Avec un résultat net ajusté de 5,1 G$ et un
CFFO de 8,2 G$ TotalEnergies affiche des résultats
solides en ligne avec ses objectifs ambitieux pour l’année
2024
Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE):
1T24
4T23
Variation vs 4T23
1T23
Variation vs 1T23
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)
5.7
5.1
+13%
5.6
+3%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)(1)
- en milliards de dollars (G$)
5.1
5.2
-2%
6.5
-22%
- en dollar par action
2.14
2.16
-1%
2.61
-18%
EBITDA ajusté(1) (G$)
11.5
11.7
-2%
14.2
-19%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)(1) (G$)
8.2
8.5
-4%
9.6
-15%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)
2.2
16.2
-87%
5.1
-58%
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 25
avril 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné,
Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie
pour le premier trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné
a déclaré :
« Célébrant cette année ses 100 ans, TotalEnergies démontre une
nouvelle fois ce trimestre la pertinence de sa stratégie de
transition équilibrée ancrée sur deux piliers, les hydrocarbures et
l’électricité, permettant de délivrer des résultats solides et un
retour à l’actionnaire attractif. Dans un environnement marqué par
des prix du pétrole et des marges de raffinage soutenus, mais des
prix du gaz en retrait, la Compagnie affiche au premier trimestre
2024 un résultat net ajusté de 5,1 G$ et un cash-flow de 8,2 G$,
conformes à ses objectifs ambitieux pour l’année 2024.
Au premier trimestre, la production Oil & Gas s’établit à
2,46 Mbep/j, bénéficiant d’une croissance de la production de GNL
de 6% sur le trimestre ainsi que des démarrages de Mero 2 au Brésil
et d’Akpo West au Nigéria. La Compagnie a apprécié positivement les
découvertes de Venus en Namibie et de Cronos à Chypre.
L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net
ajusté de 2,6 G$ et un cash-flow de 4,5 G$ et confirme son
leadership en termes de maîtrise des coûts, avec des coûts
opératoires inférieurs à 5 $/bep.
Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net
ajusté de 1,2 G$ et un cash-flow de 1,3 G$ ce trimestre, dans un
environnement baissier et peu volatil. La Compagnie a renforcé son
intégration sur la chaine du GNL avec l’acquisition des actifs
amonts de Lewis Energy Group dans le bassin d’Eagle Ford aux
Etats-Unis et la signature d’un contrat de vente de GNL à Sembcorp
en Asie. La Compagnie poursuit le déploiement de sa stratégie
multi-énergies en Oman : elle a lancé le projet Marsa LNG d’un
train 100% électrifié à très faibles émissions (3 kg/bep) destiné
en priorité au marché des carburants maritimes et va développer un
portefeuille de 800 MW de projets éoliens et solaires, dont le
projet de 300 MW qui alimentera Marsa LNG.
Le secteur Integrated Power génère un résultat opérationnel net
ajusté en hausse à 0,6 G$ et un cash-flow de 0,7 G$, avec une
rentabilité des capitaux moyens employés atteignant 10%, confirmant
la capacité de la Compagnie à croitre de manière rentable sur la
chaine de valeur de l’électricité. TotalEnergies a renforcé son
intégration au Texas en finalisant ce trimestre l’acquisition de
1,5 GW de centrales à gaz flexibles.
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,2 G$ et
un cash-flow de 1,8 G$, bénéficiant de la hausse des marges de
raffinage sur le trimestre. La Compagnie a finalisé la cession à
Alimentation Couche-Tard d’une partie de son réseau européen et a
poursuivi son développement dans les carburants aériens durables
(SAF) en nouant des partenariats avec Airbus et SINOPEC.
Conforté par ces résultats solides, en ligne avec les objectifs
ambitieux pour l’année 2024, le Conseil d’administration a décidé
la distribution d’un premier acompte sur dividende au titre de
l’exercice 2024 d’un montant de 0,79 € par action, en hausse de
près de 7% par rapport à 2023, et a autorisé des rachats d’actions
pour 2 G$ au deuxième trimestre 2024. »
(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.
1. Faits marquants (2)
- Célébration des 100 ans de TotalEnergies le 28 mars 2024 et
lancement de l’opération « 100 pour 100 » :
- Plan d’attribution de 100 actions aux 100 000 collaborateurs de
la Compagnie* dans le monde
- Offres de 100€ à 100 000 nouveaux clients électricité et à 100
000 clients particuliers station-service en France sous
conditions
Responsabilité sociétale et
environnementale
- Publication du Sustainability & Climate – 2024 Progress
Report présentant les progrès réalisés par TotalEnergies en 2023
dans la mise en œuvre de sa stratégie et de son ambition
climat
- TotalEnergies numéro 1 du classement Net Zero Standard for Oil
& Gas publié par Climate Action 100+
- Lancement du programme mondial Care Together by TotalEnergies
traduisant les engagements de la Compagnie en matière de
responsabilité sociale vis-à-vis de ses collaborateurs
- Poursuite du prix plafond des carburants à 1,99 €/L, en
France
- Lancement de l’opération annuelle d’augmentation de capital
réservée aux salariés de TotalEnergies, numéro 1 de l’actionnariat
salarié en Europe selon la Fédération Européenne de l’Actionnariat
Salarié
- Mise à disposition d’un outil d’intelligence artificielle
générative au service de l’ensemble des collaborateurs de
TotalEnergies
Amont
- Mise en production de la seconde phase du champ de Mero au
Brésil
- Démarrage de la production du champ d’Akpo West au Nigéria
- Démarrage de la production de gaz du hub de Tyra au Danemark,
après un redéveloppement majeur
- Accords avec OMV et Sapura Upstream Assets pour l’acquisition
de 100% des actions de SapuraOMV, producteur et opérateur de gaz,
en Malaisie
- Acquisition d’une participation dans le permis d’exploration
offshore 3B/4B, en Afrique du Sud
- Appréciation positive de la découverte de gaz de Cronos sur le
Bloc 6 à Chypre
- Extension du partenariat avec Sonatrach dans la région de
Timimoun, en Algérie
- Création d’une joint-venture avec Vantage (75%/25%) pour
acquérir le navire de forage Tungsten Explorer
- Lancement d’une technologie sous-marine innovante de séparation
et réinjection du gaz à haute teneur en CO2 sur le champ de Mero,
au Brésil
Aval
- Finalisation de la cession de réseaux de stations-service au
Benelux à Couche-Tard
- Coopération avec Bapco Energies à Bahreïn dans le trading de
produits pétroliers
- Partenariat stratégique avec Airbus dans les carburants aériens
durables (SAF)
- Partenariat avec SINOPEC pour développer conjointement une
unité de production de SAF en Chine
Integrated LNG
- Lancement du projet Marsa LNG de 1 Mt/an en Oman, usine GNL
100% électrique à très faible émission (3 kg CO2/bep), alimentée
par une usine solaire de 300 MW
- Acquisition des 20% de Lewis Energy Group dans les permis
d’exploitation du champ gazier de Dorado (Eagle Ford) au Texas
- Signature d’un contrat de vente de 0,8 Mt/an de GNL pendant 16
ans à Sembcorp à Singapour
- Extension jusqu’en 2025 du contrat d’achat de GNL de 2 Mt/an
avec Sonatrach, en Algérie
Integrated Power
- Finalisation de l’acquisition de 1,5 GW de capacité de
production électrique flexible à gaz au Texas
- Lancement d’un nouveau projet de stockage d’électricité par
batteries de 75 MWh, en Belgique
- Cap de 1,5 GW de PPA signés avec 600 clients industriels et
commerciaux dans le monde
Décarbonation et molécules
bas-carbone
- Acquisition de projets de stockage de carbone auprès de Talos
Low Carbon Solutions aux Etats-Unis
- Création d’une joint-venture avec Vanguard Renewables
(50%/50%), filiale de BlackRock, pour développer la production de
biométhane aux Etats-Unis
- Membre fondateur de la coalition internationale « e-NG
Coalition » visant à soutenir le développement de la filière
industrielle de méthane synthétique
(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.
*
TotalEnergies SE et les sociétés dont le
capital social est détenu à plus de 50% par TotalEnergies SE ou
sous contrôle conjoint, à l’exception d’un nombre limité de
sociétés cogérées avec d’autres acteurs pétroliers, ainsi que
celles enregistrées ou immatriculées dans un pays sous sanctions
économiques.
