BusinessWire - Total SE (FP) TotalEnergies : Résultats du troisième trimestre 2023

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TotalEnergies : Résultats du troisième trimestre 2023

PARIS--(BUSINESS WIRE)--

Regulatory News:

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

	3T23	Variation vs 2T23	9M23	Variation vs 9M22
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)	6,7	+63%	16,3	-5%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)⁽¹⁾
- en milliards de dollars (G$)	6,5	+30%	18,0	-37%
- en dollar par action	2,63	+32%	7,24	-34%
EBITDA ajusté⁽¹⁾ (G$)	13,1	+18%	38,3	-31%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)⁽¹⁾ (G$)	9,3	+10%	27,4	-25%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	9,5	-4%	24,5	-41%
Ratio d’endettement⁽¹⁾ de 12,3% au 30 septembre 2023 contre 11,1% au 30 juin 2023
Troisième acompte sur dividende au titre de l'exercice 2023 de 0,74 €/action

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 25 octobre 2023 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le troisième trimestre 2023. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

«Tout en mettant en œuvre sa stratégie de transition équilibrée entre pétrole et gaz d’une part et électricité et renouvelables d’autre part, TotalEnergies démontre à nouveau ce trimestre sa capacité à tirer parti d’un environnement favorable, générant un résultat net ajusté de 6,5 G$ et une rentabilité des capitaux employés moyens supérieure à 20%. Le cash-flow (CFFO) s’élève à 9,3 G$ sur le trimestre et 27,4 G$ sur les neuf premiers mois de l’année.

Avec une production proche de 2,5 Mbep/j, les activités Oil & Gas affichent une croissance de production de 5% sur un an, grâce au démarrage de plusieurs projets pétroliers au Brésil (Mero 1), Nigéria (Ikike) et Irak (Ratawi), gaziers en Oman (Bloc 10) et Azerbaïdjan (Absheron). Au cours de ce trimestre la confirmation des succès d’exploration au Suriname et en Namibie ont ouvert la voie à de nouveaux développements qui contribueront à la croissance future.

L’Exploration-Production génère un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow en hausse de 0,8 G$ sur le trimestre pour atteindre respectivement 3,1 G$ et 5,2 G$ et le secteur Integrated LNG confirme la solidité de son portefeuille mondial intégré avec un résultat opérationnel net ajusté de 1,3 G$ et un cash-flow de 1,6 G$. L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté en croissance sur le trimestre à 1,8 G$ et un cash-flow de 2,2 G$ grâce à une bonne disponibilité des capacités de raffinage européen.

Ce trimestre démontre à nouveau la pertinence de la stratégie de transition profitable de TotalEnergies. Le secteur Integrated Power dépasse ainsi pour la première fois un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 500 M$. Le cash-flow des neuf premiers mois de 2023 s’élève à près de 1,5 G$, en ligne avec l’objectif d’atteindre environ 2 G$ sur l’année. Le trimestre a été marqué par la mise en service du projet éolien en mer d’1 GW Seagreen en Ecosse exécuté dans le budget prévu et du projet Myrtle Solar de 380 MW avec stockage par batteries aux Etats-Unis ainsi que par l’acquisition de 100% de Total Eren.

Conforté par la qualité de ces résultats, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2023 d’un montant de 0,74 €/action, en augmentation de 7,25% par rapport à 2022. En outre, la Compagnie exécute le programme de rachat d’actions de 9 G$ en 2023, tel qu’annoncé le 27 septembre dernier. Ainsi, le taux de distribution aux actionnaires à fin septembre 2023 s’établit à près de 43%, en ligne avec la nouvelle guidance de plus de 40%. »

1. Faits marquants⁽²⁾

Stratégie multi-énergies

Lancement de GGIP en Irak : entrée effective, à compter du 16 août 2023, dans le champ en production de Ratawi
Accords avec SONATRACH pour accroître la production des champs de Tin Fouyé Tabankort, étendre à 2024 les livraisons en France de 2 Mt/an de GNL et développer des projets renouvelables en Algérie
Association avec Petrobras et Casa dos Ventos dans les énergies renouvelables au Brésil

Amont

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

Aval

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

Integrated LNG

Signature de contrats d’achat de GNL pour 3,5 Mt/an pendant 27 ans auprès de QatarEnergy LNG
Lancement du projet Rio Grande LNG au Texas : acquisition d’une participation de 16,67% dans la JV en charge du développement du projet d’une capacité de 17,5 Mt/an, prise d’une participation de 17,5% dans NextDecade, et signature d’un contrat d’enlèvement de 5,4 Mt/an pendant 20 ans

Integrated Power

Mise en service de Myrtle Solar aux Etats-Unis, première grande centrale solaire avec stockage
Signature avec Saint-Gobain d’un contrat de fourniture d’électricité de 15 ans aux Etats-Unis
Mise en service de Seagreen, en Ecosse, première ferme éolienne en mer de la Compagnie
Cession de participations à Corio Generation et Rise Light & Power dans un projet éolien offshore de plus de 3 GW au large de New York et du New Jersey, aux Etats-Unis

Partenariat avec European Energy pour développer plus de 4 GW de projets d’énergies renouvelables
Acquisition de 50% dans Rönesans Enerji pour développer des projets renouvelables en Turquie
Investissement avec AGEL dans une co-entreprise en Inde, dotée de 1 400 MW d’actifs renouvelables

Attribution d’un contrat d’installation et d’opération de 1100 points de recharge HPC en Allemagne

Molécules bas carbone

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

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

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
13 062	11 105	19 420	-33%	EBITDA ajusté ⁽¹⁾	38 334	55 581	-31%
6 808	5 582	10 279	-34%	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	19 383	30 237	-36%
3 138	2 349	4 217	-26%	Exploration-Production	8 140	13 951	-42%
1 342	1 330	3 413	-61%	Integrated LNG	4 744	8 761	-46%
506	450	236	x2,1	Integrated Power	1 326	494	x2,7
1 399	1 004	1 935	-28%	Raffinage-Chimie	4 021	5 815	-31%
423	449	478	-12%	Marketing & Services	1 152	1 216	-5%
662	662	2 576	-74%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	2 403	6 381	-62%
33,4%	37,3%	44,1%		Taux moyen d'imposition ⁽³⁾	37,5%	40,8%
6 453	4 956	9 863	-35%	Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	17 950	28 636	-37%
2,63	1,99	3,83	-31%	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ⁽⁴⁾	7,24	10,96	-34%
2,41	1,84	3,78	-36%	Résultat net ajusté dilué par action (euros)⁽⁵⁾	6,68	10,31	-35%
2 423	2 448	2 560	-5%	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 448	2 589	-5%

6 676	4 088	6 626	+1%	Résultat net (part TotalEnergies)	16 321	17 262	-5%

4 283	4 271	3 116	+37%	Investissements organiques ⁽¹⁾	11 987	7 916	+51%
808	320	1 587	-49%	Acquisitions nettes ⁽¹⁾	4 115	4 585	-10%
5 091	4 591	4 703	+8%	Investissements nets ⁽¹⁾	16 102	12 501	+29%

9 340	8 485	11 736	-20%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	27 446	36 595	-25%
9 551	8 596	12 040	-21%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ⁽¹⁾	27 922	37 665	-26%
9 496	9 900	17 848	-47%	Flux de trésorerie d’exploitation	24 529	41 749	-41%

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

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

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22		9M23	9M22	9M23 vs 9M22
86,7	78,1	100,8	-14%	Brent ($/b)	82,1	105,5	-22%
2,7	2,3	7,9	-66%	Henry Hub ($/Mbtu)	2,6	6,7	-61%
10,6	10,5	42,5	-75%	NBP ($/Mbtu)	12,4	32,4	-62%
12,5	10,9	46,5	-73%	JKM ($/Mbtu)	13,3	34,9	-62%
78,9	72,0	93,6	-16%	Prix moyen de vente liquides ($/b) ^(6),(7) Filiales consolidées	74,9	95,4	-22%
5,47	5,98	16,83	-67%	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) ^(6),(8) Filiales consolidées	6,80	13,28	-49%
9,56	9,84	21,51	-56%	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) ^(6),(9) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	10,92	16,26	-33%
95,1	42,7	99,3	-4%	Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t) ^(6),(10)	75,9	100,3	-24%

3.2 Émissions de gaz à effet de serre⁽¹¹⁾

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Émissions Scope 1+2 (MtCO₂e)	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
8,5	9,1	10,3	-18%	Scope 1+2 des installations opérées ⁽¹²⁾	26,6	29,6	-10%
7,5	7,9	8,2	-9%	dont Oil & Gas	23,1	24,2	-5%
1,0	1,1	2,1	-54%	dont CCGT	3,6	5,4	-33%
12,1	12,5	14,0	-14%	Scope 1+2 périmètre patrimonial	37,4	41,4	-10%

Emissions 3T23 et 2T23 estimées.

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

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Émissions de Méthane (ktCH₄)	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
7	8	10	-30%	Émissions de méthane des installations opérées	25	31	-19%
9	10	14	-32%	Émissions de méthane périmètre patrimonial	30	38	-21%

Émissions 3T23 et 2T23 estimées.

