

9,7%

 

74,4%

 

18,4%

 

20,1%

10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)

En millions de dollars  

9M23

 

9M22

 

2022

Dividendes payés (actionnaires de la société mère) ( a )  

5 648

 

5 630

 

9 986

Variation de capital : rachat d’actions propres  

6 203

 

5 160

 

7 711

dont actions acquises et destinées à être annulées ( b )  

6 082

 

4 979

 

7 019

Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( c )  

27 446

 

36 595

 

45 729

   

 

 

 

 

 

Payout ratio = ( a+b ) / c  

42,7%

 

29,0%

 

37,2%

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 troisième trimestre 2023 et neuf mois de l’année 2023, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 septembre 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 (CFFO), le taux de retour à l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la performance de TotalEnergies.

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

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

(ii) l’effet de stock

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

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

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

(iii) l’effet des variations de juste valeur

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

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

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

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

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

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

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

(1) Se référer au Glossaire pages 23 & 24 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.
(2) Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
(3) Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
(4) Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
(5) Taux de change moyen €-$ : 1,0884 au 3ème trimestre 2023, 1,0833 sur les neuf premiers mois de 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. 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.
(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 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.
(17) Environnement Brent à 80 $/b.
(18) Hors ajustements et paiements contingents.
(19) Données à fin de période.
(20) 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.
(21) Données à fin de période.

Comptes TotalEnergies

____________________

Comptes consolidés du troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2023, normes IFRS

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ

 

 

TotalEnergies

 

 

 

 

 

(non audité)

 

 

3ème trimestre

 

2ème trimestre

 

3ème trimestre

(en millions de dollars)(a)

2023

 

2023

 

2022

 

 

 

 

 

 

 

Chiffre d'affaires

59 017

 

56 271

 

69 037

Droits d'accises

(4 604)

 

(4 737)

 

(4 075)

 

Produits des ventes

54 413

 

51 534

 

64 962

 

 

 

 

 

 

 

Achats, nets de variation de stocks

(33 676)

 

(33 864)

 

(42 802)

Autres charges d'exploitation

(7 562)

 

(7 906)

 

(6 771)

Charges d'exploration

(245)

 

(62)

 

(71)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(3 055)

 

(3 106)

 

(2 935)

Autres produits

535

 

116

 

1 693

Autres charges

(928)

 

(366)

 

(921)

 

 

 

 

 

 

 

Coût de l'endettement financier brut

(726)

 

(724)

 

(633)

Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie

459

 

510

 

327

 

Coût de l'endettement financier net

(267)

 

(214)

 

(306)

 

 

 

 

 

 

 

Autres produits financiers

311

 

413

 

196

Autres charges financières

(186)

 

(173)

 

(112)

 

 

 

 

 

 

 

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence

754

 

267

 

(108)

 

 

 

 

 

 

 

Produit (Charge) d'impôt

(3 404)

 

(2 487)

 

(6 077)

Résultat net de l'ensemble consolidé

6 690

 

4 152

 

6 748

Part TotalEnergies

6 676

 

4 088

 

6 626

Intérêts ne conférant pas le contrôle

14

 

64

 

122

Résultat net par action (en $)

2,74

 

1,65

 

2,58

Résultat net dilué par action (en $)

2,73

 

1,64

 

2,56

(a) Excepté pour les résultats nets par action.

 

 

 

 

 

 

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ

 

 

TotalEnergies

 

 

 

 

 

(non audité)

 

3ème trimestre

 

2ème trimestre

 

3ème trimestre

(en millions de dollars)

2023

 

2023

 

2022

Résultat net de l'ensemble consolidé

6 690

 

4 152

 

6 748

 

 

 

 

 

 

Autres éléments du résultat global

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pertes et gains actuariels

(1)

 

135

 

(17)

Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres

3

 

(1)

 

131

Effet d'impôt

(2)

 

(43)

 

2

Écart de conversion de consolidation de la société-mère

(1 861)

 

(57)

 

(4 639)

Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat

(1 861)

 

34

 

(4 523)

Écart de conversion de consolidation

1 204

 

(49)

 

1 871

Couverture de flux futurs

306

 

689

 

1 258

Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère

(3)

 

11

 

9

Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt

31

 

3

 

191

Autres éléments

(4)

 

(4)

 

(18)

Effet d'impôt

(46)

 

(136)

 

(424)

Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat

1 488

 

514

 

2 887

Total autres éléments du résultat global (après impôt)

(373)

 

548

 

(1 636)

 

 

 

 

 

 