2. Principales données financières issues des comptes
consolidés de TotalEnergies (1)
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,le résultat
par action et le nombre d’actions
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
EBITDA ajusté (1)
11,493
11,696
-2%
14,167
-19%
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
5,600
5,724
-2%
6,993
-20%
Exploration-Production
2,550
2,802
-9%
2,653
-4%
Integrated LNG
1,222
1,456
-16%
2,072
-41%
Integrated Power
611
527
+16%
370
+65%
Raffinage-Chimie
962
633
+52%
1,618
-41%
Marketing & Services
255
306
-17%
280
-9%
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence
621
597
+4%
1,079
-42%
Taux moyen d'imposition (3)
37.8%
37.7%
-
41.4%
-
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)
5,112
5,226
-2%
6,541
-22%
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (4)
2.14
2.16
-1%
2.61
-18%
Résultat net ajusté dilué par action (euros) (5)
1.97
2.02
-2%
2.43
-19%
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)
2,352
2,387
-1%
2,479
-5%
Résultat net (part TotalEnergies)
5,721
5,063
+13%
5,557
+3%
Investissements organiques (1)
4,072
6,139
-34%
3,433
+19%
Acquisitions nettes de cessions (1)
(500)
(5,404)
ns
2,987
ns
Investissements nets (1)
3,572
735
x4,9
6,420
-44%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
8,168
8,500
-4%
9,621
-15%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (1)
8,311
8,529
-3%
9,774
-15%
Flux de trésorerie d’exploitation
2,169
16,150
-87%
5,133
-58%
Ratio d’endettement(1) de 10,5% au 31 mars 2024 contre 5,0% au 31
décembre 2023
(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 €-$ : 1,0858 au 1er
trimestre 2024, 1,0751 au 4ème trimestre 2023 et 1,0730 au 1er
trimestre 2023.
3. Principales données d’environnement, d’émissions de gaz à
effet de serre et de production
3.1 Environnement – prix de vente liquides et gaz, marge de
raffinage
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Brent ($/b)
83.2
84.3
-1%
81.2
+3%
Henry Hub ($/Mbtu)
2.1
2.9
-28%
2.7
-22%
NBP ($/Mbtu)
8.7
13.3
-35%
16.1
-46%
JKM ($/Mbtu)
9.3
15.2
-39%
16.5
-44%
Prix moyen de vente liquides ($/b) (6),(7)Filiales consolidées
78.9
80.2
-2%
73.4
+7%
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) (6),(8)Filiales consolidées
5.11
6.17
-17%
8.89
-43%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) (6),(9)Filiales consolidées et
sociétés mises en equivalence
9.58
10.28
-7%
13.27
-28%
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) (6),(10)
71.7
52.6
+36%
90.7
-21%
3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)
Émissions Scope 1+2 (MtCO2e)
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Scope 1+2 des installations opérées (12)
8.2
7.9
+4%
9.1
-10%
dont Oil & Gas
7.1
7.2
-1%
7.6
-7%
dont CCGT
1.1
0.7
+57%
1.5
-27%
Scope 1+2 périmètre patrimonial
11.6
11.5
+1%
12.8
-9%
Emissions trimestrielles estimées.
Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en en
hausse de 4% sur le trimestre, compte-tenu de l’effet périmètre lié
à l’acquisition de centrales à gaz au Texas pour une capacité de
1,5 GW. Elles sont néanmoins en baisse de 10% sur un an, en lien
avec la moindre utilisation des centrales à gaz en Europe, la
baisse continue du torchage sur les installations de
l’Exploration-Production et la mise en œuvre de projets de
réduction d’émissions au Raffinage-Chimie.
Émissions de Méthane (ktCH4)
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Émissions de méthane des installations opérées
8
9
-11%
9
-11%
Émissions de méthane périmètre patrimonial
9
11
-18%
11
-18%
Émissions trimestrielle estimées.
Émissions Scope 3 (MtCO2e)
1T24
2023
Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (13)
est. 85
355
(6)
Ne prend pas en compte les activités de
négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
(7)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées.
(8)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées.
(9)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
(10)
Cet indicateur de marché pour le raffinage
européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t),
utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits
pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de
raffinage européen de TotalEnergies.
(11)
Les gaz à effet de serre (GES) désignent
les 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 2023 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’usage final des produits énergétiques
vendus aux clients, 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 chaîne de valeur pour l’année 2024 sera déterminé au
regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies
fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres.
3.3 Production (14)
Production d'hydrocarbures
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2,461
2,462
-
2,524
-2%
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)
1,322
1,341
-1%
1,398
-5%
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)
1,139
1,121
+2%
1,126
+1%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2,461
2,462
-
2,524
-2%
Liquides (kb/j)
1,482
1,506
-2%
1,562
-5%
Gaz (Mpc/j)
5,249
5,158
+2%
5,191
+1%
La production d’hydrocarbures, de 2 461 milliers de barils
équivalent pétrole par jour au premier trimestre 2024, est stable
sur le trimestre, portée par la hausse de la production GNL et les
démarrages de Mero 2 au Brésil et d’Akpo West au Nigéria,
compensant la cession des actifs canadiens effective au cours du
quatrième trimestre 2023. Hors Canada, la production est en hausse
de 1% sur le trimestre.
La production d’hydrocarbures est en hausse de 1,5% sur un an
(hors Canada) en raison des éléments suivants :
- +2% lié à la montée en puissance de projets, notamment Mero 2
au Brésil, Bloc 10 en Oman, Tommeliten Alpha en Norvège et Absheron
en Azerbaïdjan,
- +1% lié à la baisse des maintenances planifiées et arrêts non
planifiés,
- +1% d’effet périmètre, notamment lié à l’entrée dans les champs
en production de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis,
partiellement compensée par la fin des licences d’exploitation de
Bongkot en Thaïlande,
- -2,5% lié au déclin naturel des champs.
En incluant l’effet de la cession des actifs canadiens, la
production est en baisse de 2% sur un an.
(14)
Production de la Compagnie = production de
l’EP + production d’Integrated LNG.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Exploration-Production
4.1.1 Production
Production d'hydrocarbures
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
EP (kbep/j)
1,969
1,998
-1%
2,061
-4%
Liquides (kb/j)
1,419
1,448
-2%
1,500
-5%
Gaz (Mpc/j)
2,937
2,946
-
3,012
-2%
4.1.2 Résultats
En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté
2,550
2,802
-9%
2,653
-4%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en équivalence
145
130
+12%
135
+7%
Taux moyen d'imposition (15)
48.5%
47.7%
-
57.1%
-
Investissements organiques (1)
2,041
3,117
-35%
2,134
-4%
Acquisitions nettes (1)
36
(4,306)
ns
1,938
-98%
Investissements nets (1)
2,077
(1,189)
ns
4,072
-49%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
4,478
4,690
-5%
4,907
-9%
Flux de trésorerie d’exploitation
3,590
5,708
-37%
4,536
-21%
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production
s’est établi à 2 550 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 9%
sur le trimestre et de 4% sur un an, principalement en raison de la
baisse des prix du gaz et de la production.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 478 M$
au premier trimestre 2024, en baisse de 5% sur le trimestre et de
9% sur un an, pour les mêmes raisons.
(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).
4.2 Integrated LNG
4.2.1 Production
Production d'hydrocarbures pour le GNL
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Integrated LNG (kbep/j)
492
464
+6%
463
+6%
Liquides (kb/j)
63
58
+9%
62
+1%
Gaz (Mpc/j)
2,312
2,212
+5%
2,179
+6%
GNL (Mt)
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Ventes totales de GNL
10.7
11.8
-9%
11.0
-3%
incl. Ventes issues des quotes-parts de production*
4.2
4.0
+5%
4.0
+5%
incl. Ventes par TotalEnergies issues desquotes-parts de production
et d'achats auprès de tiers
9.3
10.8
-14%
9.9
-6%
*
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 a augmenté de 6% sur
le trimestre, portée par une disponibilité accrue des
installations, notamment Ichthys en Australie et QatarEnergy LNG
N(2) au Qatar, et par la hausse de l’approvisionnement de NLNG au
Nigéria.
Les ventes de GNL sont en baisse de 9% par rapport au trimestre
précédent, la demande étant moins élevée en Europe du fait d’un
hiver doux et de niveaux de stocks élevés. A noter que les volumes
ont été impactés par l’indisponibilité partielle ce trimestre de
Freeport LNG, aux Etats-Unis.
4.2.2 Résultats
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté
1,222
1,456
-16%
2,072
-41%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en équivalence
494
500
-1%
786
-37%
Investissements organiques (1)
540
790
-32%
396
+36%
Acquisitions nettes de cessions (1)
(12)
48
ns
759
ns
Investissements nets (1)
528
838
-37%
1,155
-54%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
1,348
1,763
-24%
2,081
-35%
Flux de trésorerie d’exploitation
1,710
2,702
-37%
3,536
-52%
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG
s’est établi à 1 222 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de 16%
sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix et des ventes de
GNL. Compte tenu de la faible volatilité des prix ce trimestre, le
résultat des activés de négoce de GNL a été en ligne avec la
moyenne historique.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated
LNG s’est établie à 1 348 M$ au premier trimestre 2024 en baisse de
24% sur le trimestre, pour les mêmes raisons, ainsi qu’en raison
d’un effet timing sur le paiement des dividendes reçus par
certaines sociétés mises en équivalence.
