TotalEnergies affiche un résultat net ajusté
en hausse de 8% à 4,4 G$ au quatrième trimestre grâce à la bonne
performance de ses activités GNL et électricité
En 2024, dans un environnement moins
favorable qu’en 2023, TotalEnergies tire parti de sa stratégie
multi-énergies intégrée avec un résultat net ajusté de plus de 18
G$ et une rentabilité de 14,8%, au meilleur des majors
Dividende au titre de 2024 en hausse de 7% -
8 G$ de rachats d’actions en 2024 Ratio d’endettement à fin 2024 de
8,3%
Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE):
4T24
Variation vs 3T24
2024
Variation vs 2023
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)(1)
- en milliards de dollars (G$)
4,4
+8%
18,3
-21%
- en dollar par action
1,90
+9%
7,77
-17%
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)
4,0
+72%
15,8
-26%
EBITDA ajusté(1) (G$)
10,5
+5%
43,1
-14%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)(1) (G$)
7,2
+5%
29,9
-17%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)
12,5
+74%
30,9
-24%
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 4
février 2025 sous la présidence de Patrick Pouyanné,
Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie
pour le quatrième trimestre 2024 et l’année 2024. A cette occasion,
Patrick Pouyanné a déclaré :
« TotalEnergies a démontré au quatrième trimestre sa capacité à
tirer parti de son modèle multi-énergies intégré, bénéficiant
notamment de la bonne performance des secteurs Integrated LNG et
Integrated Power sur le trimestre, pour afficher un résultat net
ajusté de 4,4 G$, en hausse de 8%, et un cash-flow en hausse de 5%
à 7,2 G$.
Sur l’année 2024, la Compagnie affiche un résultat net ajusté de
18,3 G$ et un cash-flow de 29,9 G$ dans un environnement de prix
moins favorable, avec notamment des marges de raffinage en fort
repli, après deux années exceptionnelles. Le résultat net IFRS est
de 15,8 G$ en 2024 (14,6 G€). La rentabilité des capitaux employés
moyens s’est établie cette année à près de 15%, au meilleur des
majors pour la troisième année consécutive. TotalEnergies a
poursuivi de manière disciplinée la mise en œuvre de sa stratégie
équilibrée de croissance en investissant 17,8 G$ en 2024, dont un
tiers pour les nouveaux projets Oil & Gas et 4,8 G$ dans les
énergies bas-carbone, dont 3,9 G$ dans l’électricité. Avec des
rachats d’actions* de 8 G$ sur l’année, le pay-out s’établit à 50%
du cash-flow. TotalEnergies termine l’année avec un ratio
d’endettement sous les 10%, soulignant l’excellente santé
financière de l’entreprise.
La production Oil & Gas du quatrième trimestre s’est établie
à 2,43 Mbep/j, bénéficiant notamment de la montée en puissance des
projets démarrés en 2024. L’Exploration-Production réalise un
trimestre solide, avec un résultat opérationnel net ajusté de 2,3
G$ et un cash-flow de 3,9 G$ dans un environnement de prix du
pétrole en repli de 5 $/b par rapport au trimestre précédent,
partiellement compensé par la hausse des prix du gaz. En 2024,
TotalEnergies a lancé la production de cinq projets majeurs (Mero-2
et Mero-3 au Brésil, Anchor aux Etats-Unis, Fenix en Argentine et
Tyra au Danemark) qui contribueront à la croissance de la
production de 2025 attendue à plus de 3%. L’Exploration-Production
a généré un résultat opérationnel net ajusté de 10 G$ et un
cash-flow de 17 G$. L’année a par ailleurs été marquée par les
lancements de projets majeurs au Suriname, au Brésil et en Angola
qui contribuent à un excellent taux de renouvellement des réserves
(157%) d’une durée de vie de plus de 12 ans qui témoignent de la
profondeur du portefeuille amont de TotalEnergies. En outre,
TotalEnergies a confirmé en 2024 son modèle Oil & Gas à faibles
coûts et à faibles émissions, avec des coûts opératoires sous les 5
$/bep et des émissions de gaz à effet de serre†, et notamment de
méthane, en baisse respectivement de 3% et 15% sur l’année.
Le secteur Integrated LNG progresse fortement sur le trimestre
avec un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 1,4 G$,
en hausse respectivement de 35% et 63%, porté par une croissance de
la production de 6%, des prix moyens de vente de GNL au-dessus de
10 $/Mbtu et des activités de négoce de GNL qui retrouvent sur ce
trimestre une performance en ligne avec 2023 tirant parti d’une
plus grande volatilité des marchés. Sur l’année 2024, Integrated
LNG génère un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de
4,9 G$. Le portefeuille de la Compagnie s’est enrichi en 2024 avec
les lancements des projets Marsa LNG en Oman, Ubeta au Nigéria et
les acquisitions de SapuraOMV en Malaisie et d’intérêts dans des
permis gaziers dans le bassin de l’Eagle Ford au Texas.
TotalEnergies a par ailleurs poursuivi avec succès la
commercialisation de ses ressources en GNL avec la signature de
plusieurs nouveaux contrats de vente à moyen terme (6 Mt/an) en
Asie, principalement indexés Brent.
Au quatrième trimestre, le secteur Integrated Power a confirmé
sa performance des trimestres précédents avec un résultat
opérationnel net ajusté en hausse à 575 M$ et un cash-flow de 604
M$. Sur l’année 2024, le cash-flow s’élève à 2,6 G$, en hausse de
19% par rapport à 2023 et en ligne avec l’objectif annoncé. La
rentabilité des capitaux moyens employés est de 10%. La production
nette d’électricité s’établit à 41 TWh en hausse de 23% sur
l’année, contribuant à réduire l’intensité carbone moyenne de
l’ensemble des produits énergétiques vendus par la Compagnie à ses
clients (-17% par rapport à 2015). TotalEnergies a poursuivi en
2024 le déploiement de son modèle intégré électricité dans ses
marchés cibles avec plusieurs acquisitions stratégiques : Quadra
Energy et VSB qui permettent à la Compagnie de se renforcer en
Allemagne et des centrales électriques à gaz aux Etats-Unis et au
Royaume-Uni venant renforcer ses capacités de génération flexibles.
Grâce à son portefeuille, TotalEnergies prévoit de produire plus de
50 TWh d’électricité en 2025 et d’atteindre l’équivalent de 10% de
sa production d’hydrocarbures.
Dans un environnement restant globalement déprimé au quatrième
trimestre, l’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de
680 M$ en hausse de 12% et un cash-flow de 1,4 G$ en hausse de 15%
reflétant la hausse de 10 $/t des marges de raffinage européennes
sur le trimestre. Sur l’année 2024, le résultat opérationnel net
ajusté s’établit à 3,5 G$, en retrait par rapport à 2023 du fait de
la forte baisse (-44%) des marges de raffinage en Europe et de
performances opérationnelles dégradées de certaines unités. Le
cash-flow se maintient au-dessus des 6 G$, démontrant la résilience
du modèle intégré aval.
Compte-tenu des perspectives de croissance du free cash-flow et
des rachats d’actions réalisés en 2024 (5% du capital), le Conseil
d’administration propose à l’Assemblée Générale des actionnaires,
prévue le 23 mai 2025, la distribution d’un solde de dividende de
0,85 €/action au titre de l’exercice 2024 portant le dividende au
titre de 2024 à 3,22 €/action, soit une hausse de 7,0% par rapport
au dividende de l’exercice 2023. En outre, le Conseil confirme sa
politique de retour à l’actionnaire à plus de 40% du cash-flow pour
2025, qui combinera une augmentation des acomptes sur dividende de
7,6% à 0,85 €/action et des rachats d’actions pour 2 G$ par
trimestre, niveau qui sera poursuivi dans des conditions de marché
raisonnables.»
1. Faits marquants (2)
Amont
- Finalisation de l’acquisition des actifs amont gaziers de
SapuraOMV, en Malaisie
- Démarrage de la production de Mero-3, au Brésil, d’une capacité
de 180 000 b/j
- Lancement, dans le cadre du projet GGIP en Irak, de la
construction d’une première unité de traitement de gaz pour arrêter
le torchage et alimenter des centrales électriques
Integrated LNG
- Signature d’un contrat de vente de 2 Mt/an de GNL sur 15 ans
avec Sinopec en Chine à partir de 2028
Integrated Power
- Signature du contrat d’acquisition du développeur d’énergies
renouvelables allemand VSB
- Cession de 50% d’un portefeuille de 2 GW d’actifs solaires et
BESS, aux Etats-Unis
- Cession de 50% des intérêts dans la CCGT de West Burton à
EPUKI, filiale de EPH, au Royaume-Uni
- Attribution d’un projet solaire de 300 MW à TotalEnergies et
Aljomaih Energy & Water Company, en Arabie Saoudite
- Signature d’un accord avec OQ Alternative Energy pour le
développement de 300 MW de projets d’énergie renouvelable en
Oman
- Signature d’un contrat Clean Firm Power avec STMicroelectronics
de 1,5 TWh sur 15 ans
Décarbonation et molécules
bas-carbone
- Décision de déploiement d’équipements de détection continue et
en temps réel des émissions de méthane sur l’ensemble des sites
Amont opérés
- Lancement de Northern Endurance, premier projet CCS du
Royaume-Uni (TotalEnergies, 10%)
- Lancement d’un projet de production d’hydrogène renouvelable
(bioH2) avec Air Liquide sur la plateforme de La Mède
2. Principales données financières issues des comptes
consolidés de TotalEnergies (1)
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,le
résultat par action et le nombre d’actions
2024
2023
2024 vs 2023
10 529
10 048
+5%
11 696
EBITDA ajusté (1)
43 143
50 030
-14%
4 992
4 635
+8%
5 724
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
20 566
25 107
-18%
2 305
2 482
-7%
2 802
Exploration-Production
10 004
10 942
-9%
1 432
1 063
+35%
1 456
Integrated LNG
4 869
6 200
-21%
575
485
+19%
527
Integrated Power
2 173
1 853
+17%
318
241
+32%
633
Raffinage-Chimie
2 160
4 654
-54%
362
364
-1%
306
Marketing & Services
1 360
1 458
-7%
706
706
-
597
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en
équivalence
2 669
3 000
-11%
41,3%
38,0%
-
37,7%
Taux moyen d'imposition (3)
39,4%
37,5%
-
4 406
4 074
+8%
5 226
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)
18 264
23 176
-21%
1,90
1,74
+9%
2,16
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (4)
7,77
9,40
-17%
1,78
1,58
+13%
2,02
Résultat net ajusté dilué par action (euros) (5)
7,18
8,70
-17%
2 282
2 310
-1%
2 387
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)
2 315
2 434
-5%
3 956
2 294
+72%
5 063
Résultat net (part TotalEnergies)
15 758
21 384
-26%
3 839
4 102
-6%
6 139
Investissements organiques (1)
16 423
18 126
-9%
24
1 662
-98,5561%
(5 404)
Acquisitions nettes de cessions (1)
1 406
(1 289)
ns
3 863
5 764
-33%
735
Investissements nets (1)
17 829
16 837
+6%
7 151
6 821
+5%
8 500
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
29 917
35 946
-17%
7 398
7 009
+6%
8 529
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)
(1)
30 614
36 451
-16%
12 507
7 171
+74%
16 150
Flux de trésorerie d’exploitation
30 854
40 679
-24%
Ratio d’endettement (1) de 8,3% au 31 décembre 2024 contre 12,9% au
30 septembre 2024 et 5,0% au 31 décembre 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
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
2024
2023
2024 vs 2023
74,7
80,3
-7%
84,3
Brent ($/b)
80,8
82,6
-2%
3,0
2,2
34%
2,9
Henry Hub ($/Mbtu)
2,4
2,7
-9%
13,6
11,5
18%
13,6
TTF ($/Mbtu)
11,0
13,1
-16%
14,0
13,0
7%
15,2
JKM ($/Mbtu)
11,9
13,8
-14%
71,8
77,0
-7%
80,2
Prix moyen de vente liquides ($/b) (6),(7)Filiales
consolidées
77,1
76,2
+1%
6,26
5,78
8%
6,17
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) (6),(8)Filiales consolidées
5,54
6,64
-16%
10,37
9,91
5%
10,28
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) (6),(9)Filiales consolidées
et sociétés mises en equivalence
9,80
10,76
-9%
25,9
15,4
68%
52,6
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t)
(6),(10)
39,5
71,0
-44%
3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Émissions Scope 1+2 (MtCO2e)
2024
2023
2024 vs 2023
9,6
8,8
+9%
7,9
Scope 1+2 des installations opérées (12)
34,3
34,6
-1%
7,9
7,4
+7%
7,2
dont Oil & Gas
29,4
30,3
-3%
1,7
1,4
+21%
0,7
dont CCGT
4,9
4,3
+14%
12,2
11,7
+4%
11,5
Scope 1+2 périmètre patrimonial
46,4
48,9
-5%
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Émissions de Méthane (ktCH4)
2024
2023
2024 vs 2023
7
7
-
9
Émissions de méthane des installations opérées
29
34
-15%
9
8
+13%
11
Émissions de méthane périmètre patrimonial
33
40
-18%
Émissions trimestrielles estimées.
