-

TotalEnergies SE : Résultats du premier trimestre 2026

TotalEnergies génère un résultat et un cash-flow en forte hausse à 5,4 G$ et 8,6 G$ et annonce des acomptes sur dividende en croissance de 5,9 %

  • Croissance de production organique de 4 % compensant l’impact du conflit au Moyen-Orient
  • Modèle intégré dans le pétrole, le gaz et l’électricité démontrant sa capacité à pleinement capturer la hausse de l’environnement

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

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

 

1T26

 

4T25

 

Variation
vs 4T25

 

1T25

 

Variation
vs 1T25

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

8,6

 

7,2

 

+20%

 

7,0

 

+23%

Résultat net ajusté (part TotalEnergies)(1)  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

- en milliards de dollars (G$)  

5,4

 

3,8

 

+41%

 

4,2

 

+29%

- en dollar par action  

2,45

 

1,73

 

+42%

 

1,83

 

+34%

Résultat net (part TotalEnergies) (G$)  

5,8

 

2,9

 

+100%

 

3,9

 

+51%

EBITDA ajusté(1) (G$)  

12,6

 

10,1

 

+25%

 

10,5

 

+19%

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 28 avril 2026 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le premier trimestre 2026. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Portée par une croissance organique de sa production de 4 % sur un an, compensant l’impact sur la production du conflit actuel au Moyen-Orient, TotalEnergies affiche au premier trimestre un résultat net ajusté de 5,4 G$ et un cash-flow de 8,6 G$ démontrant sa capacité à capturer la hausse des prix grâce à un portefeuille intégré de business performants et diversifiés dans le pétrole, le gaz et l’électricité. Le résultat net IFRS est de 5,8 G$.

La production Oil & Gas du premier trimestre est établie à 2,553 Mbep/j, bénéficiant notamment de la montée en puissance et des démarrages des nouveaux projets dont, ce trimestre, Lapa SW au Brésil et Mabruk en Libye, compensant les pertes de production au Moyen-Orient (de l’ordre de 100 kbep/j en moyenne sur le trimestre).

L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,6 G$ et un cash-flow de 4,6 G$ en forte croissance sur le trimestre, capturant pleinement la sensibilité à la hausse du prix des liquides et la contribution accrétive des nouveaux projets. TotalEnergies a poursuivi avec succès la gestion active de son portefeuille en finalisant ce trimestre la fusion de ses actifs Amont au Royaume-Uni avec la société NEO NEXT et en annonçant deux découvertes d’hydrocarbures sur le champ de Moho, au Congo.

Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,3 G$ et un cash-flow de 1,8 G$ au premier trimestre 2026. Ces résultats sont portés par une hausse de la production de GNL de 12 % et des activités de négoce ayant tiré parti de la volatilité des marchés. La Compagnie a relancé ce trimestre la construction du projet Mozambique LNG qui contribuera à la diversification de son portefeuille.

Le secteur Integrated Power génère un résultat opérationnel net ajusté de 0,5 G$ et un cash-flow de 0,6 G$. La finalisation, dès la fin avril, de la transaction avec EPH accélère la stratégie d’intégration gaz-électricité de la Compagnie en Europe et constitue une étape majeure pour le secteur Integrated Power dans son objectif de générer un free cash-flow positif d’ici à 2027. En outre la Compagnie poursuit la croissance de son portefeuille d’énergies renouvelables avec 8 GW mis en service sur les douze derniers mois.

L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,9 G$ et un cash-flow de 2,1 G$ sur le trimestre. Les unités de raffinage ont retrouvé leur pleine performance opérationnelle (taux d’utilisation à plus de 90 %), capturant ainsi les marges exceptionnelles au mois de mars. Les activités de négoce de brut et de produits pétroliers ont également réalisé ce trimestre une très forte performance.

Le ratio d’endettement s’établit à 15,5 % à la fin du trimestre, la croissance du cash-flow tirée par la hausse des prix de l’énergie compensant pour partie une augmentation du besoin en fonds de roulement de 5,1 G$, pour moitié compte tenu de la saisonnalité des business et pour moitié liée à l’impact de la hausse du prix des hydrocarbures en fin de trimestre, notamment sur les stocks.

Compte tenu de la forte génération de cash-flow de la Compagnie au premier trimestre et conforté par la capacité de la Compagnie à maintenir un bilan solide, le Conseil d’administration a décidé d’augmenter de 5,9 % le premier acompte sur dividende à 0,90 € par action, plus forte croissance de dividende parmi les majors pétrolières. Le Conseil a en outre autorisé à poursuivre les rachats d’actions jusqu’à 1,5 G$ pour le second trimestre et a confirmé l’objectif de pay-out supérieur à 40 % pour l’année. »

1. Faits marquants (2)

Responsabilité sociétale et environnementale

  • Publication du Document d’Enregistrement Universel 2025
  • Publication du Sustainability & Climate – 2026 Progress Report présentant les progrès réalisés par TotalEnergies en 2025 dans la mise en œuvre de sa stratégie et de son ambition climat
  • France : mise en place de mesures de protection des consommateurs via le plafonnement du prix de l’essence et du diesel à la pompe sur le réseau de stations-service TotalEnergies
  • Ouganda : publication de l’évaluation indépendante du programme d’acquisitions foncières et du plan d’actions correspondant

Amont

  • Royaume-Uni : finalisation de la création de NEO NEXT+, plus grand producteur de pétrole et de gaz du pays, avec une participation de 47,5 % de TotalEnergies
  • Angola : démarrage du champ gazier non-opéré de Quiluma, pour un approvisionnement d’Angola LNG
  • Brésil : démarrage de la production du projet opéré Lapa SW, d’une capacité de 25 000 b/j
  • Libye : démarrage de la production du champ pétrolier onshore de Mabruk, d’une capacité de 25 000 b/j
  • République du Congo : découvertes d’environ 100 Mb de pétrole sur le permis de Moho
  • Koweït : signature d’un accord de coopération technique avec Kuwait Oil Company pour le développement de ressources
  • Turquie : signature d’un accord de coopération avec TPAO portant sur des opportunités d’exploration

Integrated LNG

  • Reprise complète de l'ensemble des activités du projet Mozambique LNG
  • Signature d’un accord préliminaire pour l’enlèvement de 2 Mt/an de GNL sur 20 ans, du projet Alaska LNG

Integrated Power

  • Europe : Finalisation de l’acquisition de 50% d’un portefeuille d’actifs de production d’électricité flexible auprès d’EPH (Royaume-Uni, Italie, Pays-Bas, France)
  • Etats-Unis : accord avec les autorités fédérales pour rendre les concessions éolien offshore attribuées en 2022 contre la rétrocession des redevances versées pour ces concessions (928 M$)
  • Accord en vue de la création d’une coentreprise avec Masdar pour développer les énergies renouvelables dans neuf pays d’Asie Centrale et d’Asie-Pacifique
  • Cession à Allianz Global Investors de 50 % d’un portefeuille de projets de stockage par batteries d’une capacité de 800 MW, en Allemagne

Aval

  • Démarrage de la première usine en France de recyclage chimique des plastiques sur la plateforme de Grandpuits
  • Signature avec EDF d’un contrat d’approvisionnement en électricité bas carbone des sites du Raffinage-Chimie de TotalEnergies en France pour 12 ans à partir de 2028

Point sur l’impact du conflit au Moyen-Orient

  • La production Amont arrêtée au Qatar, en Irak et offshore aux Émirats Arabes Unis, représente à ce jour environ 15 % de la production totale de la Compagnie (soit 360 000 b/j en avril en moyenne par rapport à avant le conflit)
  • Après les événements du 8 avril qui ont affecté trois unités du site de SATORP et provoqué son arrêt par mesure de sécurité, les unités non endommagées ont pu être redémarrées et la raffinerie fonctionne à une capacité de 230 000 b/j depuis le 14 avril

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

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

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

EBITDA ajusté (1)  

12 552

 

10 066

 

+25%

 

10 504

 

+19%

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs  

6 300

 

4 633

 

+36%

 

4 792

 

+31%

Exploration-Production  

2 576

 

1 805

 

+43%

 

2 451

 

+5%

Integrated LNG  

1 318

 

922

 

+43%

 

1 294

 

+2%

Integrated Power  

545

 

564

 

-3%

 

506

 

+8%

Raffinage-Chimie  

1 599

 

1 001

 

+60%

 

301

 

x5,3

Marketing & Services  

262

 

341

 

-23%

 

240

 

+9%

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

709

 

739

 

-4%

 

715

 

-1%

Taux moyen d'imposition (3)  

39,1%

 

38,8%

 

-

 

41,4%

 

-

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)  

5 394

 

3 837

 

+41%

 

4 192

 

+29%

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

2,45

 

1,73

 

+42%

 

1,83

 

+34%

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

2,10

 

1,48

 

+42%

 

1,74

 

+21%

Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)  

2 164

 

2 176

 

-1%

 

2 246

 

-4%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Résultat net (part TotalEnergies)  

5 810

 

2 906

 

+100%

 

3 851

 

+51%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements organiques (1)  

4 650

 

4 019

 

+16%

 

4 501

 

+3%

Acquisitions nettes de cessions (1)  

(172)

 

(1 573)

 

ns

 

420

 

ns

Investissements nets (1)  

4 478

 

2 446

 

+83%

 

4 921

 

-9%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

8 576

 

7 168

 

+20%

 

6 992

 

+23%

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

8 979

 

7 593

 

+18%

 

7 276

 

+23%

Flux de trésorerie d’exploitation  

3 361

 

10 471

 

-68%

 

2 563

 

+31%

Ratio d’endettement (1) de 15,5 % au 31 mars 2026 contre 14,7 % au 31 décembre 2025 et 14,3 % au 31 mars 2025.

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

 

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Brent ($/b)  

81,1

 

63,7

 

+27%

 

75,7

 

+7%

Henry Hub ($/Mbtu)  

3,5

 

4,1

 

-15%

 

3,9

 

-11%

TTF ($/Mbtu)  

13,7

 

10,3

 

+34%

 

14,4

 

-5%

JKM ($/Mbtu)  

14,1

 

10,6

 

+32%

 

14,1

 

-

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

73,7

 

61,4

 

+20%

 

72,2

 

+2%

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

5,59

 

5,11

 

+10%

 

6,60

 

-15%

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

8,48

 

8,48

 

-

 

10,00

 

-15%

Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/b) (6),(10)  

11,4

 

11,4

 

-

 

3,9

 

x2,9

3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)

Émissions Scope 1+2 (12) (MtCO2e)  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Scope 1+2 périmètre opéré (1)  

7,9

 

8,3

 

-5%

 

8,4

 

-6%

dont Oil & Gas  

6,9

 

7,0

 

-1%

 

7,2

 

-4%

dont CCGT  

1,0

 

1,3

 

-23%

 

1,2

 

-17%

Scope 1+2 périmètre ESRS (1)  

10,4

 

11,2

 

-7%

 

11,1

 

-6%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Émissions de Méthane (ktCH4)  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Émissions de méthane périmètre opéré (1)  

4

 

6

 

-33%

 

6

 

-33%

Émissions trimestrielles estimées.