Émissions Scope 3 (MtCO₂e)		9M23		2022
Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde ⁽¹³⁾		est. 270		389

3.3 Production⁽¹⁴⁾

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Production d'hydrocarbures	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
2 476	2 471	2 669	-7%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 490	2 750	-9%
1 399	1 416	1 298	+8%	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 404	1 291	+9%
1 077	1 055	1 371	-21%	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 086	1 459	-26%

2 476	2 471	2 669	-7%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 490	2 750	-9%
1 561	1 571	1 494	+4%	Liquides (kb/j)	1 565	1 501	+4%
4 921	4 845	6 367	-23%	Gaz (Mpc/j)	4 985	6 785	-27%

2 476	2 471	2 356	+5%	Production d'hydrocarbures hors Novatek (kbep/j)	2 490	2 425	+3%

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

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

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

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Production d'hydrocarbures	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
2 043	2 033	2 251	-9%	EP (kbep/j)	2 045	2 292	-11%
1 507	1 512	1 454	+4%	Liquides (kb/j)	1 506	1 450	+4%
2 865	2 778	4 300	-33%	Gaz (Mpc/j)	2 885	4 569	-37%

2 043	2 033	1 988	+3%	EP hors Novatek (kbep/j)	2 045	2 023	1,1%

4.1.2 Résultats

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
3 138	2 349	4 217	-26%	Résultat opérationnel net ajusté	8 140	13 951	-42%
125	149	377	-67%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	409	1 019	-60%
44,6%	49,7%	55,4%		Taux moyen d'imposition ⁽¹⁵⁾	50,7%	49,9%

2 557	2 424	1 989	+29%	Investissements organiques⁽¹⁾	7 115	5 288	+35%
(514)	176	(126)	ns	Acquisitions nettes ⁽¹⁾	1 600	2 415	-34%
2 043	2 600	1 863	+10%	Investissements nets⁽¹⁾	8 715	7 703	+13%

5 165	4 364	6 406	-19%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	14 436	21 092	-32%
4 240	4 047	9 083	-53%	Flux de trésorerie d’exploitation	12 823	23 619	-46%

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

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

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Production d'hydrocarbures pour le GNL	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
433	438	418	+4%	Integrated LNG (kbep/j)	445	458	-3%
54	59	40	+37%	Liquides (kb/j)	59	51	+15%
2 056	2 067	2 067	-1%	Gaz (Mpc/j)	2 100	2 216	-5%

433	438	368	+18%	Integrated LNG hors Novatek (kbep/j)	445	402	+11%

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	GNL (Mt)	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
10,5	11,0	10,4	-	Ventes totales de GNL	32,5	35,4	-8%
3,7	3,6	4,0	-9%	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	11,2	12,6	-11%
9,4	10,0	9,2	+2%	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	29,3	31,4	-7%

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

La production d’hydrocarbures pour le GNL (hors Novatek) au troisième trimestre 2023 est stable par rapport au deuxième trimestre 2023. Elle est en hausse de 18% sur un an, une maintenance planifiée sur Ichthys ayant impacté la production au troisième trimestre 2022.

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

4.2.2 Résultats

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 342	1 330	3 413	-61%	Résultat opérationnel net ajusté	4 744	8 761	-46%
385	432	1 828	-79%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 603	4 424	-64%

495	382	213	x2,3	Investissements organiques⁽¹⁾	1 273	324	x3,9
84	205	(10)	ns	Acquisitions nettes ⁽¹⁾	1 048	(66)	ns
579	587	203	x2,9	Investissements nets⁽¹⁾	2 321	258	x9

1 648	1 801	2 492	-34%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	5 530	7 096	-22%
872	1 332	3 449	-75%	Flux de trésorerie d’exploitation	5 740	9 470	-39%

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

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

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Integrated Power	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
8,9	8,2	8,5	+4%	Production nette d'électricité (TWh) *	25,5	23,7	+7%
5,4	4,2	2,4	x2,3	dont à partir de sources renouvelables	13,5	7,1	+90%
3,5	4,0	6,1	-43%	dont CCGT	12,0	16,6	-28%
15,9	13,2	11,7	+36%	Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **	15,9	11,7	+36%
11,6	8,9	7,4	+57%	dont renouvelable	11,6	7,4	+57%
4,3	4,3	4,3	-	dont CCGT	4,3	4,3	-
80,5	74,7	67,8	+19%	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ,*	80,5	67,8	+19%
20,2	19,0	16,0	+26%	dont capacités installées	20,2	16,0	+26%
6,0	6,0	6,3	-5%	Clients électricité - BtB et BtC (Million) **	6,0	6,3	-5%
2,8	2,8	2,8	-	Clients gaz - BtB et BtC (Million) **	2,8	2,8	-
11,2	11,5	12,1	-7%	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	38,2	40,7	-6%
13,8	19,2	14,2	-2%	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	70,2	68,3	+3%

* Solaire, éolien, hydroélectricité et centrales à gaz à cycle combiné.

** Données à fin de période.

***Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021, 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group à partir du troisième trimestre 2022 et 49% des capacités brutes de Casa dos Ventos à partir du premier trimestre 2023.

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

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

4.3.2 Résultats

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
506	450	236	x2,1	Résultat opérationnel net ajusté	1 326	494	x2,7
37	23	60	-38%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	116	113	+3%

578	753	440	+31%	Investissements organiques⁽¹⁾	1 908	929	x2,1
1 354	(42)	1 728	-22%	Acquisitions nettes ⁽¹⁾	1 831	2 367	-23%
1 932	711	2 168	-11%	Investissements nets⁽¹⁾	3 739	3 296	+13%

516	491	191	x2,7	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 447	532	x2,7
1 936	2 284	941	x2,1	Flux de trésorerie d’exploitation	2 935	(795)	ns

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

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

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 822	1 453	2 413	-24%	Résultat opérationnel net ajusté	5 173	7 031	-26%

625	686	453	+38%	Investissements organiques⁽¹⁾	1 601	1 332	+20%
(115)	(19)	(6)	ns	Acquisitions nettes ⁽¹⁾	(363)	(131)	ns
510	667	447	+14%	Investissements nets⁽¹⁾	1 238	1 201	+3%

2 205	2 085	2 944	-25%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	6 479	8 388	-23%
2 266	2 588	4 737	-52%	Flux de trésorerie d’exploitation	3 330	10 848	-69%

4.5 Raffinage-Chimie

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

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 489	1 472	1 599	-7%	Total volumes raffinés (kb/j)	1 456	1 497	-3%
489	364	431	+14%	France	404	359	+12%
589	601	656	-10%	Reste de l'Europe	596	637	-6%
410	507	512	-20%	Reste du monde	456	501	-9%
84%	82%	88%		Taux d’utilisation sur bruts traités**	81%	84%

* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.

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

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 330	1 157	1 299	+2%	Monomères* (kt)	3 782	3 910	-3%
1 070	963	1 171	-9%	Polymères (kt)	3 145	3 632	-13%
75%	67%	80%		Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	72%	79%

* Oléfines.

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

Les volumes raffinés sont en baisse de 7% sur un an au troisième trimestre 2023, notamment en raison de maintenances planifiées et d’arrêts non planifiés sur les raffineries de Port Arthur aux Etats-Unis et d’Anvers en Belgique, partiellement compensés par une hausse des traitements en France.

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

4.5.2 Résultats

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 399	1 004	1 935	-28%	Résultat opérationnel net ajusté	4 021	5 815	-31%

386	454	224	+72%	Investissements organiques⁽¹⁾	1 038	735	+41%
(97)	(15)	1	ns	Acquisitions nettes ⁽¹⁾	(107)	(33)	ns
289	439	225	+28%	Investissements nets⁽¹⁾	931	702	+33%

1 618	1 329	2 164	-25%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	4 680	6 560	-29%
2 060	1 923	3 798	-46%	Flux de trésorerie d’exploitation	3 132	8 431	-63%

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

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

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Ventes en kb/j*	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 399	1 397	1 495	-6%	Total des ventes du Marketing & Services	1 386	1 475	-6%
792	799	873	-9%	Europe	783	827	-5%
608	598	622	-2%	Reste du monde	603	648	-7%

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

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

4.6.2 Résultats

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
423	449	478	-12%	Résultat opérationnel net ajusté	1 152	1 216	-5%

239	232	229	+4%	Investissements organiques⁽¹⁾	563	597	-6%
(18)	(4)	(7)	ns	Acquisitions nettes ⁽¹⁾	(256)	(98)	ns
221	228	222	-	Investissements nets⁽¹⁾	307	499	-38%

587	756	780	-25%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 799	1 828	-2%
206	665	939	-78%	Flux de trésorerie d’exploitation	198	2 417	-92%

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

La marge brute d’autofinancement (CFFO) est en baisse de 25% sur un an à 587 M$ au troisième trimestre 2023, le trimestre ayant été négativement impacté par l’effet fiscal de la hausse des prix sur la valorisation des stocks de produits pétroliers.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

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

5.2 Résultat net ajusté⁽¹⁾ (part TotalEnergies)

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

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

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

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :

33,4% au troisième trimestre contre 37,3% au deuxième trimestre 2023, en raison notamment d’un moindre taux d’imposition de l’Exploration-Production lié à la baisse du poids relatif des actifs de la Mer du Nord, à fiscalité élevée,
37,5% pour les neuf premiers mois de 2023 contre 40,8% pour la même période de 2022, notamment en raison d’une baisse du poids relatif de l’Exploration-Production dans les résultats de la Compagnie en ligne avec l’évolution des prix du pétrole et du gaz

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

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

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

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

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

33,9 millions d’actions au troisième trimestre 2023 en vue de leur annulation, pour un montant de 2,1 G$,

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

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

1 992 M$ au troisième trimestre 2023, notamment lié à l’acquisition des 70,4% restant de Total Eren et l’acquisition de deux tranches supplémentaires pour un total de 12,4 % dans NextDecade en lien avec le lancement du projet Rio Grande LNG aux Etats-Unis,

5 730 M$ sur les neuf premiers mois de 2023, notamment lié aux éléments ci-dessus ainsi que l’acquisition de 20% dans la concession de SARB et Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis, la prise de participation dans les projets GNL NFE et NFS au Qatar (6,25% et 9,375% respectivement), et la prise d’une participation de 34% dans une joint-venture avec Casa dos Ventos au Brésil.