4.3 Integrated Power
4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes
Integrated Power
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Production nette d'électricité (TWh) *
9.6
8.0
+20%
8.4
+14%
dont à partir de sources renouvelables
6.0
5.5
+10%
3.8
+56%
dont à partir de capacités flexibles à gaz
3.6
2.5
+42%
4.5
-21%
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **
19.5
17.3
+13%
12.7
+54%
dont renouvelables
13.7
13.0
+5%
8.4
+64%
dont capacités flexibles à gaz
5.8
4.3
+35%
4.3
+35%
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique
renouvelable (GW) **,***
84.1
80.1
+5%
70.4
+19%
dont capacités installées
23.5
22.4
+5%
17.9
+31%
Clients électricité - BtB et BtC (Million) **
6.0
5.9
+1%
6.0
-1%
Clients gaz - BtB et BtC (Million) **
2.8
2.8
-
2.8
-
Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)
14.9
13.9
+7%
15.5
-4%
Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)
35.7
30.7
+16%
37.3
-4%
*
Solaire, éolien, hydroélectricité et
capacités flexibles à gaz.
**
Données à fin de période.
***
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.
La production nette d'électricité s’établit à 9,6 TWh au premier
trimestre 2024, en hausse de 20% sur le trimestre. La production de
source renouvelable est en croissance de 10% sur le trimestre et la
croissance de la production des capacités flexibles à gaz bénéficie
de l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas.
La capacité brute installée de génération électrique
renouvelable est de 23,5 GW à la fin du premier trimestre 2024, en
croissance de plus de 1 GW sur le trimestre, dont 0,5 GW de
nouvelles capacités installées aux États-Unis (Clearway, Danish
Fields) et 0,4 GW en Inde.
4.3.2 Résultats
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté
611
527
+16%
370
+65%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en équivalence
(39)
21
ns
56
ns
Investissements organiques (1)
943
674
+40%
577
+63%
Acquisitions nettes de cessions (1)
735
532
+38%
519
+42%
Investissements nets (1)
1,678
1,206
+39%
1,096
+53%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
692
705
-2%
440
+57%
Flux de trésorerie d’exploitation
(249)
638
ns
(1,285)
ns
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power
s’établit à 611 M$ au premier trimestre 2024, en hausse de 16% sur
le trimestre, en lien avec la croissance de l’activité.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated
Power s’est établie à 692 M$, le quatrième trimestre 2023 ayant
bénéficié de dividendes plus élevés de la part des sociétés mises
en équivalence.
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
4.4.1 Résultats
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté
1,217
939
+30%
1,898
-36%
Investissements organiques (1)
520
1,504
-65%
290
+79%
Acquisitions nettes de cessions (1)
(1,258)
(1,679)
ns
(229)
ns
Investissements nets (1)
(738)
(175)
ns
61
ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
1,770
1,692
+5%
2,189
-19%
Flux de trésorerie d’exploitation
(2,237)
6,584
ns
(1,524)
ns
4.5 Raffinage-Chimie
4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques
et taux d’utilisation
Volumes raffinés et taux d’utilisation*
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Total volumes raffinés (kb/j)
1,424
1,381
+3%
1,403
+2%
France
382
444
-14%
357
+7%
Reste de l'Europe
618
582
+6%
596
+4%
Reste du monde
424
355
+19%
450
-6%
Taux d’utilisation sur bruts traités**
79%
79%
-
78%
-
*
Y compris les raffineries africaines
reportées dans le secteur Marketing & Services.
**
Sur la base de la capacité de distillation
en début d’année.
Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Monomères* (kt)
1,287
1,114
+16%
1,295
-1%
Polymères (kt)
1,076
985
+9%
1,111
-3%
Taux d’utilisation des vapocraqueurs **
73%
60%
-
75%
-
*
Oléfines.
**
Sur la base de la production d’oléfines
issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en
début d’année.
Les volumes raffinés sont en hausse de 3 % sur le trimestre, en
lien avec le redémarrage de Satorp en Arabie Saoudite, malgré un
arrêt non planifié de la raffinerie de Donges en France.
La production de produits pétrochimiques est en hausse de 16%
pour les monomères et de 9% pour les polymères sur le trimestre,
bénéficiant de l’amélioration des taux d’utilisation des
vapocraqueurs en Europe et aux Etats-Unis.
4.5.2 Résultats
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté
962
633
+52%
1,618
-41%
Investissements organiques (1)
419
1,002
-58%
198
x2,1
Acquisitions nettes de cessions (1)
(20)
(11)
ns
5
ns
Investissements nets (1)
399
991
-60%
203
+97%
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
1,291
1,173
+10%
1,733
-26%
Flux de trésorerie d’exploitation
(2,129)
4,825
ns
(851)
ns
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie
s’établit à 962 M$ au premier trimestre 2024, en hausse de 52% sur
le trimestre, en lien avec la hausse des marges de raffinage et des
volumes raffinés.
La marge brute d’autofinancement (CFFO), qui s’établit à 1 291
M$ au premier trimestre 2024, croît dans des proportions moindres
que le résultat opérationnel net ajusté (+10% sur le trimestre), en
raison d’un effet timing sur le paiement des dividendes reçus par
certaines sociétés mises en équivalence.
4.6 Marketing & Services
4.6.1 Ventes de produits pétroliers
Ventes en kb/j*
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Total des ventes du Marketing & Services
1,312
1,341
-2%
1,360
-4%
Europe
715
755
-5%
757
-6%
Reste du monde
597
587
+2%
602
-1%
*
Hors négoce international (trading) et
ventes massives Raffinage.
Au premier trimestre 2024, les ventes de produits pétroliers
sont en baisse de 4% sur un an, principalement du fait de la baisse
de la demande des clients industriels et particuliers en
Europe.
4.6.2 Résultats
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Résultat opérationnel net ajusté
255
306
-17%
280
-9%
Investissements organiques (1)
101
502
-80%
92
+10%
Acquisitions nettes de cessions (1)
(1,238)
(1,668)
ns
(234)
ns
Investissements nets (1)
(1,137)
(1,166)
ns
(142)
ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
479
519
-8%
456
+5%
Flux de trésorerie d’exploitation
(108)
1,759
ns
(673)
ns
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing &
Services s’élève à 255 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de
9% sur un an, en lien avec la baisse des ventes.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’élève à 479 M$ au
premier trimestre 2024, en hausse de 5% sur un an, la croissance
des activités à forte valeur ajoutée, notamment les lubrifiants,
compensant la cession d’une partie du réseau de distribution en
Europe.
5. Résultats de TotalEnergies
5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 5 600
M$ au premier trimestre 2024 :
- comparé à 5 724 M$ au quatrième trimestre 2023, principalement
en raison de la baisse des prix du gaz, partiellement compensée par
la hausse des marges de raffinage,
- comparé à 6 993 M$ au premier trimestre 2023, principalement en
raison de la baisse des prix 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 5 112
M$ au premier trimestre 2024 comparé à 5 226 M$ au quatrième
trimestre 2023, principalement en raison de la baisse des prix du
gaz, partiellement compensée par la hausse des marges de
raffinage.
Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un
montant de +0,6 G$ au premier trimestre 2024, constitués
principalement de :
- +1,5 G$ de plus-value de cession et revalorisation des titres
conservés en mise en équivalence, au titre de la cession partielle
des réseaux de distribution en Belgique et au Luxembourg et la
cession totale au Pays-Bas,
- -0,2 G$ d’effets de stock et variation de juste valeur,
- -0,7 G$ de dépréciations des participations minoritaires de la
Compagnie dans les sociétés Sunpower et Maxeon sur la base des
valeurs de marché,
Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est stable à 37,8%
au premier trimestre 2024 (37,7% au quatrième trimestre 2023).
5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par
action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à 2,14 $ au
premier trimestre 2024, calculé sur la base d’un nombre moyen
pondéré dilué d’actions de 2 352 millions, contre 2,16 $ au
quatrième trimestre 2023.
Au 31 mars 2024, le nombre dilué d’actions était de 2 344
millions.
Dans le cadre de sa politique de retour à l’actionnaire,
TotalEnergies a procédé au rachat de 30,6 millions d’actions au
premier trimestre 2024, pour un montant de 2 G$.
5.4 Acquisitions - cessions
Les acquisitions ont représenté 1 074 M$ au premier trimestre
2024, notamment au titre de :
- l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas,
- l’acquisition du développeur de stockage par batteries Kyon
Energy en Allemagne,
- l’acquisition de Talos Low Carbon Solutions dans le secteur du
stockage de carbone aux Etats-Unis.
Les cessions ont représenté 1 574 M$ au premier trimestre 2024,
notamment au titre de :
- la finalisation de la transaction avec Alimentation Couche-Tard
sur les réseaux de distribution en Belgique, au Luxembourg et aux
Pays-Bas,
- la cession à ADNOC de 15% du champ d’Absheron en
Azerbaïdjan.