Les émissions de méthane des installations opérées sont en baisse de 33 % sur un an, notamment en raison de la réduction continue du torchage et des émissions fugitives sur les installations de l’Exploration-Production.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 6 % sur un an, principalement en raison de la réduction continue du torchage de l’Exploration-Production et d’une moindre activité des centrales à gaz.

Les émissions de Scope 3(13) Catégorie 11 du premier trimestre 2026 sont estimées à 83 Mt CO2e.

3.3 Production (14)

Production d'hydrocarbures  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Production d'hydrocarbures (kbep/j)  

2 553

 

2 545

 

-

 

2 558

 

-

Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)  

1 326

 

1 404

 

-6%

 

1 355

 

-2%

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

1 227

 

1 141

 

+8%

 

1 203

 

+2%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production d'hydrocarbures (kbep/j)  

2 553

 

2 545

 

-

 

2 558

 

-

Liquides (kb/j)  

1 481

 

1 555

 

-5%

 

1 516

 

-2%

Gaz (Mpc/j)  

5 799

 

5 381

 

+8%

 

5 655

 

+3%

La production d’hydrocarbures a été de 2 553 milliers de barils équivalent pétrole par jour au premier trimestre 2026, stable sur un an, en raison des éléments suivants :

  • +4 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero-3, Mero-4 et Lapa SW au Brésil, Anchor et Ballymore aux Etats-Unis, Tyra au Danemark, Begonia et Clov Phase 3 en Angola et Mabruk en Libye,
  • +2 % lié à une meilleure disponibilité des installations
  • -2 % lié au déclin naturel des champs.
  • -4 % lié à l’impact du conflit au Moyen-Orient

Hors impact du conflit au Moyen-Orient, la production est en hausse de près de 4 % sur un an, portée par la montée en puissance et les démarrages des nouveaux projets.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

Production d'hydrocarbures  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

EP (kbep/j)  

1 948

 

2 002

 

-3%

 

1 976

 

-1%

Liquides (kb/j)  

1 408

 

1 485

 

-5%

 

1 442

 

-2%

Gaz (Mpc/j)  

2 863

 

2 779

 

+3%

 

2 848

 

+1%

4.1.2 Résultats

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

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Résultat opérationnel net ajusté  

2 576

 

1 805

 

+43%

 

2 451

 

+5%

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

139

 

211

 

-34%

 

150

 

-7%

Taux moyen d'imposition (15)  

49,5%

 

51,7%

 

-

 

49,4%

 

-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements organiques (1)  

2 724

 

1 905

 

+43%

 

2 684

 

+1%

Acquisitions nettes de cession (1)  

(227)

 

(530)

 

ns

 

116

 

ns

Investissements nets (1)  

2 497

 

1 375

 

+82%

 

2 800

 

-11%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

4 564

 

3 611

 

+26%

 

4 291

 

+6%

Flux de trésorerie d’exploitation  

2 969

 

3 821

 

-22%

 

3 266

 

-9%

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 576 M$, en hausse significative de plus de 40 % sur le trimestre, reflétant pleinement la hausse du prix moyen de vente des liquides (+12,4 $/b par rapport au quatrième trimestre 2025, incluant l’effet retard des prix de vente aux Emirats Arabes Unis) et la contribution accrétive des nouveaux projets.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 564 M$, en hausse de 26% sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

Production d'hydrocarbures pour le GNL  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Integrated LNG (kbep/j)  

605

 

543

 

+12%

 

582

 

+4%

Liquides (kb/j)  

73

 

70

 

+4%

 

74

 

-1%

Gaz (Mpc/j)  

2 936

 

2 602

 

+13%

 

2 807

 

+5%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

GNL (Mt)  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Ventes totales de GNL  

12,4

 

12,2

 

+1%

 

10,6

 

+16%

incl. Ventes issues des quotes-parts de production*  

4,1

 

3,9

 

+6%

 

4,0

 

+3%

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

10,9

 

10,8

 

+1%

 

9,4

 

+16%

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

La production d'hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 12 % sur le trimestre, principalement portée par une croissance de production en Australie, aux Etats-Unis et en Malaisie.

Les ventes de GNL sont stables sur le trimestre, dans un contexte d’activité spot soutenue.

4.2.2 Résultats

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

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

8,48

 

8,48

 

-

 

10,00

 

-15%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Résultat opérationnel net ajusté  

1 318

 

922

 

+43%

 

1 294

 

+2%

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

431

 

394

 

+9%

 

535

 

-19%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements organiques (1)  

410

 

744

 

-45%

 

752

 

-45%

Acquisitions nettes de cessions (1)  

92

 

49

 

+88%

 

140

 

-34%

Investissements nets (1)  

502

 

793

 

-37%

 

892

 

-44%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

1 785

 

1 156

 

+54%

 

1 249

 

+43%

Flux de trésorerie d’exploitation  

(1 120)

 

2 102

 

ns

 

1 743

 

ns

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

Le résultat opérationnel net ajusté et la marge brute d’autofinancement (CFFO) du segment Integrated LNG se sont établis respectivement à 1 318 M$ et 1 785 M$, en forte hausse sur le trimestre, portés par la hausse de la production de GNL et des activités de négoce tirant parti de la volatilité des marchés.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

Integrated Power  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Production nette d'électricité (TWh) *  

11,7

 

12,6

 

-7%

 

11,3

 

+3%

dont à partir de sources renouvelables  

8,2

 

8,1

 

+1%

 

6,8

 

+20%

dont à partir de capacités flexibles à gaz  

3,5

 

4,5

 

-22%

 

4,5

 

-22%

Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **  

26,8

 

26,0

 

+3%

 

22,7

 

+18%

dont renouvelables  

19,8

 

19,0

 

+4%

 

16,2

 

+22%

dont capacités flexibles à gaz  

7,0

 

7,0

 

-

 

6,5

 

+8%

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

109,7

 

108,7

 

+1%

 

97,5

 

+13%

dont capacités installées  

35,6

 

34,1

 

+5%

 

27,8

 

+28%

Clients électricité - BtB et BtC (Million) **  

6,1

 

6,0

 

+2%

 

6,0

 

+2%

Clients gaz - BtB et BtC (Million) **  

2,7

 

2,7

 

-

 

2,8

 

-2%

Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)  

15,2

 

13,2

 

+15%

 

14,5

 

+5%

Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)  

31,5

 

27,0

 

+17%

 

35,7

 

-12%

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

** Données à fin de période.

*** Dont 17,25 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.

La production nette d'électricité est en hausse sur un an, à 11,7 TWh, la croissance de 20 % de la production à partir de sources renouvelables compensant la moindre utilisation des capacités flexibles à gaz dans un contexte de moindre demande hivernale en Europe et aux Etats-Unis.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 35,6 GW à la fin du premier trimestre 2026, soit près de 8 GW supplémentaires sur un an.

4.3.2 Résultats

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Résultat opérationnel net ajusté  

545

 

564

 

-3%

 

506

 

+8%

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

52

 

97

 

-46%

 

44

 

+18%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements organiques (1)  

823

 

525

 

+57%

 

645

 

+28%

Acquisitions nettes de cessions (1)  

(77)

 

(1 070)

 

ns

 

238

 

ns

Investissements nets (1)  

746

 

(545)

 

ns

 

883

 

-16%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

574

 

788

 

-27%

 

597

 

-4%

Flux de trésorerie d’exploitation  

(145)

 

1 300

 

ns

 

(399)

 

ns

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’est établi à 545 M$ sur le trimestre, en ligne avec celui du premier trimestre 2025, n’ayant pas bénéficié de farm-down contrairement au quatrième trimestre 2025.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 574 M$ pour les mêmes raisons. Elle se décompose entre les activités de production (incluant renouvelables et centrales à gaz) pour environ 35 % et les activités de commercialisation (B2B, B2C et trading) pour environ 65 %, ces proportions étant en ligne avec celles du premier trimestre 2025 du fait de la saisonnalité des activités de commercialisation (consommations hivernales plus fortes).

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Résultat opérationnel net ajusté  

1 861

 

1 342

 

+39%

 

541

 

x3,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements organiques (1)  

654

 

731

 

-11%

 

386

 

+69%

Acquisitions nettes de cessions (1)  

39

 

(46)

 

ns

 

(75)

 

ns

Investissements nets (1)  

693

 

685

 

+1%

 

311

 

x2,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

2 136

 

1 970

 

+8%

 

1 117

 

+91%

Flux de trésorerie d’exploitation  

2 632

 

3 068

 

-14%

 

(1 415)

 

ns

4.5 Raffinage-Chimie

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

Volumes raffinés et taux d’utilisation*  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Total volumes raffinés (kb/j)  

1 624

 

1 489

 

+9%

 

1 549

 

+5%

France  

462

 

502

 

-8%

 

435

 

+6%

Reste de l'Europe  

677

 

572

 

+18%

 

627

 

+8%

Reste du monde  

485

 

415

 

+17%

 

487

 

-

Taux d’utilisation sur bruts traités**  

92%

 

84%

 

 

 

87%

 

 

* Sur la base de la capacité de distillation en début d'année.

Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Monomères* (kt)  

1 183

 

1 227

 

-4%

 

1 250

 

-5%

Polymères (kt)  

1 159

 

1 184

 

-2%

 

1 173

 

-1%

Taux d’utilisation des vapocraqueurs **  

74%

 

79%

 

 

 

78%

 

 

* Oléfines.

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

Les volumes raffinés sont en hausse de 9 % sur le trimestre, les unités ayant retrouvé leur pleine performance opérationnelle, pour atteindre un taux d’utilisation de 92 % dans un contexte d’absence de grands arrêts durant le premier trimestre 2026.

La production de produits pétrochimiques est en baisse de 4 % sur le trimestre pour les monomères et de 2 % pour les polymères, liée principalement aux grands arrêts de BTP aux Etats-Unis et de Feluy en Belgique.

4.5.2 Résultats

En millions de dollars, sauf l'ERM  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/b) *  

11,4

 

11,4

 

-

 

3,9

 

x2,9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Résultat opérationnel net ajusté  

1 599

 

1 001

 

+60%

 

301

 

x5,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements organiques (1)  

518

 

508

 

+2%

 

236

 

x2,2

Acquisitions nettes de cessions (1)  

75

 

(1)

 

ns

 

-

 

ns

Investissements nets (1)  

593

 

507

 

+17%

 

236

 

x2,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

1 716

 

1 378

 

+25%

 

633

 

x2,7

Flux de trésorerie d’exploitation  

1 564

 

1 716

 

-9%

 

(1 983)

 

ns

* Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/b), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies. Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 1 599 M$ sur le trimestre en hausse de près de 600 M$ par rapport au quatrième trimestre 2025, portée par la bonne performance opérationnelle des raffineries ayant permis de capturer les marges élevées en mars, et des activités de négoce de brut et de produits pétroliers ayant tiré parti d’un environnement favorable au mois de mars.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 1 716 M$, pour les mêmes raisons.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

Ventes en kb/j*  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Total des ventes du Marketing & Services  

1 206

 

1 247

 

-3%

 

1 266

 

-5%

Europe  

686

 

723

 

-5%

 

714

 

-4%

Reste du monde  

520

 

524

 

-1%

 

551

 

-6%

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

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 5 % par rapport au premier trimestre 2025, reflétant notamment les cessions de réseaux au Brésil et en Afrique sahélienne.