Résultat global

6 317

 

4 700

 

5 112

Part TotalEnergies

6 313

 

4 676

 

4 969

Intérêts ne conférant pas le contrôle

4

 

24

 

143

 

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ

TotalEnergies

 

 

 

(non audité)

 

 

 

 

9 mois

 

9 mois

(en millions de dollars)(a)

2023

 

2022

 

 

 

 

 

Chiffre d'affaires

177 891

 

212 417

Droits d'accises

(13 711)

 

(13 060)

 

Produits des ventes

164 180

 

199 357

 

 

 

 

 

Achats, nets de variation de stocks

(105 891)

 

(127 893)

Autres charges d'exploitation

(23 253)

 

(22 435)

Charges d'exploration

(399)

 

(1 049)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(9 223)

 

(9 716)

Autres produits

992

 

2 265

Autres charges

(1 594)

 

(4 516)

 

 

 

 

 

Coût de l'endettement financier brut

(2 160)

 

(1 667)

Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie

1 362

 

786

 

Coût de l'endettement financier net

(798)

 

(881)

 

 

 

 

 

Autres produits financiers

982

 

630

Autres charges financières

(542)

 

(383)

 

 

 

 

 

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence

1 981

 

(1 611)

 

 

 

 

 

Produit (Charge) d'impôt

(9 962)

 

(16 165)

Résultat net de l'ensemble consolidé

16 473

 

17 603

Part TotalEnergies

16 321

 

17 262

Intérêts ne conférant pas le contrôle

152

 

341

Résultat net par action (en $)

6,61

 

6,61

Résultat net dilué par action (en $)

6,57

 

6,57

(a) Excepté pour les résultats nets par action.

 

 

 

 

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ

TotalEnergies

 

 

 

(non audité)

 

9 mois

 

9 mois

(en millions de dollars)

2023

 

2022

Résultat net de l'ensemble consolidé

16 473

 

17 603

 

 

 

 

Autres éléments du résultat global

 

 

 

 

 

 

 

Pertes et gains actuariels

137

 

187

Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres

6

 

114

Effet d'impôt

(53)

 

(40)

Écart de conversion de consolidation de la société-mère

(452)

 

(11 776)

Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat

(362)

 

(11 515)

Écart de conversion de consolidation

(95)

 

5 406

Couverture de flux futurs

2 197

 

4 217

Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère

5

 

79

Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt

(64)

 

2 655

Autres éléments

(5)

 

(19)

Effet d'impôt

(518)

 

(1 483)

Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat

1 520

 

10 855

Total autres éléments du résultat global (après impôt)

1 158

 

(660)

 

 

 

 

Résultat global

17 631

 

16 943

Part TotalEnergies

17 539

 

16 627

Intérêts ne conférant pas le contrôle

92

 

316

 

BILAN CONSOLIDÉ

 

 

 

 

 

 

 

TotalEnergies

 

 

 

 

 

 

 

 

30 septembre 2023

 

30 juin 2023

 

31 décembre 2022

 

30 septembre 2022

(en millions de dollars)

(non audité)

 

(non audité)

 

 

 

(non audité)

 

 

 

 

 

 

 

 

ACTIF

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Actifs non courants

 

 

 

 

 

 

 

Immobilisations incorporelles

32 911

 

31 717

 

31 931

 

36 376

Immobilisations corporelles

106 721

 

104 174

 

107 101

 

99 700

Sociétés mises en équivalence : titres et prêts

30 153

 

30 425

 

27 889

 

28 743

Autres titres

1 342

 

1 190

 

1 051

 

1 149

Actifs financiers non courants

2 710

 

2 494

 

2 731

 

2 341

Impôts différés

3 535

 

3 649

 

5 049

 

4 434

Autres actifs non courants

3 991

 

2 573

 

2 388

 

2 930

Total actifs non courants

181 363

 

176 222

 

178 140

 

175 673

 

 

 

 

 

 

 

 

Actifs courants

 

 

 

 

 

 

 

Stocks

22 512

 

18 785

 

22 936

 

24 420

Clients et comptes rattachés

23 598

 

22 163

 

24 378

 

28 191

Autres créances

22 252

 

23 111

 

36 070

 

73 453

Actifs financiers courants

6 892

 

6 725

 

8 746

 

11 688

Trésorerie et équivalents de trésorerie

24 731

 

25 572

 

33 026

 

35 941

Actifs destinés à être cédés ou échangés

8 656

 

8 441

 

568

 

349

Total actifs courants

108 641

 