Les cessions ont représenté :

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

5.5 Cash-flow net⁽¹⁾

Le cash-flow netde TotalEnergies ressort à :

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

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

5.6 Rentabilité

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

En millions de dollars	Période du 1er octobre 2022	Période du 1er juillet 2022	Période du 1er octobre 2021
	au 30 septembre 2023	au 30 juin 2023	au 30 septembre 2022
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	25 938	29 351	35 790
Capitaux propres retraités moyens	116 529	116 329	113 861
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	22,3%	25,2%	31,4%

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

En millions de dollars	Période du 1er octobre 2022	Période du 1er juillet 2022	Période du 1er octobre 2021
	au 30 septembre 2023	au 30 juin 2023	au 30 septembre 2022
Résultat opérationnel net ajusté ⁽¹⁾	27 351	30 776	37 239
Capitaux Employés ⁽¹⁾	135 757	137 204	136 902
ROACE ⁽¹⁾	20,1%	22,4%	27,2%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

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

7. Sensibilités sur l’année 2023⁽¹⁶⁾

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

8. Perspectives

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

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

Compte tenu de l'évolution des prix du pétrole et du gaz ces derniers mois et de l'effet de décalage sur les formules de prix, TotalEnergies anticipe que son prix moyen de vente du GNL devrait être supérieur à 10 $/Mbtu au quatrième trimestre 2023.

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

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

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

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné et Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h30 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le France 04. L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.

* * * *

9. Principales données opérationnelles des secteurs

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

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
550	537	889	-38%	Europe	556	918	-39%
459	481	463	-1%	Afrique	478	473	+1%
781	767	692	+13%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	756	681	+11%
445	443	449	-1%	Amériques	443	419	+6%
241	243	176	+37%	Asie Pacifique	257	259	-1%
2 476	2 471	2 669	-7%	Production totale	2 490	2 750	-9%
327	338	656	-50%	dont filiales mises en équivalence	336	687	-51%

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Production de liquides par zone géographique (kb/j)	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
229	227	275	-17%	Europe	230	280	-18%
335	359	352	-5%	Afrique	354	358	-1%
627	615	557	+12%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	607	547	+11%
268	268	260	+3%	Amériques	267	231	+15%
102	102	50	x2,1	Asie Pacifique	107	85	+26%
1 561	1 571	1 494	+4%	Production totale	1 565	1 501	+4%
156	153	202	-23%	dont filiales mises en équivalence	153	204	-25%

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 733	1 671	3 300	-47%	Europe	1 760	3 431	-49%
619	610	559	+11%	Afrique	615	582	+6%
844	834	740	+14%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	817	736	+11%
989	976	1 061	-7%	Amériques	986	1 055	-7%
736	754	707	+4%	Asie Pacifique	807	981	-18%
4 921	4 845	6 367	-23%	Production totale	4 985	6 785	-27%
933	1 004	2 444	-62%	dont filiales mises en équivalence	996	2 596	-62%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 838	1 709	1 816	+1%	Europe	1 716	1 755	-2%
621	599	690	-10%	Afrique	629	728	-14%
946	918	907	+4%	Amériques	904	868	+4%
624	665	569	+10%	Reste du monde	637	602	+6%
4 029	3 892	3 982	+1%	Total des ventes	3 886	3 953	-2%
407	424	438	-7%	dont ventes massives raffinage	406	419	-3%
2 222	2 070	2 049	+8%	dont négoce international	2 095	2 060	+2%

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	*Production de produits pétrochimiques (kt)**	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
1 018	1 026	1 078	-6%	Europe	3 091	3 361	-8%
611	619	670	-9%	Amériques	1 837	1 910	-4%
771	475	722	+7%	Moyen-Orient et Asie	1 999	2 271	-12%

* Oléfines, Polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

	3T23						2T23
Production nette d'électricité (TWh)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0,2	0,1	-	2,0	0,0	2,3	0,2	0,1	-	2,6	0,0	2,9
Reste de l'Europe	0,1	0,4	0,1	1,1	0,0	1,7	0,0	0,1	0,2	1,1	0,0	1,4
Afrique	0,0	0,0	-	-	-	0,0	0,0	0,0	-	-	-	0,0
Moyent Orient	0,2	-	-	0,5	-	0,7	0,2	-	-	0,3	-	0,5
Amérique du Nord	0,6	0,4	-	-	-	1,1	0,4	0,5	-	-	-	1,0
Amérique du Sud	0,1	0,9	-	-	-	1,0	0,0	0,4	-	-	-	0,5
Inde	1,4	0,4	-	-	-	1,7	1,4	0,3	-	-	-	1,8
Asie Pacifique	0,4	0,0	0,0	-	-	0,4	0,2	0,0	0,0	-	-	0,2
Total	3,0	2,2	0,2	3,5	0,0	8,9	2,5	1,5	0,2	4,0	0,0	8,2

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

	3T23						2T23
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) ⁽¹⁹⁾	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0,5	0,3	-	2,6	0,1	3,5	0,4	0,3	-	2,6	0,1	3,4
Reste de l'Europe	0,2	0,9	0,6	1,4	0,0	3,1	0,1	0,3	0,4	1,4	0,0	2,2
Afrique	0,1	0,0	-	-	0,0	0,1	0,0	0,0	-	-	0,0	0,1
Moyent Orient	0,4	-	-	0,3	-	0,7	0,3	-	-	0,3	-	0,6
Amérique du Nord	1,5	0,8	-	-	0,0	2,3	1,2	0,8	-	-	0,0	2,0
Amérique du Sud	0,5	0,7	-	-	-	1,2	0,2	0,5	-	-	-	0,7
Inde	3,5	0,4	-	-	-	3,9	3,2	0,4	-	-	-	3,7
Asie Pacifique	1,0	0,0	0,1	-	0,0	1,0	0,6	0,0	0,0	-	0,0	0,6
Total	7,6	3,2	0,6	4,3	0,2	15,9	6,0	2,3	0,5	4,3	0,2	13,2

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

	3T23					2T23
Capacités brutes installées de génération électrique renouvelable (GW) ^(20),(21)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,8	0,6	-	0,1	1,6	0,8	0,6	-	0,1	1,6
Reste de l'Europe	0,2	1,1	1,1	0,0	2,4	0,2	1,1	0,8	0,0	2,1
Afrique	0,1	0,0	-	0,0	0,2	0,1	0,0	-	0,0	0,2
Moyen Orient	1,2	-	-	-	1,2	1,2	-	-	-	1,2
Amérique du Nord	3,9	2,1	-	0,1	6,2	3,5	2,1	-	0,1	5,6
Amérique du Sud	0,4	1,2	-	-	1,6	0,4	1,0	-	-	1,4
Inde	5,1	0,4	-	-	5,5	5,1	0,4	-	-	5,5
Asie Pacifique	1,4	0,0	0,2	0,0	1,6	1,4	0,0	0,1	0,0	1,5
Total	13,1	5,5	1,3	0,3	20,2	12,5	5,2	1,0	0,3	19,0

	3T23					2T23
Capacités brutes en construction de génération électrique renouvelable (GW) ^(20),(21)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,2	0,0	0,0	0,0	0,3	0,2	0,1	0,0	0,0	0,3
Reste de l'Europe	0,4	0,0	-	0,0	0,5	0,1	0,0	0,3	0,0	0,5
Afrique	0,0	-	-	0,0	0,0	0,0	-	-	0,0	0,0
Moyen Orient	0,1	-	-	-	0,1	0,1	-	-	-	0,1
Amérique du Nord	2,3	0,1	-	0,5	3,0	2,8	0,1	-	0,5	3,4
Amérique du Sud	0,1	0,1	-	-	0,2	0,1	0,2	-	-	0,3
Inde	0,4	0,1	-	-	0,4	0,4	0,1	-	-	0,5
Asie Pacifique	0,1	0,0	0,5	-	0,6	0,0	0,0	0,5	-	0,6
Total	3,8	0,3	0,5	0,6	5,2	3,8	0,5	0,9	0,6	5,7