5.5 Cash-flow net (1)
Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à 4 596 M$ au premier
trimestre 2024 contre 7 765 M$ le trimestre précédent, compte tenu
de la baisse de 332 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO)
et la hausse de 2 837 M$ des investissements nets au premier
trimestre 2024 pour atteindre 3 572 M$.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de 2 169 M$ au premier
trimestre 2024, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 8
168 M$, impacté par une augmentation du besoin en fonds de
roulement de 6,0 G$ principalement liée à :
- le retournement des 2 G$ d’éléments exceptionnels qui avaient
réduit le besoin en fonds de roulement au quatrième trimestre
2023,
- 1,5 G$ d’effet de la hausse des prix du pétrole et des produits
pétroliers sur les stocks en fin de trimestre,
- un effet saisonnier de 1 G$ sur les dettes fiscales,
- un effet saisonnier de 1 G$ sur l’activité de fourniture de gaz
et d’électricité dans la distribution.
5.6 Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 19,0 % sur
la période du 1er avril 2023 au 31 mars 2024.
En millions de dollars
Période du 1er avril
2023
Période du 1er janvier
2023
Période du 1er avril
2022
au 31 mars 2024
au 31 décembre 2023
au 31 mars 2023
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)
22,047
23,450
34,219
Capitaux propres retraités moyens
115,835
115,006
115,233
Rentabilité des capitaux propres (ROE)
19.0%
20.4%
29.7%
La rentabilité des capitaux employés moyens (1) s’est établie à
16,5% sur la période du 1er avril 2023 au 31 mars 2024.
En millions de dollars
Période du 1er avril
2023
Période du 1er janvier
2023
Période du 1er avril
2022
au 31 mars 2024
au 31 décembre 2023
au 31 mars 2023
Résultat opérationnel net ajusté (1)
23,278
24,684
35,712
Capitaux Employés (1)
140,662
130,517
140,842
ROACE (1)
16.5%
18.9%
25.4%
6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 3 410
millions d’euros au premier trimestre 2024, contre 2 189 millions
d’euros au premier trimestre 2023.
7. Sensibilités sur l’année 2024 (16)
Variation Impact estimé sur lerésultat opérationnel net
ajusté Impact estimé sur lamarge brute d'autofinancement
Dollar +/- 0,1 $ par € -/+ 0,1 G$ ~0 G$ Prix moyen de vente
liquides (17) +/- 10 $/b +/- 2,3 G$ +/- 2,8 G$ Prix du gaz européen
- NBP / TTF +/- 2 $/Mbtu +/- 0,4 G$ +/- 0,4 G$ Indicateur de marge
de raffinage européen (ERM) +/- 10 $/t +/- 0,4 G$ +/- 0,5 G$
(16)
Sensibilités mises à jour une fois par an,
à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de
l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations
préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son
portefeuille 2024. Les résultats réels peuvent varier
significativement des estimations qui résulteraient de
l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€
sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour
l’essentiel au Raffinage-Chimie.
(17)
Environnement Brent à 80 $/b.
8. Perspectives
Les prix du pétrole sont élevés, autour de 90 $/b, en ce début
de deuxième trimestre, soutenus par un contexte géopolitique tendu
et par la décision des pays de l’OPEP+ de maintenir leurs quotas de
production au deuxième trimestre 2024.
Ces prix élevés sont de nature à impacter les marges de
raffinage qui ont été à des niveaux élevés depuis le début de
l’année.
Malgré des niveaux de stocks élevés en Europe au sortir de
l’hiver, les prix du gaz européens se maintiennent entre 8 et 10
$/Mbtu en ce début de deuxième trimestre 2024. La reprise de la
demande de GNL en Asie ainsi que la faible augmentation des
capacités de production attendue en 2024 soutiennent les prix sur
les marchés à terme à plus de 11 $/Mbtu pour l’hiver 2024/2025.
Compte tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz ces
derniers mois et de l’effet de décalage sur les formules de prix,
TotalEnergies anticipe un prix moyen de vente du GNL de 9 à 10
$/Mbtu au deuxième trimestre 2024.
La production d’hydrocarbures est attendue entre 2,4 et 2,45
Mbep/j au deuxième trimestre 2024, impactée par des maintenances
planifiées, partiellement compensées par la montée en puissance de
Mero 2 au Brésil et de Tyra au Danemark.
Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer au
deuxième trimestre 2024 au-dessus de 85%, notamment du fait du
redémarrage progressif de la raffinerie de Donges.
La Compagnie confirme sa guidance sur les investissements nets à
17-18 G$ en 2024, dont 5 G$ dédiés à Integrated Power.
* * * *
Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick
Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire,
Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h00 (heure de Paris)
avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les
informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 70
91 87 04, +44 (0) 12 1281 8004 ou +1 718 705 8796. L’enregistrement
de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie
totalenergies.com à l’issue de
l’événement.
* * * *
9. Principales données opérationnelles des secteurs
9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production +
Integrated LNG)
Production combinée liquides/gazpar zone géographique
(kbep/j)
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Europe
570
592
-4%
583
-2%
Afrique
463
451
+3%
494
-6%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
815
788
+3%
718
+13%
Amériques
352
376
-6%
441
-20%
Asie Pacifique
261
256
+2%
288
-9%
Production totale
2,461
2,462
-
2,524
-2%
dont filiales mises en équivalence
346
331
+5%
344
+1%
Production de liquidespar zone géographique (kb/j)
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Europe
224
236
-5%
235
-4%
Afrique
331
328
+1%
371
-11%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
652
629
+4%
578
+13%
Amériques
171
207
-17%
263
-35%
Asie Pacifique
104
106
-1%
116
-10%
Production totale
1,482
1,506
-2%
1,562
-5%
dont filiales mises en équivalence
154
141
+9%
150
+3%
Production de gazpar zone géographique (Mpc/j)
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Europe
1,869
1,921
-3%
1,879
-1%
Afrique
648
612
+6%
615
+5%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
896
881
+2%
772
+16%
Amériques
1,003
941
+7%
994
+1%
Asie Pacifique
833
803
+4%
931
-11%
Production totale
5,249
5,158
+2%
5,191
+1%
dont filiales mises en équivalence
1,043
1,027
+2%
1,054
-1%
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
Ventes de produits raffinéspar zone géographique (kb/j)
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Europe
1,774
1,789
-1%
1,600
+11%
Afrique
591
610
-3%
667
-11%
Amériques
1,033
1,055
-2%
849
+22%
Reste du monde
711
697
+2%
623
+14%
Total des ventes
4,109
4,151
-1%
3,739
+10%
dont ventes massives raffinage
401
402
-
387
+4%
dont négoce international
2,397
2,408
-
1,992
+20%
Production de produits pétrochimiques* (kt)
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Europe
990
845
+17%
1,047
-5%
Amériques
645
528
+22%
607
+6%
Moyen-Orient et Asie
727
725
-
753
-3%
*
Oléfines, Polymères.
9.3 Integrated Power
9.3.1 Production nette d’électricité
1T24
4T23
Production nette d'électricité (TWh)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
France
0.1
0.2
-
1.8
0.0
2.2
0.1
0.3
-
1.6
0.0
2.0
Reste de l'Europe
0.1
0.6
0.6
0.7
0.1
2.0
0.0
0.5
0.6
0.6
0.1
1.8
Afrique
0.0
0.0
-
-
-
0.0
0.0
0.0
-
-
-
0.0
Moyent Orient
0.2
-
-
0.3
-
0.5
0.2
-
-
0.3
-
0.4
Amérique du Nord
0.5
0.5
-
0.7
-
1.8
0.4
0.5
-
-
-
0.9
Amérique du Sud
0.2
0.7
-
-
-
0.8
0.1
0.9
-
-
-
1.0
Inde
1.6
0.2
-
-
-
1.8
1.3
0.2
-
-
-
1.5
Asie Pacifique
0.3
0.0
0.1
-
-
0.4
0.3
0.0
0.1
-
-
0.4
Total
2.9
2.3
0.7
3.6
0.1
9.6
2.4
2.3
0.7
2.5
0.1
8.0
9.3.2 Capacités nettes installées de génération
électrique
1T24
4T23
Capacités nettes installées de génération électrique (GW)
(18)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
France
0.6
0.4
-
2.6
0.1
3.7
0.5
0.3
-
2.6
0.1
3.6
Reste de l'Europe
0.3
0.9
0.6
1.4
0.1
3.2
0.2
0.9
0.6
1.4
0.1
3.2
Afrique
0.1
0.0
-
-
0.0
0.1
0.1
0.0
-
-
0.0
0.1
Moyent Orient
0.4
-
-
0.3
-
0.7
0.4
-
-
0.3
-
0.7
Amérique du Nord
2.2
0.8
-
1.5
0.3
4.9
2.0
0.8
-
-
0.2
3.0
Amérique du Sud
0.4
0.9
-
-
-
1.2
0.4
0.8
-
-
-
1.2
Inde
4.0
0.5
-
-
-
4.5
3.8
0.5
-
-
-
4.3
Asie Pacifique
1.0
0.0
0.1
-
0.0
1.1
1.0
0.0
0.1
-
0.0
1.1
Total
9.0
3.5
0.7
5.8
0.6
19.5
8.5
3.4
0.7
4.3
0.5
17.3
(18)
Données à fin de période.