104 797

 

125 724

 

174 042

Total actif

290 004

 

281 019

 

303 864

 

349 715

 

 

 

 

 

 

 

 

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Capitaux propres

 

 

 

 

 

 

 

Capital

7 616

 

7 850

 

8 163

 

8 163

Primes et réserves consolidées

123 506

 

123 511

 

123 951

 

131 382

Écarts de conversion

(13 461)

 

(12 859)

 

(12 836)

 

(16 720)

Actions autodétenues

(1 894)

 

(4 820)

 

(7 554)

 

(5 004)

Total des capitaux propres - part TotalEnergies

115 767

 

113 682

 

111 724

 

117 821

Intérêts ne conférant pas le contrôle

2 657

 

2 770

 

2 846

 

2 851

Total des capitaux propres

118 424

 

116 452

 

114 570

 

120 672

 

 

 

 

 

 

 

 

Passifs non courants

 

 

 

 

 

 

 

Impôts différés

11 633

 

11 237

 

11 021

 

12 576

Engagements envers le personnel

1 837

 

1 872

 

1 829

 

2 207

Provisions et autres passifs non courants

22 657

 

21 295

 

21 402

 

22 133

Dettes financières non courantes

41 022

 

40 427

 

45 264

 

44 899

Total passifs non courants

77 149

 

74 831

 

79 516

 

81 815

 

 

 

 

 

 

 

 

Passifs courants

 

 

 

 

 

 

 

Fournisseurs et comptes rattachés

37 268

 

32 853

 

41 346

 

48 942

Autres créditeurs et dettes diverses

37 405

 

38 609

 

52 275

 

80 468

Dettes financières courantes

16 876

 

15 542

 

15 502

 

16 923

Autres passifs financiers courants

415

 

443

 

488

 

861

Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés

2 467

 

2 289

 

167

 

34

Total passifs courants

94 431

 

89 736

 

109 778

 

147 228

Total passif et capitaux propres

290 004

 

281 019

 

303 864

 

349 715

 

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ

 

 

 

 

 

TotalEnergies

 

 

 

 

 

(non audité)

 

3ème trimestre

 

2ème trimestre

 

3ème trimestre

(en millions de dollars)

2023

 

2023

 

2022

 

 

 

 

 

 

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Résultat net de l’ensemble consolidé

6 690

 

4 152

 

6 748

Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles

3 621

 

3 195

 

3 032

Provisions et impôts différés

686

 

81

 

704

(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs

(521)

 

(70)

 

(1 645)

Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence

(325)

 

383

 

1 290

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement

(923)

 

2 125

 

7 407

Autres, nets

268

 

34

 

312

Flux de trésorerie d'exploitation

9 496

 

9 900

 

17 848

 

 

 

 

 

 

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements corporels et incorporels

(3 808)

 

(3 870)

 

(2 986)

Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise

(1 607)

 

(19)

 

(8)

Coût d'acquisition de titres

(482)

 

(522)

 

(2 557)

Augmentation des prêts non courants

(451)

 

(366)

 

(246)

Investissements

(6 348)

 

(4 777)

 

(5 797)

Produits de cession d'actifs corporels et incorporels

914

 

31

 

97

Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée

7

 

38

 

524

Produits de cession d'autres titres

308

 

133

 

304

Remboursement de prêts non courants

132

 

102

 

797

Désinvestissements

1 361

 

304

 

1 722

Flux de trésorerie d'investissement

(4 987)

 

(4 473)

 

(4 075)

 

 

 

 

 

 

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Variation de capital :

 

 

 

 

 

- actionnaires de la société mère

-

 

383

 

(1)

- actions propres

(2 098)

 

(2 002)

 

(1 996)

Dividendes payés :

 

 

 

 

 

- aux actionnaires de la société mère

(1 962)

 

(1 842)

 

(1 877)

- aux intérêts ne conférant pas le contrôle

(168)

 

(105)

 

(405)

Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

-

 

(1 081)

 

-

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

(22)

 

(80)

 

(14)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle

(11)

 

(13)

 

38

Émission nette d'emprunts non courants

47

 

(14)

 

141

Variation des dettes financières courantes

(446)

 

(4 111)

 

(527)

Variation des actifs et passifs financiers courants

(182)

 

990

 

(4 473)

Flux de trésorerie de financement

(4 842)

 

(7 875)

 

(9 114)

Augmentation (diminution) de la trésorerie

(333)

 

(2 448)

 

4 659

Incidence des variations de change

(508)

 

35

 