En 2024, les émissions Scope 1+2 des installations opérées se
montent à 34,3 millions de tonnes de CO2e.
Les émissions de méthane des installations opérées sont en
baisse de 15% en 2024 sur un an, grâce notamment à la baisse
continue du torchage et des émissions fugitives sur les
installations de l’Exploration-Production et de 55% par rapport à
l’année de référence 2020, atteignant l’objectif de -50% avec un an
d’avance. En 2025, TotalEnergies renforce son ambition avec un
nouvel objectif de réduction des émissions de méthane de -60% par
rapport à 2020.
Les émissions de Scope 3 (13) Catégorie 11 de l’année 2024 sont
estimées à 347 Mt CO2e vs 355 Mt CO2e en 2023.
3.3 Production (14)
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Production d'hydrocarbures
2024
2023
2024 vs 2023
2 427
2 409
+1%
2 462
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 434
2 483
-2%
1 292
1 324
-2%
1 341
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)
1 314
1 388
-5%
1 135
1 086
+5%
1 121
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)
1 120
1 095
+2%
2 427
2 409
+1%
2 462
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 434
2 483
-2%
1 445
1 466
-1%
1 506
Liquides (kb/j)
1 468
1 550
-5%
5 323
5 093
+5%
5 158
Gaz (Mpc/j)
5 211
5 028
+4%
La production d’hydrocarbures a été de 2 434 milliers de barils
équivalent pétrole par jour en 2024, en hausse de 2% (hors cession
Canada qui représente 3,5%), en raison des éléments suivants :
- +3% lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets,
notamment Mero-2 et Mero-3 au Brésil, Absheron en Azerbaïdjan, le
Bloc 10 en Oman, Tommeliten Alpha en Norvège, Akpo West au Nigéria,
Fenix en Argentine et Anchor aux Etats-Unis,
- +1% lié à une meilleure disponibilité des installations,
- +1% d’effet périmètre, notamment lié aux entrées dans les
champs en production de SARB Umm Lulu aux Emirats Arabes Unis et de
Ratawi en Irak et à l’acquisition d’intérêts dans des permis
gaziers dans le bassin de l’Eagle Ford au Texas,
- -3% lié au déclin naturel des champs.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Exploration-Production
4.1.1 Production
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Production d'hydrocarbures
2024
2023
2024 vs 2023
1 933
1 944
-1%
1 998
EP (kbep/j)
1 947
2 034
-4%
1 385
1 414
-2%
1 448
Liquides (kb/j)
1 408
1 492
-6%
2 924
2 830
+3%
2 946
Gaz (Mpc/j)
2 880
2 900
-1%
4.1.2 Résultats
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars, sauf le taux moyen
d'imposition
2024
2023
2024 vs 2023
2 305
2 482
-7%
2 802
Résultat opérationnel net ajusté
10 004
10 942
-9%
207
183
+13%
130
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en
équivalence
742
539
+38%
50,5%
45,1%
-
47,7%
Taux moyen d'imposition (15)
47,8%
50,0%
-
2 104
2 330
-10%
3 117
Investissements organiques (1)
9 060
10 232
-11%
(258)
(42)
ns
(4 306)
Acquisitions nettes de cessions (1)
(207)
(2 706)
ns
1 846
2 288
-19%
(1 189)
Investissements nets (1)
8 853
7 526
+18%
3 945
4 273
-8%
4 690
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
17 049
19 126
-11%
4 500
4 763
-6%
5 708
Flux de trésorerie d’exploitation
17 388
18 531
-6%
Au quatrième trimestre 2024, pour le secteur de
l’Exploration-Production :
- le résultat opérationnel net ajusté s’est établi à 2 305 M$, en
baisse de 7% sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix du
pétrole partiellement compensée par l’augmentation de la production
et la hausse des prix du gaz,
- la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 3 945
M$, en baisse de 8% pour les mêmes raisons.
Sur l’année 2024, le résultat opérationnel net ajusté de
l’Exploration-Production s’est établi à 10 004 M$, en baisse de 9%
sur un an et la marge brute d’autofinancement (CFFO) à 17 049 M$ en
baisse de 11% sur un an, principalement en raison de la baisse des
prix du pétrole et du gaz et de la cession des actifs dans les
sables bitumineux au Canada.
4.2 Integrated LNG
4.2.1 Production
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Production d'hydrocarbures pour le GNL
2024
2023
2024 vs 2023
494
465
+6%
464
Integrated LNG (kbep/j)
487
449
+8%
60
52
+14%
58
Liquides (kb/j)
60
58
+3%
2 399
2 263
+6%
2 212
Gaz (Mpc/j)
2 331
2 128
+10%
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
GNL (Mt)
2024
2023
2024 vs 2023
10,8
9,5
+14%
11,8
Ventes totales de GNL
39,8
44,3
-10%
3,8
3,8
+1%
4,0
incl. Ventes issues des quotes-parts de production*
15,5
15,2
+1%
9,4
8,4
+11%
10,8
incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de
production et d'achats auprès de tiers
34,7
40,1
-14%
* Les quotes-parts de production de la
Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les
joint-ventures.
La production d'hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 6%
sur le trimestre, notamment grâce à la fin d’une maintenance non
planifiée sur Ichthys LNG, intervenue au troisième trimestre.
Les ventes de GNL, bien qu’en baisse sur l’année dans un
contexte de moindre demande de GNL en Europe, sont en hausse de 14%
sur le trimestre, notamment du fait de la hausse des volumes spots
saisonniers destinés à la reconstitution des stocks.
4.2.2 Résultats
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars, sauf le prix moyen de vente
GNL
2024
2023
2024 vs 2023
10,37
9,91
+5%
10,28
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) *Filiales consolidées et
sociétés mises en equivalence
9,80
10,76
-9%
1 432
1 063
+35%
1 456
Résultat opérationnel net ajusté
4 869
6 200
-21%
525
538
-2%
500
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en
équivalence
1 978
2 103
-6%
554
451
+23%
790
Investissements organiques (1)
2 169
2 063
+5%
1 116
65
x17.2
48
Acquisitions nettes de cessions (1)
1 367
1 096
+25%
1 670
516
x3.2
838
Investissements nets (1)
3 536
3 159
+12%
1 447
888
+63%
1 763
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
4 903
7 293
-33%
2 214
830
x2.7
2 702
Flux de trésorerie d’exploitation
5 185
8 442
-39%
* Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. Ne prend pas
en compte les activités de négoce de GNL.
Au quatrième trimestre 2024, pour le secteur Integrated LNG
:
- le résultat opérationnel net ajusté s’est établi à 1 432 M$, en
hausse de 35% sur le trimestre, porté par la hausse de la
production d’hydrocarbures pour le GNL, un prix moyen de vente du
GNL au-delà de 10 $/Mbtu et des résultats d’activités de négoce de
GNL tirant parti d’une plus grande volatilité des marchés,
- la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 1 447
M$, en hausse de 63% sur le trimestre, pour les mêmes raisons ainsi
qu’en raison d’un effet timing positif de l’ordre de 150 M$ sur le
paiement des dividendes reçus de certaines sociétés mises en
équivalence.
En 2024, pour le secteur Integrated LNG :
- le résultat opérationnel net ajusté s’est établi à 4 869 M$, en
baisse de 21% sur un an, en raison principalement de la baisse du
prix moyen de vente du GNL et de marchés peu volatils sur les trois
premiers trimestres affectant les résultats des activités de négoce
de gaz,
- la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 903
M$, en baisse de 33% sur un an, pour les mêmes raisons.
4.3 Integrated Power
4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Integrated Power
2024
2023
2024 vs 2023
11,4
11,1
+2%
8,0
Production nette d'électricité (TWh) *
41,1
33,4
+23%
6,5
6,7
-4%
5,5
dont à partir de sources renouvelables
26,0
18,9
+38%
4,9
4,4
+12%
2,5
dont à partir de capacités flexibles à gaz
15,1
14,5
+4%
21,5
21,6
-1%
17,3
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **
21,5
17,3
+24%
15,1
14,5
+4%
13,0
dont renouvelables
15,1
13,0
+16%
6,5
7,1
-9%
4,3
dont capacités flexibles à gaz
6,5
4,3
+50%
97,2
89,6
+9%
80,1
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique
renouvelable (GW) **,***
97,2
80,1
+21%
26,0
24,2
+8%
22,4
dont capacités installées
26,0
22,4
+16%
6,1
6,0
+1%
5,9
Clients électricité - BtB et BtC (Million) **
6,1
5,9
+2%
2,8
2,8
-
2,8
Clients gaz - BtB et BtC (Million) **
2,8
2,8
-
13,8
10,9
+26%
13,9
Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)
50,7
52,1
-3%
30,1
13,9
x2.2
30,7
Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)
98,6
100,9
-2%
* 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 11,4 TWh au
quatrième trimestre 2024, en hausse de 2% sur le trimestre, du fait
de l’augmentation saisonnière de la production d’électricité issue
de capacités flexibles en Europe.
Sur l’année, la production nette d'électricité croît de 23%, à
41 TWh. En particulier, la production issue de sources
renouvelables croît de 38% et représente plus de 60% de
l’électricité générée.
La capacité brute installée de génération électrique
renouvelable atteint 26 GW à la fin du quatrième trimestre 2024, en
croissance de 1,8 GW sur le trimestre.
4.3.2 Résultats
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars
2024
2023
2024 vs 2023
575
485
+19%
527
Résultat opérationnel net ajusté
2 173
1 853
+17%
(25)
29
ns
21
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en
équivalence
-
137
-100%
109
707
-85%
674
Investissements organiques (1)
2 355
2 582
-9%
(662)
1 529
ns
532
Acquisitions nettes de cessions (1)
1 514
2 363
-36%
(553)
2 236
ns
1 206
Investissements nets (1)
3 869
4 945
-22%
604
636
-5%
705
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
2 555
2 152
+19%
1 201
373
x3.2
638
Flux de trésorerie d’exploitation
2 972
3 573
-17%
Au quatrième trimestre 2024, le résultat opérationnel net ajusté
du secteur Integrated Power s’est établi à 575 M$, en hausse de 19%
sur le trimestre.
En 2024, le résultat opérationnel net ajusté et la marge brute
d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power se sont
établis respectivement à 2 173 M$ et 2 555 M$, en croissance de
près de 20% sur l’année, en lien avec la croissance de l’activité.