4.6.2 Résultats

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Résultat opérationnel net ajusté  

262

 

341

 

-23%

 

240

 

+9%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements organiques (1)  

136

 

223

 

-39%

 

150

 

-9%

Acquisitions nettes de cessions (1)  

(36)

 

(45)

 

ns

 

(75)

 

ns

Investissements nets (1)  

100

 

178

 

-44%

 

75

 

+33%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)  

420

 

592

 

-29%

 

484

 

-13%

Flux de trésorerie d’exploitation  

1 068

 

1 352

 

-21%

 

568

 

+88%

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 262 M$ en hausse de 9 % sur un an reflétant la hausse des marges unitaires.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’élève à 420 M$ au premier trimestre 2026, impactée par l’effet fiscal de la hausse des prix sur la valorisation des stocks de produits pétroliers.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs atteint 6 300 M$ au premier trimestre 2026, contre 4 633 M$ au quatrième trimestre 2025, principalement en raison de la hausse des prix du pétrole et du gaz ainsi que des fortes performances des activités de négoce de brut, de produits pétroliers et de GNL.

5.2 Résultat net ajusté (1) (part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’établit à 5 394 M$ au premier trimestre 2026 contre 3 837 M$ au quatrième trimestre 2025.

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

Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de 0,4 G$ au premier trimestre 2026, constitués principalement de :

  • 1,4 G$ d’effets de variation de stocks et de juste valeur,
  • - 0,9 G$ d’éléments non récurrents : plus-value de cessions liées à la création de NEO NEXT+ au Royaume-Uni, dépréciations et provisions exceptionnelles notamment liées aux accords avec les autorités fédérales américaines relatifs aux concessions éolien offshore ainsi qu’à la revue stratégique du pipeline de renouvelables hors des marchés prioritaires.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de 39,1 % au premier trimestre 2026 contre 38,8 % au quatrième trimestre 2025.

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à 2,45 $ au premier trimestre 2026, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 164 millions, contre 1,73 $ au quatrième trimestre 2025.

Au 31 mars 2026, le nombre d’actions dilué était de 2 165 millions.

TotalEnergies a procédé au rachat* de 9,4 millions d’actions au premier trimestre 2026, pour un montant de 0,75 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté 392 M$ au premier trimestre 2026, notamment liés à la finalisation de l’acquisition, auprès de la société Continental Resources, d’intérêts gaziers dans le bassin d’Anadarko, aux Etats-Unis.

Les cessions ont représenté 564 M$ au premier trimestre 2026, notamment liés à la finalisation de la transaction avec NEO NEXT ainsi que de la cession des actifs West of Shetland, au Royaume-Uni.

5.5 Cash-flow net (1)

Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à 4 098 M$ au premier trimestre 2026 contre 4 722 M$ le trimestre précédent, la hausse de 2 032 M$ des investissements nets sur le trimestre étant partiellement compensée par la hausse de 1 408 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO).

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 3 361 M$ au premier trimestre 2026, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 8 576 M$, compte tenu de l’augmentation du besoin en fonds de roulement de 5,1 G$, dont

  • 2,5 G$ liés à la saisonnalité des business,
  • 2,6 G$ reflétant l’impact de la hausse du prix des hydrocarbures en fin de trimestre, notamment sur les stocks.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 14,4 % sur le premier trimestre 2026.

En millions de dollars  

Période du 1er avril 2025

 

Période du 1er janvier 2025

 

Période du 1er avril 2024

 

au 31 mars 2026

 

au 31 décembre 2025

 

au 31 mars 2025

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)  

17 043

 

15 833

 

17 636

Capitaux propres retraités moyens  

118 641

 

116 827

 

116 758

Rentabilité des capitaux propres (ROE)  

14,4%

 

13,6%

 

15,1%

La rentabilité des capitaux employés moyens(1) s’est établie à 12,7 % sur le premier trimestre 2026.

En millions de dollars   Période du 1er avril 2025   Période du 1er janvier 2025   Période du 1er avril 2024
  au 31 mars 2026   au 31 décembre 2025   au 31 mars 2025
Résultat opérationnel net ajusté (1)  

19 158

 

17 827

 

19 125

Capitaux Employés moyens (1)  

151 105

 

141 802

 

144 629

ROACE (1)  

12,7%

 

12,6%

 

13,2%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 2 684 millions d’euros au premier trimestre 2026 contre 3 726 millions d’euros au premier trimestre 2025.

7. Sensibilités sur l’année 2026 (16)

 

Variation

 

Impact estimé sur le résultat opérationnel net ajusté

 

Impact estimé sur la marge brute d'autofinancement

Dollar  

+/- 0,1 $ par €

 

-/+ 0,1 G$

 

~0 G$

Prix moyen de vente liquides (17)  

+/- 10 $/b

 

+/- 2,3 G$

 

+/- 2,8 G$

Prix du gaz européen - TTF  

+/- 2 $/Mbtu

 

+/- 0,4 G$

 

+/- 0,4 G$

Indicateur de marge de raffinage européen (ERM)  

+/- 10 $/b

 

+/- 0,3 G$

 

+/- 0,4 G$

8. Perspectives

Dans le contexte du conflit au Moyen-Orient, les marchés pétroliers se maintiennent à des niveaux élevés autour de 100 $/b et restent extrêmement volatils. Compte tenu du délai de remise en service des installations de production au Moyen-Orient (2 à 3 mois), les prix devraient se maintenir à un niveau élevé durant le deuxième trimestre. En outre, l’impact de ce conflit sur les stocks d’hydrocarbures dans le monde conduit à ne plus considérer le scénario de surplus sur l’année 2026 qui était anticipé en début d’année.

Les prix du gaz européens du deuxième trimestre sur les marchés forward sont élevés autour de 14-15 $/Mbtu, dans un contexte de reconstitution des stocks en Europe, dont les niveaux au sortir de l’hiver (25 %) sont au plus bas des cinq dernières années. La compétition entre la demande de GNL en Europe pour reconstituer les stocks et celle pour la saison chaude en Asie devrait soutenir les cours dans les prochains mois.

Compte tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz ces derniers mois et de l’effet de décalage sur les formules de prix, TotalEnergies anticipe un prix moyen de vente du GNL autour de 10 $/Mbtu au deuxième trimestre 2026.

Hors impact du conflit au Moyen-Orient, la production du deuxième trimestre est attendue en croissance d’environ 4 % sur un an, en ligne avec la croissance observée au premier trimestre. Cependant, à la fin du mois d’avril la production arrêtée au Qatar, en Irak et offshore aux Émirats Arabes Unis représente environ 15 % de la production totale de la Compagnie.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait être entre 80 et 85 % au deuxième trimestre, compte tenu notamment de l’impact de la réduction de capacité de SATORP en Arabie Saoudite et du grand arrêt planifié d’une durée de deux mois sur la raffinerie de Donges, en France.

Compte tenu de la finalisation de la transaction avec EPH le 29 avril 2026, le secteur Integrated Power devrait bénéficier sur l’année 2026 de 10 TWh de production nette d’électricité, en ligne avec les 15 TWh de guidance sur une année pleine et d’une contribution de plus de 500 M$ de cash-flow disponible.

La Compagnie confirme ses investissements prévus pour l’année pour un montant net prévu à 15 G$ sur 2026, en ligne avec la guidance annuelle. La Compagnie examine la possibilité d’accélérer des projets à cycle court pour tirer parti des prix actuels des hydrocarbures.

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

* * * *

9. Principales données opérationnelles des secteurs

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

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

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Europe  

570

 

546

 

+4%

 

571

 

-

Afrique  

431

 

442

 

-2%

 

424

 

+2%

Moyen-Orient et Afrique du Nord  

777

 

840

 

-8%

 

849

 

-9%

Amériques  

487

 

459

 

+6%

 

424

 

+15%

Asie Pacifique  

288

 

258

 

+11%

 

290

 

-1%

Production totale  

2 553

 

2 545

 

-

 

2 558

 

-

dont filiales mises en équivalence  

356

 

360

 

-1%

 

390

 

-9%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production de liquides
par zone géographique (kb/j)		  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Europe  

209

 

212

 

-2%

 

216

 

-3%

Afrique  

299

 

318

 

-6%

 

312

 

-4%

Moyen-Orient et Afrique du Nord  

615

 

676

 

-9%

 

680

 

-10%

Amériques  

259

 

251

 

+3%

 

202

 

+28%

Asie Pacifique  

99

 

98

 

+1%

 

106

 

-6%

Production totale  

1 481

 

1 555

 

-5%

 

1 516

 

-2%

dont filiales mises en équivalence  

131

 

153

 

-14%

 

163

 

-20%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production de gaz
par zone géographique (Mpc/j)		  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Europe  

1 944

 

1 796

 

+8%

 

1 920

 

+1%

Afrique  

670

 

628

 

+7%

 

567

 

+18%

Moyen-Orient et Afrique du Nord  

884

 

928

 

-5%

 

920

 

-4%

Amériques  

1 263

 

1 154

 

+9%

 

1 237

 

+2%

Asie Pacifique  

1 038

 

875

 

+19%

 

1 011

 

+3%

Production totale  

5 799

 

5 381

 

+8%

 

5 655

 

+3%

dont filiales mises en équivalence  

1 222

 

1 132

 

+8%

 

1 237

 

-1%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

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

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Europe  

1 766

 

1 774

 

-

 

1 677

 

+5%

Afrique  

531

 

517

 

+3%

 

618

 

-14%

Amériques  

1 134

 

958

 

+18%

 

1 073

 

+6%

Reste du monde  

986

 

921

 

+7%

 

945

 

+4%

Total des ventes  

4 416

 

4 170

 

+6%

 

4 313

 

+2%

dont ventes massives raffinage  

361

 

366

 

-1%

 

344

 

+5%

dont négoce international  

2 849

 

2 557

 

+11%

 

2 703

 

+5%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production de produits pétrochimiques* (kt)  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Europe  

989

 

985

 

-

 

984

 

+1%

Amériques  

676

 

775

 

-13%

 

694

 

-3%

Moyen-Orient et Asie  

677

 

651

 

+4%

 

745

 

-9%

* Oléfines, polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

 

1T26

 

4T25

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

 

0,4

 

-

 

1,2

 

0,0

 

1,7

 

0,2

 

0,3

 

-

 

1,4

 

0,0

 

2,0

Reste de l'Europe  

0,1

 

0,6

 

0,4

 

1,5

 

0,1

 

2,6

 

0,1

 

0,5

 

0,3

 

1,9

 

0,0

 

2,9

Afrique  

0,0

 

-

 

-

 

-

 

0,1

 

0,2

 

0,0

 

-

 

-

 

-

 

0,1

 

0,1

Moyent Orient  

0,2

 

-

 

-

 

0,2

 

-

 

0,4

 

0,2

 

-

 

-

 

0,2

 

-

 

0,4

Amérique du Nord  

0,9

 

0,6

 

-

 

0,7

 

-

 

2,2

 

1,0

 

0,5

 

-

 

1,0

 

-

 

2,6

Amérique du Sud  

0,2

 

0,9

 

-

 

-

 

-

 

1,0

 