(1 566)

Trésorerie en début de période

25 572

 

27 985

 

32 848

Trésorerie en fin de période

24 731

 

25 572

 

35 941

 

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ

 

 

 

TotalEnergies

 

 

 

(non audité)

 

9 mois

 

9 mois

(en millions de dollars)

2023

 

2022

 

 

 

 

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

 

 

 

 

 

 

 

Résultat net de l’ensemble consolidé

16 473

 

17 603

Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles

10 003

 

10 931

Provisions et impôts différés

1 081

 

4 669

(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs

(843)

 

(1 823)

Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence

(291)

 

4 551

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement

(2 217)

 

4 982

Autres, nets

323

 

836

Flux de trésorerie d'exploitation

24 529

 

41 749

 

 

 

 

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

 

 

 

 

 

 

 

Investissements corporels et incorporels

(12 646)

 

(11 593)

Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise

(1 762)

 

(90)

Coût d'acquisition de titres

(2 411)

 

(2 782)

Augmentation des prêts non courants

(1 206)

 

(765)

Investissements

(18 025)

 

(15 230)

Produits de cession d'actifs corporels et incorporels

1 013

 

427

Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée

228

 

675

Produits de cession d'autres titres

490

 

554

Remboursement de prêts non courants

472

 

2 139

Désinvestissements

2 203

 

3 795

Flux de trésorerie d'investissement

(15 822)

 

(11 435)

 

 

 

 

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

 

 

 

 

 

 

 

Variation de capital :

 

 

 

- actionnaires de la société mère

383

 

370

- actions propres

(6 203)

 

(5 160)

Dividendes payés :

 

 

 

- aux actionnaires de la société mère

(5 648)

 

(5 630)

- aux intérêts ne conférant pas le contrôle

(294)

 

(524)

Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

(1 081)

 

-

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

(260)

 

(288)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle

(110)

 

33

Émission nette d'emprunts non courants

151

 

683

Variation des dettes financières courantes

(5 831)

 

(2 573)

Variation des actifs et passifs financiers courants

2 202

 

390

Flux de trésorerie de financement

(16 691)

 

(12 699)

Augmentation (diminution) de la trésorerie

(7 984)

 

17 615

Incidence des variations de change

(311)

 

(3 016)

Trésorerie en début de période

33 026

 

21 342

Trésorerie en fin de période

24 731

 

35 941

 

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 des neuf premiers mois 2022

-

-

17 262

-

 

-

-

 

17 262

341

 

17 603

Autres éléments du résultat global

-

-

3 421

(4 056)

 

-

-

 

(635)

(25)

 

(660)

Résultat Global

-

-

20 683

(4 056)

 

-

-

 

16 627

316

 

16 943

Dividendes

-

-

(5 653)

-

 

-

-

 

(5 653)

(524)

 

(6 177)

Émissions d'actions

9 367 482

26

344

-

 

-

-

 

370

-

 

370

Rachats d'actions

-

-

-

-

 

(97 376 124)

(5 160)

 

(5 160)

-

 

(5 160)

Cessions d'actions(a)

-

-

(317)

-

 

6 193 921

317

 

-

-

 

-

Paiements en actions

-

-

191

-

 

-

-

 

191

-

 

191

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

-

-

(255)

-

 

-

-

 

(255)

-

 

(255)

Autres opérations avec les intérêts

ne conférant pas le contrôle

-

-

41

7

 

-

-

 

48

124

 

172

Autres éléments

-

-

(39)

-

 

-

-

 

(39)

(328)

 

(367)

Au 30 septembre 2022

2 619 131 285

8 163

131 382

(16 720)

 

(94 357 781)

(5 004)

 

117 821

2 851

 

120 672

Résultat net du 1er octobre au 31 décembre 2022

-

-

3 264

-

 

-

-

 

3 264

177

 

3 441

Autres éléments du résultat global

-

-

(6 354)

3 882

 

-

-

 

(2 472)

23

 

(2 449)

Résultat Global

-

-

(3 090)

3 882

 

-

-

 

792

200

 

992

Dividendes

-

-

(4 336)

-

 

-

-

 

(4 336)

(12)

 

(4 348)

Émissions d'actions

-

-

-

-

 

-

-

 

-

-

 

-

Rachats d'actions

-

-

-

-

 

(42 831 619)

(2 551)

 

(2 551)

-

 

(2 551)

Cessions d'actions(a)

-

-

(1)

-

 

1 733

1

 

-

-

 

-

Paiements en actions

-

-

38

-

 