9.3.3 Capacités brutes de génération électrique
renouvelable
1T24
4T23
Capacités brutes installées de génération électrique
renouvelable (GW) (19),(20)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
0.9
0.7
-
0.1
1.7
0.9
0.6
-
0.1
1.6
Reste de l'Europe
0.3
1.1
1.1
0.2
2.7
0.2
1.1
1.1
0.2
2.6
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
5.2
2.2
-
0.6
8.0
4.9
2.1
-
0.5
7.5
Amérique du Sud
0.4
1.2
-
-
1.6
0.4
1.2
-
-
1.6
Inde
5.8
0.5
-
-
6.3
5.4
0.5
-
-
5.9
Asie Pacifique
1.5
0.0
0.3
0.0
1.8
1.5
0.0
0.3
0.0
1.8
Total
15.4
5.7
1.4
1.0
23.5
14.6
5.5
1.4
0.8
22.4
1T24
4T23
Capacités brutes en construction de génération électrique
renouvelable (GW) (19),(20)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
0.1
-
0.0
0.0
0.2
0.2
0.0
0.0
0.0
0.2
Reste de l'Europe
0.4
0.0
-
0.1
0.5
0.4
0.0
-
0.1
0.5
Afrique
0.3
-
-
0.1
0.4
0.0
-
-
0.0
0.0
Moyen Orient
0.1
-
-
-
0.1
0.1
-
-
-
0.1
Amérique du Nord
1.6
0.0
-
0.2
1.8
1.4
0.1
-
0.2
1.7
Amérique du Sud
0.0
0.7
-
0.0
0.7
0.0
0.4
-
0.0
0.4
Inde
0.6
0.1
-
-
0.6
0.6
-
-
-
0.6
Asie Pacifique
0.1
0.0
0.4
-
0.4
0.0
0.0
0.4
-
0.4
Total
3.1
0.8
0.4
0.4
4.8
2.8
0.6
0.4
0.3
4.1
1T24
4T23
Capacités brutes en développement de génération électrique
renouvelable (GW) (19),(20)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
1.2
0.4
-
0.0
1.6
0.7
0.4
-
0.0
1.2
Reste de l'Europe
4.4
0.5
7.4
1.8
14.2
4.6
0.3
7.4
0.1
12.4
Afrique
1.4
0.3
-
0.0
1.7
1.1
0.3
-
0.3
1.7
Moyen Orient
1.7
-
-
-
1.7
1.5
0.7
-
-
2.2
Amérique du Nord
10.3
3.1
4.1
4.8
22.3
8.2
3.4
4.1
5.4
21.1
Amérique du Sud
1.5
1.2
-
0.1
2.8
1.4
0.8
-
0.4
2.6
Inde
4.5
0.2
-
-
4.7
4.7
0.2
-
-
4.9
Asie Pacifique
3.2
0.1
2.6
1.0
6.9
2.9
0.4
2.9
1.3
7.5
Total
28.2
5.8
14.1
7.7
55.9
25.3
6.5
14.4
7.5
53.7
(19)
Dont 20% des capacités brutes de Adani
Green Energy Ltd, 50% des capacités brutes de Clearway Energy
Group, et 49% des capacités brutes de Casa dos Ventos.
(20)
Données à fin de période.
10. Indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP
measures)
10.1 Eléments d’ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
En millions de dollars
1T24
4T23
1T23
Résultat net (part TotalEnergies)
5,721
5,063
5,557
Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)
805
180
(159)
Plus ou moins value de cession
1,507
1,844
203
Charges de restructuration
-
(51)
-
Dépréciations et provisions exceptionnelles
(644)
(1,023)
(60)
Autres éléments *
(58)
(590)
(302)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt
124
(535)
(391)
Effet des variations de juste valeur
(320)
192
(434)
Total des éléments d’ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
609
(163)
(984)
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
5,112
5,226
6,541
10.2 Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états
financiers consolidés
10.2.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies
à l’EBITDA ajusté
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Résultat net (part TotalEnergies)
5,721
5,063
+13%
5,557
+3%
Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies)
(609)
163
ns
984
ns
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
5,112
5,226
-2%
6,541
-22%
Éléments ajustés
Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle
100
57
+75%
74
+35%
Plus: charge / (produit) d'impôt
2,991
3,004
-
4,090
-27%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
2,942
3,060
-4%
3,026
-3%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
92
115
-20%
99
-7%
Plus: coût de l'endettement financier brut
708
660
+7%
710
-
Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
(452)
(426)
ns
(373)
ns
EBITDA Ajusté
11,493
11,696
-2%
14,167
-19%
10.2.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA
ajusté et au résultat net part TotalEnergies
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Éléments ajustés
Produits des ventes
51,883
54,765
-5%
58,309
-11%
Achats, nets de variation de stocks
(33,525)
(36,651)
ns
(37,479)
ns
Autres charges d'exploitation
(7,580)
(6,956)
ns
(7,752)
ns
Charges d'exploration
(88)
(174)
ns
(94)
ns
Autres produits
240
169
+42%
77
x3,1
Autres charges hors amortissements et dépréciations des
immobilisations incorporelles
(125)
(150)
ns
(38)
ns
Autres produits financiers
282
276
+2%
248
+14%
Autres charges financières
(215)
(180)
ns
(183)
ns
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence
621
597
+4%
1,079
-42%
EBITDA Ajusté
11,493
11,696
-2%
14,167
-19%
Éléments ajustés
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
(2,942)
(3,060)
ns
(3,026)
ns
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
(92)
(115)
ns
(99)
ns
Moins: coût de l'endettement financier brut
(708)
(660)
ns
(710)
ns
Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
452
426
+6%
373
+21%
Moins: produit (charge) d'impôt
(2,991)
(3,004)
ns
(4,090)
ns
Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle
(100)
(57)
ns
(74)
ns
Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)
609
(163)
ns
(984)
ns
Résultat net (part TotalEnergies)
5,721
5,063
+13%
5,557
+3%
10.3 Investissements – Désinvestissements (part
TotalEnergies)
Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux
investissements nets
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Flux de trésorerie d'investissement ( a )
3,467
632
x5,5
6,362
-46%
Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (
b )
-
-
ns
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )
3
3
-
(6)
ns
Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *
-
(3)
-100%
3
-100%
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
103
71
+45%
60
+72%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
(1)
32
ns
1
ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )
3,572
735
x4,9
6,420
-44%
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )
(500)
(5,404)
ns
2,987
ns
Acquisitions ( g )
1,074
698
+54%
3,256
-67%
Cessions ( i )
1,574
6,102
-74%
269
x5,9
Variation de dette de projets renouvelables quote-partpartenaire et
plus-value de cession
-
-
ns
(3)
-100%
Dont investissements organiques ( h )
4,072
6,139
-34%
3,433
+19%
Exploration capitalisée
145
214
-32%
205
-29%
Augmentation des prêts non courants
538
683
-21%
374
+44%
Remboursement des prêts non courants,hors remboursement organique
de prêts SME
(146)
(91)
ns
(229)
ns
Variation de dettes de projets renouvelablesquote-part
TotalEnergies
-
(3)
-100%
-
ns
*
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
En millions de dollars
1T24
4T23
1T24 vs 4T23
1T23
1T24 vs 1T23
Flux de trésorerie d’exploitation ( a )
2,169
16,150
-87%
5,133
-58%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *
(6,121)
8,377
ns
(3,989)
ns
Effet de stock ( c )
125
(724)
ns
(502)
ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
-
(0)
-100%
3
-100%
Remboursement organique de prêts SME ( e )
3
3
-
(6)
ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)( f = a - b - c + d + e
)
8,168
8,500
-4%
9,621
-15%
Frais financiers
(143)
(29)
ns
(153)
ns
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)
8,311
8,529
-3%
9,774
-15%
Investissements organiques ( g )
4,072
6,139
-34%
3,433
+19%
Cash flow après investissements organiques ( f - g )
4,096
2,361
+73%
6,188
-34%
Investissements nets ( h )
3,572
735
x4,9
6,420
-44%
Cash flow net ( f - h )
4,596
7,765
-41%
3,201
+44%
*
La variation du besoin en fonds de
roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en
juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
10.5 Ratio d’endettement
En millions de dollars
31/03/2024
31/12/2023
31/03/2023
Dettes financières courantes *
16,068
7,869
16,280
Autres passifs financiers courants
481
446
597
Actifs financiers courants *,**
(5,969)
(6,256)
(7,223)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *
(11)
17
(38)
Dettes financières non courantes *
30,452
32,722
34,820
Actifs financiers non courants *
(1,165)
(1,229)
(1,101)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie
(25,640)
(27,263)
(27,985)
Dette nette ( a )
14,216
6,306
15,350
Capitaux propres (part TotalEnergies)
118,409
116,753
115,581
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)
2,734
2,700
2,863
Capitaux propres ( b )
121,143
119,453
118,444
Ratio d'endettement = a / ( a + b )
10.5%
5.0%
11.5%
Dette nette de location ( c )
8,013
8,275
8,131
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/(
a+b+c )
15.5%
10.9%
16.5%
*
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 avril 2023 au 31 mars 2024 En millions de
dollars
Exploration-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage- Chimie
Marketing &
Services
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté
10,839
5,350
2,094
3,998
1,433
23,278
Capitaux employés au 31/03/2023
67,658
34,183
18,982
10,115
8,811
139,830
Capitaux employés au 31/12/2023
64,968
36,678
22,890
9,360
8,013
141,494
ROACE
16.3%
15.1%
10.0%
41.1%
17.0%
16.5%
GLOSSAIRE
Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif
de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’investissement. Les Acquisitions Nettes 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 premier
trimestre 2024, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au
31 mars 2024 (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 « sera », « devrait », « pourrait », « serait
», « peut », « pourrait », « vraisemblablement », « 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,
les innovations technologiques, les conditions et événements
météorologiques, ainsi que les évolutions socio-démographiques,
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. Les lecteurs ne doivent pas considérer les
déclarations prospectives comme des données exactes mais comme
l’expression de point de vue de la Compagnie à la date de
publication du présent document. TotalEnergies SE et ses filiales
n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et décline
toute 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. Par ailleurs, la Compagnie ne
vérifie pas et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de
tiers contenues dans ce documents ou utilisées pour les hypothèses,
estimations ou plus généralement les données prospectives publiées
dans ce document. Les informations concernant les facteurs de
risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur
les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris
ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa
réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments
financiers émis par TotalEnergies sont 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 »).