0,1

 

1,2

 

-

 

-

 

-

 

1,3

Inde  

2,8

 

0,3

 

-

 

-

 

-

 

3,1

 

2,5

 

0,2

 

-

 

-

 

-

 

2,7

Asie Pacifique  

0,3

 

0,0

 

0,2

 

-

 

-

 

0,5

 

0,3

 

0,0

 

0,2

 

-

 

-

 

0,6

Total  

4,7

 

2,7

 

0,6

 

3,5

 

0,2

 

11,7

 

4,6

 

2,8

 

0,5

 

4,5

 

0,2

 

12,6

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

 

1T26

 

4T25

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  

0,8

 

0,6

 

-

 

2,7

 

0,2

 

4,2

 

0,8

 

0,5

 

-

 

2,7

 

0,2

 

4,2

Reste de l'Europe  

0,6

 

1,0

 

0,3

 

2,1

 

0,1

 

4,1

 

0,6

 

1,0

 

0,3

 

2,1

 

0,1

 

4,1

Afrique  

0,1

 

-

 

-

 

-

 

0,1

 

0,2

 

0,1

 

-

 

-

 

-

 

0,1

 

0,2

Moyent Orient  

0,7

 

-

 

-

 

0,3

 

-

 

1,0

 

0,5

 

-

 

-

 

0,3

 

-

 

0,8

Amérique du Nord  

3,1

 

0,9

 

-

 

2,0

 

0,5

 

6,5

 

3,0

 

0,9

 

-

 

2,0

 

0,5

 

6,4

Amérique du Sud  

0,5

 

1,2

 

-

 

-

 

-

 

1,7

 

0,5

 

1,2

 

-

 

-

 

-

 

1,7

Inde  

7,0

 

0,6

 

-

 

-

 

0,1

 

7,7

 

6,7

 

0,6

 

-

 

-

 

-

 

7,2

Asie Pacifique  

1,2

 

0,0

 

0,2

 

-

 

-

 

1,4

 

1,2

 

0,0

 

0,2

 

-

 

-

 

1,4

Total  

14,0

 

4,3

 

0,5

 

7,0

 

1,1

 

26,8

 

13,4

 

4,1

 

0,5

 

7,0

 

1,0

 

26,0

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

 

1T26

 

4T25

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  

1,3

 

0,9

 

0,0

 

0,2

 

2,4

 

1,4

 

0,9

 

0,0

 

0,2

 

2,5

Reste de l'Europe  

0,7

 

1,7

 

1,1

 

0,3

 

3,8

 

0,7

 

1,7

 

1,1

 

0,3

 

3,8

Afrique  

0,3

 

0,0

 

0,0

 

0,4

 

0,7

 

0,3

 

0,0

 

0,0

 

0,4

 

0,7

Moyen Orient  

1,6

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

1,6

 

1,3

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

1,3

Amérique du Nord  

7,8

 

2,3

 

0,0

 

1,2

 

11,3

 

7,3

 

2,3

 

0,0

 

1,0

 

10,6

Amérique du Sud  

0,6

 

1,8

 

0,0

 

0,0

 

2,4

 

0,6

 

1,8

 

0,0

 

0,0

 

2,4

Inde  

10,1

 

0,7

 

0,0

 

0,1

 

10,8

 

9,7

 

0,6

 

0,0

 

0,0

 

10,3

Asie Pacifique  

1,9

 

0,0

 

0,6

 

0,0

 

2,5

 

1,8

 

0,0

 

0,6

 

0,0

 

2,5

Total  

24,3

 

7,4

 

1,8

 

2,1

 

35,6

 

23,1

 

7,3

 

1,8

 

1,9

 

34,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1T26

 

4T25

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  

0,1

 

0,1

 

0,0

 

0,0

 

0,3

 

0,1

 

0,2

 

0,0

 

0,0

 

0,3

Reste de l'Europe  

0,9

 

0,1

 

0,8

 

0,4

 

2,1

 

0,7

 

0,1

 

0,8

 

0,4

 

2,1

Afrique  

0,2

 

0,2

 

0,0

 

0,0

 

0,4

 

0,2

 

0,1

 

0,0

 

0,0

 

0,4

Moyen Orient  

1,4

 

0,2

 

0,0

 

0,0

 

1,7

 

1,7

 

0,2

 

0,0

 

0,0

 

2,0

Amérique du Nord  

0,8

 

0,1

 

0,0

 

0,3

 

1,2

 

0,8

 

0,0

 

0,0

 

0,5

 

1,3

Amérique du Sud  

1,1

 

0,3

 

0,0

 

0,3

 

1,7

 

0,7

 

0,1

 

0,0

 

0,3

 

1,1

Inde  

0,3

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

0,3

 

0,8

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

0,8

Asie Pacifique  

0,1

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

0,1

 

0,3

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

0,3

Total  

4,9

 

1,0

 

0,8

 

1,0

 

7,7

 

5,5

 

0,8

 

0,8

 

1,2

 

8,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1T26

 

4T25

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  

0,8

 

0,5

 

1,5

 

0,0

 

2,8

 

0,9

 

0,5

 

1,5

 

0,1

 

2,9

Reste de l'Europe  

5,2

 

2,0

 

14,3

 

4,2

 

25,7

 

5,9

 

1,8

 

14,3

 

3,6

 

25,6

Afrique  

1,1

 

0,5

 

0,0

 

0,0

 

1,6

 

0,3

 

0,2

 

0,0

 

0,0

 

0,5

Moyen Orient  

1,2

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

1,2

 

1,1

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

1,1

Amérique du Nord  

10,8

 

3,7

 

4,1

 

5,0

 

23,6

 

10,8

 

3,8

 

4,1

 

5,4

 

24,2

Amérique du Sud  

0,7

 

1,7

 

0,0

 

0,0

 

2,5

 

1,3

 

1,3

 

0,0

 

0,0

 

2,6

Inde  

1,5

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

1,5

 

1,6

 

0,0

 

0,0

 

0,0

 

1,6

Asie Pacifique  

2,7

 

1,1

 

2,6

 

1,1

 

7,5

 

3,0

 

1,1

 

2,6

 

1,1

 

7,8

Total  

23,9

 

9,6

 

22,5

 

10,3

 

66,4

 

24,9

 

8,8

 

22,5

 

10,1

 

66,3

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

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

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T25

Résultat net (part TotalEnergies)  

5 810

 

2 906

 

3 851

Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)  

(1 031)

 

(644)

 

(108)

Plus ou moins value de cession  

252

 

203

 

-

Charges de restructuration  

(22)

 

(51)

 

-

Dépréciations et provisions exceptionnelles  

(1 148)

 

(661)

 

-

Autres éléments  

(113)

 

(135)

 

(108)

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

1 507

 

(232)

 

(78)

Effet des variations de juste valeur  

(60)

 

(55)

 

(155)

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

416

 

(931)

 

(341)

Résultat net ajusté (part TotalEnergies)  

5 394

 

3 837

 

4 192

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

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

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Résultat net (part TotalEnergies)  

5 810

 

2 906

 

+100%

 

3 851

 

+51%

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

(416)

 

931

 

ns

 

341

 

ns

Résultat net ajusté (part TotalEnergies)  

5 394

 

3 837

 

+41%

 

4 192

 

+29%

Éléments ajustés  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle  

78

 

36

 

x2,2

 

70

 

+11%

Plus: charge / (produit) d'impôt  

3 324

 

2 273

 

+46%

 

2 705

 

+23%

Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers  

3 097

 

3 184

 

-3%

 

2 998

 

+3%

Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles  

90

 

99

 

-9%

 

83

 

+8%

Plus: coût de l'endettement financier brut  

791

 

833

 

-5%

 

725

 

+9%

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

(222)

 

(196)

 

ns

 

(269)

 

ns

EBITDA Ajusté  

12 552

 

10 066

 

+25%

 

10 504

 

+19%

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

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Éléments ajustés  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Produits des ventes  

49 516

 

45 925

 

+8%

 

47 899

 

+3%

Achats, nets de variation de stocks  

(29 119)

 

(29 164)

 

ns

 

(30 563)

 

ns

Autres charges d'exploitation  

(8 563)

 

(7 783)

 

ns

 

(7 542)

 

ns

Charges d'exploration  

(133)

 

(177)

 

ns

 

(81)

 

ns

Autres produits  

185

 

592

 

-69%

 

247

 

-25%

Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles  

(114)

 

(144)

 

ns

 

(216)

 

ns

Autres produits financiers  

294

 

299

 

-2%

 

294

 

-

Autres charges financières  

(223)

 

(221)

 

ns

 

(249)

 

ns

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence  

709

 

739

 

-4%

 

715

 

-1%

EBITDA Ajusté  

12 552

 

10 066

 

+25%

 

10 504

 

+19%

Éléments ajustés  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers  

(3 097)

 

(3 184)

 

ns

 

(2 998)

 

ns

Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles  

(90)

 

(99)

 

ns

 

(83)

 

ns

Moins: coût de l'endettement financier brut  

(791)

 

(833)

 

ns

 

(725)

 

ns

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

222

 

196

 

+13%

 

269

 

-17%

Moins: produit (charge) d'impôt  

(3 324)

 

(2 273)

 

ns

 

(2 705)

 

ns

Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle  

(78)

 

(36)

 

ns

 

(70)

 

ns

Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)  

416

 

(931)

 

ns

 

(341)

 

ns

Résultat net (part TotalEnergies)  

5 810

 

2 906

 

+100%

 

3 851

 

+51%

10.3 Investissements – Désinvestissements

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

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Flux de trésorerie d'investissement ( a ) *  

4 312

 

3 434

 

+26%

 

4 805

 

-10%

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

-

 

(331)

 

-100%

 

-

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( c )  

49

 

-

 

ns

 

6

 

x8,2

Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) **  

14

 

(821)

 

ns

 

-

 

ns

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )  

75

 

115

 

-35%

 

108

 

-31%

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )  

28

 

49

 

-43%

 

2

 

x14

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

4 478

 

2 446

 

+83%

 

4 921

 

-9%

Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )  

(172)

 

(1 573)

 

ns

 

420

 

ns

Acquisitions ( g )  

392

 

507

 

-23%

 

836

 

-53%

Cessions ( i )  

564

 

2 080

 

-73%

 

416

 

+36%

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

(18)

 

308

 

ns

 

-

 

ns

Dont investissements organiques ( h )  

4 650

 

4 019

 

+16%

 

4 501

 

+3%

Exploration capitalisée  

73

 

99

 

-26%

 

111

 

-34%

Augmentation des prêts non courants  

301

 

559

 

-46%

 

568

 

-47%

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

(276)

 

(259)

 

ns

 

(103)

 

ns

Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies  

(4)

 

(513)

 

ns

 

-

 

ns

* Les flux de trésorerie d’investissement n’incluent pas les augmentations d’immobilisations corporelles résultant de l’accord de portage d’Apache sur le projet GranMorgu du bloc offshore 58 au Suriname qui ont donné lieu à un financement spécifique des fournisseurs comptabilisé en dettes financières. Ces augmentations s’établissent à 218 millions de dollars au 1er trimestre 2026. Le règlement de ces fournisseurs est classé en flux de financement