	3T23					2T23
Capacités brutes en développement de génération électrique renouvelable (GW) ^(20),(21)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,9	0,5	-	0,0	1,4	1,0	0,6	-	0,0	1,6
Reste de l'Europe	4,6	0,5	7,4	0,1	12,6	5,4	0,4	4,4	0,1	10,3
Afrique	1,2	0,3	-	0,0	1,5	0,6	0,3	-	0,1	1,0
Moyen Orient	1,7	0,7	-	-	2,4	0,4	-	-	-	0,4
Amérique du Nord	8,3	3,3	4,1	5,2	20,9	9,0	3,2	4,1	5,1	21,3
Amérique du Sud	1,4	1,3	-	0,4	3,0	1,6	1,6	-	0,4	3,6
Inde	4,0	0,1	-	-	4,1	4,2	0,1	-	-	4,3
Asie Pacifique	3,4	1,3	2,9	1,6	9,2	3,2	0,4	2,9	0,9	7,5
Total	25,6	7,9	14,4	7,2	55,2	25,5	6,6	11,4	6,5	50,0

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

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

3T23	2T23	3T22	En millions de dollars	9M23	9M22
6 676	4 088	6 626	Résultat net (part TotalEnergies)	16 321	17 262
(749)	(377)	(2 186)	Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	(1 285)	(11 725)
-	-	1 391	Plus ou moins value de cession	203	1 391
-	(5)	(17)	Charges de restructuration	(5)	(28)
(614)	(469)	(3 118)	Dépréciations et provisions exceptionnelles	(1 143)	(11 898)
(135)	97	(442)	Autres éléments *	(340)	(1 190)
607	(380)	(827)	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	(164)	1 206
365	(111)	(224)	Effet des variations de juste valeur	(180)	(855)
223	(868)	(3 237)	Total des éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	(1 629)	(11 374)
6 453	4 956	9 863	Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	17 950	28 636

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

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

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

3T23

2T23

3T22

3T23

vs

3T22

En millions de dollars

9M23

9M22

9M23

vs

9M22

6 676

4 088

6 626

+1%

Résultat net (part TotalEnergies)

16 321

17 262

-5%

(223)

868

3 237

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

1 629

11 374

-86%

6 453

4 956

9 863

-35%

Résultat net ajusté (part TotalEnergies)

17 950

28 636

-37%

Éléments ajustés

-4%

Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle

217

250

-13%

3 130

2 715

6 037

-48%

Plus: charge / (produit) d'impôt

9 935

16 035

-38%

2 967

2 959

2 926

+1%

Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

8 952

9 112

-2%

-7%

Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles

279

289

-3%

726

724

633

+15%

Plus: coût de l'endettement financier brut

2 160

1 667

+30%

(384)

(402)

(219)

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

(1 159)

(408)

13 062

11 105

19 420

-33%

EBITDA Ajusté

38 334

55 581

-31%

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

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
				Éléments ajustés
54 413	51 458	64 924	-16%	Produits des ventes	164 180	199 322	-18%
(34 738)	(33 379)	(41 509)	ns	Achats, nets de variation de stocks	(105 596)	(128 294)	ns
(7 346)	(7 754)	(6 689)	ns	Autres charges d'exploitation	(22 852)	(21 718)	ns
(245)	(62)	(71)	ns	Charges d'exploration	(401)	(324)	ns
142	116	163	-13%	Autres produits	335	713	-53%
64	(164)	(58)	ns	Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(138)	(662)	ns
296	401	196	+51%	Autres produits financiers	945	546	+73%
(186)	(173)	(112)	ns	Autres charges financières	(542)	(383)	ns
662	662	2 576	-74%	Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	2 403	6 381	-62%
13 062	11 105	19 420	-33%	EBITDA Ajusté	38 334	55 581	-31%
				Éléments ajustés
(2 967)	(2 959)	(2 926)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(8 952)	(9 112)	ns
(88)	(92)	(95)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(279)	(289)	ns
(726)	(724)	(633)	ns	Moins: coût de l'endettement financier brut	(2 160)	(1 667)	ns
384	402	219	+75%	Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	1 159	408	x2,8
(3 130)	(2 715)	(6 037)	ns	Moins: produit (charge) d'impôt	(9 935)	(16 035)	ns
(82)	(61)	(85)	ns	Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(217)	(250)	ns
223	(868)	(3 237)	ns	Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)	(1 629)	(11 374)	ns
6 676	4 088	6 626	+1%	Résultat net (part TotalEnergies)	16 321	17 262	-5%

10.3 Investissements – Désinvestissements (part TotalEnergies)

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

3T23	2T23	3T22	3T23 vs 3T22	En millions de dollars	9M23	9M22	9M23 vs 9M22
4 987	4 473	4 075	+22%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	15 822	11 435	+38%
-	-	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
(17)	18	570	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	(5)	1 295	ns
43	35	8	x5,4	Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *	81	(356)	ns
64	64	43	+49%	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	188	116	+62%
14	1	7	+100%	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	16	11	+45%
5 091	4 591	4 703	+8%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	16 102	12 501	+29%
808	320	1 587	-49%	Dont acquisitions nettes ( g - i )	4 115	4 585	-10%
1 992	482	1 716	+16%	Acquisitions ( g )	5 730	5 580	+3%
1 184	162	129	x9,2	Cessions ( i )	1 615	995	+62%
(43)	(35)	(4)	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	(81)	170	ns
4 283	4 271	3 116	+37%	Dont investissements organiques ( h )	11 987	7 916	+51%
346	328	169	x2	Exploration capitalisée	879	381	x2,3
422	366	233	+81%	Augmentation des prêts non courants	1 162	744	+56%
(120)	(84)	(214)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(433)	(823)	ns
-	-	4	-100%	Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	-	(186)	-100%

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

10.4 Cash-flow (part TotalEnergies)

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

3T23

2T23

3T22

3T23

vs

3T22

En millions de dollars

9M23

9M22

9M23

vs

9M22

9 496

9 900

17 848

-47%

Flux de trésorerie d’exploitation ( a )

24 529

41 749

-41%

(582)

1 720

7 692

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

(2 851)

5 078

764

(252)

(1 010)

Effet de stock ( c )

1 396

-99%

(0)

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

x3,3

(17)

570

Remboursement organique de prêts SME ( e )

(5)

1 295

9 340

8 485

11 736

-20%

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

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

27 446

36 595

-25%

(211)

(112)

(304)

Frais financiers

(476)

(1 071)

9 551

8 596

12 040

-21%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)

27 922

37 665

-26%

4 283

4 271

3 116

+37%

Investissements organiques ( g )

11 987

7 916

+51%

5 058

4 214

8 620

-41%

Cash flow après investissements organiques ( f - g )

15 459

28 679

-46%

5 091

4 591

4 703

+8%

Investissements nets ( h )

16 102

12 501

+29%

4 249

3 894

7 033

-40%

Cash flow net ( f - h )

11 344

24 094

-53%

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

10.5 Ratio d’endettement

En millions de dollars	30/09/2023	30/06/2023	30/09/2022
Dettes financières courantes *	15 193	13 980	15 556
Autres passifs financiers courants	415	443	861
Actifs financiers courants ,*	(6 585)	(6 397)	(11 532)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *	(44)	(41)	(36)
Dettes financières non courantes *	33 947	33 387	37 506
Actifs financiers non courants *	(1 519)	(1 264)	(1 406)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(24 731)	(25 572)	(35 941)
Dette nette ( a )	16 676	14 536	5 008

Capitaux propres (part TotalEnergies)	115 767	113 682	117 821
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	2 657	2 770	2 851
Capitaux propres ( b )	118 424	116 452	120 672

Ratio d'endettement = a / ( a + b )	12,3%	11,1%	4,0%

Dette nette de location ( c )	8 277	8 090	7 669
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/( a+b+c )	17,4%	16,3%	9,5%

*Hors créances et dettes de location.

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

10.6. Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1er octobre 2022 au 30 septembre 2023
En millions de dollars	Exploration- Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage-Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	11 668	7 152	1 807	5 508	1 486	27 351
Capitaux employés au 30/09/2022	65 041	37 742	17 181	5 801	7 141	130 420
Capitaux employés au 30/09/2023	69 392	36 033	20 043	9 002	9 025	141 093
ROACE	17,4%	19,4%	9,7%	74,4%	18,4%	20,1%

10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)

En millions de dollars	9M23	9M22	2022
Dividendes payés (actionnaires de la société mère) ( a )	5 648	5 630	9 986
Variation de capital : rachat d’actions propres	6 203	5 160	7 711
dont actions acquises et destinées à être annulées ( b )	6 082	4 979	7 019
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( c )	27 446	36 595	45 729

Payout ratio = ( a+b ) / c	42,7%	29,0%	37,2%

GLOSSAIRE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Avertissement :

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

Ce communiqué de presse présente les résultats du troisième trimestre 2023 et neuf mois de l’année 2023, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 septembre 2023 (non audités). Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non auditée) est disponible sur le site totalenergies.com.