Ils démontrent la pertinence du modèle intégré, tous les segments
de la chaîne de valeur ayant contribué au dépassement de l’objectif
de l’année (> 2,5 G$ de CFFO).
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
4.4.1 Résultats
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars
2024
2023
2024 vs 2023
680
605
+12%
939
Résultat opérationnel net ajusté
3 520
6 112
-42%
1 013
561
+81%
1 504
Investissements organiques (1)
2 662
3 105
-14%
(172)
112
ns
(1 679)
Acquisitions nettes de cessions (1)
(1 262)
(2 042)
ns
841
673
+25%
(175)
Investissements nets (1)
1 400
1 063
+32%
1 356
1 177
+15%
1 692
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
6 079
8 171
-26%
4 610
1 145
x4
6 584
Flux de trésorerie d’exploitation
6 709
9 914
-32%
4.5 Raffinage-Chimie
4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques
et taux d’utilisation
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Volumes raffinés et taux d’utilisation
2024
2023
2024 vs 2023
1 432
1 539
-7%
1 381
Total volumes raffinés (kb/j)
1 472
1 436
+2%
424
451
-6%
444
France
422
414
+2%
541
625
-13%
582
Reste de l'Europe
605
592
+2%
467
463
+1%
355
Reste du monde
446
431
+3%
82%
86%
79%
Taux d’utilisation sur bruts traités*
83%
81%
* Sur la base de la capacité de
distillation en début d'année, hors la raffinerie africaine SIR
(cédée) à partir du 3ème trimestre 2024 et la raffinerie africaine
Natref (cédée) au cours du 4ème trimestre 2024.
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Production de produits pétrochimiques et taux
d'utilisation
2024
2023
2024 vs 2023
1 233
1 314
-6%
1 114
Monomères* (kt)
5 082
4 896
+4%
1 080
1 167
-7%
985
Polymères (kt)
4 433
4 130
+7%
79%
85%
-
60%
Taux d’utilisation des vapocraqueurs **
79%
69%
* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines
issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en
début d’année, hors Lavera (cédé) à partir du 2ème trimestre
2024.
Les volumes raffinés sont en baisse de 7% sur le trimestre,
notamment du fait de l’arrêt planifié de la raffinerie de Leuna, en
Allemagne.
Sur l’année 2024, le taux d’utilisation s’établit à 83%, sous
l’objectif annuel de 85%, du fait d’arrêts non planifiés notamment
sur les plateformes de Normandie et de Donges, en France et de
Port-Arthur, aux Etats-Unis.
4.5.2 Résultats
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars, sauf l'ERM
2024
2023
2024 vs 2023
25,9
15,4
+68%
52,6
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) *
39,5
71,0
-44%
318
241
+32%
633
Résultat opérationnel net ajusté
2 160
4 654
-54%
581
329
+77%
1 002
Investissements organiques (1)
1 711
2 040
-16%
(92)
34
ns
(11)
Acquisitions nettes de cessions (1)
(173)
(118)
ns
489
363
+35%
991
Investissements nets (1)
1 538
1 922
-20%
822
530
+55%
1 173
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
3 760
5 853
-36%
3 832
564
x6.8
4 825
Flux de trésorerie d’exploitation
3 808
7 957
-52%
* Cet indicateur de marché pour le
raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics
($/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. Ne prend pas en
compte les activités de négoce de pétrole.
Au quatrième trimestre 2024, pour le secteur Raffinage-Chimie
:
- le résultat opérationnel net ajusté s’établit à 318 M$, en
hausse de 32% sur le trimestre, du fait de l’amélioration des
marges de raffinage en Europe de 10 $/t,
- la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 822 M$, en
hausse de 55% sur le trimestre, en ligne avec l’augmentation de la
marge de raffinage et bénéficiant de dividendes de certaines
sociétés mises en équivalence.
En 2024, pour le secteur Raffinage-Chimie, le résultat
opérationnel net ajusté et la marge brute d’autofinancement (CFFO)
sont en baisse respectivement à 2 160 M$ et 3 760 M$, affectés par
la baisse des marges de raffinage en Europe et dans le reste du
monde.
4.6 Marketing & Services
4.6.1 Ventes de produits pétroliers
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Ventes en kb/j*
2024
2023
2024 vs 2023
1 312
1 383
-5%
1 341
Total des ventes du Marketing & Services
1 342
1 375
-2%
724
795
-9%
755
Europe
752
776
-3%
587
588
-
587
Reste du monde
591
599
-1%
* Hors négoce international (trading) et
ventes massives Raffinage.
Les ventes de produits pétroliers sont en recul de 5% sur le
trimestre, notamment du fait de la saisonnalité de la demande de
carburants en Europe.
4.6.2 Résultats
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars
2024
2023
2024 vs 2023
362
364
-1%
306
Résultat opérationnel net ajusté
1 360
1 458
-7%
432
232
+86%
502
Investissements organiques (1)
951
1 065
-11%
(80)
78
ns
(1 668)
Acquisitions nettes de cessions (1)
(1 089)
(1 924)
ns
352
310
+14%
(1 166)
Investissements nets (1)
(138)
(859)
ns
534
647
-17%
519
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1)
2 319
2 318
-
778
581
+34%
1 759
Flux de trésorerie d’exploitation
2 901
1 957
+48%
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing &
Services est stable sur le trimestre à 362 M$, et la marge brute
d’autofinancement (CFFO) s’établit à 534 M$.
5. Résultats de TotalEnergies
5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs atteint :
- 4 992 M$ au quatrième trimestre 2024, contre 4 635 M$ au
troisième trimestre 2024, principalement en raison de
l’augmentation de la production d’hydrocarbures, de la hausse des
prix du gaz et des marges de raffinage, partiellement compensées
par la baisse des prix du pétrole,
- 20 566 M$ l’année 2024, contre 25 107 M$ un an auparavant,
principalement en raison de la baisse des prix du pétrole, du gaz
et des marges de raffinage et de la faible volatilité des marchés
affectant les activités de négoce de gaz et de GNL.
5.2 Résultat net ajusté (1) (part TotalEnergies)
Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’établit à 4 406 M$
au quatrième trimestre 2024 contre 4 074 M$ au troisième trimestre
2024, pour les mêmes raisons.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les
éléments non-récurrents et les effets des variations de juste
valeur.
Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un
montant de -0,5 G$ au quatrième trimestre 2024, constitués
principalement de :
- -0,4 G$ d’éléments non récurrents,
- +0,2 G$ d’effet de stock,
- -0,3 G$ d’effets de variation de juste valeur.
Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :
- 41,3% au quatrième trimestre 2024 contre 38,0% au troisième
trimestre 2024, en raison notamment de la hausse du poids relatif
des actifs de la Mer du Nord, à fiscalité élevée,
- 39,4% sur l’année 2024 contre 37,5% un an auparavant, en raison
notamment de l’augmentation du poids relatif de
l’Exploration-Production dans les résultats de la Compagnie.
5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par
action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :
- 1,90 $ au quatrième trimestre 2024, calculé sur la base d’un
nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 282 millions, contre 1,74
$ au troisième trimestre 2024,
- 7,77 $ sur l’année 2024, calculé sur la base d’un nombre moyen
pondéré dilué d’actions de 2 315 millions, contre 9,40 $ un an plus
tôt.
Au 31 décembre 2024, le nombre d’actions dilué était de 2 270
millions.
TotalEnergies a procédé au rachat* de :
- 32,9 millions d’actions au quatrième trimestre 2024, pour un
montant de 2 G$,
- 121 millions d’actions sur l’année 2024, pour un montant de 8
G$.
5.4 Acquisitions - cessions
Les acquisitions ont représenté :
- 1 233 M$ au quatrième trimestre 2024, principalement liés à
l’acquisition de SapuraOMV en Malaisie ainsi qu’à l’acquisition
d’une participation dans des actifs gaziers détenus et opérés par
Lewis Energy Group dans le bassin de l’Eagle Ford au Texas,
- 4 646 M$ en 2024 notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi
qu’aux acquisitions de 20% de Lewis Energy Group dans les permis
d’exploitation du champ gazier de Dorado (Eagle Ford) au Texas, de
l’agrégateur d’énergies renouvelables Quadra Energy en Allemagne,
de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas et 1,3 GW au Royaume Uni,
ainsi qu’aux prises de participations dans l’éolien offshore en
Allemagne en 2023 et aux Pays-Bas en 2024.
Les cessions ont représenté :
- 1 209 M$ au quatrième trimestre 2024 notamment liées au
farm-down de capacités renouvelables et de batteries aux
Etats-Unis, à la cession de 50% de la centrale à gaz de West Burton
au Royaume Uni ainsi qu’à la finalisation des cessions de
TotalEnergies EP Brunei, de sa participation dans Total PARCO, au
Pakistan et d’une participation minoritaire dans la raffinerie
Natref, en Afrique du Sud,
- 3 240 M$ sur l’année 2024, notamment liés aux éléments
ci-dessus ainsi qu’à la finalisation de la transaction avec
Alimentation Couche-Tard sur les réseaux de distribution en
Belgique, au Luxembourg et aux Pays-Bas, à la cession de 15% du
champ d’Absheron en Azerbaïdjan à ADNOC, à la cession partielle de
la ferme éolienne offshore Seagreen, au Royaume-Uni et à la cession
d’actifs pétrochimiques de Lavera, en France.
5.5 Cash-flow net (1)
Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à :
- 3 288 M$ au quatrième trimestre 2024 contre 1 057 M$ le
trimestre précédent, compte tenu de la hausse de 330 M$ de la marge
brute d’autofinancement (CFFO) et de la baisse de 1 901 M$ des
investissements nets à 3 863 M$ au quatrième trimestre 2024,
- 12 088 M$ sur l’année 2024 contre 19 109 M$ un an auparavant,
compte tenu de la baisse de 6 029 M$ de la marge brute
d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 992 M$ des
investissements nets à 17 829 M$ sur l’année.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de 12 507 M$ au
quatrième trimestre 2024, pour une marge brute d’autofinancement
(CFFO) de 7 151 M$, compte tenu de l’amélioration du besoin en
fonds de roulement de 5,4 G$ dont environ 1,5 G$ d’éléments
exceptionnels.
5.6 Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 15,8% sur
l’année 2024.
En millions de dollars
Période du 1er janvier
2024
Période du 1er octobre
2023
Période du 1er janvier
2023
au 31 décembre 2024
au 30 septembre 2024
au 31 décembre 2023
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1)
18 586
19 398
23 450
Capitaux propres retraités moyens
117 835
116 572
115 006
Rentabilité des capitaux propres (ROE)
15,8%
16,6%
20,4%
La rentabilité des capitaux employés moyens(1) s’est établie à
14,8% sur l’année 2024.
En millions de dollars
Période du 1er janvier
2024
Période du 1er octobre
2023
Période du 1er janvier
2023
au 31 décembre 2024
au 30 septembre 2024
au 31 décembre 2023
Résultat opérationnel net ajusté (1)
19 974
20 701
24 684
Capitaux Employés (1)
135 174
142 195
130 517
ROACE (1)
14,8%
14,6%
18,9%
6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 15
275 millions d’euros sur l’année 2024, contre 11 232 millions
d’euros en 2023.