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

10.4 Cash-flow

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

En millions de dollars  

1T26

 

4T25

 

1T26
vs
4T25

 

1T25

 

1T26
vs
1T25

Flux de trésorerie d’exploitation ( a )  

3 361

 

10 471

 

-68%

 

2 563

 

31%

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

(6 993)

 

3 814

 

ns

 

(4 316)

 

ns

Effet de stock ( c )  

1 849

 

(299)

 

ns

 

(107)

 

ns

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )  

22

 

212

 

-90%

 

-

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( e )  

49

 

-

 

ns

 

6

 

x8,2

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

8 576

 

7 168

 

+20%

 

6 992

 

+23%

Frais financiers  

(403)

 

(425)

 

ns

 

(284)

 

ns

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)  

8 979

 

7 593

 

+18%

 

7 276

 

+23%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements organiques ( g )  

4 650

 

4 019

 

+16%

 

4 501

 

+3%

Cash flow après investissements organiques ( f - g )  

3 926

 

3 149

 

+25%

 

2 491

 

+58%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Investissements nets ( h )  

4 478

 

2 446

 

+83%

 

4 921

 

-9%

Cash flow net ( f - h )  

4 098

 

4 722

 

-13%

 

2 071

 

+98%

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

10.5 Ratio d’endettement

En millions de dollars  

31/03/2026

 

12/31/2025

 

31/03/2025

Dettes financières courantes *  

10 596

 

10 162

 

10 983

Autres passifs financiers courants  

243

 

388

 

897

Actifs financiers courants *,**  

(3 837)

 

(3 093)

 

(5 892)

Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *  

3

 

7

 

41

Dettes financières non courantes *  

43 468

 

40 944

 

37 862

Actifs financiers non courants *  

(1 731)

 

(1 991)

 

(953)

Total trésorerie et équivalents de trésorerie  

(25 693)

 

(26 202)

 

(22 837)

Dette nette ( a )  

23 049

 

20 215

 

20 101

 

 

 

 

 

 

Capitaux propres (part TotalEnergies)  

122 541

 

114 883

 

117 956

Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)  

2 696

 

2 640

 

2 465

Capitaux propres ( b )  

125 237

 

117 523

 

120 421

 

 

 

 

 

 

Ratio d'endettement = a / ( a + b )  

15,5%

 

14,7%

 

14,3%

 

 

 

 

 

 

Dette nette de location ( c )  

8 491

 

8 567

 

8 533

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

20,1%

 

19,7%

 

19,2%

* Hors créances et dettes de location.

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

10.6 Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1er avril 2025 au 31 mars 2026            
En millions de dollars  

Exploration- Production

 

Integrated
LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage-Chimie

 

Marketing & Services

 

Compagnie

Résultat opérationnel net ajusté  

8 524

 

4 133

 

2 254

 

3 676

 

1 395

 

19 158

Capitaux employés au 31/03/2023  

65 397

 

42 998

 

23 740

 

8 404

 

6 840

 

147 764

Capitaux employés au 31/12/2023  

68 315

 

47 700

 

24 532

 

7 545

 

5 937

 

154 446

ROACE  

12,7%

 

9,1%

 

9,3%

 

46,1%

 

21,8%

 

12,7%

GLOSSAIRE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Avertissement :

Sauf indication contraire, 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 » et « 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. Le terme « Société » utilisé dans ce document est utilisé pour désigner exclusivement TotalEnergies SE, société mère de la Compagnie.

Ce communiqué de presse présente les résultats du premier trimestre 2026 et les trois premiers mois de l’année 2026, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 mars 2026 (non audités). Les comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 mars 2026 ont fait l’objet d’un examen limité par les Commissaires aux comptes. L’annexe au comptes consolidés (non audités) est disponibles sur le site de la Société, www.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 et les attentes concernant les rendements pour les actionnaires, notamment en ce qui concerne les dividendes futurs et les rachats d’actions. Ce document peut également contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies SE, notamment en ce qui concerne le changement climatique et la neutralité carbone. Une ambition exprime un résultat souhaité par TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre pour l’atteindre ne dépendent pas uniquement de TotalEnergies.

Ces déclarations prospectives peuvent être identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « sera », « devrait », « pourrait », « serait », « peut », « vraisemblablement », « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « considérer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition », « s’engager », « viser » ou toute terminologie similaire. Ces déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données économiques, hypothèses et estimations établies dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date de publication 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 sont incertaines et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison notamment des incertitudes liées 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 dans la production et l’estimation des réserves, la capacité à réduire les coûts et à améliorer l’efficacité opérationnelle sans perturber indûment les opérations, les changements législatifs et réglementaires, notamment en matière d’environnement et de climat, les fluctuations monétaires, les innovations technologiques, les conditions et événements météorologiques, ainsi que les évolutions sociodémographiques, économiques et politiques, les changements dans les conditions de marché, la perte de parts de marché, les modifications des préférences des consommateurs ou les pandémies, ainsi que les autres facteurs de risque décrits régulièrement dans les documents de la Société, notamment son Document d’enregistrement universel déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers, son rapport annuel (Form 20-F) déposé auprès de la Securities and Exchange Commission (« SEC »), ainsi que les autres rapports déposés ou transmis à la SEC.

Les décisions relatives à de futurs acomptes sur dividende ou dividendes annuels définitifs, postérieurs à l’acompte sur dividende payable le 2 octobre 2026 (ou le 21 octobre 2026 pour les détenteurs inscrits au registre américain), n’ont pas encore été arrêtées par le Conseil d’administration ou approuvées par les actionnaires en assemblée générale. Les attentes de la direction concernant les dividendes futurs constituent des déclarations prospectives et ne sont pas contraignantes. Le Conseil d’administration conserve toute latitude pour décider de distribuer un acompte sur dividende, en déterminer le montant et la date de versement, ainsi que pour arrêter le dividende qui sera soumis à l’approbation des actionnaires en assemblée générale, en fonction de divers facteurs, notamment les résultats financiers de TotalEnergies, la solidité de son bilan, ses besoins de trésorerie et en terme de liquidité, ses perspectives, les prix des matières premières et tout autre élément jugé pertinent par le Conseil d’administration.

Les lecteurs ne doivent pas considérer les déclarations prospectives comme des données certaines, mais comme l’expression du point de vue de la Société à la date de publication du présent document.

TotalEnergies SE et ses filiales n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et déclinent expressément toute responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou de toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou d’événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Par ailleurs, la Société n’a pas vérifié et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de tiers contenues dans ce document ou utilisées pour les hypothèses, estimations ou, plus généralement, les données prospectives publiées dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont décrites dans la version la plus récente du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et dans le rapport annuel (20-F) déposé auprès de la SEC.

En outre, les développements relatifs au changement climatique et à d’autres enjeux environnementaux ou sociaux présentés dans ce document reposent sur différents cadres de référence et prennent en considération les intérêts de diverses parties prenantes, lesquels sont susceptibles d’évoluer indépendamment de notre volonté. Par ailleurs, nos informations publiées sur ces thématiques, y compris celles relatives au changement climatique et à d’autres enjeux environnementaux ou sociaux, peuvent inclure des éléments qui ne sont pas nécessairement considérés comme « significatifs » (« material ») au sens des lois américaines sur les valeurs mobilières applicables aux obligations d’information auprès de la SEC, ni au regard du droit des marchés financiers concernés.

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 décrits ci-après (résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), le cash flow net, le cash flow après investissements organiques, le ratio d’endettement normalisé, la rentabilité des capitaux propres (Return on Equity – ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens (Return on Average Capital Employed – ROACE), le ratio d’endettement (gearing ratio), la marge brute d’autofinancement, le DACF (debt adjusted cash flow), ainsi que le taux de retour à l’actionnaire (payout). 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 évaluer la performance de TotalEnergies.

Les informations financières sectorielles sont présentées conformément au système de reporting interne et reflètent les données sectorielles internes utilisées pour gérer et évaluer la performance de TotalEnergies. TotalEnergies évalue sa performance au niveau de chaque secteur d’activité sur la base du résultat net opérationnel ajusté.

Ces 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 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 – 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 le site internet de la Société 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 correspond au rapport entre le résultat net ajusté (part TotalEnergies) diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée et le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice en excluant les actions autodétenues par TotalEnergies SE.

(5)

 

Taux de change moyen €-$ : 1,1703 au 1er trimestre 2026, 1,1634 au 4ème trimestre 2025 et 1,0523 au 1er trimestre 2025.

(6)

 

Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.

(7)

 

Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.

(8)

 

Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.

(9)

 

Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.

(10)

 

Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/b), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.

(11)

 

Les gaz à effet de serre (GES) désignent les sept gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO2, CH4, N2O, les HFC, les PFC, le SF6 et le NF3, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) à 100 ans respectifs tel que donnés par le rapport du GIEC le plus récent. Les HFC, PFC et le SF6 et le NF3 sont quasiment absents des émissions de la Compagnie et ne sont pas comptabilisés par la Compagnie.

(12)

 

Les émissions de GES Scope 1+2 se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting des indicateurs liés au changement climatique et des émissions indirectes de GES résultant de la production d’électricité, de vapeur, de chaleur ou de froid achetés ou acquis, et consommés par les sites ou activités faisant partie du périmètre de reporting des indicateurs liés au changement climatique, nettes des ventes éventuelles d’énergie, sans inclure les gaz industriels achetés (H2). En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 2 suivant la méthode fondée sur le marché (market based), comme définie par le GHG Protocol.

(13)

 

En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à la phase d’utilisation directe des produits vendus au cours de leur durée de vie attendue (c’est-à-dire les émissions de scope 1 et de scope 2 des utilisateurs finaux qui ont lieu pendant la combustion des produits énergétiques) conformément à la définition du Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard Supplement to the GHG Protocol. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes en vue d’un usage final. Le point le plus élevé pour chaque chaine de valeur pour l’année 2026 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres. À ces ventes ou production est appliqué un facteur d’émission stœchiométrique (oxydation des molécules en dioxyde de carbone) pour obtenir une quantité d’émission. Conformément au Technical Guidance for Calculating Scope 3 Emissions Supplement to the Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard qui définit les utilisateurs finaux comme les consommateurs et clients professionnels qui utilisent les produits finaux et au guide IPIECA Estimating petroleum industry value chain (Scope 3) greenhouse gas emissions en application duquel le reporting des émissions liées aux produits énergétiques achetés pour revente à des utilisateurs non finaux (c’est-à-dire pour du négoce) est optionnel, TotalEnergies ne rapporte pas les émissions associées aux activités de négoce.

(14)

 

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

(15)

 

Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).

*

 

Ces rachats d’actions sont nets de frais et taxes et incluent les rachats couvrant les plans d’attribution d’actions aux employés.

(16)

 

Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2026. 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 60-70 $/b.

(18)

 

Données à fin de période.

(19)

 

Dont 17,25 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group, et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.

(20)

 

Données à fin de période.