Enfin, les développements portant sur les questions relatives à
l’environnement et au changement climatique contenus dans ce
document sont fondés sur divers référentiels et l’intérêts des
diverses parties prenantes qui sont susceptibles d’évoluer
indépendamment de notre volonté. En outre, nos disclosures sur ces
questions, y compris celles liées au climat, peuvent inclure des
informations qui ne sont pas nécessairement significatives
("material") au sens des lois américaines sur les valeurs
mobilières pour les besoins des rapports de la SEC ou au sens des
réglementations boursières applicables.
L’information financière sectorielle est présentée selon les
principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit
l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les
performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs
définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de
performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de
performance excluant les éléments d’ajustement (résultat
opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net
ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité
des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la
marge brute d’autofinancement (MBA), le taux de retour à
l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse
de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des
résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de
suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la
performance de TotalEnergies.
Les éléments d’ajustement comprennent :
(i) les éléments non récurrents
En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement
significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non
récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité.
En général, les éléments non récurrents concernent des transactions
qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles.
Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de
restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées
comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être
qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions
similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents,
ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.
(ii) l’effet de stock
Conformément à IAS 2, TotalEnergies valorise ses stocks de
produits pétroliers selon la méthode du FIFO (First-in, First-out)
et celui des autres stocks selon la méthode PMP (Prix Moyen
Pondéré). Selon la méthode FIFO, le stock est valorisé au coût
historique d’acquisition ou de production plutôt qu’au coût de
remplacement. En cas de volatilité des marchés de l’énergie, cette
méthode de valorisation peut avoir un effet de distorsion important
sur le résultat.
Par conséquent, les résultats ajustés des secteurs
Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon
la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin
de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la
comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux
concurrents de la Compagnie.
Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last
In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte
de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix
fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix
moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non
par référence à la valeur historique des stocks. L’effet de stock
correspond à la différence entre les résultats calculés selon la
méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la
méthode du coût de remplacement.
(iii) l’effet des variations de juste valeur
L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments
d’ajustement correspond, pour les stocks du trading et les contrats
de stockage, à des différences entre la mesure interne de la
performance utilisée par le Comité exécutif de TotalEnergies et la
comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.
Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient
comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de
fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des
transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks,
les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une
valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de
cours forward.
Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut
par ailleurs des contrats de stockage dont la représentation future
est enregistrée en juste valeur dans la performance économique
interne de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes
IFRS.
Enfin, TotalEnergies utilise des instruments dérivés dans le but
de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs
opérationnels. En application des normes IFRS, ces instruments
dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les
transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées lors
de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la
reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au
dénouement des transactions.
Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel
ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se
définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors
éléments non récurrents et hors effet des variations de juste
valeur.
Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté
dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars
convertis sur la base des taux de change moyen euro/US dollar (€/$)
des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité
tenue en euros.
Avertissement aux investisseurs américains – La SEC autorise les
sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier
séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles
auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document
peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC
nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents
officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes
"réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur
américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par
TotalEnergies SE, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean
Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense
Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce
document est également disponible auprès de la SEC en appelant le
1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
(en millions de dollars)(a)
2024
2023
2023
Chiffre d'affaires
56 278
59 237
62 603
Droits d'accises
(4 395)
(4 472)
(4 370)
Produits des ventes
51 883
54 765
58 233
Achats, nets de variation de stocks
(33 780)
(37 150)
(38 351)
Autres charges d'exploitation
(7 643)
(7 166)
(7 785)
Charges d'exploration
(88)
(174)
(92)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 942)
(3 539)
(3 062)
Autres produits
1 758
2 685
341
Autres charges
(315)
(802)
(300)
Coût de l'endettement financier brut
(708)
(660)
(710)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
472
439
393
Coût de l'endettement financier net
(236)
(221)
(317)
Autres produits financiers
306
303
258
Autres charges financières
(215)
(189)
(183)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
18
(136)
960
Produit (Charge) d'impôt
(2 942)
(3 339)
(4 071)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
5 804
5 037
5 631
Part TotalEnergies
5 721
5 063
5 557
Intérêts ne conférant pas le contrôle
83
(26)
74
Résultat net par action (en $)
2,42
2,11
2,23
Résultat net dilué par action (en $)
2,40
2,09
2,21
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
(en millions de dollars)
2024
2023
2023
Résultat net de l'ensemble
consolidé
5 804
5 037
5 631
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
(2)
(251)
3
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
40
(17)
4
Effet d'impôt
(8)
42
(8)
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(1 506)
3 025
1 466
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
(1 476)
2 799
1 465
Écart de conversion de consolidation
1 099
(3 182)
(1 250)
Couverture de flux futurs
807
701
1 202
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
(15)
(16)
(3)
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
(76)
(144)
(98)
Autres éléments
2
3
3
Effet d'impôt
(219)
(212)
(336)
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
1 598
(2 850)
(482)
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
122
(51)
983
Résultat global
5 926
4 986
6 614
Part TotalEnergies
5 870
4 995
6 550
Intérêts ne conférant pas le contrôle
56
(9)
64
BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
31 mars 2024
31 décembre 2023
31 mars 2023
(en millions de dollars)
(non audité)
(non audité)
(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles
33 193
33 083
33 234
Immobilisations corporelles
109 462
108 916
107 499
Sociétés mises en équivalence : titres et
prêts
31 256
30 457
29 997
Autres titres
1 895
1 543
1 209
Actifs financiers non courants
2 308
2 395
2 357
Impôts différés
3 165
3 418
4 772
Autres actifs non courants
4 328
4 313
2 709
Total actifs non courants
185 607
184 125
181 777
Actifs courants
Stocks
20 229
19 317
22 786
Clients et comptes rattachés
24 198
23 442
24 128
Autres créances
20 615
20 821
28 153
Actifs financiers courants
6 319
6 585
7 535
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
25 640
27 263
27 985
Actifs destinés à être cédés ou
échangés
525
2 101
668
Total actifs courants
97 526
99 529
111 255
Total actif
283 133
283 654
293 032
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital
7 548
7 616
7 828
Primes et réserves consolidées
129 937
126 857
123 357
Écarts de conversion
(14 167)
(13 701)
(12 784)
Actions autodétenues
(4 909)
(4 019)
(2 820)
Total des capitaux propres - Part
TotalEnergies
118 409
116 753
115 581
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
2 734
2 700
2 863
Total des capitaux propres
121 143
119 453
118 444
Passifs non courants
Impôts différés
11 878
11 688
11 300
Engagements envers le personnel
1 941