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

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

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

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

(ii) l’effet de stock

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

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

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

(iii) l’effet des variations de juste valeur

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

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

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

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

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

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

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

⁽¹⁾ Se référer au Glossaire pages 23 & 24 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.

⁽²⁾ Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.

⁽³⁾Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).

⁽⁴⁾Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.

⁽⁵⁾Taux de change moyen €-$ : 1,0884 au 3ème trimestre 2023, 1,0833 sur les neuf premiers mois de 2023.

⁽⁶⁾Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.

⁽⁷⁾Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.

⁽⁸⁾ Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.

⁽⁹⁾Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.

⁽¹⁰⁾Cet indicateur représente la marge moyenne sur coûts variables réalisée par le raffinage de TotalEnergies en Europe (égale à la différence entre les ventes de produits raffinés réalisées par le raffinage européen de TotalEnergies et les achats de pétrole brut avec les coûts variables associés, divisée par les quantités raffinées en tonnes).

⁽¹¹⁾ Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO₂, CH₄, N₂O, les HFC, les PFC et le SF₆, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF₆ sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et ne sont donc pas comptabilisés.

⁽¹²⁾ Les émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement universel 2022 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H₂).

⁽¹³⁾TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à l’utilisation par les clients des produits énergétiques, c’est-à-dire provenant de leur combustion pour obtenir de l’énergie. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole, biocarburants ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes. Le point le plus élevé pour chaque chaine de valeur pour l’année 2023 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres.

⁽¹⁴⁾ Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.

⁽¹⁵⁾ Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).

⁽¹⁶⁾ Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4^ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2023. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie.

⁽¹⁷⁾ Environnement Brent à 80 $/b.

⁽¹⁸⁾ Hors ajustements et paiements contingents.

⁽¹⁹⁾ Données à fin de période.

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

⁽²¹⁾ Données à fin de période.

Comptes TotalEnergies

____________________

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

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
		3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)^(a)		2023	2023	2022

Chiffre d'affaires		59 017	56 271	69 037
Droits d'accises		(4 604)	(4 737)	(4 075)
	Produits des ventes	54 413	51 534	64 962

Achats, nets de variation de stocks		(33 676)	(33 864)	(42 802)
Autres charges d'exploitation		(7 562)	(7 906)	(6 771)
Charges d'exploration		(245)	(62)	(71)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers		(3 055)	(3 106)	(2 935)
Autres produits		535	116	1 693
Autres charges		(928)	(366)	(921)

Coût de l'endettement financier brut		(726)	(724)	(633)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie		459	510	327
	Coût de l'endettement financier net	(267)	(214)	(306)

Autres produits financiers		311	413	196
Autres charges financières		(186)	(173)	(112)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence		754	267	(108)

Produit (Charge) d'impôt		(3 404)	(2 487)	(6 077)
Résultat net de l'ensemble consolidé		6 690	4 152	6 748
Part TotalEnergies		6 676	4 088	6 626
Intérêts ne conférant pas le contrôle		14	64	122
Résultat net par action (en $)		2,74	1,65	2,58
Résultat net dilué par action (en $)		2,73	1,64	2,56
(a) Excepté pour les résultats nets par action.


RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)	2023	2023	2022
Résultat net de l'ensemble consolidé	6 690	4 152	6 748

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	(1)	135	(17)
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	3	(1)	131
Effet d'impôt	(2)	(43)	2
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(1 861)	(57)	(4 639)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(1 861)	34	(4 523)
Écart de conversion de consolidation	1 204	(49)	1 871
Couverture de flux futurs	306	689	1 258
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	(3)	11	9
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	31	3	191
Autres éléments	(4)	(4)	(18)
Effet d'impôt	(46)	(136)	(424)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	1 488	514	2 887
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	(373)	548	(1 636)

Résultat global	6 317	4 700	5 112
Part TotalEnergies	6 313	4 676	4 969
Intérêts ne conférant pas le contrôle	4	24	143


COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
		9mois	9mois
(en millions de dollars)^(a)		2023	2022

Chiffre d'affaires		177 891	212 417
Droits d'accises		(13 711)	(13 060)
	Produits des ventes	164 180	199 357

Achats, nets de variation de stocks		(105 891)	(127 893)
Autres charges d'exploitation		(23 253)	(22 435)
Charges d'exploration		(399)	(1 049)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers		(9 223)	(9 716)
Autres produits		992	2 265
Autres charges		(1 594)	(4 516)

Coût de l'endettement financier brut		(2 160)	(1 667)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie		1 362	786
	Coût de l'endettement financier net	(798)	(881)

Autres produits financiers		982	630
Autres charges financières		(542)	(383)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence		1 981	(1 611)

Produit (Charge) d'impôt		(9 962)	(16 165)
Résultat net de l'ensemble consolidé		16 473	17 603
Part TotalEnergies		16 321	17 262
Intérêts ne conférant pas le contrôle		152	341
Résultat net par action (en $)		6,61	6,61
Résultat net dilué par action (en $)		6,57	6,57
(a) Excepté pour les résultats nets par action.


RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	9mois	9mois
(en millions de dollars)	2023	2022
Résultat net de l'ensemble consolidé	16 473	17 603

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	137	187
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	6	114
Effet d'impôt	(53)	(40)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(452)	(11 776)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(362)	(11 515)
Écart de conversion de consolidation	(95)	5 406
Couverture de flux futurs	2 197	4 217
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	5	79
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(64)	2 655
Autres éléments	(5)	(19)
Effet d'impôt	(518)	(1 483)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	1 520	10 855
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	1 158	(660)

Résultat global	17 631	16 943
Part TotalEnergies	17 539	16 627
Intérêts ne conférant pas le contrôle	92	316


BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
	30 septembre 2023	30 juin 2023	31 décembre 2022	30 septembre 2022
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)		(non audité)

ACTIF

Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	32 911	31 717	31 931	36 376
Immobilisations corporelles	106 721	104 174	107 101	99 700
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	30 153	30 425	27 889	28 743
Autres titres	1 342	1 190	1 051	1 149
Actifs financiers non courants	2 710	2 494	2 731	2 341
Impôts différés	3 535	3 649	5 049	4 434
Autres actifs non courants	3 991	2 573	2 388	2 930
Total actifs non courants	181 363	176 222	178 140	175 673

Actifs courants
Stocks	22 512	18 785	22 936	24 420
Clients et comptes rattachés	23 598	22 163	24 378	28 191
Autres créances	22 252	23 111	36 070	73 453
Actifs financiers courants	6 892	6 725	8 746	11 688
Trésorerie et équivalents de trésorerie	24 731	25 572	33 026	35 941
Actifs destinés à être cédés ou échangés	8 656	8 441	568	349
Total actifs courants	108 641	104 797	125 724	174 042
Total actif	290 004	281 019	303 864	349 715

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres
Capital	7 616	7 850	8 163	8 163
Primes et réserves consolidées	123 506	123 511	123 951	131 382
Écarts de conversion	(13 461)	(12 859)	(12 836)	(16 720)
Actions autodétenues	(1 894)	(4 820)	(7 554)	(5 004)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies	115 767	113 682	111 724	117 821
Intérêts ne conférant pas le contrôle	2 657	2 770	2 846	2 851
Total des capitaux propres	118 424	116 452	114 570	120 672

Passifs non courants
Impôts différés	11 633	11 237	11 021	12 576
Engagements envers le personnel	1 837	1 872	1 829	2 207
Provisions et autres passifs non courants	22 657	21 295	21 402	22 133
Dettes financières non courantes	41 022	40 427	45 264	44 899
Total passifs non courants	77 149	74 831	79 516	81 815

Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	37 268	32 853	41 346	48 942
Autres créditeurs et dettes diverses	37 405	38 609	52 275	80 468
Dettes financières courantes	16 876	15 542	15 502	16 923
Autres passifs financiers courants	415	443	488	861
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	2 467	2 289	167	34
Total passifs courants	94 431	89 736	109 778	147 228
Total passif et capitaux propres	290 004	281 019	303 864	349 715


TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre
(en millions de dollars)	2023	2023	2022

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	6 690	4 152	6 748
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	3 621	3 195	3 032
Provisions et impôts différés	686	81	704
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(521)	(70)	(1 645)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(325)	383	1 290
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(923)	2 125	7 407
Autres, nets	268	34	312
Flux de trésorerie d'exploitation	9 496	9 900	17 848