7. Sensibilités sur l’année 2025 (16)
Variation Impact estimé sur le résultat
opérationnel net ajusté Impact estimé sur la marge
brute d'autofinancement Dollar +/- 0,1 $ par €
-/+ 0,1 G$ ~0 G$ Prix moyen de vente liquides (17)
+/- 10 $/b +/- 2,3 G$ +/- 2,8 G$ Prix du gaz européen
- TTF +/- 2 $/Mbtu +/- 0,4 G$ +/- 0,4 G$
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) +/- 10 $/t
+/- 0,4 G$ +/- 0,5 G$
8. Perspectives
En ce début d’année 2025, les marchés du pétrole restent
volatils entre 70 et 80 $/b, soutenus par la volonté des pays de
l’OPEP+ d’équilibrer le marché du pétrole face à la forte
croissance de l’offre provenant des pays non-OPEP (US, Guyana,
Brésil). Selon l’AIE, la croissance de la demande mondiale de
pétrole devrait atteindre +1,1 Mb/j en 2025, en hausse par rapport
aux +0,8 Mb/j réalisés en 2024.
Les prix du gaz européens ont progressé à la fin de 2024 et les
marchés forward anticipent des prix au-dessus de 13 $/Mbtu au
premier trimestre 2025, dans un contexte de consommation hivernale
importante et de baisse rapide des stocks en Europe compte tenu de
l’arrêt des importations russes via l’Ukraine. Les marchés
devraient demeurer sous tension en 2025 du fait de la faible
augmentation de capacité de production attendue, compte tenu des
retards sur certains projets. TotalEnergies prévoit des ventes de
GNL de plus de 40 Mt en 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 plus de 10 $/Mbtu au premier trimestre 2025.
En 2025, TotalEnergies prévoit d’augmenter sa production
d’hydrocarbures de plus de 3%, soutenue par la montée en puissance
des projets démarrés en 2024, le démarrage de Ballymore dans le
Golfe du Mexique et de Mero 4 au Brésil notamment.
Au premier trimestre, la production d’hydrocarbures est attendue
entre 2,5 et 2,55 Mbep/j, bénéficiant en particulier de la montée
en puissance des projets démarrés en 2024 et de la finalisation des
acquisitions de SapuraOMV en Malaisie et d’intérêts dans des permis
gaziers dans le bassin de l’Eagle Ford au Texas au quatrième
trimestre 2024.
Dans le secteur Integrated Power, la production annuelle nette
d’électricité devrait croître de plus de 20% pour dépasser les 50
TWh en 2025. Le cash-flow est attendu entre 2,5 et 3 G$ en
2025.
En combinant la croissance des productions d’hydrocarbures et
d’électricité, la production d’énergie de la Compagnie est attendue
en hausse de 5% sur l’année 2025. La production d’Integrated Power
représentera 10% de la production d’hydrocarbures.
En 2025, TotalEnergies prévoit des investissements nets de 17 à
17,5 G$, dont 4,5 G$ dédiés aux énergies bas-carbone, l’essentiel à
Integrated Power. Les investissements organiques devraient être
d’environ 17 G$, focalisés sur les projets majeurs pour l’atteinte
des objectifs de croissance de production à 2030, en baisse par
rapport à la guidance de 18 G$ présentée au Strategy & Outlook
d’octobre 2024.
* * * *
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 15h00 (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 37 71 66, +44 (0) 33 0551 0200 ou +1
786 697 3501. 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)
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Production combinée liquides/gaz par zone géographique
(kbep/j)
2024
2023
2024 vs 2023
589
556
+6%
592
Europe
569
565
+1%
437
452
-3%
451
Afrique
450
471
-4%
790
799
-1%
788
Moyen-Orient et Afrique du Nord
807
764
+6%
401
388
+3%
376
Amériques
375
426
-12%
210
214
-2%
256
Asie Pacifique
233
257
-9%
2 427
2 409
+1%
2 462
Production totale
2 434
2 483
-2%
369
371
-1%
331
dont filiales mises en équivalence
361
335
+8%
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Production de liquides par zone géographique (kb/j)
2024
2023
2024 vs 2023
228
221
+3%
236
Europe
225
232
-3%
318
329
-3%
328
Afrique
325
348
-6%
627
637
-1%
629
Moyen-Orient et Afrique du Nord
644
612
+5%
193
189
+2%
207
Amériques
180
251
-28%
79
90
-13%
106
Asie Pacifique
94
107
-12%
1 445
1 466
-1%
1 506
Production totale
1 468
1 550
-5%
151
154
-2%
141
dont filiales mises en équivalence
152
150
+2%
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)
2024
2023
2024 vs 2023
1 951
1 812
+8%
1 921
Europe
1 862
1 801
+3%
620
632
-2%
612
Afrique
630
614
+3%
889
888
-
881
Moyen-Orient et Afrique du Nord
894
833
+7%
1 154
1 100
+5%
941
Amériques
1 080
975
+11%
709
661
+7%
803
Asie Pacifique
745
805
-7%
5 323
5 093
+5%
5 158
Production totale
5 211
5 028
+4%
1 181
1 190
-1%
1 027
dont filiales mises en équivalence
1 135
1 004
+13%
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Ventes de produits raffinés par zone géographique
(kb/j)
2024
2023
2024 vs 2023
1 820
1 932
-6%
1 789
Europe
1 842
1 734
+6%
614
585
+5%
610
Afrique
587
624
-6%
970
1 091
-11%
1 055
Amériques
1 021
942
+8%
975
747
+31%
697
Reste du monde
768
652
+18%
4 380
4 355
+1%
4 151
Total des ventes
4 218
3 953
+7%
343
395
-13%
402
dont ventes massives raffinage
384
405
-5%
2 725
2 578
+6%
2 408
dont négoce international
2 492
2 173
+15%
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
Production de produits pétrochimiques* (kt)
2024
2023
2024 vs 2023
875
954
-8%
845
Europe
3 719
3 936
-6%
701
765
-8%
528
Amériques
2 867
2 366
+21%
737
762
-3%
725
Moyen-Orient et Asie
2 929
2 724
+8%
* Oléfines, polymères.
9.3 Integrated Power
9.3.1 Production nette d’électricité
4T24
3T24
Production nette d'électricité (TWh)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
France
0,2
0,3
-
1,4
0,0
1,9
0,2
0,1
-
0,6
0,0
0,9
Reste de l'Europe
0,1
0,6
0,4
2,1
0,0
3,2
0,1
0,4
0,2
1,3
0,1
2,1
Afrique
0,0
0,0
-
-
-
0,0
0,0
0,0
-
-
-
0,0
Moyent Orient
0,2
-
-
0,2
-
0,4
0,2
-
-
0,3
-
0,5
Amérique du Nord
0,9
0,5
-
1,1
-
2,5
1,2
0,4
-
2,2
-
3,8
Amérique du Sud
0,1
0,9
-
-
-
1,1
0,1
1,1
-
-
-
1,2
Inde
1,6
0,2
-
-
-
1,9
1,6
0,4
-
-
-
2,0
Asie Pacifique
0,3
0,0
0,2
-
-
0,4
0,4
0,0
0,0
-
-
0,4
Total
3,4
2,5
0,6
4,9
0,1
11,4
4,0
2,4
0,3
4,4
0,1
11,1
9.3.2 Capacités nettes installées de génération
électrique
4T24
3T24
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
0,7
0,4
-
2,6
0,2
4,0
0,6
0,4
-
2,6
0,2
3,7
Reste de l'Europe
0,6
0,9
0,3
2,1
0,2
4,0
0,3
0,9
0,3
2,7
0,2
4,4
Afrique
0,0
-
-
-
-
0,0
0,1
0,0
-
-
0,0
0,1
Moyent Orient
0,4
-
-
0,3
-
0,8
0,4
-
-
0,3
-
0,8
Amérique du Nord
2,3
0,8
-
1,5
0,3
4,9
2,6
0,8
-
1,5
0,4
5,3
Amérique du Sud
0,4
0,9
-
-
-
1,3
0,4
0,9
-
-
-
1,2
Inde
4,8
0,6
-
-
-
5,3
4,3
0,5
-
-
-
4,9
Asie Pacifique
1,1
0,0
0,2
-
-
1,3
1,1
0,0
0,1
-
0,0
1,2
Total
10,3
3,6
0,5
6,5
0,6
21,5
9,8
3,6
0,4
7,1
0,7
21,6
9.3.3 Capacités brutes de génération électrique
renouvelable
4T24
3T24
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
1,2
0,7
-
0,2
2,1
1,1
0,7
-
0,2
2,1
Reste de l'Europe
0,6
1,1
1,1
0,3
3,1
0,3
1,1
1,1
0,2
2,8
Afrique
0,1
-
-
0,0
0,1
0,1
-
-
0,0
0,1
Moyen Orient
1,2
-
-
-
1,2
1,2
-
-
-
1,2
Amérique du Nord
5,4
2,2
-
0,7
8,2
4,9
2,2
-
0,7
7,7
Amérique du Sud
0,4
1,3
-
-
1,7
0,4
1,3
-
-
1,6
Inde
6,7
0,6
-
-
7,3
6,1
0,6
-
-
6,7
Asie Pacifique
1,6
0,0
0,6
0,0
2,2
1,6
0,0
0,4
0,0
2,0
Total
17,2
6,0
1,7
1,1
26,0
15,6
5,9
1,6
1,1
24,2
4T24
3T24
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
0,3
0,0
0,0
0,0
0,3
0,2
0,0
0,0
0,0
0,2
Reste de l'Europe
0,5
0,2
0,8
0,0
1,4
0,4
0,1
0,8
0,1
1,4
Afrique
0,4
0,1
-
0,1
0,6
0,3
-
-
0,1
0,4
Moyen Orient
0,1
-
-
-
0,1
0,1
-
-
-
0,1
Amérique du Nord
1,2
0,0
-
0,5
1,8
1,7
0,0
-
0,4
2,1
Amérique du Sud
0,4
0,6
-
0,2
1,2
0,3
0,6
-
0,2
1,1
Inde
3,2
-
-
-
3,2
3,9
-
-
-
3,9
Asie Pacifique
0,1
-
0,1
-
0,1
0,1
-
0,2
-
0,3
Total
6,2
1,0
0,8
0,9
8,9
6,9
0,8
1,0
0,7
9,5
4T24
3T24
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
0,9
0,5
-
0,1
1,5
1,1
0,4
-
0,1
1,6
Reste de l'Europe
4,9
0,7
13,3
2,7
21,6
4,6
0,8
8,9
2,6
16,9
Afrique
0,6
0,2
-
-
0,8
0,7
0,3
-
-
1,0
Moyen Orient
2,3
0,2
-
-
2,6
1,8
-
-
-
1,8
Amérique du Nord
10,3
3,1
4,1
4,4
21,9
8,8
3,3
4,1
4,9
21,0
Amérique du Sud
1,6
1,1
-
0,0
2,8
1,8
1,2
-
0,0
3,0
Inde
2,3
0,1
-
-
2,5
2,2
0,1
-
-
2,3
Asie Pacifique
3,4
1,1
3,0
1,2
8,6
3,6
1,1
2,6
1,1
8,4
Total
26,5
7,1
20,4
8,3
62,3
24,4
7,2
15,6
8,7
55,9
10. Indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP
measures)
10.1 Éléments d’ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
4T24
3T24
4T23
En millions de dollars
2024
2023
3 956
2 294
5 063
Résultat net (part TotalEnergies)
15 758
21 384
(413)
(1 337)
180
Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)
(1 219)
(1 105)
(25)
-
1 844
Plus ou moins value de cession
1 372
2 047
(6)
(10)
(51)
Charges de restructuration
(27)
(56)
(232)
(1 100)
(1 023)
Dépréciations et provisions exceptionnelles
(1 976)
(2 166)
(150)
(227)
(590)
Autres éléments
(588)
(930)
216
(359)
(535)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net
d’impôt
(339)
(699)
(253)
(84)
192
Effet des variations de juste valeur
(948)
12
(450)
(1 780)
(163)
Total des éléments d’ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
(2 506)
(1 792)
4 406
4 074
5 226
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
18 264
23 176
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
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars
2024
2023
2024 vs 2023
3 956
2 294
+72%
5 063
Résultat net (part TotalEnergies)
15 758
21 384
-26%
450
1 780
-75%
163
Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part
TotalEnergies)
2 506
1 792
+40%
4 406
4 074
+8%
5 226
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
18 264
23 176
-21%
Éléments ajustés
65
90
-28%
57
Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle
322
274
+18%
2 872
2 369
+21%
3 004
Plus: charge / (produit) d'impôt
11 209
12 939
-13%
2 715
3 048
-11%
3 060
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
11 667
12 012
-3%
107
103
+4%
115
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
389
394
-1%
786
797
-1%
660
Plus: coût de l'endettement financier brut
3 016
2 820
+7%
(422)
(433)
ns
(426)
Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
(1 724)
(1 585)
ns
10 529
10 048
+5%
11 696
EBITDA Ajusté
43 143
50 030
-14%
10.2.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA
ajusté et au résultat net part TotalEnergies
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars
2024
2023
2024 vs 2023
Éléments ajustés
47 115
47 429
-1%
54 765
Produits des ventes
195 610
218 945
-11%
(30 305)
(30 856)
ns
(36 651)
Achats, nets de variation de stocks
(126 000)
(142 247)
ns
(7 094)
(7 147)
ns
(6 956)
Autres charges d'exploitation
(29 485)
(29 808)
ns
(242)
(101)
ns
(174)
Charges d'exploration
(528)
(575)
ns
280
59
x4.7
169
Autres produits
725
504
+44%
(34)
(121)
ns
(150)
Autres charges hors amortissements et dépréciations des
immobilisations incorporelles
(317)
(288)
ns
296
293
+1%
276
Autres produits financiers
1 304
1 221
+7%
(193)
(214)
ns
(180)
Autres charges financières
(835)
(722)
ns
706
706
-
597
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence
2 669
3 000
-11%
10 529
10 048
+5%
11 696
EBITDA Ajusté
43 143
50 030
-14%
Éléments ajustés
(2 715)
(3 048)
ns
(3 060)
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
(11 667)
(12 012)
ns
(107)
(103)
ns
(115)
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
(389)
(394)
ns
(786)
(797)
ns
(660)
Moins: coût de l'endettement financier brut
(3 016)
(2 820)
ns
422
433
-3%
426
Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
1 724
1 585
+9%
(2 872)
(2 369)
ns
(3 004)
Moins: produit (charge) d'impôt
(11 209)
(12 939)
ns
(65)
(90)
ns
(57)
Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle
(322)
(274)
ns
(450)
(1 780)
ns
(163)
Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)
(2 506)
(1 792)
ns
3 956
2 294
+72%
5 063
Résultat net (part TotalEnergies)
15 758
21 384
-26%
10.3 Investissements – Désinvestissements (part
TotalEnergies)
Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux
investissements nets
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars
2024
2023
2024 vs 2023
3 745
5 562
-33%
632
Flux de trésorerie d'investissement ( a )
17 332
16 454
+5%
-
-
ns
-
Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (
b )
-
-
ns
(2)
57
ns
3
Remboursement organique de prêts SME ( c )
29
(2)
ns
(52)
-
ns
(3)
Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *
(52)
78
ns
152
119
+28%
71
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
471
259
+82%
20
26
-23%
32
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
49
48
+2%
3 863
5 764
-33%
735
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )
17 829
16 837
+6%
24
1 662
-99%
(5 404)
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )
1 406
(1 289)
ns
1 233
1 795
-31%
698
Acquisitions ( g )
4 646
6 428
-28%
1 209
133
x9.1
6 102
Cessions ( i )
3 240
7 717
-58%
26
-
ns
-
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire
et plus-value de cession
26
(81)
ns
3 839
4 102
-6%
6 139
Dont investissements organiques ( h )
16 423
18 126
-9%
122
148
-17%
214
Exploration capitalisée
516
1 094
-53%
625
458
+36%
683
Augmentation des prêts non courants
2 210
1 845
+20%
(619)
(140)
ns
(91)
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique
de prêts SME
(1 083)
(524)
ns
(26)
-
ns
(3)
Variation de dettes de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies
(26)
(3)
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
4T24
3T24
4T24 vs 3T24
4T23
En millions de dollars
2024
2023
2024 vs 2023
12 507
7 171
74%
16 150
Flux de trésorerie d’exploitation ( a )
30 854
40 679
-24%
5 072
871
x5.8
8 377
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (
b ) *
1 491
5 526
-73%
282
(464)
ns
(724)
Effet de stock ( c )
(525)
(714)
ns
-
-
ns
(0)
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
-
81
-100%
(2)
57
ns
3
Remboursement organique de prêts SME ( e )
29
(2)
ns
7 151
6 821
+5%
8 500
Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d
+ e )
29 917
35 946
-17%
(247)
(188)
ns
(29)
Frais financiers
(697)
(505)
ns
7 398
7 009
+6%
8 529
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers
(DACF)
30 614
36 451
-16%
3 839
4 102
-6%
6 139
Investissements organiques ( g )
16 423
18 126
-9%
3 312
2 719
+22%
2 361
Cash flow après investissements organiques ( f - g )
13 494
17 820
-24%
3 863
5 764
-33%
735
Investissements nets ( h )
17 829
16 837
+6%
3 288
1 057
x3.1
7 765
Cash flow net ( f - h )
12 088
19 109
-37%
* 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 31/12/2024
30/09/2024 31/12/2023 Dettes financières
courantes *
7 929
11 805
7 869
Autres passifs financiers courants
664
488
446
Actifs financiers courants *,**
(6 536)
(5 780)
(6 256)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *
33
204
17
Dettes financières non courantes *
35 711
37 824
32 722
Actifs financiers non courants *
(1 027)
(1 307)
(1 229)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie
(25 844)
(25 672)
(27 263)
Dette nette ( a )
10 930
17 562
6 306
Capitaux propres (part TotalEnergies)
117 858
116 059
116 753
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)
2 397
2 557
2 700
Capitaux propres ( b )
120 255
118 616
119 453
Ratio d'endettement = a / ( a + b )
8,3%
12,9%
5,0%
Dette nette de location ( c )
8 272
8 338
8 275
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/(
a+b+c )
13,8%
17,9%
10,9%
* 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
En millions de dollars Exploration-Production
IntegratedLNG IntegratedPower
Raffinage-Chimie Marketing &Services
Compagnie Résultat opérationnel net ajusté
10 004
4 869
2 173
2 160
1 360
19 974
Capitaux employés au 31/12/2023
63 870
36 048
21 511
6 043
7 674
132 222
Capitaux employés au 31/12/2024
64 430
41 477
21 739
5 564
6 870
138 125
ROACE
15,6%
12,6%
10,0%
37,2%
18,7%
14,8%
10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)
En millions de dollars
2024
9M24
2023
Dividendes payés (actionnaires de la société mère)
7 717
5 719
7 517
Variation de capital : rachat d’actions propres
7 995
6 018
9 167
Payout ratio
50%
49%
46%
GLOSSAIRE
Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif
de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’investissement. Les Acquisitions nettes de cessions
correspondent aux acquisitions moins les cessions (y compris les
autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle).
Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour
les décideurs, les analystes que les actionnaires car il met en
évidence l’allocation des flux de trésorerie utilisés pour
accroître le portefeuille d’actifs de la Compagnie via des
opportunités de croissance externe.
Capitaux Employés (CMO) : indicateur alternatif de
performance. Ils sont calculés au coût de remplacement et font
référence aux capitaux employés (bilan) moins l’effet de stock. Les
capitaux employés (bilan) désignent la somme des éléments suivants
: (i) Immobilisations corporelles, incorporelles (ii) sociétés
mises en équivalence : titres et prêts (iii) autres actifs non
courants, (iv) besoin en fonds de roulement qui est la somme des
stocks nets, créances nettes, autres actifs courants, dettes
fournisseurs, autres créditeurs et charges à payer (v) provisions
et autres passifs non courants et (vi) actifs et passifs destinés à
être cédés ou échangés. Les Capitaux Employés peuvent constituer un
outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires, en leur donnant un éclairage sur le montant des
capitaux investis par la Compagnie ou par ses secteurs pour
conduire ses opérations. Les Capitaux Employés sont utilisés pour
calculer la Rentabilité des Capitaux Employés moyens (ROACE).
Cash-flow après Investissements Organiques : indicateur
alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le
flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow après
Investissements Organiques correspond à la Marge Brute
d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Organiques. Les
Investissements Organiques correspondent aux Investissements Nets,
hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts
ne conférant pas le contrôle. Cet indicateur peut constituer un
outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires car il représente les flux de trésorerie
d’exploitation générés par l'entreprise après l’allocation de
trésorerie pour les Investissements Organiques.
Cash-flow net (ou free cash-flow) : indicateur
alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le
flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow net correspond à la
Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements
Nets. Le cash-flow net peut constituer un outil d’analyse utile
tant pour les décideurs, les analystes que pour les actionnaires
car il représente les flux de trésorerie générés par les opérations
de la Compagnie après l’allocation de trésorerie pour les
Investissements Organiques et les Acquisitions nettes de cessions
(acquisitions - cessions - autres opérations avec des intérêts ne
conférant pas le contrôle). Cet indicateur de performance
correspond aux flux de trésorerie disponibles pour rembourser la
dette et affecter de la trésorerie à la distribution de dividendes
aux actionnaires ou au rachat d'actions.
DACF (Debt Adjusted Cash-Flow) : indicateur alternatif de
performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’exploitation. Le DACF est défini comme la Marge Brute
d’Autofinancement (CFFO) hors frais financiers. Cet indicateur peut
constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les
analystes que les actionnaires car il correspond aux fonds
théoriquement disponibles dont dispose la Compagnie pour les
investissements, le remboursement de la dette et les distributions
aux actionnaires, et facilite ainsi la comparaison des résultats
d'exploitation de la Compagnie avec ceux d'autres entreprises,
indépendamment de leur structure de capital et de leurs besoins en
fonds de roulement.
EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and
Amortization ou bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et
amortissement) ajusté : indicateur alternatif de performance
dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Il
correspond au résultat ajusté avant amortissement et dépréciations
des immobilisations incorporelles, corporelles et des droits
miniers, charge d’impôt et coût de la dette nette, soit l’ensemble
des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des
sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un
outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires pour mesurer et comparer la rentabilité de la
Compagnie avec celle des entreprises de services publics (secteur
de l’énergie).
Investissements nets : indicateur alternatif de
performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’investissement. Les Investissements Nets incluent le
flux de trésorerie d’investissement, les opérations avec des
intérêts ne conférant pas le contrôle, la variation de la dette
liée au financement de projets renouvelables, les dépenses liées
aux crédits carbone et les investissements liés aux contrats de
location capitalisés et excluent le remboursement organique des
prêts des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut
constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les
analystes et les actionnaires pour mettre en évidence la trésorerie
affectée aux opportunités de croissance, tant internes qu'externes,
montrant ainsi, lorsqu'il est combiné avec le tableau des flux de
trésorerie de la Compagnie préparé selon les IFRS, comment la
trésorerie est générée et allouée au sein de l’organisation. Les
Investissements Nets sont la somme des Investissements Organiques
et des Acquisitions nettes de cessions tous deux définis dans le
Glossaire.
Investissements organiques : indicateur alternatif de
performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’investissement. Les Investissements Organiques
désignent les Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et
autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
Les Investissements Organiques peuvent constituer un outil
d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires car ils mettent en évidence les flux de trésorerie
utilisés par la Compagnie pour accroître son portefeuille d'actifs,
hors sources de croissance externe.
Marge Brute d’Autofinancement ou Cash-Flow From
Operations excluding working capital (CFFO) : indicateur alternatif
de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de
trésorerie d’exploitation. La Marge Brute d’Autofinancement se
définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation
du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors
impact des contrats 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 destinées à être annulées rapporté à la
Marge Brute d’Autofinancement. Cet indicateur peut constituer un
outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les
actionnaires car il indique la part de la Marge Brute
d’Autofinancement distribuée à l’actionnaire.