1 993
1 840
Provisions et autres passifs non
courants
20 961
21 257
21 270
Dettes financières non courantes
38 053
40 478
42 915
Total passifs non courants
72 833
75 416
77 325
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés
37 647
41 335
36 037
Autres créditeurs et dettes diverses
32 949
36 727
42 578
Dettes financières courantes
17 973
9 590
17 884
Autres passifs financiers courants
481
446
597
Passifs relatifs aux actifs destinés à
être cédés ou échangés
107
687
167
Total passifs courants
89 157
88 785
97 263
Total passif et capitaux
propres
283 133
283 654
293 032
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
(en millions de dollars)
2024
2023
2023
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
5 804
5 037
5 631
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
3 036
3 815
3 187
Provisions et impôts différés
292
(268)
314
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
(1 610)
(2 609)
(252)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
288
940
(349)
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
(5 686)
8 308
(3 419)
Autres, nets
45
927
21
Flux de trésorerie
d'exploitation
2 169
16 150
5 133
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(3 420)
(5 076)
(4 968)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(759)
(10)
(136)
Coût d'acquisition de titres
(488)
(1 066)
(1 407)
Augmentation des prêts non courants
(538)
(683)
(389)
Investissements
(5 205)
(6 835)
(6 900)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
337
2 776
68
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
1 218
3 333
183
Produits de cession d'autres titres
34
-
49
Remboursement de prêts non courants
149
94
238
Désinvestissements
1 738
6 203
538
Flux de trésorerie
d'investissement
(3 467)
(632)
(6 362)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère
-
-
-
- actions propres
(2 006)
(2 964)
(2 103)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère
(1 903)
(1 869)
(1 844)
- aux intérêts ne conférant pas le
contrôle
(6)
(17)
(21)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(159)
(54)
(158)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
(17)
(16)
(86)
Émission nette d'emprunts non courants
42
(21)
118
Variation des dettes financières
courantes
3 536
(8 458)
(1 274)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
271
360
1 394
Flux de trésorerie de
financement
(242)
(13 039)
(3 974)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(1 540)
2 479
(5 203)
Incidence des variations de change
(83)
53
162
Trésorerie en début de période
27 263
24 731
33 026
Trésorerie en fin de période
25 640
27 263
27 985
VARIATION DES CAPITAUX PROPRES
CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité)
Actions émises
Primes et
réserves
consolidées
Écarts de conversion
Actions autodétenues
Capitaux propres -
Part TotalEnergies
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
Capitaux propres
(en millions de dollars)
Nombre
Montant
Nombre
Montant
Au 1er janvier 2023
2 619 131 285
8 163
123 951
(12 836)
(137 187 667)
(7 554)
111 724
2 846
114 570
Résultat net du premier trimestre 2023
-
-
5 557
-
-
-
5 557
74
5 631
Autres éléments du résultat global
-
-
913
80
-
-
993
(10)
983
Résultat Global
-
-
6 470
80
-
-
6 550
64
6 614
Dividendes
-
-
-
-
-
-
-
(21)
(21)
Émissions d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rachats d'actions
-
-
-
-
(33 842 858)
(2 703)
(2 703)
-
(2 703)
Cessions d'actions(a)
-
-
(395)
-
6 446 384
395
-
-
-
Paiements en actions
-
-
54
-
-
-
54
-
54
Annulation d'actions
(128 869 261)
(335)
(6 707)
-
128 869 261
7 042
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(77)
-
-
-
(77)
-
(77)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
39
(28)
-
-
11
(25)
(14)
Autres éléments
-
-
22
-
-
-
22
(1)
21
Au 31 mars 2023
2 490 262 024
7 828
123 357
(12 784)
(35 714 880)
(2 820)
115 581
2 863
118 444
Résultat net du 1er avril au 31 décembre
2023
-
-
15 827
-
-
-
15 827
52
15 879
Autres éléments du résultat global
-
-
1 074
(917)
-
-
157
(33)
124
Résultat Global
-
-
16 901
(917)
-
-
15 984
19
16 003
Dividendes
-
-
(7 611)
-
-
-
(7 611)
(290)
(7 901)
Émissions d'actions
8 002 155
22
361
-
-
-
383
-
383
Rachats d'actions
-
-
-
-
(110 857 719)
(6 464)
(6 464)
-
(6 464)
Cessions d'actions(a)
-
-
(1)
-
17 042
1
-
-
-
Paiements en actions
-
-
237
-
-
-
237
-
237
Annulation d'actions
(86 012 344)
(234)
(5 030)
-
86 012 344
5 264
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(1 107)
-
-
-
(1 107)
-
(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(217)
-
-
-
(217)
-
(217)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
(9)
-
-
-
(9)
110
101
Autres éléments
-
-
(24)
-
-
-
(24)
(2)
(26)
Au 31 décembre 2023
2 412 251 835
7 616
126 857
(13 701)
(60 543 213)
(4 019)
116 753
2 700
119 453
Résultat net du premier trimestre 2024
-
-
5 721
-
-
-
5 721
83
5 804
Autres éléments du résultat global
-
-
614
(465)
-
-
149
(27)
122
Résultat Global
-
-
6 335
(465)
-
-
5 870
56
5 926
Dividendes
-
-
-
-
-
-
-
(6)
(6)
Émissions d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rachats d'actions
-
-
-
-
(30 581 230)
(2 556)
(2 556)
-
(2 556)
Cessions d'actions(a)
-
-
-
-
2 957
-
-
-
-
Paiements en actions
-
-
59
-
-
-
59
-
59
Annulation d'actions
(25 405 361)
(68)
(1 597)
-
25 405 361
1 665
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(1 679)
-
-
-
(1 679)
-
(1 679)
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(71)
-
-
-
(71)
-
(71)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
-
-
-
-
-
(17)
(17)
Autres éléments
-
-
33
(1)
-
1
33
1
34
Au 31 mars 2024
2 386 846 474
7 548
129 937
(14 167)
(65 716 125)
(4 909)
118 409
2 734
121 143
(a)Actions propres destinées à la
couverture des plans d'actions de performance.
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er trimestre 2024
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 318
2 659
7 082
24 533
20 671
15
-
56 278
Chiffre d'affaires intersecteurs
9 735
3 495
790
8 143
269
63
(22 495)
-
Droits d'accises
-
-
-
(170)
(4 225)
-
-
(4 395)
Produits des ventes
11 053
6 154
7 872
32 506
16 715
78
(22 495)
51 883
Charges d'exploitation
(4 444)
(4 784)
(7 565)
(30 888)
(16 096)
(229)
22 495
(41 511)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(1 917)
(321)
(97)
(376)
(206)
(25)
-
(2 942)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
97
495
(615)
68
1 480
27
-
1 552
Impôts du résultat opérationnel net
(2 261)
(284)
(40)
(255)
(108)
55
-
(2 893)
Ajustements (a)
(22)
38
(1 056)
93
1 530
(4)
-
579
Résultat opérationnel net
ajusté
2 550
1 222
611
962
255
(90)
-
5 510
Ajustements (a)
579
Coût net de la dette nette
(285)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(83)
Résultat net - part
TotalEnergies
5 721
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles
(dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés
pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le
secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated Power.
1er trimestre 2024
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 294
565
1 739
435
144
28
-
5 205
Désinvestissements
306
50
62
38
1 281
1
-
1 738
Flux de trésorerie d'exploitation
3 590
1 710
(249)
(2 129)
(108)
(645)
-
2 169
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
4ème trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe
1 622
3 050
7 350
24 372
22 826
17
-
59 237
Chiffres d'affaires intersecteurs
10 630
3 651
1 276
8 796
157
26
(24 536)
-
Droits d'accises
-
-
-
(216)
(4 256)
-
-
(4 472)
Produits des ventes
12 252
6 701
8 626
32 952
18 727
43
(24 536)
54 765
Charges d'exploitation
(5 084)
(5 289)
(7 787)
(32 367)
(18 289)
(210)
24 536
(44 490)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 334)
(440)
(97)
(394)
(236)
(38)
-
(3 539)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(370)
560
(17)
(158)
1 917
(71)
-
1 861
Impôts du résultat opérationnel net
(2 371)
(217)
(156)
76
(718)
91
-
(3 295)
Ajustements (a)
(709)
(141)
42
(524)
1 095
(7)
-
(244)
Résultat opérationnel net
ajusté
2 802
1 456
527
633
306
(178)
-
5 546
Ajustements (a)
(244)
Coût net de la dette nette
(265)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
26
Résultat net - part
TotalEnergies
5 063
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles
(dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés
pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le
secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated Power.
4ème trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
3 080
855
1 241
1 011
588
60
-
6 835
Désinvestissements
4 362
28
32
22
1 754
5
-
6 203
Flux de trésorerie d'exploitation
5 708
2 702
638
4 825
1 759
518
-
16 150
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
1er trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 954
4 872
8 555
24 855
22 359
8
-
62 603
Chiffre d'affaires intersecteurs
10 728
5 999
1 685
9 061
120
57
(27 650)
-
Droits d'accises
-
-
-
(184)
(4 186)
-
-
(4 370)
Produits des ventes
12 682
10 871
10 240
33 732
18 293
65
(27 650)
58 233
Charges d'exploitation
(4 762)
(9 445)
(9 831)
(31 892)
(17 787)
(161)
27 650
(46 228)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 066)
(288)
(47)
(414)
(224)
(23)
-
(3 062)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
68
804
(70)
52
243
(21)
-
1 076
Impôts du résultat opérationnel net
(3 398)
(205)
(111)
(325)
(119)
63
-
(4 095)
Ajustements (a)
(129)
(335)
(189)
(465)
126
-
-
(992)
Résultat opérationnel net
ajusté
2 653
2 072
370
1 618
280
(77)
-
6 916
Ajustements (a)
(992)
Coût net de la dette nette
(293)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(74)
Résultat net - part
TotalEnergies
5 557
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles
(dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés
pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le
secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des
positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du
secteur Integrated Power.