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(3 808)	(3 870)	(2 986)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(1 607)	(19)	(8)
Coût d'acquisition de titres	(482)	(522)	(2 557)
Augmentation des prêts non courants	(451)	(366)	(246)
Investissements	(6 348)	(4 777)	(5 797)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	914	31	97
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	7	38	524
Produits de cession d'autres titres	308	133	304
Remboursement de prêts non courants	132	102	797
Désinvestissements	1 361	304	1 722
Flux de trésorerie d'investissement	(4 987)	(4 473)	(4 075)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	-	383	(1)
- actions propres	(2 098)	(2 002)	(1 996)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(1 962)	(1 842)	(1 877)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(168)	(105)	(405)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	(1 081)	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(22)	(80)	(14)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(11)	(13)	38
Émission nette d'emprunts non courants	47	(14)	141
Variation des dettes financières courantes	(446)	(4 111)	(527)
Variation des actifs et passifs financiers courants	(182)	990	(4 473)
Flux de trésorerie de financement	(4 842)	(7 875)	(9 114)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(333)	(2 448)	4 659
Incidence des variations de change	(508)	35	(1 566)
Trésorerie en début de période	25 572	27 985	32 848
Trésorerie en fin de période	24 731	25 572	35 941


TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	9mois	9mois
(en millions de dollars)	2023	2022

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé	16 473	17 603
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	10 003	10 931
Provisions et impôts différés	1 081	4 669
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(843)	(1 823)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(291)	4 551
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(2 217)	4 982
Autres, nets	323	836
Flux de trésorerie d'exploitation	24 529	41 749

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels	(12 646)	(11 593)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(1 762)	(90)
Coût d'acquisition de titres	(2 411)	(2 782)
Augmentation des prêts non courants	(1 206)	(765)
Investissements	(18 025)	(15 230)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	1 013	427
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	228	675
Produits de cession d'autres titres	490	554
Remboursement de prêts non courants	472	2 139
Désinvestissements	2 203	3 795
Flux de trésorerie d'investissement	(15 822)	(11 435)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	383	370
- actions propres	(6 203)	(5 160)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(5 648)	(5 630)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(294)	(524)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	(1 081)	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(260)	(288)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(110)	33
Émission nette d'emprunts non courants	151	683
Variation des dettes financières courantes	(5 831)	(2 573)
Variation des actifs et passifs financiers courants	2 202	390
Flux de trésorerie de financement	(16 691)	(12 699)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(7 984)	17 615
Incidence des variations de change	(311)	(3 016)
Trésorerie en début de période	33 026	21 342
Trésorerie en fin de période	24 731	35 941


VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité)
	Actions émises		Primes et réserves consolidées	Écarts de conversion	Actions autodétenues		Capitaux propres - Part TotalEnergies	Intérêts ne conférant pas le contrôle	Capitaux propres
(en millions de dollars)	Nombre	Montant	Primes et réserves consolidées	Écarts de conversion	Nombre	Montant	Capitaux propres - Part TotalEnergies	Intérêts ne conférant pas le contrôle	Capitaux propres
Au 1er janvier 2022	2 640 429 329	8 224	117 849	(12 671)	(33 841 104)	(1 666)	111 736	3 263	114 999
Résultat net des neuf premiers mois 2022	-	-	17 262	-	-	-	17 262	341	17 603
Autres éléments du résultat global	-	-	3 421	(4 056)	-	-	(635)	(25)	(660)
Résultat Global	-	-	20 683	(4 056)	-	-	16 627	316	16 943
Dividendes	-	-	(5 653)	-	-	-	(5 653)	(524)	(6 177)
Émissions d'actions	9 367 482	26	344	-	-	-	370	-	370
Rachats d'actions	-	-	-	-	(97 376 124)	(5 160)	(5 160)	-	(5 160)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(317)	-	6 193 921	317	-	-	-
Paiements en actions	-	-	191	-	-	-	191	-	191
Annulation d'actions	(30 665 526)	(87)	(1 418)	-	30 665 526	1 505	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(44)	-	-	-	(44)	-	(44)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(255)	-	-	-	(255)	-	(255)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	41	7	-	-	48	124	172
Autres éléments	-	-	(39)	-	-	-	(39)	(328)	(367)
Au 30 septembre 2022	2 619 131 285	8 163	131 382	(16 720)	(94 357 781)	(5 004)	117 821	2 851	120 672
Résultat net du 1er octobre au 31 décembre 2022	-	-	3 264	-	-	-	3 264	177	3 441
Autres éléments du résultat global	-	-	(6 354)	3 882	-	-	(2 472)	23	(2 449)
Résultat Global	-	-	(3 090)	3 882	-	-	792	200	992
Dividendes	-	-	(4 336)	-	-	-	(4 336)	(12)	(4 348)
Émissions d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rachats d'actions	-	-	-	-	(42 831 619)	(2 551)	(2 551)	-	(2 551)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(1)	-	1 733	1	-	-	-
Paiements en actions	-	-	38	-	-	-	38	-	38
Annulation d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(76)	-	-	-	(76)	-	(76)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	4	2	-	-	6	(87)	(81)
Autres éléments	-	-	30	-	-	-	30	(106)	(76)
Au 31 décembre 2022	2 619 131 285	8 163	123 951	(12 836)	(137 187 667)	(7 554)	111 724	2 846	114 570
Résultat net des neuf premiers mois 2023	-	-	16 321	-	-	-	16 321	152	16 473
Autres éléments du résultat global	-	-	1 815	(597)	-	-	1 218	(60)	1 158
Résultat Global	-	-	18 136	(597)	-	-	17 539	92	17 631
Dividendes	-	-	(5 765)	-	-	-	(5 765)	(294)	(6 059)
Émissions d'actions	8 002 155	22	361	-	-	-	383	-	383
Rachats d'actions	-	-	-	-	(100 511 783)	(7 024)	(7 024)	-	(7 024)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(396)	-	6 463 426	396	-	-	-
Paiements en actions	-	-	232	-	-	-	232	-	232
Annulation d'actions	(214 881 605)	(569)	(11 720)	-	214 881 605	12 289	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 107)	-	-	-	(1 107)	-	(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(223)	-	-	-	(223)	-	(223)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	39	(28)	-	-	11	12	23
Autres éléments	-	-	(2)	-	-	(1)	(3)	1	(2)
Au 30 septembre 2023	2 412 251 835	7 616	123 506	(13 461)	(16 354 419)	(1 894)	115 767	2 657	118 424
^(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.


INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


3^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	1 551	2 144	5 183	27 127	23 012	-	-	59 017
Chiffre d'affaires intersecteurs	11 129	2 361	495	10 094	153	59	(24 291)	-
Droits d'accises	-	-	-	(210)	(4 394)	-	-	(4 604)
Produits des ventes	12 680	4 505	5 678	37 011	18 771	59	(24 291)	54 413
Charges d'exploitation	(5 347)	(3 038)	(4 811)	(34 598)	(17 749)	(231)	24 291	(41 483)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 976)	(283)	(86)	(483)	(204)	(23)	-	(3 055)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	10	358	(8)	61	(16)	81	-	486
Impôts du résultat opérationnel net	(2 437)	(251)	(86)	(502)	(247)	157	-	(3 366)
Ajustements^(a)	(208)	(51)	181	90	132	(37)	-	107
Résultat opérationnel net ajusté	3 138	1 342	506	1 399	423	80	-	6 888
Ajustements^(a)								107
Coût net de la dette nette								(305)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(14)
Résultat net - part TotalEnergies								6 676

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


3^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	2 677	734	2 215	424	270	28	-	6 348
Désinvestissements	699	168	331	114	49	-	-	1 361
Flux de trésorerie d'exploitation	4 240	872	1 936	2 060	206	182	-	9 496




2^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffres d'affaires externe	1 434	2 020	6 249	24 849	21 712	7	-	56 271
Chiffres d'affaires intersecteurs	10 108	2 778	670	8 630	201	64	(22 451)	-
Droits d'accises	-	-	-	(231)	(4 506)	-	-	(4 737)
Produits des ventes	11 542	4 798	6 919	33 248	17 407	71	(22 451)	51 534
Charges d'exploitation	(5 162)	(3 797)	(6 334)	(32 042)	(16 672)	(276)	22 451	(41 832)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 117)	(277)	(51)	(394)	(241)	(26)	-	(3 106)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(15)	472	(250)	3	64	(17)	-	257
Impôts du résultat opérationnel net	(1 889)	(137)	(41)	(187)	(162)	(40)	-	(2 456)
Ajustements^(a)	10	(271)	(207)	(376)	(53)	(40)	-	(937)
Résultat opérationnel net ajusté	2 349	1 330	450	1 004	449	(248)	-	5 334
Ajustements^(a)								(937)
Coût net de la dette nette								(245)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(64)
Résultat net - part TotalEnergies								4 088

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


2^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	2 569	626	807	489	256	30	-	4 777
Désinvestissements	26	45	149	52	28	4	-	304
Flux de trésorerie d'exploitation	4 047	1 332	2 284	1 923	665	(351)	-	9 900


INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


3^ème trimestre 2022	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	2 670	7 264	4 231	28 899	25 968	5	-	69 037
Chiffre d'affaires intersecteurs	14 701	3 854	537	12 065	176	52	(31 385)	-
Droits d'accises	-	-	-	(160)	(3 915)	-	-	(4 075)
Produits des ventes	17 371	11 118	4 768	40 804	22 229	57	(31 385)	64 962
Charges d'exploitation	(6 880)	(8 591)	(4 695)	(39 137)	(21 513)	(213)	31 385	(49 644)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 999)	(249)	(46)	(371)	(243)	(27)	-	(2 935)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(2 643)	1 697	1 493	219	(14)	(4)	-	748
Impôts du résultat opérationnel net	(5 071)	(752)	(25)	(255)	(153)	162	-	(6 094)
Ajustements^(a)	(3 439)	(190)	1 259	(675)	(172)	(59)	-	(3 276)
Résultat opérationnel net ajusté	4 217	3 413	236	1 935	478	34	-	10 313
Ajustements^(a)								(3 276)
Coût net de la dette nette								(289)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(122)
Résultat net - part TotalEnergies								6 626