Return on Average Capital Employed (ROACE) ou Rentabilité
des Capitaux Employés moyens : indicateur alternatif de
performance. Il se définit comme le rapport entre le Résultat
Opérationnel Net Ajusté et les Capitaux Employés moyens au coût de
remplacement entre le début et la fin de la période. Cet indicateur
peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les
analystes et les actionnaires pour mesurer la rentabilité des
Capitaux Employés moyens par la Compagnie dans le cadre de ses
opérations et est utilisé par la Compagnie pour comparer sa
performance en interne et en externe avec celle de ses pairs.
Avertissement :
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 quatrième
trimestre 2024 et de l’exercice 2024, issus des comptes consolidés
de TotalEnergies SE au 31 décembre 2024 (non audités). Les
procédures d’audit par les Commissaires aux Comptes sont en cours.
Les états financiers consolidés (non audités) sont disponibles sur
le site totalenergies.com. Ce document ne constitue pas le rapport
financier annuel au sens de l’article L.451-1-2 du Code monétaire
et financier.
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.
(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.
*
Ces rachats d’actions incluent les rachats
couvrant les plans d’attribution d’actions aux employés.
†
Scope 1+2 des installations Oil & Gas
opérées
(2)
Certaines des transactions mentionnées
dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités
ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des
accords.
(3)
Il se définit de la manière suivante :
(impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat
opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises
en équivalence - dividendes reçus des participations -
dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat
opérationnel net ajusté).
(4)
Conformément aux normes IFRS, le résultat
net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net
ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée
indéterminée.
(5)
Taux de change moyen €-$ : 1,0681 au 4ème
trimestre 2024, 1,0983 au 3ème trimestre 2024, 1,0751 au 4ème
trimestre 2023, 1,0824 en 2024 ; 1,0813 en 2023.
(6)
Ne prend pas en compte les activités de
négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
(7)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées.
(8)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées.
(9)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les
filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
(10)
Cet indicateur 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 2021. 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. Pour TotalEnergies, en
2024, le calcul des émissions de GES Scope 3 pour les chaines de
valeur pétrole et biocarburants prend en compte les ventes de
produits (supérieures à la production) et pour la chaîne de valeur
gaz les productions de gaz commercialisable (supérieure aux ventes
sous forme de GNL ou dans le cadre de marketing aux clients
B2B/B2C).
(14)
Production de la Compagnie = production de
l’EP + production d’Integrated LNG.
(15)
Il se définit de la manière suivante :
(impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat
opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises
en équivalence - dividendes reçus des participations -
dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat
opérationnel net ajusté).
*
Ces rachats d’actions incluent les rachats
couvrant les plans d’attribution d’actions aux employés.
(16)
Sensibilités mises à jour une fois par an,
à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de
l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations
préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son
portefeuille 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 70-80 $/b.
(18)
Données à fin de période.
(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.
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies (non audité)
(en millions de dollars) (a)
4ème trimestre 2024
3ème trimestre 2024
4ème trimestre 2023
Chiffre d'affaires
52 508
52 021
59 237
Droits d'accises
(5 393)
(4 592)
(4 472)
Produits des ventes
47 115
47 429
54 765
Achats, nets de variation de stocks
(30 342)
(31 425)
(37 150)
Autres charges d'exploitation
(7 219)
(7 269)
(7 166)
Charges d'exploration
(242)
(572)
(174)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et
droits miniers
(2 715)
(3 392)
(3 539)
Autres produits
306
45
2 685
Autres charges
(341)
(374)
(802)
Coût de l'endettement financier brut
(786)
(797)
(660)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie
449
457
439
Coût de l'endettement financier net
(337)
(340)
(221)
Autres produits financiers
319
319
303
Autres charges financières
(193)
(214)
(189)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
597
333
(136)
Produit (Charge) d'impôt
(2 929)
(2 179)
(3 339)
Résultat net de l'ensemble consolidé
4 019
2 361
5 037
Part TotalEnergies
3 956
2 294
5 063
Intérêts ne conférant pas le contrôle
63
67
(26)
Résultat net par action (en dollars)
1,72
0,97
2,11
Résultat net dilué par action (en dollars)
1,70
0,96
2,09
(a) Excepté pour les résultats nets par action.
RÉSULTAT GLOBAL
CONSOLIDÉ TotalEnergies
(non audité) (en millions
de dollars)
4ème trimestre 2024
3ème trimestre 2024
4ème trimestre 2023
Résultat net de l'ensemble consolidé
4 019
2 361
5 037
Autres éléments du résultat global
Pertes et gains actuariels
(3)
3
(251)
Variation de la juste valeur des placements en instruments de
capitaux propres
142
(141)
(17)
Effet d'impôt
36
29
42
Écart de conversion de consolidation de la société-mère
(5 125)
3 151
3 025
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un
reclassement en résultat
(4 950)
3 042
2 799
Écart de conversion de consolidation
3 594
(2 457)
(3 182)
Couverture de flux futurs
1 732
(13)
701
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère
(13)
(4)
(16)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence,
net d'impôt
76
(208)
(144)
Autres éléments
(1)
2
3
Effet d'impôt
(441)
(1)
(212)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement
en résultat
4 947
(2 681)
(2 850)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)
(3)
361
(51)
Résultat global
4 016
2 722
4 986
Part TotalEnergies
4 001
2 631
4 995
Intérêts ne conférant pas le contrôle
15
91
(9)
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies (en
millions de dollars) (a)
Exercice 2024 (non
audité)
Exercice 2023
Chiffre d'affaires
214 550
237 128
Droits d'accises
(18 940)
(18 183)
Produits des ventes
195 610
218 945
Achats, nets de variation de stocks
(127 664)
(143 041)
Autres charges d'exploitation
(29 860)
(30 419)
Charges d'exploration
(999)
(573)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et
droits miniers
(12 025)
(12 762)
Autres produits
2 112
3 677
Autres charges
(1 281)
(2 396)
Coût de l'endettement financier brut
(3 016)
(2 820)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie
1 786
1 801
Coût de l'endettement financier net
(1 230)
(1 019)
Autres produits financiers
1 403
1 285
Autres charges financières
(835)
(731)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence
1 575
1 845
Produit (Charge) d'impôt
(10 775)
(13 301)
Résultat net de l'ensemble consolidé
16 031
21 510
Part TotalEnergies
15 758
21 384
Intérêts ne conférant pas le contrôle
273
126
Résultat net par action (en dollars)
6,74
8,72
Résultat net dilué par action (en dollars)
6,69
8,67
(a) Excepté pour les résultats nets par action.
RÉSULTAT
GLOBAL CONSOLIDÉ TotalEnergies
(en millions de dollars)
Exercice 2024 (non
audité)
Exercice 2023
Résultat net de l'ensemble consolidé
16 031
21 510
Autres éléments du résultat global
Pertes et gains actuariels
20
(114)
Variation de la juste valeur des placements en instruments de
capitaux propres
144
(11)
Effet d'impôt
46
(11)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère
(4 163)
2 573
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un
reclassement en résultat
(3 953)
2 437
Écart de conversion de consolidation
2 759
(3 277)
Couverture de flux futurs
3 119
2 898
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère
(32)
(11)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence,
net d'impôt
(246)
(208)
Autres éléments
1
(2)
Effet d'impôt
(814)
(730)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement
en résultat
4 787
(1 330)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)
834
1 107
Résultat global
16 865
22 617
Part TotalEnergies
16 636
22 534
Intérêts ne conférant pas le contrôle
229
83
BILAN CONSOLIDÉ TotalEnergies
31 décembre 2024
30 septembre 2024
31 décembre 2023
(en millions de dollars)
(non audité)
(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles
34 238
33 891
33 083
Immobilisations corporelles
109 095
110 125
108 916
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts
34 405
33 963
30 457
Autres titres
1 665
1 656
1 543
Actifs financiers non courants
2 305
2 578
2 395
Impôts différés
3 202
3 727
3 418
Autres actifs non courants
4 006
4 170
4 313
Total actifs non courants
188 916
190 110
184 125
Actifs courants
Stocks
18 868
18 532
19 317
Clients et comptes rattachés
19 281
18 777
23 442
Autres créances
23 687
21 933
20 821
Actifs financiers courants
6 914
6 151
6 585
Trésorerie et équivalents de trésorerie
25 844
25 672
27 263
Actifs destinés à être cédés ou échangés
1 977
2 830
2 101
Total actifs courants
96 571
93 895
99 529
Total actif
285 487
284 005
283 654
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux
propres Capital
7 577
7 577
7 616
Primes et réserves consolidées
135 496
130 804
126 857
Écarts de conversion
(15 259)
(13 793)
(13 701)
Actions autodétenues
(9 956)
(8 529)
(4 019)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies
117 858
116 059
116 753
Intérêts ne conférant pas le contrôle
2 397
2 557
2 700
Total des capitaux propres
120 255
118 616
119 453
Passifs non courants
Impôts différés
12 114
11 750
11 688
Engagements envers le personnel
1 753
1 890
1 993
Provisions et autres passifs non courants
19 872
20 290
21 257
Dettes financières non courantes
43 533
45 750
40 478
Total passifs non courants
77 272
79 680
75 416
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés
39 932
34 668
41 335
Autres créditeurs et dettes diverses
35 961
34 716
36 727
Dettes financières courantes
10 024
13 853
9 590
Autres passifs financiers courants
664
488
446
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés
1 379
1 984
687
Total passifs courants
87 960
85 709
88 785
Total passif et capitaux propres
285 487
284 005
283 654
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies (non audité)
(en millions de dollars)
4ème trimestre 2024
3ème trimestre 2024
4ème trimestre 2023
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
4 019
2 361
5 037
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles
et incorporelles
2 971
4 020
3 815
Provisions et impôts différés
44
(93)
(268)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs
(66)
(3)
(2 609)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en
équivalence
99
(13)
940
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement
5 201
836
8 308
Autres, nets
239
63
927
Flux de trésorerie d'exploitation
12 507
7 171
16 150
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels
(3 680)
(4 110)
(5 076)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie
acquise
(932)
(497)
(10)
Coût d'acquisition de titres
(313)
(845)
(1 066)
Augmentation des prêts non courants
(658)
(458)
(683)
Investissements
(5 583)
(5 910)
(6 835)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels
314
32
2 776
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie
cédée
654
82
3 333
Produits de cession d'autres titres
220
37
-
Remboursement de prêts non courants
650
197
94
Désinvestissements
1 838
348