Comptes TotalEnergies

Comptes consolidés du premier trimestre 2026, normes IFRS

Compte de résultat consolidé
TotalEnergies
(non audité)

 

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

(en millions de dollars)(a)

 

2026

 

2025

 

2025

Chiffre d'affaires

 

54 163

 

50 624

 

52 254

Droits d'accises

 

(4 647)

 

(4 699)

 

(4 355)

Produits des ventes

 

49 516

 

45 925

 

47 899

Achats, nets de variation de stocks

 

(27 347)

 

(29 536)

 

(30 855)

Autres charges d'exploitation

 

(8 675)

 

(7 925)

 

(7 564)

Charges d'exploration

 

(133)

 

(177)

 

(81)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

 

(3 206)

 

(3 776)

 

(2 998)

Autres produits

 

471

 

806

 

247

Autres charges

 

(1 225)

 

(821)

 

(291)

Coût de l'endettement financier brut

 

(791)

 

(833)

 

(725)

Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie

 

222

 

233

 

290

Coût de l'endettement financier net

 

(569)

 

(600)

 

(435)

Autres produits financiers

 

294

 

324

 

318

Autres charges financières

 

(223)

 

(221)

 

(249)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence

 

817

 

759

 

663

Produit (Charge) d'impôt

 

(3 788)

 

(1 830)

 

(2 733)

Résultat net de l'ensemble consolidé

 

5 932

 

2 928

 

3 921

Part TotalEnergies

 

5 810

 

2 906

 

3 851

Intérêts ne conférant pas le contrôle

 

122

 

22

 

70

Résultat net par action (en $)

 

2,68

 

1,31

 

1,69

Résultat net dilué par action (en $)

 

2,64

 

1,30

 

1,68

(a) Excepté pour les résultats nets par action.

Résultat global consolidé
TotalEnergies
(non audité)

 

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

(en millions de dollars)

 

2026

 

2025

 

2025

Résultat net de l'ensemble consolidé

 

5 932

 

2 928

 

3 921

Autres éléments du résultat global

 

 

 

 

 

 

Pertes et gains actuariels

 

1

 

28

 

–

Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres

 

112

 

(161)

 

12

Effet d'impôt

 

(25)

 

51

 

1

Écart de conversion de consolidation de la société-mère

 

(1 792)

 

49

 

2 882

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

 

(1 704)

 

(33)

 

2 895

Écart de conversion de consolidation

 

1 904

 

(133)

 

(2 017)

Couverture de flux futurs

 

937

 

(46)

 

(833)

Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère

 

4

 

(3)

 

15

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

 

155

 

(98)

 

(100)

Autres éléments

 

1

 

(4)

 

7

Effet d'impôt

 

(235)

 

18

 

205

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

 

2 766

 

(266)

 

(2 723)

Total autres éléments du résultat global (après impôt)

 

1 062

 

(299)

 

172

Résultat global

 

6 994

 

2 629

 

4 093

– Part TotalEnergies

 

6 884

 

2 596

 

4 007

– Intérêts ne conférant pas le contrôle

 

110

 

33

 

86

Bilan consolidé
TotalEnergies

 

 

31 mars 2026

 

31 décembre 2025

 

31 mars 2025

(en millions de dollars)

 

(non audité)

 

 

 

(non audité)

ACTIF

 

 

 

 

 

 

Actifs non courants

 

 

 

 

 

 

Immobilisations incorporelles

 

36 387

 

37 345

 

34 543

Immobilisations corporelles

 

116 240

 

114 694

 

112 249

Sociétés mises en équivalence : titres et prêts

 

39 123

 

38 090

 

35 687

Autres titres

 

2 097

 

1 914

 

1 860

Actifs financiers non courants

 

2 877

 

3 270

 

2 231

Impôts différés

 

2 986

 

3 358

 

3 360

Autres actifs non courants

 

2 640

 

2 915

 

4 000

Total actifs non courants

 

202 350

 

201 586

 

193 930

Actifs courants

 

 

 

 

 

 

Stocks

 

23 932

 

16 663

 

19 037

Clients et comptes rattachés

 

22 977

 

18 559

 

24 882

Autres créances

 

33 877

 

20 437

 

22 423

Actifs financiers courants

 

4 173

 

3 332

 

6 237

Trésorerie et équivalents de trésorerie

 

25 693

 

26 202

 

22 837

Actifs destinés à être cédés ou échangés

 

1 560

 

4 276

 

1 711

Total actifs courants

 

112 212

 

89 469

 

97 127

Total actif

 

314 562

 

291 055

 

291 057

 

 

 

 

 

 

 

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

 

 

 

 

 

 

Capitaux propres

 

 

 

 

 

 

Capital

 

7 007

 

7 059

 

7 231

Primes et réserves consolidées

 

133 317

 

125 860

 

128 787

Écarts de conversion

 

(13 900)

 

(14 033)

 

(14 508)

Actions autodétenues

 

(3 883)

 

(4 003)

 

(3 554)

Total des capitaux propres - part TotalEnergies

 

122 541

 

114 883

 

117 956

Intérêts ne conférant pas le contrôle

 

2 696

 

2 640

 

2 465

Total des capitaux propres

 

125 237

 

117 523

 

120 421

Passifs non courants

 

 

 

 

 

 

Impôts différés

 

12 990

 

12 634

 

12 621

Engagements envers le personnel

 

1 974

 

2 018

 

1 824

Provisions et autres passifs non courants

 

18 693

 

17 322

 

19 872

Dettes financières non courantes

 

51 426

 

48 995

 

45 858

Total passifs non courants

 

85 083

 

80 969

 

80 175

Passifs courants

 

 

 

 

 

 

Fournisseurs et comptes rattachés

 

42 693

 

38 065

 

42 554

Autres créditeurs et dettes diverses

 

47 512

 

36 344

 

32 505

Dettes financières courantes

 

12 582

 

12 038

 

13 134

Autres passifs financiers courants

 

243

 

388

 

897

Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés

 

1 212

 

5 728

 

1 371

Total passifs courants

 

104 242

 

92 563

 

90 461

Total passif et capitaux propres

 

314 562

 

291 055

 

291 057

Tableau de flux de trésorerie consolidé
TotalEnergies
(non audité)

 

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

(en millions de dollars)

 

2026

 

2025

 

2025

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

 

 

 

 

 

 

Résultat net de l’ensemble consolidé

 

5 932

 

2 928

 

3 921

Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles

 

4 149

 

3 996

 

3 086

Provisions et impôts différés

 

591

 

316

 

209

(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs

 

(320)

 

(655)

 

25

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

 

(187)

 

(203)

 

(423)

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement

 

(6 968)

 

3 867

 

(4 232)

Autres, nets

 

164

 

222

 

(23)

Flux de trésorerie d'exploitation

 

3 361

 

10 471

 

2 563

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

 

 

 

 

 

 

Investissements corporels et incorporels

 

(4 621)

 

(4 153)

 

(4 222)

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

 

(79)

 

(140)

 

(232)

Coût d'acquisition de titres

 

(221)

 

(343)

 

(311)

Augmentation des prêts non courants

 

(301)

 

(559)

 

(568)

Investissements

 

(5 222)

 

(5 195)

 

(5 333)

Produits de cession d'actifs corporels et incorporels

 

181

 

730

 

301

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

 

397

 

451

 

117

Produits de cession d'autres titres

 

7

 

321

 

1

Remboursement de prêts non courants

 

325

 

259

 

109

Désinvestissements

 

910

 

1 761

 

528

Flux de trésorerie d'investissement

 

(4 312)

 

(3 434)

 

(4 805)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

 

 

 

 

 

 

Variation de capital :

 

 

 

 

 

 

– actionnaires de la société mère

 

–

 

–

 

–

– actions propres

 

(775)

 

(1 506)

 

(2 152)

Dividendes payés :

 

 

 

 

 

 

– aux actionnaires de la société mère

 

(2 123)

 

(2 160)

 

(1 851)

– aux intérêts ne conférant pas le contrôle

 

(9)

 

(81)

 

(139)

Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

 

1 751

 

–

 

(1 139)

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

 

(154)

 

(122)

 

(128)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle

 

(16)

 

313

 

(20)

Émission nette d'emprunts non courants

 

3 584

 

611

 

3 431

Variation des dettes financières courantes

 

(1 283)

 

(1 985)

 

150

Variation des actifs et passifs financiers courants

 

(469)

 

686

 

718

Flux de trésorerie de financement

 

506

 

(4 244)

 

(1 130)

Augmentation (diminution) de la trésorerie

 

(445)

 

2 793

 

(3 372)

Incidence des variations de change

 

(64)

 

(6)

 

365

Trésorerie en début de période

 

26 202

 

23 415

 

25 844

Trésorerie en fin de période

 

25 693

 

26 202

 

22 837

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 2025

 

2 397 679 661

 

7 577

 

135 496

 

(15 259)

 

(149 529 818)

 

(9 956)

 

117 858

 

2 397

 

120 255

Résultat net du premier trimestre 2025

 

–

 

–

 

3 851

 

–

 

–

 

–

 

3 851

 

70

 

3 921

Autres éléments du résultat global

 

–

 

–

 

(595)

 

751

 

–

 

–

 

156

 

16

 

172

Résultat Global

 

–

 

–

 

3 256

 

751

 

–

 

–

 

4 007

 

86

 

4 093

Dividendes

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

(5)

 

(5)

Émissions d'actions

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

Rachats d'actions

 

–

 

–

 

–

 

–

 

(33 770 546)

 

(2 633)

 

(2 633)

 

–

 

(2 633)

Cessions d'actions(a)

 

–

 

–

 

(413)

 

–

 

6 209 016

 

413

 

–

 

–

 

–

Paiements en actions

 

–

 

–

 

112

 

–

 

–

 

–

 

112

 

–

 

112

Annulation d'actions

 

(127 622 460)

 

(346)

 

(8 395)

 

–

 

127 622 460

 

8 622

 

(119)

 

–

 

(119)

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

 

–

 

–

 

(1 219)

 

–

 

–

 

–

 

(1 219)

 

–

 

(1 219)

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

 

–

 

–

 

(77)

 

–

 

–

 

–

 

(77)

 

–

 

(77)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

(20)

 

(20)

Autres éléments

 

–

 

–

 

27

 

–

 

–

 

–

 

27

 

7

 

34

Au 31 mars 2025

 

2 270 057 201

 

7 231

 

128 787

 

(14 508)

 

(49 468 888)

 

(3 554)

 

117 956

 

2 465

 

120 421

Résultat net du 1er avril au 31 décembre 2025

 

–

 

–

 

9 276

 

–

 

–

 

–

 

9 276

 

160

 

9 436

Autres éléments du résultat global

 

–

 

–

 

(402)

 

475

 

–

 

–

 

73

 

61

 

134

Résultat Global

 

–

 

–

 

8 874

 

475

 

–

 

–

 

9 349

 

221

 

9 570

Dividendes

 

–

 

–

 

(8 135)

 

–

 

–

 

–

 

(8 135)

 

(343)

 

(8 478)

Émissions d'actions

 

11 149 053

 

30

 

462

 

–

 

–

 

–

 

492

 

–

 

492

Rachats d'actions

 

–

 

–

 

–

 

–

 

(88 866 748)

 

(4 893)

 

(4 893)

 

–

 

(4 893)

Cessions d'actions(a)

 

–

 

–

 

(1)

 

–

 

12 396

 

1

 

–

 

–

 

–

Paiements en actions

 

–

 

–

 

473

 

–

 

–

 

–

 

473

 