-

-

 

38

-

 

38

Annulation d'actions

-

-

-

-

 

-

-

 

-

-

 

-

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

-

-

 

-

-

 

-

-

 

-

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

(76)

-

 

-

-

 

(76)

-

 

(76)

Autres opérations avec les intérêts

ne conférant pas le contrôle

-

-

4

2

 

-

-

 

6

(87)

 

(81)

Autres éléments

-

-

30

-

 

-

-

 

30

(106)

 

(76)

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 des neuf premiers mois 2023

-

-

16 321

-

 

-

-

 

16 321

152

 

16 473

Autres éléments du résultat global

-

-

1 815

(597)

 

-

-

 

1 218

(60)

 

1 158

Résultat Global

-

-

18 136

(597)

 

-

-

 

17 539

92

 

17 631

Dividendes

-

-

(5 765)

-

 

-

-

 

(5 765)

(294)

 

(6 059)

Émissions d'actions

8 002 155

22

361

-

 

-

-

 

383

-

 

383

Rachats d'actions

-

-

-

-

 

(100 511 783)

(7 024)

 

(7 024)

-

 

(7 024)

Cessions d'actions(a)

-

-

(396)

-

 

6 463 426

396

 

-

-

 

-

Paiements en actions

-

-

232

-

 

-

-

 

232

-

 

232

Annulation d'actions

(214 881 605)

(569)

(11 720)

-

 

214 881 605

12 289

 

-

-

 

-

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

(1 107)

-

 

-

-

 

(1 107)

-

 

(1 107)

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

(223)

-

 

-

-

 

(223)

-

 

(223)

Autres opérations avec les intérêts

ne conférant pas le contrôle

-

-

39

(28)

 

-

-

 

11

12

 

23

Autres éléments

-

-

(2)

-

 

-

(1)

 

(3)

1

 

(2)

Au 30 septembre 2023

2 412 251 835

7 616

123 506

(13 461)

 

(16 354 419)

(1 894)

 

115 767

2 657

 

118 424

(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

 

 

 

 

 

 

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TotalEnergies

 

 

 

 

 

 

 

(non audité)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3ème 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

1 551

2 144

5 183

27 127

23 012

-

-

59 017

Chiffre d'affaires intersecteurs

11 129

2 361

495

10 094

153

59

(24 291)

-

Droits d'accises

-

-

-

(210)

(4 394)

-

-

(4 604)

Produits des ventes

12 680

4 505

5 678

37 011

18 771

59

(24 291)

54 413

Charges d'exploitation

(5 347)

(3 038)

(4 811)

(34 598)

(17 749)

(231)

24 291

(41 483)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(1 976)

(283)

(86)

(483)

(204)

(23)

-

(3 055)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

10

358

(8)

61

(16)

81

-

486

Impôts du résultat opérationnel net

(2 437)

(251)

(86)

(502)

(247)

157

-

(3 366)

Ajustements (a)

(208)

(51)

181

90

132

(37)

-

107

Résultat opérationnel net ajusté

3 138

1 342

506

1 399

423

80

-

6 888

Ajustements (a)

 

 

 

 

 

 

 

107

Coût net de la dette nette

 

 

 

 

 

 

 

(305)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

 

 

 

 

 

 

 

(14)

Résultat net - part TotalEnergies

 

 

 

 

 

 

 

6 676

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

3ème trimestre 2023

Exploration

-

Production

Integrated LNG

Integrated Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Investissements

2 677

734

2 215

424

270

28

-

6 348

Désinvestissements

699

168

331

114

49

-

-

1 361

Flux de trésorerie d'exploitation

4 240

872

1 936

2 060

206

182

-

9 496

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2ème 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

1 434

2 020

6 249

24 849

21 712

7

-

56 271

Chiffres 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)

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)

Ajustements (a)

10

(271)

(207)

(376)

(53)

(40)

-

(937)

Résultat opérationnel net ajusté

2 349

1 330

450

1 004

449

(248)

-

5 334

Ajustements (a)

 

 

 

 

 

 

 

(937)

Coût net de la dette nette

 

 

 

 

 

 

 

(245)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

 

 

 

 

 

 

 

(64)

Résultat net - part TotalEnergies

 

 

 

 

 

 

 

4 088

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

2ème 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)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3ème 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

2 670

7 264

4 231

28 899

25 968

5

-

69 037

Chiffre d'affaires intersecteurs

14 701

3 854

537

12 065

176

52

(31 385)

-

Droits d'accises

-

-