^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
3^ème trimestre 2022	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	2 069	364	2 850	242	251	21	-	5 797
Désinvestissements	246	745	696	6	29	-	-	1 722
Flux de trésorerie d'exploitation	9 083	3 449	941	3 798	939	(362)	-	17 848


INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


9mois 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	4 939	9 036	19 987	76 831	67 083	15	-	177 891
Chiffre d'affaires intersecteurs	31 965	11 138	2 850	27 785	474	180	(74 392)	-
Droits d'accises	-	-	-	(625)	(13 086)	-	-	(13 711)
Produits des ventes	36 904	20 174	22 837	103 991	54 471	195	(74 392)	164 180
Charges d'exploitation	(15 271)	(16 280)	(20 976)	(98 532)	(52 208)	(668)	74 392	(129 543)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 159)	(848)	(184)	(1 291)	(669)	(72)	-	(9 223)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	63	1 634	(328)	116	291	43	-	1 819
Impôts du résultat opérationnel net	(7 724)	(593)	(238)	(1 014)	(528)	180	-	(9 917)
Ajustements^(a)	(327)	(657)	(215)	(751)	205	(77)	-	(1 822)
Résultat opérationnel net ajusté	8 140	4 744	1 326	4 021	1 152	(245)	-	19 138
Ajustements^(a)								(1 822)
Coût net de la dette nette								(843)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(152)
Résultat net - part TotalEnergies								16 321

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


9mois 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	9 298	2 555	4 256	1 138	685	93	-	18 025
Désinvestissements	756	262	629	174	378	4	-	2 203
Flux de trésorerie d'exploitation	12 823	5 740	2 935	3 132	198	(299)	-	24 529



9mois 2022	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	7 342	16 672	17 398	94 968	76 024	13	-	212 417
Chiffre d'affaires intersecteurs	42 324	11 292	1 546	34 127	1 159	185	(90 633)	-
Droits d'accises	-	-	-	(538)	(12 522)	-	-	(13 060)
Produits des ventes	49 666	27 964	18 944	128 557	64 661	198	(90 633)	199 357
Charges d'exploitation	(18 348)	(21 621)	(19 381)	(119 790)	(61 807)	(1 063)	90 633	(151 377)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(6 772)	(803)	(140)	(1 140)	(757)	(104)	-	(9 716)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(6 069)	(172)	1 685	724	42	175	-	(3 615)
Impôts du résultat opérationnel net	(12 810)	(1 305)	(26)	(1 646)	(674)	259	-	(16 202)
Ajustements^(a)	(8 284)	(4 698)	588	890	249	(297)	-	(11 552)
Résultat opérationnel net ajusté	13 951	8 761	494	5 815	1 216	(238)	-	29 999
Ajustements^(a)								(11 552)
Coût net de la dette nette								(844)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(341)
Résultat net - part TotalEnergies								17 262

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


9mois 2022	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	8 168	939	4 586	803	679	55	-	15 230
Désinvestissements	592	1 982	940	89	180	12	-	3 795
Flux de trésorerie d'exploitation	23 619	9 470	(795)	8 431	2 417	(1 393)	-	41 749

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

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022
1 978	2 543	1 823	9%	FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT (a)	8 542	7 576	13%
-	-	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (b)	-	-	ns
-	-	(1)	-100%	Remboursement organique de prêts SME (c)	-	22	-100%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (d) *	-	-	ns
51	56	34	50%	Capex liés aux contrats de location capitalisés (e)	157	94	67%
14	1	7	100%	Dépenses liées aux crédits carbone (f)	16	11	45%
2 043	2 600	1 863	10%	Investissements nets (a + b + c + d + e + f = g - i + h)	8 715	7 703	13%
(514)	176	(126)	ns	Dont acquisitions nettes (g - i)	1 600	2 415	-34%
156	179	96	63%	Acquisitions (g)	2 281	2 893	-21%
670	3	222	x3	Cessions (i)	681	478	42%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
2 557	2 424	1 989	29%	Dont investissements organiques (h)	7 115	5 288	35%
343	325	169	x2	Exploration capitalisée	872	381	x2,3
32	17	12	x2,7	Augmentation des prêts non courants	93	58	60%
(29)	(23)	(25)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(75)	(92)	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	-	-	ns

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

1.2. Integrated LNG

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022
566	581	(381)	ns	FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT (a)	2 293	(1 043)	ns
-	-	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (b)	-	-	ns
1	-	578	-100%	Remboursement organique de prêts SME (c)	2	1 282	-100%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (d) *	-	-	ns
12	6	6	100%	Capex liés aux contrats de location capitalisés (e)	26	19	37%
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone (f)	-	-	ns
579	587	203	x2,9	Investissements nets (a + b + c + d + e + f = g - i + h)	2 321	258	x9
84	205	(10)	ns	Dont acquisitions nettes (g - i)	1 048	(66)	ns
204	224	-	ns	Acquisitions (g)	1 197	4	x299,3
120	19	10	x12	Cessions (i)	149	70	x2,1
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
495	382	213	x2,3	Dont investissements organiques (h)	1 273	324	x3,9
3	3	-	ns	Exploration capitalisée	7	-	ns
153	95	133	15%	Augmentation des prêts non courants	391	264	48%
(47)	(26)	(156)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(111)	(592)	ns
-	-	-	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

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022
1 884	658	2 154	-13%	FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT (a)	3 627	3 646	-1%
-	-	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (b)	-	-	ns
4	16	3	33%	Remboursement organique de prêts SME (c)	26	3	x8,7
43	35	8	x5,4	Variation de dette de projets renouvelables (d) *	81	(356)	ns
1	2	3	-67%	Capex liés aux contrats de location capitalisés (e)	5	3	67%
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone (f)	-	-	ns
1 932	711	2 168	-11%	Investissements nets (a + b + c + d + e + f = g - i + h)	3 739	3 296	13%
1 354	(42)	1 728	-22%	Dont acquisitions nettes (g - i)	1 831	2 367	-23%
1 622	45	1 617	-	Acquisitions (g)	2 204	2 647	-17%
268	87	(111)	ns	Cessions (i)	373	280	33%
(43)	(35)	(4)	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	(81)	170	ns
578	753	440	31%	Dont investissements organiques (h)	1 908	929	x2,1
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
207	182	62	x3,3	Augmentation des prêts non courants	552	290	90%
(17)	(11)	(8)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(149)	(34)	ns
-	-	4	-100%	Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	-	(186)	-100%

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

1.4. Raffinage-Chimie

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022
310	437	236	31%	FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT (a)	964	714	35%
-	-	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (b)	-	-	ns
(21)	2	(11)	ns	Remboursement organique de prêts SME (c)	(33)	(12)	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (d) *	-	-	ns
-	-	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés (e)	-	-	ns
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone (f)	-	-	ns
289	439	225	28%	Investissements nets (a + b + c + d + e + f = g - i + h)	931	702	33%
(97)	(15)	1	ns	Dont acquisitions nettes (g - i)	(107)	(33)	ns
-	27	-	ns	Acquisitions (g)	31	15	x2,1
97	42	(1)	ns	Cessions (i)	138	48	x2,9
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
386	454	224	72%	Dont investissements organiques (h)	1 038	735	41%
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
13	27	-	ns	Augmentation des prêts non courants	51	52	-2%
(9)	(8)	(5)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(25)	(32)	ns
-	-	-	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

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022
221	228	222	ns	FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT (a)	307	499	-38%
-	-	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (b)	-	-	ns
-	-	-	ns	Remboursement organique de prêts SME (c)	-	-	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables (d) *	-	-	ns
-	-	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés (e)	-	-	ns
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone (f)	-	-	ns
221	228	222	-	Investissements nets (a + b + c + d + e + f = g - i + h)	307	499	-38%
(18)	(4)	(7)	ns	Dont acquisitions nettes (g - i)	(256)	(98)	ns
10	7	2	x5	Acquisitions (g)	17	20	-15%
28	11	9	x3,1	Cessions (i)	273	118	x2,3
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
239	232	229	4%	Dont investissements organiques (h)	563	597	-6%
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
16	26	24	-33%	Augmentation des prêts non courants	53	68	-22%
(19)	(12)	(20)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(70)	(62)	ns
-	-	-	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

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022

4 240	4 047	9 083	-53%	Flux de trésorerie d’exploitation (a)	12 823	23 619	-46%
(925)	(317)	2 676	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (b)	(1 613)	2 549	ns
-	-	-	ns	Effet de stock (c)	-	-	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables (d)	-	-	ns
-	-	(1)	-100%	Remboursement organique de prêts SME (e)	-	22	-100%
5 165	4 364	6 406	-19%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f = a - b - c + d + e)	14 436	21 092	-32%