–

 

473

Annulation d'actions

 

(74 620 711)

 

(202)

 

(4 309)

 

–

 

74 620 711

 

4 442

 

(69)

 

–

 

(69)

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

 

–

 

–

 

(243)

 

–

 

–

 

–

 

(243)

 

–

 

(243)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle

 

–

 

–

 

(1)

 

–

 

–

 

–

 

(1)

 

306

 

305

Autres éléments

 

–

 

–

 

(47)

 

–

 

–

 

1

 

(46)

 

(9)

 

(55)

Au 31 décembre 2025

 

2 206 585 543

 

7 059

 

125 860

 

(14 033)

 

(63 702 529)

 

(4 003)

 

114 883

 

2 640

 

117 523

Résultat net du premier trimestre 2026

 

–

 

–

 

5 810

 

–

 

–

 

–

 

5 810

 

122

 

5 932

Autres éléments du résultat global

 

–

 

–

 

941

 

133

 

–

 

–

 

1 074

 

(12)

 

1 062

Résultat Global

 

–

 

–

 

6 751

 

133

 

–

 

–

 

6 884

 

110

 

6 994

Dividendes

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

(9)

 

(9)

Émissions d'actions

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

Rachats d'actions

 

–

 

–

 

–

 

–

 

(9 387 297)

 

(1 002)

 

(1 002)

 

–

 

(1 002)

Cessions d'actions(a)

 

–

 

–

 

–

 

–

 

1 640

 

–

 

–

 

–

 

–

Paiements en actions

 

–

 

–

 

118

 

–

 

–

 

–

 

118

 

–

 

118

Annulation d'actions

 

(18 185 068)

 

(52)

 

(1 093)

 

–

 

18 185 068

 

1 122

 

(23)

 

–

 

(23)

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

 

–

 

–

 

1 751

 

–

 

–

 

–

 

1 751

 

–

 

1 751

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

 

–

 

–

 

(87)

 

–

 

–

 

–

 

(87)

 

–

 

(87)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

–

 

(16)

 

(16)

Autres éléments

 

–

 

–

 

17

 

–

 

–

 

–

 

17

 

(29)

 

(12)

Au 31 mars 2026

 

2 188 400 475

 

7 007

 

133 317

 

(13 900)

 

(54 903 118)

 

(3 883)

 

122 541

 

2 696

 

125 237

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

 

 

 

 

 

 

Informations par secteur d'activité
TotalEnergies
(non audité)

1er trimestre 2026

 

Exploration - Production

 

Integrated LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage - Chimie

 

Marketing & Services

 

Holding

 

Éliminations de consolidation

 

Total

(en millions de dollars)

               

Chiffre d'affaires externe

 

1 119

 

2 930

 

5 441

 

24 180

 

20 489

 

4

 

–

 

54 163

Chiffre d'affaires intersecteurs

 

9 003

 

2 810

 

727

 

8 215

 

119

 

33

 

(20 907)

 

–

Droits d'accises

 

–

 

–

 

–

 

(167)

 

(4 480)

 

–

 

–

 

(4 647)

Produits des ventes

 

10 122

 

5 740

 

6 168

 

32 228

 

16 128

 

37

 

(20 907)

 

49 516

Charges d'exploitation

 

(3 289)

 

(4 152)

 

(5 710)

 

(28 670)

 

(14 993)

 

(248)

 

20 907

 

(36 155)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

 

(1 965)

 

(421)

 

(163)

 

(403)

 

(230)

 

(24)

 

–

 

(3 206)

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

 

386

 

453

 

(813)

 

225

 

(120)

 

3

 

–

 

134

Impôts du résultat opérationnel net

 

(2 426)

 

(316)

 

(53)

 

(696)

 

(247)

 

(99)

 

–

 

(3 837)

Ajustements (a)

 

252

 

(14)

 

(1 116)

 

1 085

 

276

 

(23)

 

–

 

460

Résultat opérationnel net ajusté

 

2 576

 

1 318

 

545

 

1 599

 

262

 

(308)

 

–

 

5 992

Ajustements (a)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

460

Coût net de la dette nette

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(520)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(122)

Résultat net - part TotalEnergies

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 810

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

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

1er trimestre 2026

 

Exploration - Production

 

Integrated LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage - Chimie

 

Marketing & Services

 

Holding

 

Éliminations de consolidation

 

Total

(en millions de dollars)

               

Investissements

 

2 860

 

649

 

901

 

616

 

152

 

44

 

–

 

5 222

Désinvestissements

 

462

 

151

 

218

 

23

 

52

 

4

 

–

 

910

Flux de trésorerie d'exploitation

 

2 969

 

(1 120)

 

(145)

 

1 564

 

1 068

 

(975)

 

–

 

3 361

Informations par secteur d'activité
TotalEnergies
(non audité)

4ème trimestre 2025

 

Exploration - Production

 

Integrated LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage - Chimie

 

Marketing & Services

 

Holding

 

Éliminations de consolidation

 

Total

(en millions de dollars)

               

Chiffre d'affaires externe

 

1 260

 

2 427

 

5 707

 

21 616

 

19 625

 

(11)

 

–

 

50 624

Chiffre d'affaires intersecteurs

 

8 753

 

2 237

 

877

 

6 878

 

167

 

37

 

(18 949)

 

–

Droits d'accises

 

–

 

–

 

–

 

(203)

 

(4 496)

 

–

 

–

 

(4 699)

Produits des ventes

 

10 013

 

4 664

 

6 584

 

28 291

 

15 296

 

26

 

(18 949)

 

45 925

Charges d'exploitation

 

(4 758)

 

(3 617)

 

(6 332)

 

(27 025)

 

(14 656)

 

(199)

 

18 949

 

(37 638)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

 

(2 346)

 

(444)

 

(336)

 

(367)

 

(248)

 

(35)

 

–

 

(3 776)

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

 

258

 

469

 

90

 

24

 

14

 

(8)

 

–

 

847

Impôts du résultat opérationnel net

 

(1 501)

 

(182)

 

77

 

(114)

 

(165)

 

(1)

 

–

 

(1 886)

Ajustements (a)

 

(139)

 

(32)

 

(481)

 

(192)

 

(100)

 

(26)

 

–

 

(970)

Résultat opérationnel net ajusté

 

1 805

 

922

 

564

 

1 001

 

341

 

(191)

 

–

 

4 442

Ajustements (a)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(970)

Coût net de la dette nette

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(544)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(22)

Résultat net - part TotalEnergies

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 906

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

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

4ème trimestre 2025

 

Exploration - Production

 

Integrated LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage - Chimie

 

Marketing & Services

 

Holding

 

Éliminations de consolidation

 

Total

(en millions de dollars)

               

Investissements

 

1 881

 

1 130

 

1 155

 

542

 

326

 

161

 

–

 

5 195

Désinvestissements

 

663

 

12

 

880

 

35

 

148

 

23

 

–

 

1 761

Flux de trésorerie d'exploitation

 

3 821

 

2 102

 

1 300

 

1 716

 

1 352

 

180

 

–

 

10 471

Informations par secteur d'activité
TotalEnergies
(non audité)

1er trimestre 2025

 

Exploration - Production

 

Integrated LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage - Chimie

 

Marketing & Services

 

Holding

 

Éliminations de consolidation

 

Total

(en millions de dollars)

               

Chiffre d'affaires externe

 

1 569

 

3 088

 

5 967

 

22 627

 

19 001

 

2

 

–

 

52 254

Chiffre d'affaires intersecteurs

 

8 727

 

3 252

 

684

 

6 811

 

156

 

25

 

(19 655)

 

–

Droits d'accises

 

–

 

–

 

–

 

(112)

 

(4 243)

 

–

 

–

 

(4 355)

Produits des ventes

 

10 296

 

6 340

 

6 651

 

29 326

 

14 914

 

27

 

(19 655)

 

47 899

Charges d'exploitation

 

(3 800)

 

(4 956)

 

(6 185)

 

(28 648)

 

(14 374)

 

(192)

 

19 655

 

(38 500)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

 

(1 950)

 

(391)

 

(75)

 

(339)

 

(217)

 

(26)

 

–

 

(2 998)

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

 

133

 

565

 

44

 

(8)

 

(10)

 

(36)

 

–

 

688

Impôts du résultat opérationnel net

 

(2 328)

 

(275)

 

(73)

 

(83)

 

(98)

 

74

 

–

 

(2 783)

Ajustements (a)

 

(100)

 

(11)

 

(144)

 

(53)

 

(25)

 

(22)

 

–

 

(355)

Résultat opérationnel net ajusté

 

2 451

 

1 294

 

506

 

301

 

240

 

(131)

 

–

 

4 661

Ajustements (a)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(355)

Coût net de la dette nette

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(385)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(70)

Résultat net - part TotalEnergies

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 851

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

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

1er trimestre 2025

 

Exploration - Production

 

Integrated LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage - Chimie

 

Marketing & Services

 

Holding

 

Éliminations de consolidation

 

Total

(en millions de dollars)

               

Investissements

 

3 047

 

902

 

936

 

242

 

172

 

34

 

–

 

5 333

Désinvestissements

 

358

 

10

 

58

 

6

 

97

 

(1)

 

–

 

528

Flux de trésorerie d'exploitation

 

3 266

 

1 743

 

(399)

 

(1 983)

 

568

 

(632)

 

–

 

2 563

Indicateurs Alternatifs de Performance

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

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

1.1 Exploration-Production

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026
vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'investissement ( a ) *

 

2 398

 

1 218

 

2 689

 

-11%

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

 

–

 

–

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( c )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) **

 

–

 

–

 

–

 

ns

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

 

71

 

108

 

109

 

-35%

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

 

28

 

49

 

2

 

x14

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

 

2 497

 

1 375

 

2 800

 

-11%

Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )

 

(227)

 

(530)

 

116

 

ns

Acquisitions ( g )

 

222

 

79

 

445

 

-50%

Cessions ( i )

 

449

 

609

 

329

 

36%

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

 

–

 

–

 

–

 

ns

Dont investissements organiques ( h )

 

2 724

 

1 905

 

2 684

 

1%

Exploration capitalisée

 

68

 

88

 

109

 

-37%

Augmentation des prêts non courants

 

52

 

36

 

82

 

-37%

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

 

(13)

 

(54)

 

(29)

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)

 

–

 

–

 

–

 

ns

*Les flux de trésorerie d’investissement n’incluent pas les augmentations d’immobilisations corporelles résultant de l’accord de portage d’Apache sur le projet GranMorgu du bloc offshore 58 au Suriname qui ont donné lieu à un financement spécifique des fournisseurs comptabilisé en dettes financières. Ces augmentations s’établissent à 218 millions de dollars au 1er trimestre 2026. Le règlement de ces fournisseurs est classé en flux de financement

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

1.2 Integrated LNG

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026
vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

 

498

 

1 118

 

892

 

-44%

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

 

–

 

(331)

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( c )

 

1

 

–

 

1

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

 

–

 

–

 

–

 

ns

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

 

3

 

6

 

(1)

 

ns

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

 

–

 

–

 

–

 

ns

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

 

502

 

793

 

892

 

-44%

Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )

 

92

 

49

 

140

 

-34%

Acquisitions ( g )

 