6 203
Flux de trésorerie d'investissement
(3 745)
(5 562)
(632)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital : -
actionnaires de la société mère
-
-
-
- actions propres
(1 977)
(2 005)
(2 964)
Dividendes payés : - aux actionnaires de la
société mère
(1 998)
(1 963)
(1 869)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle
(18)
(171)
(17)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée
1 165
-
-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée
(82)
(23)
(54)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle
(17)
(14)
(16)
Émission nette d'emprunts non courants
91
3 080
(21)
Variation des dettes financières courantes
(4 136)
911
(8 458)
Variation des actifs et passifs financiers courants
(965)
760
360
Flux de trésorerie de financement
(7 937)
575
(13 039)
Augmentation (diminution) de la trésorerie
825
2 184
2 479
Incidence des variations de change
(653)
277
53
Trésorerie en début de période
25 672
23 211
24 731
Trésorerie en fin de période
25 844
25 672
27 263
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies (en
millions de dollars)
Exercice 2024 (non
audité)
Exercice 2023
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
16 031
21 510
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles
et incorporelles
13 107
13 818
Provisions et impôts différés
190
813
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs
(1 497)
(3 452)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en
équivalence
124
649
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement
2 364
6 091
Autres, nets
535
1 250
Flux de trésorerie d'exploitation
30 854
40 679
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels
(14 909)
(17 722)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie
acquise
(2 439)
(1 772)
Coût d'acquisition de titres
(2 127)
(3 477)
Augmentation des prêts non courants
(2 275)
(1 889)
Investissements
(21 750)
(24 860)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels
727
3 789
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie
cédée
2 167
3 561
Produits de cession d'autres titres
347
490
Remboursement de prêts non courants
1 177
566
Désinvestissements
4 418
8 406
Flux de trésorerie d'investissement
(17 332)
(16 454)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital : - actionnaires de la
société mère
521
383
- actions propres
(7 995)
(9 167)
Dividendes payés : - aux actionnaires de la société
mère
(7 717)
(7 517)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle
(322)
(311)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée
(457)
(1 081)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée
(314)
(314)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle
(67)
(126)
Émission nette d'emprunts non courants
7 532
130
Variation des dettes financières courantes
(5 142)
(14 289)
Variation des actifs et passifs financiers courants
(464)
2 562
Flux de trésorerie de financement
(14 425)
(29 730)
Augmentation (diminution) de la trésorerie
(903)
(5 505)
Incidence des variations de change
(516)
(258)
Trésorerie en début de période
27 263
33 026
Trésorerie en fin de période
25 844
27 263
VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non
audité:2024)
Actions émises Primes
etréservesconsolidées Écartsdeconversion
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 2023
-
-
21 384
-
-
-
21 384
126
21 510
Autres éléments du résultat global
-
-
1 987
(837)
-
-
1 150
(43)
1 107
Résultat Global
-
-
23 371
(837)
-
-
22 534
83
22 617
Dividendes
-
-
(7 611)
-
-
-
(7 611)
(311)
(7 922)
Émissions d'actions
8 002 155
22
361
-
-
-
383
-
383
Rachats d'actions
-
-
-
-
(144 700 577)
(9 167)
(9 167)
-
(9 167)
Cessions d'actions(a)
-
-
(396)
-
6 463 426
396
-
-
-
Paiements en actions
-
-
291
-
-
-
291
-
291
Annulation d'actions
(214 881 605)
(569)
(11 737)
-
214 881 605
12 306
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée
-
-
(1 107)
-
-
-
(1 107)
-
(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée
-
-
(294)
-
-
-
(294)
-
(294)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle
-
-
30
(28)
-
-
2
85
87
Autres éléments
-
-
(2)
-
-
-
(2)
(3)
(5)
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 2024
-
-
15 758
-
-
-
15 758
273
16 031
Autres éléments du résultat global
-
-
2 436
(1 558)
-
-
878
(44)
834
Résultat Global
-
-
18 194
(1 558)
-
-
16 636
229
16 865
Dividendes
-
-
(7 756)
-
-
-
(7 756)
(455)
(8 211)
Émissions d'actions
10 833 187
29
492
-
-
-
521
-
521
Rachats d'actions
-
-
-
-
(120 463 232)
(7 995)
(7 995)
-
(7 995)
Cessions d'actions (a)
-
-
(395)
-
6 071 266
395
-
-
-
Paiements en actions
-
-
556
-
-
-
556
-
556
Annulation d'actions
(25 405 361)
(68)
(1 595)
-
25 405 361
1 663
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée
-
-
(576)
-
-
-
(576)
-
(576)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée
-
-
(272)
-
-
-
(272)
-
(272)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle
-
-
-
-
-
-
-
(67)
(67)
Autres éléments
-
-
(9)
-
-
-
(9)
(10)
(19)
Au 31 décembre 2024
2 397 679 661
7 577
135 496
(15 259)
(149 529 818)
(9 956)
117 858
2 397
120 255
(a) Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions
de performance.
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
4ème trimestre 2024(en
millions de dollars) Exploration -Production
Integrated LNG Integrated Power
Raffinage -Chimie Marketing & Services
Holding Éliminations de consolidation
Total Chiffre d'affaires externe
1 496
2 890
6 137
21 540
20 440
5
-
52 508
Chiffre d'affaires Intersecteurs
9 382
2 968
765
7 207
168
70
(20 560)
-
Droits d'accises
-
-
-
(193)
(5 200)
-
-
(5 393)
Produits des ventes
10 878
5 858
6 902
28 554
15 408
75
(20 560)
47 115
Charges d'exploitation
(4 754)
(4 431)
(6 536)
(27 616)
(14 772)
(254)
20 560
(37 803)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et
droits miniers
(1 853)
(326)
(28)
(250)
(227)
(31)
-
(2 715)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et
autres éléments
40
548
26
(90)
90
74
-
688
Impôts du résultat opérationnel net
(2 163)
(288)
(70)
(139)
(215)
(60)
-
(2 935)
Ajustements (a)
(157)
(71)
(281)
141
(78)
(23)
-
(469)
Résultat opérationnel net ajusté
2 305
1 432
575
318
362
(173)
-
4 819
Ajustements (a)
(469)
Coût net de la dette nette
(331)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(63)
Résultat net - part TotalEnergies
3 956
(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 2024(en millions de dollars)
Exploration -Production Integrated LNG
Integrated Power Raffinage - Chimie
Marketing & Services Holding
Éliminations de consolidation Total
Investissements
1 983
1 904
529
630
458
79
-
5 583
Désinvestissements
295
247
1 038
132
106
20
-
1 838
Flux de trésorerie d'exploitation
4 500
2 214
1 201
3 832
778
(18)
-
12 507
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre 2024(en millions de dollars)
Exploration - Production Integrated LNG
Integrated Power Raffinage - Chimie
Marketing & Services Holding
Éliminations de consolidation Total Chiffre
d'affaires externe
1 425
2 350
4 444
22 926
20 872
4
-
52 021
Chiffre d'affaires Intersecteurs
9 633
2 017
424
7 927
218
58
(20 277)
-
Droits d'accises
-
-
-
(213)
(4 379)
-
-
(4 592)
Produits des ventes
11 058
4 367
4 868
30 640
16 711
62
(20 277)
47 429
Charges d'exploitation
(5 257)
(3 393)
(4 329)
(30 273)
(16 082)
(209)
20 277
(39 266)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et
droits miniers
(2 324)
(294)
(114)
(400)
(229)
(31)
-
(3 392)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et
autres éléments
47
482
(274)
(79)
(29)
(38)
-
109
Impôts du résultat opérationnel net
(1 879)
(250)
(66)
40
(102)
117
-
(2 140)
Ajustements (a)
(837)
(151)
(400)
(313)
(95)
(23)
(1 819)
Résultat opérationnel net ajusté
2 482
1 063
485
241
364
(76)
-
4 559
Ajustements (a)
(1 819)
Coût net de la dette nette
(379)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(67)
Résultat net - part TotalEnergies
2 294
(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.
3ème trimestre 2024(en millions de dollars)
Exploration - Production Integrated LNG
Integrated Power Raffinage - Chimie
Marketing & Services Holding
Éliminations de consolidation Total
Investissements
2 251
599
2 291
388
329
52
-
5 910
Désinvestissements
90
99
70
69
19
1
-
348
Flux de trésorerie d'exploitation
4 763
830
373
564
581
60
-
7 171
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
4ème trimestre 2023 (en
millions de dollars)
Exploration -
Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage - Chimie
Marketing &
Services
Holding
Éliminations de
consolidation
Total
Chiffre d'affaires externe
1 622
3 050
7 350
24 372
22 826
17
-
59 237
Chiffre 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(en millions de dollars)
Exploration - Production Integrated LNG
Integrated Power Raffinage - Chimie
Marketing & Services Holding
Éliminations de consolidation Total
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)
Exercice 2024(en millions de dollars)
Exploration -Production Integrated LNG
Integrated Power Raffinage - Chimie
Marketing & Services Holding
Éliminations de consolidation Total Chiffre
d'affaires externe
5 655
9 885
22 127
93 515
83 341
27
-
214 550
Chiffre d'affaires Intersecteurs
38 546
10 591
2 348
31 480
819
268
(84 052)
-
Droits d'accises
-
-
-
(784)
(18 156)
-
-
(18 940)
Produits des ventes
44 201
20 476
24 475
124 211
66 004
295
(84 052)
195 610
Charges d'exploitation
(19 124)
(15 530)
(22 936)
(120 424)
(63 551)
(1 010)
84 052
(158 523)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et
droits miniers
(8 001)
(1 251)
(344)
(1 442)
(870)
(117)
-
(12 025)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et
autres éléments
325
2 051
(837)
(114)
1 457
92
-
2 974
Impôts du résultat opérationnel net
(8 466)
(1 073)
(255)
(414)
(526)
89
-
(10 645)
Ajustements (a)
(1 069)
(196)
(2 070)
(343)
1 154
(59)
-
(2 583)
Résultat opérationnel net ajusté
10 004
4 869
2 173
2 160
1 360
(592)
-
19 974
Ajustements (a)
(2 583)
Coût net de la dette nette
(1 360)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(273)
Résultat net - part TotalEnergies
15 758
(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.
Exercice 2024(en millions de dollars) Exploration
-Production Integrated LNG Integrated
Power Raffinage - Chimie Marketing
& Services Holding Éliminations de
consolidation Total Investissements
9 225
3 912
5 328
1 896
1 190
199
-
21 750
Désinvestissements
840
425
1 431
366
1 328
28
-
4 418
Flux de trésorerie d'exploitation
17 388
5 185
2 972
3 808
2 901
(1 400)
-
30 854
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ TotalEnergies
Exercice 2023(en millions de dollars)
Exploration -Production Integrated LNG Integrated
Power Raffinage -Chimie Marketing & Services
Holding Éliminations de consolidation Total
Chiffre d'affaires externe
6 561
12 086
27 337
101 203
89 909
32
-
237 128
Chiffre d'affaires Intersecteurs
42 595
14 789
4 126
36 581
631
206
(98 928)
-
Droits d'accises
-
-
-
(841)
(17 342)
-
-
(18 183)
Produits des ventes
49 156
26 875
31 463
136 943
73 198
238
(98 928)
218 945
Charges d'exploitation
(20 355)
(21 569)
(28 763)
(130 899)
(70 497)
(878)
98 928
(174 033)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et
droits miniers
(8 493)
(1 288)
(281)
(1 685)
(905)
(110)
-
(12 762)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et
autres éléments
(307)
2 194
(345)
(42)
2 208
(28)
-
3 680
Impôts du résultat opérationnel net
(10 095)
(810)
(394)
(938)
(1 246)
271
-
(13 212)
Ajustements (a)
(1 036)
(798)
(173)
(1 275)
1 300
(84)
-
(2 066)
Résultat opérationnel net ajusté
10 942
6 200
1 853
4 654
1 458
(423)
-
24 684
Ajustements (a)
(2 066)
Coût net de la dette nette
(1 108)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(126)
Résultat net - part TotalEnergies
21 384
(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.