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

2.2. Integrated LNG


3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022
872	1 332	3 449	-75%	Flux de trésorerie d’exploitation (a)	5 740	9 470	-39%
(775)	(469)	1 536	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (b) *	212	3 656	-94%
-	-	-	ns	Effet de stock (c)	-	-	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables (d)	-	-	ns
1	-	578	-100%	Remboursement organique de prêts SME (e)	2	1 282	-100%
1 648	1 801	2 492	-34%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f = a - b - c + d + e)	5 530	7 096	-22%

*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

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022
1 936	2 284	941	x2,1	Flux de trésorerie d’exploitation (a)	2 935	(795)	ns
1 466	1 844	753	95%	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (b) *	1 595	(1 299)	ns
-	-	-	ns	Effet de stock (c)	-	-	ns
43	35	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables (d)	81	25	x3,3
4	16	3	33%	Remboursement organique de prêts SME (e)	26	3	x8,7
516	491	191	x2,7	Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f = a - b - c + d + e)	1 447	532	x2,7

*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

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022
2 060	1 923	3 798	-46%	Flux de trésorerie d’exploitation (a)	3 132	8 431	-63%
(125)	788	2 394	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (b)	(1 520)	908	ns
546	(192)	(771)	ns	Effet de stock (c)	(61)	951	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables (d)	-	-	ns
(21)	2	(11)	ns	Remboursement organique de prêts SME (e)	(33)	(12)	ns
1 618	1 329	2 164	-25%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f = a - b - c + d + e)	4 680	6 560	-29%

2.5. Marketing & Services

3^ème trimestre	2^ème trimestre	3^ème trimestre	3^ème trimestre 2023 vs		9mois	9mois	9 mois 2023 vs
2023	2023	2022	3^ème trimestre 2022	(en millions de dollars)	2023	2022	9 mois 2022

206	665	939	-78%	Flux de trésorerie d’exploitation (a)	198	2 417	-92%
(599)	(31)	398	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (b)	(1 672)	144	ns
218	(60)	(239)	ns	Effet de stock (c)	71	445	-84%
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables (d)	-	-	ns
-	-	-	ns	Remboursement organique de prêts SME (e)	-	-	ns
587	756	780	-25%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) (f = a - b - c + d + e)	1 799	1 828	-2%

*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	Interne Compagnie	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté 3^ème trimestre 2023	3 138	1 342	506	1 399	423	80	-	6 888
Résultat opérationnel net ajusté 2^ème trimestre 2023	2 349	1 330	450	1 004	449	(248)	-	5 334
Résultat opérationnel net ajusté 1^er trimestre 2023	2 653	2 072	370	1 618	280	(77)	-	6 916
Résultat opérationnel net ajusté 4^ème trimestre 2022	3 528	2 408	481	1 487	334	(25)	-	8 213
Résultat opérationnel net ajusté (a)	11 668	7 152	1 807	5 508	1 486	(270)	-	27 351


Bilan au 30 septembre 2023
Immobilisations corporelles et incorporelles	84 906	24 683	11 635	11 350	6 449	609	-	139 632
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	2 823	13 624	8 840	4 293	573	-	-	30 153
Autres actifs non courants	3 473	2 874	711	722	1 124	(35)	-	8 869
Stocks	1 542	1 768	657	14 337	4 208	-	-	22 512
Clients et comptes rattachés	7 152	8 436	5 415	23 483	9 416	1 734	(32 038)	23 598
Autres créances	5 623	10 327	8 081	2 452	3 531	2 815	(10 577)	22 252
Fournisseurs et comptes rattachés	(5 860)	(9 514)	(5 659)	(35 396)	(10 972)	(1 787)	31 920	(37 268)
Autres créditeurs et dettes diverses	(9 532)	(12 307)	(8 178)	(6 803)	(4 919)	(6 361)	10 695	(37 405)
Besoin en fonds de roulement	(1 075)	(1 290)	316	(1 927)	1 264	(3 598)	-	(6 310)
Provisions et autres passifs non courants	(26 342)	(3 858)	(1 586)	(3 757)	(1 207)	623	-	(36 127)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	5 607	-	127	130	1 298	-	-	7 162
Capitaux employés (Bilan)	69 392	36 033	20 043	10 811	9 501	(2 402)	-	143 378
Moins effet de stock	-	-	-	(1 809)	(476)	-	-	(2 285)
Capitaux Employés au coût de remplacement (b)	69 392	36 033	20 043	9 002	9 025	(2 402)	-	141 093


Bilan au 30 septembre 2022
Immobilisations corporelles et incorporelles	86 341	24 387	6 791	10 670	7 317	570	-	136 076
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	2 874	13 525	7 694	4 228	422	-	-	28 743
Autres actifs non courants	3 782	1 039	2 050	577	1 142	(78)	-	8 512
Stocks	1 230	2 910	1 217	14 474	4 587	2	-	24 420
Clients et comptes rattachés	7 827	25 065	3 087	19 382	9 043	1 245	(37 458)	28 191
Autres créances	6 846	63 814	23 448	2 842	4 157	2 558	(30 212)	73 453
Fournisseurs et comptes rattachés	(5 818)	(22 866)	(12 466)	(31 969)	(12 166)	(998)	37 341	(48 942)
Autres créditeurs et dettes diverses	(13 114)	(65 868)	(12 109)	(8 438)	(5 535)	(5 733)	30 329	(80 468)
Besoin en fonds de roulement	(3 029)	3 055	3 177	(3 709)	86	(2 926)	-	(3 346)
Provisions et autres passifs non courants	(25 051)	(4 264)	(2 686)	(3 566)	(1 298)	(52)	-	(36 917)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	124	-	155	-	-	-	-	279
Capitaux employés (Bilan)	65 041	37 742	17 181	8 200	7 669	(2 486)	-	133 347
Moins effet de stock	-	-	-	(2 399)	(528)	-	-	(2 927)
Capitaux Employés au coût de remplacement (c)	65 041	37 742	17 181	5 801	7 141	(2 486)	-	130 420

ROACE en pourcentage (a / moyenne (b + c))	17,4%	19,4%	9,7%	74,4%	18,4%			20,1%

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

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

3^èmetrimestre	2^èmetrimestre	3^èmetrimestre		9mois	9mois
2023	2023	2022	(en millions de dollars)	2023	2022
6 690	4 152	6 748	Résultat net de l'ensemble consolidé (a)	16 473	17 603
(305)	(245)	(289)	Coût net de la dette nette (b)	(843)	(844)
(881)	(449)	(2 205)	Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net	(1 497)	(11 950)
-	-	1 450	Plus ou moins-value de cession	203	1 450
-	(5)	(19)	Charges de restructuration	(5)	(41)
(698)	(469)	(3 118)	Dépréciations et provisions exceptionnelles	(1 227)	(11 898)
(183)	25	(518)	Autres éléments	(468)	(1 461)
623	(377)	(847)	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	(145)	1 253
365	(111)	(224)	Effet des variations de juste valeur	(180)	(855)
107	(937)	(3 276)	Total des éléments d’ajustement du résultat opérationnel net (c)	(1 822)	(11 552)
6 888	5 334	10 313	Résultat opérationnel net ajusté (a - b - c)	19 138	29 999

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26/10/2023

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TKA THYSSENKRUPP AG
EQNR EQUINOR ASA
ETL EUTELSAT COMMUNICATIONS SA
GALP GALP ENERGIA SGPS SA CLASS B
AUTN AUTONEUM HOLDING AG
BLC BASTIDE LE CONFORT MEDICAL SA
PSM PROSIEBENSAT.1 MEDIA SE
RBT ROBERTET SA
ENI ENI S.P.A.
REP REPSOL SA
ERG ERG S.P.A.
KENDR KENDRION NV
PYT POLYTEC HOLDING
B7E BLUE CAP
TWEKA TKH GROUP N.V. CERT
11B 11 BIT STUDIOS S.A.
RUI RUBIS SCA
BP. BP P.L.C.
JST JOST WERKE AG
VK VALLOUREC SA
NA9 NAGARRO
FORSE FORSEE POWER SA
IVG IVECO GROUP
SHEL SHELL PLC
NCH2 THYSSENKRUPP NUCERA AG & CO.

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ENGI ENGIE SA.
GALP GALP ENERGIA SGPS SA CLASS B
GFC GECINA SA
ALV ALLIANZ SE
ITRK INTERTEK GROUP PLC
ENI ENI S.P.A.
RWE RWE AG
DTE DEUTSCHE TELEKOM AG
TLX TALANX AG
REP REPSOL SA
SPSN SWISS PRIME SITE AG
SIE SIEMENS AG
BP. BP P.L.C.
DNP DINO POLSKA S.A.
LAND LAND SECURITIES GROUP PLC
SHEL SHELL PLC
NOVO B NOVO NORDISK A/S
AGN AEGON N.V.

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ODDO : IEA report - demand revised slightly up and OPEC output below e...

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ENI ENI S.P.A.
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