92

 

352

 

144

 

-36%

Cessions ( i )

 

–

 

303

 

4

 

-100%

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

 

–

 

–

 

–

 

ns

Dont investissements organiques ( h )

 

410

 

744

 

752

 

-45%

Exploration capitalisée

 

5

 

11

 

2

 

x2,5

Augmentation des prêts non courants

 

69

 

211

 

182

 

-62%

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

 

(150)

 

(40)

 

(5)

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)

 

–

 

–

 

–

 

ns

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

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

1.3 Integrated Power

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026
vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

 

683

 

275

 

878

 

-22%

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

 

–

 

–

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( c )

 

48

 

–

 

5

 

x9,6

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

 

14

 

(821)

 

–

 

ns

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

 

1

 

1

 

–

 

ns

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

 

–

 

–

 

–

 

ns

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

 

746

 

(545)

 

883

 

-16%

Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )

 

(77)

 

(1 070)

 

238

 

ns

Acquisitions ( g )

 

3

 

35

 

245

 

-99%

Cessions ( i )

 

80

 

1 105

 

7

 

x11,4

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

 

(18)

 

308

 

–

 

ns

Dont investissements organiques ( h )

 

823

 

525

 

645

 

28%

Exploration capitalisée

 

–

 

–

 

–

 

ns

Augmentation des prêts non courants

 

101

 

215

 

268

 

-62%

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

 

(72)

 

(83)

 

(46)

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)

 

(4)

 

(513)

 

–

 

ns

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

1.4 Raffinage-Chimie

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026
vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

 

593

 

507

 

236

 

x2,5

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

 

–

 

–

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( c )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

 

–

 

–

 

–

 

ns

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

 

–

 

–

 

–

 

ns

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

 

593

 

507

 

236

 

x2,5

Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )

 

75

 

(1)

 

–

 

ns

Acquisitions ( g )

 

75

 

1

 

–

 

ns

Cessions ( i )

 

–

 

2

 

–

 

ns

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

 

–

 

–

 

–

 

ns

Dont investissements organiques ( h )

 

518

 

508

 

236

 

x2,2

Exploration capitalisée

 

–

 

–

 

–

 

ns

Augmentation des prêts non courants

 

69

 

67

 

10

 

x6,9

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

 

(23)

 

(33)

 

(6)

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)

 

–

 

–

 

–

 

ns

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

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

1.5 Marketing & Services

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026
vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

 

100

 

178

 

75

 

33%

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

 

–

 

–

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( c )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

 

–

 

–

 

–

 

ns

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

 

–

 

–

 

–

 

ns

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

 

100

 

178

 

75

 

33%

Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )

 

(36)

 

(45)

 

(75)

 

ns

Acquisitions ( g )

 

–

 

(1)

 

2

 

-100%

Cessions ( i )

 

36

 

44

 

77

 

-53%

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

 

–

 

–

 

–

 

ns

Dont investissements organiques ( h )

 

136

 

223

 

150

 

-9%

Exploration capitalisée

 

–

 

–

 

–

 

ns

Augmentation des prêts non courants

 

10

 

27

 

18

 

-44%

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

 

(13)

 

(43)

 

(17)

 

ns

Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)

 

–

 

–

 

–

 

ns

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

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

2.1 Exploration-Production

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026

vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

 

2 969

 

3 821

 

3 266

 

-9%

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

 

(1 595)

 

210

 

(1 025)

 

ns

Effet de stock ( c )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( e )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

 

4 564

 

3 611

 

4 291

 

6%

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

2.2 Integrated LNG

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026

vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

 

(1 120)

 

2 102

 

1 743

 

ns

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

 

(2 904)

 

946

 

495

 

ns

Effet de stock ( c )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( e )

 

1

 

–

 

1

 

ns

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

 

1 785

 

1 156

 

1 249

 

43%

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

2.3 Integrated Power

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026

vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

 

(145)

 

1 300

 

(399)

 

ns

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

 

(649)

 

724

 

(991)

 

ns

Effet de stock ( c )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

 

22

 

212

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( e )

 

48

 

–

 

5

 

x9,6

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

 

574

 

788

 

597

 

-4%

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

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

2.4 Raffinage-Chimie

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026

vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

 

1 564

 

1 716

 

(1 983)

 

ns

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

 

(1 501)

 

559

 

(2 543)

 

ns

Effet de stock ( c )

 

1 349

 

(221)

 

(73)

 

ns

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( e )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

 

1 716

 

1 378

 

633

 

x2,7

2.5 Marketing & Services

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

1er trimestre 2026

vs

 

2026

 

2025

 

2025

 

1er trimestre 2025

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

 

1 068

 

1 352

 

568

 

88%

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

 

148

 

838

 

118

 

25%

Effet de stock ( c )

 

500

 

(78)

 

(34)

 

ns

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Remboursement organique de prêts SME ( e )

 

–

 

–

 

–

 

ns

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

 

420

 

592

 

484

 

-13%

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

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

(en millions de dollars)

 

Exploration - Production

 

Integrated

LNG

 

Integrated Power

 

Raffinage - Chimie

 

Marketing & Services

 

Corporate

 

Éliminations de consolidation

 

Compagnie

Résultat opérationnel net ajusté 1er trimestre 2026

 

2 576

 

1 318

 

545

 

1 599

 

262

 

(308)

 

–

 

5 992

Résultat opérationnel net ajusté 4ème trimestre 2025

 

1 805

 

922

 

564

 

1 001

 

341

 

(191)

 

–

 

4 442

Résultat opérationnel net ajusté 3ème trimestre 2025

 

2 169

 

852

 

571

 

687

 

380

 

(80)

 

–

 

4 579

Résultat opérationnel net ajusté 2ème trimestre 2025

 

1 974

 

1 041

 

574

 

389

 

412

 

(245)

 

–

 

4 145

Résultat opérationnel net ajusté ( a )

 

8 524

 

4 133

 

2 254

 

3 676

 

1 395

 

(824)

 

–

 

19 158

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bilan au 31 mars 2026

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Immobilisations corporelles et incorporelles

 

86 781

 

30 462

 

14 613

 

13 042

 

6 846

 

883

 

–

 

152 627

Titres et prêts des sociétés mises en équivalence

 

5 617

 

17 618

 

10 482

 

4 370

 

1 036

 

–

 

–

 

39 123

Autres actifs non courants

 

2 032

 

2 266

 

1 713

 

628

 

1 012

 

72

 

–

 

7 723

Stocks

 

1 681

 

1 567

 

581

 

16 239

 

3 864

 

–

 

–

 

23 932

Clients et comptes rattachés

 

6 597

 

12 141

 

4 804

 

21 891

 

8 814

 

1 477

 

(32 747)

 

22 977

Autres créances

 

7 197

 

19 160

 

5 029

 

8 906

 

3 292

 

3 074

 

(12 781)

 

33 877

Fournisseurs et comptes rattachés

 

(6 442)

 

(13 101)

 

(6 019)

 

(37 509)

 

(10 982)

 

(1 125)

 

32 485

 

(42 693)

Autres créditeurs et dettes diverses

 

(11 794)

 

(17 710)

 

(5 119)

 

(14 784)

 

(6 255)

 

(4 893)

 

13 043

 

(47 512)

Besoin en fonds de roulement

 

(2 761)

 

2 057

 

(724)

 

(5 257)

 

(1 267)

 

(1 467)

 

–

 

(9 419)

Provisions et autres passifs non courants

 

(23 691)

 

(4 703)

 

(1 553)

 

(3 421)

 

(1 218)

 

929

 

–

 

(33 657)

Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés

 

337

 

–

 

1

 

–

 

42

 

–

 

–

 

380

Capitaux employés (Bilan)

 

68 315

 

47 700

 

24 532

 

9 362

 

6 451

 

417

 

–

 

156 777

Moins effet de stock

 

–

 

–

 

–

 

(1 817)

 

(514)

 

–

 

–

 

(2 331)

Capitaux employés au coût de remplacement ( b )

 

68 315

 

47 700

 

24 532

 

7 545

 

5 937

 

417

 

–

 

154 446

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bilan au 31 mars 2025

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Immobilisations corporelles et incorporelles

 

84 198

 

29 006

 

13 997

 

12 203

 

6 716

 

672

 

–

 

146 792

Titres et prêts des sociétés mises en équivalence

 

4 181

 

16 501

 

9 988

 

3 967

 

1 050

 

–

 

–

 

35 687

Autres actifs non courants

 

3 668

 

2 140

 

1 500

 

659

 

1 030

 

223

 

–

 

9 220

Stocks

 

1 653

 

996

 

568

 

12 521

 

3 299

 

–

 

–

 

19 037

Clients et comptes rattachés

 

5 753

 

9 845

 

6 635

 

21 697

 

8 307

 

1 149

 

(28 504)

 

24 882

Autres créances

 

7 634

 

7 788

 

4 295

 

2 371

 

2 687

 

4 043

 

(6 395)

 

22 423

Fournisseurs et comptes rattachés

 

(6 612)

 

(10 862)

 

(7 559)

 

(35 562)

 

(9 514)

 

(808)

 

28 363

 

(42 554)

Autres créditeurs et dettes diverses

 

(10 737)

 

(8 054)

 

(3 988)

 

(4 983)

 

(5 475)

 

(5 804)

 

6 536

 

(32 505)

Besoin en fonds de roulement

 

(2 309)

 

(287)

 

(49)

 

(3 956)

 

(696)

 

(1 420)

 

–

 

(8 717)

Provisions et autres passifs non courants

 

(24 645)

 

(4 362)

 

(1 697)

 

(3 377)

 

(1 146)

 

910

 

–

 

(34 317)

Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés

 

304

 

–

 

1

 

–

 

85

 

–

 

–

 

390

Capitaux employés (Bilan)

 

65 397

 

42 998

 

23 740

 

9 496

 

7 039

 

385

 

–

 

149 055

Moins effet de stock

 

–

 

–

 

–

 

(1 092)

 

(199)

 

–

 

–

 

(1 291)

Capitaux Employés au coût de remplacement ( c )

 

65 397

 

42 998

 

23 740

 

8 404

 

6 840

 

385

 

–

 

147 764

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ROACE en pourcentage ( a / moyenne ( b + c ) )

 

12,7%

 

9,1%

 

9,3%

 

46,1%

 

21,8%

 

 

 

 

 

12,7%

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

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

(en millions de dollars)

 

1er trimestre

 

4ème trimestre

 

1er trimestre

 

2026

 

2025

 

2025

Résultat net de l'ensemble consolidé ( a )

 

5 932

 

2 928

 

3 921

Coût net de la dette nette ( b )

 

(520)

 

(544)

 

(385)

Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net

 

(1 031)

 

(678)

 

(122)

Plus ou moins-value de cession

 

252

 

203

 

–

Charges de restructuration

 

(22)

 

(54)

 

–

Dépréciations et provisions exceptionnelles

 

(1 148)

 

(667)

 

–

Autres éléments

 

(113)

 

(160)

 

(122)

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

 

1 551

 

(237)

 

(78)

Effet des variations de juste valeur

 

(60)

 

(55)

 

(155)

Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c )

 

460

 

(970)

 

(355)

Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c )

 

5 992

 

4 442

 

4 661

 

Contacts

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