Exercice 2023(en millions de dollars) Exploration
-Production Integrated LNG Integrated Power
Raffinage -Chimie Marketing & Services
Holding Éliminations de consolidation Total
Investissements
12 378
3 410
5 497
2 149
1 273
153
-
24 860
Désinvestissements
5 118
290
661
196
2 132
9
-
8 406
Flux de trésorerie d'exploitation
18 531
8 442
3 573
7 957
1 957
219
-
40 679
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies (non audité)
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
1 688
2 161
(1 282)
ns
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
8 385
7 260
15%
-
-
-
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
ns
-
1
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
1
-
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
ns
138
100
61
x2.3
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
418
218
92%
20
26
32
-38%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
49
48
2%
1 846
2 288
(1 189)
ns
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
8 853
7 526
18%
(258)
(42)
(4 306)
ns
dont acquisitions nettes ( g - i )
(207)
(2 706)
ns
11
36
39
-72%
Acquisitions ( g )
534
2 320
-77%
269
78
4 345
-94%
Cessions ( i )
741
5 026
-85%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
2 104
2 330
3 117
-32%
Dont investissements organiques ( h
)
9 060
10 232
-11%
119
140
208
-43%
Exploration capitalisée
483
1 081
-55%
41
46
61
-33%
Augmentation des prêts non courants
196
154
27%
(26)
(11)
(17)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(98)
(92)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
1.2 Integrated LNG
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
1 657
500
827
x2
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
3 487
3 120
12%
-
-
-
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
ns
-
2
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
3
2
50%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
ns
13
14
11
18%
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
46
37
24%
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
ns
1 670
516
838
99%
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
3 536
3 159
12%
1 116
65
48
x23.3
dont acquisitions nettes ( g - i )
1 367
1 096
25%
1 149
69
56
x20.5
Acquisitions ( g )
1 417
1 253
13%
33
4
8
x4.1
Cessions ( i )
50
157
-68%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
554
451
790
-30%
Dont investissements organiques ( h
)
2 169
2 063
5%
3
8
6
-50%
Exploration capitalisée
33
13
x2.5
269
214
179
50%
Augmentation des prêts non courants
809
570
42%
(214)
(79)
(20)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(372)
(131)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies (non audité)
1.3 Integrated Power
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
(509)
2 221
1 209
ns
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
3 897
4 836
-19%
-
-
-
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
ns
7
10
1
x7
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
17
27
-37%
(52)
-
(3)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
(52)
78
ns
1
5
(1)
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
7
4
75%
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
ns
(553)
2 236
1 206
ns
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
3 869
4 945
-22%
(662)
1 529
532
ns
dont acquisitions nettes ( g - i )
1 514
2 363
-36%
72
1 565
535
-87%
Acquisitions ( g )
2 515
2 739
-8%
734
36
3
x253.6
Cessions ( i )
1 001
376
x2.7
26
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
26
(81)
ns
109
707
674
-84%
Dont investissements organiques ( h
)
2 355
2 582
-9%
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
300
135
318
-6%
Augmentation des prêts non courants
979
870
13%
(323)
(24)
(28)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(439)
(177)
ns
(26)
-
(3)
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
(26)
(3)
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
1.4 Raffinage-Chimie
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
498
319
989
-50%
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
1 530
1 953
-22%
-
-
-
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
ns
(9)
44
2
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
8
(31)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
ns
-
-
-
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
-
-
ns
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
ns
489
363
991
-51%
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
1 538
1 922
-20%
(92)
34
(11)
ns
dont acquisitions nettes ( g - i )
(173)
(118)
ns
-
42
1
-100%
Acquisitions ( g )
77
32
x2.4
92
8
12
x7.7
Cessions ( i )
250
150
67%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
581
329
1 002
-42%
Dont investissements organiques ( h
)
1 711
2 040
-16%
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
1
33
28
-96%
Augmentation des prêts non courants
99
79
25%
(16)
(17)
(8)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(43)
(33)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies (non audité)
1.5 Marketing & Services
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
352
310
(1 166)
ns
Flux de trésorerie d'investissement ( a
)
(138)
(859)
ns
-
-
-
ns
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle ( b )
-
-
ns
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c
)
-
-
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables ( d ) *
-
-
ns
-
-
-
ns
Capex liés aux contrats de location
capitalisés ( e )
-
-
ns
-
-
-
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f
)
-
-
ns
352
310
(1 166)
ns
Investissements nets ( a + b + c + d +
e + f = g - i + h )
(138)
(859)
ns
(80)
78
(1 668)
ns
dont acquisitions nettes ( g - i )
(1 089)
(1 924)
ns
1
83
67
-99%
Acquisitions ( g )
103
84
23%
81
5
1 735
-95%
Cessions ( i )
1 192
2 008
-41%
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
-
-
ns
432
232
502
-14%
Dont investissements organiques ( h
)
951
1 065
-11%
-
-
-
ns
Exploration capitalisée
-
-
ns
19
16
99
-81%
Augmentation des prêts non courants
103
152
-32%
(20)
(10)
(12)
ns
Remboursement des prêts non courants, hors
remboursement organique de prêts SME
(109)
(82)
ns
-
-
-
ns
Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies
-
-
ns
*Variation de dette de projets
renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
2. Tableau de passage des flux de trésorerie d’exploitation à
la marge brute d’autofinancement
2.1 Exploration-Production
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
4 500
4 763
5 708
-21%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
17 388
18 531
-6%
555
491
1 018
-45%
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
340
(595)
ns
-
-
-
ns
Effet de stock ( c )
-
-
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
ns
-
1
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
1
-
ns
3 945
4 273
4 690
-16%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e
)
17 049
19 126
-11%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies (non audité)
2.2 Integrated LNG
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
2 214
830
2 702
-18%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
5 185
8 442
-39%
767
(56)
939
-18%
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b ) *
285
1 151
-75%
-
-
-
ns
Effet de stock ( c )
-
-
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
ns
-
2
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
3
2
50%
1 447
888
1 763
-18%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
4 903
7 293
-33%
*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
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
1 201
373
638
88%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
2 972
3 573
-17%
604
(253)
(66)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b ) *
434
1 529
-72%
-
-
-
ns
Effet de stock ( c )
-
-
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
81
-100%
7
10
1
x7
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
17
27
-37%
604
636
705
-14%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
2 555
2 152
19%
*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
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
3 832
564
4 825
-21%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
3 808
7 957
-52%
2 758
413
4 161
-34%
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
433
2 641
-84%
243
(335)
(507)
ns
Effet de stock ( c )
(377)
(568)
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
ns
(9)
44
2
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
8
(31)
ns
822
530
1 173
-30%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
3 760
5 853
-36%
2.5 Marketing & Services
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
4ème trimestre 2024 vs
(en millions de dollars)
2024
2023
2024 vs
2024
2024
2023
4ème trimestre 2023
2023
778
581
1 759
-56%
Flux de trésorerie d'exploitation ( a
)
2 901
1 957
48%
205
63
1 457
-86%
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement ( b )
730
(215)
ns
39
(129)
(217)
ns
Effet de stock ( c )
(148)
(146)
ns
-
-
-
ns
Plus-value de cession de projets
renouvelables ( d )
-
-
ns
-
-
-
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e
)
-
-
ns
534
647
519
3%
Marge brute d'autofinancement
(CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
2 319
2 318
0%
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 4ème
trimestre 2024
2 305
1 432
575
318
362
(173)
-
4 819
Résultat opérationnel net ajusté 3ème
trimestre 2024
2 482
1 063
485
241
364
(76)
-
4 559
Résultat opérationnel net ajusté 2ème
trimestre 2024
2 667
1 152
502
639
379
(253)
-
5 086
Résultat opérationnel net ajusté 1er
trimestre 2024
2 550
1 222
611
962
255
(90)
-
5 510
Résultat opérationnel net ajusté ( a
)
10 004
4 869
2 173
2 160
1360
(592)
-
19 974
Bilan au 31 décembre 2024
Immobilisations corporelles et
incorporelles
83 397
27 654
13 034
11 956
6 632
660
-
143 333
Titres et prêts des sociétés mises en
équivalence
3 910
15 986
9 537
3 984
988
-
-
34 405
Autres actifs non courants
3 732
1 952
1 316
646
1 116
111
-
8 873
Stocks
1 456
1 475
547
12 063
3 327
-
-
18 868
Clients et comptes rattachés
5 845
8 412
7 466
16 362
7 167
581
(26 552)
19 281
Autres créances
6 663
10 198
4 086
2 208
2 870
2 342
(4 680)
23 687
Fournisseurs et comptes rattachés
(6 632)
(8 888)
(9 222)
(32 204)
(8 642)
(805)
26 461
(39 932)
Autres créditeurs et dettes diverses
(10 241)
(11 060)
(3 363)
(4 992)
(5 329)
(5 747)
4 771
(35 961)
Besoin en fonds de roulement
(2 909)
137
(486)
(6 563)
(607)
(3 629)
-
(14 057)
Provisions et autres passifs non
courants
(24 271)
(4 252)
(1 663)
(3 343)
(1 113)
903
-
(33 739)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou
échangés - Capitaux employés
571
-
1
-
70
-
-
642
Capitaux employés (Bilan)
64 430
41 477
21 739
6 680
7 086
(1 955)
-
139 457
Moins effet de stock
(1 116)
(216)
(1 332)
Capitaux Employés au coût de
remplacement ( b )
64 430
41 477
21 739
5 564
6 870
(1 955)
-
138 125
Bilan au 31 décembre 2023
Immobilisations corporelles et
incorporelles
84 876
24 936
12 526
12 287
6 696
678
-
141 999
Titres et prêts des sociétés mises en
équivalence
2 630
13 905
9 202
4 167
553
-
-
30 457
Autres actifs non courants
3 451
2 720
1 027
677
1 258
141
-
9 274
Stocks
1 463
1 784
689
11 582
3 798
1
-
19 317
Clients et comptes rattachés
6 849
10 183
7 601
20 010
9 024
683
(30 908)
23 442
Autres créances
6 218
9 782
6 963
2 383
3 465
1 817
(9 807)
20 821
Fournisseurs et comptes rattachés
(6 904)
(11 732)
(8 114)
(33 864)
(10 693)
(798)
30 770
(41 335)
Autres créditeurs et dettes diverses
(9 875)
(11 653)
(6 985)
(6 152)
(5 707)
(6 300)
9 945
(36 727)
Besoin en fonds de roulement
(2 249)
(1 636)
154
(6 041)
(113)
(4 597)
-
(14 482)
Provisions et autres passifs non
courants
(25 152)
(3 877)
(1 790)
(3 706)
(1 267)
854
-
(34 938)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou
échangés - Capitaux employés
314
-
392
137
881
-
-
1 724
Capitaux employés (Bilan)
63 870
36 048
21 511
7 521
8 008
(2 924)
-
134 034
Moins effet de stock
(1 478)
(334)
(1 812)
Capitaux Employés au coût de
remplacement ( c )
63 870
36 048
21 511
6 043
7 674
(2 924)
-
132 222
ROACE en pourcentage ( a / moyenne( b +
c ))
15,6%
12,6%
10,0%
37,2%
18,7%
14,8%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies (non audité)
4. Réconciliation du résultat net de l’ensemble consolidé au
résultat opérationnel net ajusté
4ème trimestre
3ème trimestre
4ème trimestre
(en millions de dollars)
2024
2023
2024
2024
2023
4 019
2 361
5 037
Résultat net de l'ensemble consolidé (
a )
16 031
21 510
(331)
(379)
(265)
Coût net de la dette nette ( b )
(1 360)
(1 108)
(425)
(1 360)
113
Eléments non-récurrents du résultat
opérationnel net
(1 249)
(1 384)
(25)
-
1 844
Plus ou moins-value de cession
1 372
2 047
(6)
(10)
(51)
Charges de restructuration
(27)
(56)
(227)
(1 107)
(1 070)
Dépréciations et provisions
exceptionnelles
(1 978)
(2 297)
(167)
(243)
(610)
Autres éléments
(616)
(1 078)
209
(375)
(549)
Effet de stock : écart FIFO / coût de
remplacement, net d'impôt
(386)
(694)
(253)
(84)
192
Effet des variations de juste valeur
(948)
12
(469)
(1 819)
(244)
Total des éléments d'ajustement du
résultat opérationnel net ( c )
(2 583)
(2 066)
4 819
4 559
5 546
Résultat opérationnel net ajusté ( a -
b - c )
19 974
24 684
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