1er trimestre 2023
Exploration
-
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
4 052
1 195
1 234
225
159
35
-
6 900
Désinvestissements
31
49
149
8
301
-
-
538
Flux de trésorerie d'exploitation
4 536
3 536
(1 285)
(851)
(673)
(130)
-
5 133
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1. Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement
aux investissements nets
1.1 Exploration-Production
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
1 988
(1 282)
4 021
-51%
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
-
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
90
61
50
80%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
(1)
32
1
ns
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
2 077
(1 189)
4 072
-49%
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
36
(4 306)
1 938
-98%
Acquisitions ( g )
327
39
1 946
-83%
Cessions ( i )
291
4 345
8
x36.4
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
-
ns
Dont investissements organiques ( h
)
2 041
3 117
2 134
-4%
Exploration capitalisée
136
208
204
-33%
Augmentation des prêts non courants
42
61
44
-5%
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(15)
(17)
(23)
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
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
515
827
1 146
-55%
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
1
-
1
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
-
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
12
11
8
50%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
-
ns
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
528
838
1 155
-54%
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
(12)
48
759
ns
Acquisitions ( g )
-
56
769
-100%
Cessions ( i )
12
8
10
20%
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
-
ns
Dont investissements organiques ( h
)
540
790
396
36%
Exploration capitalisée
9
6
1
x9
Augmentation des prêts non courants
173
179
143
21%
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(37)
(20)
(38)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
-
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1.3 Integrated Power
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
1 677
1 209
1 085
55%
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
-
1
6
-100%
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
(3)
3
-100%
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
1
(1)
2
-50%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
-
ns
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
1 678
1 206
1 096
53%
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
735
532
519
42%
Acquisitions ( g )
736
535
537
37%
Cessions ( i )
1
3
18
-94%
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
(3)
-100%
Dont investissements organiques ( h
)
943
674
577
63%
Exploration capitalisée
ns
Augmentation des prêts non courants
305
318
163
87%
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(61)
(28)
(121)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
(3)
-
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
1.4 Raffinage-Chimie
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
397
989
217
83%
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
2
2
(14)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
-
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
-
ns
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
399
991
203
97%
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
(20)
(11)
5
ns
Acquisitions ( g )
9
1
4
x2.3
Cessions ( i )
29
12
(1)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
-
ns
Dont investissements organiques ( h
)
419
1 002
198
x2.1
Exploration capitalisée
-
-
-
ns
Augmentation des prêts non courants
7
28
11
-36%
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(7)
(8)
(8)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
-
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1.5 Marketing & Services
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
(1 137)
(1 166)
(142)
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
-
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
-
ns
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
(1 137)
(1 166)
(142)
ns
dont acquisitions nettes de cessions ( g -
i )
(1 238)
(1 668)
(234)
ns
Acquisitions ( g )
2
67
-
ns
Cessions ( i )
1 240
1 735
234
x5.3
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
-
ns
Dont investissements organiques ( h
)
101
502
92
10%
Exploration capitalisée
-
-
-
ns
Augmentation des prêts non courants
11
99
11
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(26)
(12)
(39)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
-
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
2. Tableau de passage des flux de trésorerie d’exploitation à
la marge brute d’autofinancement
2.1 Exploration-Production
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
3 590
5 708
4 536
-21%
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
(888)
1 018
(371)
ns
Effet de stock ( c )
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
-
-
-
ns
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
4 478
4 690
4 907
-9%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
2.2 Integrated LNG
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
1 710
2 702
3 536
-52%
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b ) *
363
939
1 456
-75%
Effet de stock ( c )
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
1
-
1
ns
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
1 348
1 763
2 081
-35%
*La variation du besoin en fonds de
roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en
juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
2.3 Integrated Power
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
(249)
638
(1 285)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b ) *
(941)
(66)
(1 715)
ns
Effet de stock ( c )
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
3
-100%
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
-
1
6
-100%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
692
705
440
57%
*La variation du besoin en fonds de
roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en
juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
2.4 Raffinage-Chimie
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
(2 129)
4 825
(851)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
(3 526)
4 161
(2 183)
ns
Effet de stock ( c )
108
(507)
(415)
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
2
2
(14)
ns
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
1 291
1 173
1 733
-26%
2.5 Marketing & Services
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2024 vs
2024
2023
2023
1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
(108)
1 759
(673)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
(604)
1 457
(1 042)
ns
Effet de stock ( c )
17
(217)
(87)
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
-
-
-
ns
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
479
519
456
5%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
3. Réconciliation des capitaux employés (bilan) et calcul du
ROACE
En millions de dollars
Exploration -
Production
Integrated
LNG
Integrated Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Corporate
Éliminations
de
consolidation
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté 1 er
trimestre 2024
2 550
1 222
611
962
255
(90)
-
5 510
Résultat opérationnel net ajusté 4 ème
trimestre 2023
2 802
1 456
527
633
306
(178)
-
5 546
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 ( a
)
10 839
5 350
2 094
3 998
1 433
(436)
-
23 278
Bilan au 31 mars 2024
Immobilisations corporelles et
incorporelles
84 713
25 054
13 626
12 089
6 508
665
-
142 655
Titres et prêts des sociétés mises en
équivalence
2 889
14 387
8 831
4 142
1 007
-
-
31 256
Autres actifs non courants
3 626
2 500
1 280
715
1 236
31
-
9 388
Stocks
1 428
1 010
657
13 390
3 744
-
20 229
Clients et comptes rattachés
6 329
8 061
6 819
20 658
9 822
983
(28 474)
24 198
Autres créances
6 404
8 918
5 939
2 674
3 288
5 024
(11 632)
20 615
Fournisseurs et comptes rattachés
(6 347)
(9 053)
(6 565)
(32 774)
(10 361)
(874)
28 327
(37 647)
Autres créditeurs et dettes diverses
(9 053)
(10 425)
(6 071)
(6 449)
(5 656)
(7 074)
11 779
(32 949)
Besoin en fonds de roulement
(1 239)
(1 489)
779
(2 501)
837
(1 941)
-
(5 554)
Provisions et autres passifs non
courants
(25 021)
(3 774)
(1 902)
(3 678)
(1 235)
830
-
(34 780)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou
échangés - Capitaux employés
-
-
276
131
-
-
-
407
Capitaux employés (Bilan)
64 968
36 678
22 890
10 898
8 353
(415)
-
143 372
Moins effet de stock
-
-
-
(1 538)
(340)
-
-
(1 878)
Capitaux Employés au coût de
remplacement ( b )
64 968
36 678
22 890
9 360
8 013
(415)
-
141 494
Bilan au 31 mars 2023
Immobilisations corporelles et
incorporelles
88 954
24 420
7 172
11 476
8 036
675
-
140 733
Titres et prêts des sociétés mises en
équivalence
2 344
13 013
9 580
4 471
589
-
-
29 997
Autres actifs non courants
3 253
3 034
445
656
1 077
225
-
8 690
Stocks
1 486
1 520
883
14 637
4 260
-
22 786
Clients et comptes rattachés
6 514
10 988
8 273
18 509
8 777
1 843
(30 776)
24 128
Autres créances
6 131
14 144
9 492
2 732
3 409
2 922
(10 677)
28 153
Fournisseurs et comptes rattachés
(5 493)
(12 295)
(6 951)
(29 927)
(10 469)
(1 751)
30 849
(36 037)
Autres créditeurs et dettes diverses
(10 938)
(16 778)
(8 855)
(7 018)
(5 220)
(4 373)
10 604
(42 578)
Besoin en fonds de roulement
(2 300)
(2 421)
2 842
(1 067)
757
(1 359)
(3 548)
Provisions et autres passifs non
courants
(24 812)
(3 863)
(1 213)
(3 789)
(1 273)
540
-
(34 410)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou
échangés - Capitaux employés
219
-
156
88
-
-
-
463
Capitaux employés (Bilan)
67 658
34 183
18 982
11 835
9 186
81
-
141 925
Moins effet de stock
-
-
-
(1 720)
(375)
-
-
(2 095)
Capitaux Employés au coût de
remplacement ( c )
67 658
34 183
18 982
10 115
8 811
81
-
139 830
ROACE en pourcentage ( a / moyenne( b +
c ))
16,3%
15,1%
10,0%
41,1%
17,0%
16,5%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
(Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
4. Réconciliation du résultat net de l’ensemble consolidé au
résultat opérationnel net ajusté
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
2024
2023
2023
Résultat net de l'ensemble consolidé (
a )
5 804
5 037
5 631
Coût net de la dette nette ( b )
(285)
(265)
(293)
Eléments non-récurrents du résultat
opérationnel net
792
113
(167)
Plus ou moins-value de cession
1 507
1 844
203
Charges de restructuration
-
(51)
-
Dépréciations et provisions
exceptionnelles
(644)
(1 070)
(60)
Autres éléments
(71)
(610)
(310)
Effet de stock : écart FIFO / coût de
remplacement, net d'impôt
107
(549)
(391)
Effet des variations de juste valeur
(320)
192
(434)
Total des éléments d'ajustement du
résultat opérationnel net ( c )
579
(244)
(992)
Résultat opérationnel net ajusté ( a -
b - c )
5 510
5 546
6 916
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Von Mai 2023 bis Mai 2024