TotalEnergies SE : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2024

Avec près de 10 G$ de résultat net ajusté au premier semestre, TotalEnergies poursuit l’exécution de sa stratégie équilibrée de transition avec le soutien de ses salariés et de ses actionnaires

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

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

	2T24	Variation vs 1T24	1S24	Variation vs 1S23
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)	3,8	-34%	9,5	-1%
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)^(1)
- en milliards de dollars (G$)	4,7	-9%	9,8	-15%
- en dollar par action	1,98	-8%	4,14	-10%
EBITDA ajusté^(1) (G$)	11,1	-4%	22,6	-11%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)^(1) (G$)	7,8	-5%	15,9	-12%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	9,0	x4.2	11,2	-26%

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 24 juillet 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le deuxième trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« TotalEnergies a généré au deuxième trimestre des résultats financiers robustes. La Compagnie affiche un résultat net ajusté de 4,7 G$ et un cash-flow de 7,8 G$, portant le résultat du semestre à près de 10 G$ et la génération de cash-flow à 16 G$.

Au cours du premier semestre, TotalEnergies a mis en œuvre la stratégie équilibrée de transition présentée aux actionnaires en septembre 2023 :

• d’une part, TotalEnergies a lancé plusieurs projets Amont qui confortent l’objectif de croissance de 2-3 %/an de la production Amont et des cash-flow correspondants : Kaminho en Angola, Sépia 2 et Atapu 2 au Brésil, Marsa LNG en Oman et le projet gazier Ubeta au Nigéria pour alimenter l’usine Nigeria LNG ;
• d’autre part, TotalEnergies a complété son portefeuille Integrated Power par l’acquisition de plusieurs actifs flexibles qui permettent de tirer la valeur des actifs renouvelables : centrales à gaz au Texas et au Royaume-Uni, agrégateur d’énergies renouvelables et batteries en Allemagne.

Au cours du deuxième trimestre, la production Amont s’établit à 2,44 Mbep/j, bénéficiant d’une bonne disponibilité des installations. L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,7 G$ et un cash-flow de 4,4 G$, en ligne avec l’évolution des environnements de prix du pétrole et du gaz. La Compagnie a poursuivi la gestion active de son portefeuille avec notamment des acquisitions en Malaisie et en offshore profond au Congo et des cessions d’actifs matures au Nigéria, au Congo, au Royaume-Uni et au Brunei.

Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 1,2 G$ ce trimestre, reflétant le prix moyen du GNL. TotalEnergies poursuit activement la commercialisation de ses ressources GNL en signant deux nouveaux contrats de vente moyen terme indexés Brent pour 1,3 Mt/an en Asie.

Le secteur Integrated Power affiche un résultat opérationnel net ajusté de 0,5 G$ et un cash-flow de 0,6 G$. Il présente une rentabilité sur capitaux employés au-delà de 10 %. Sur le semestre, le cash-flow s’établit à 1,3 G$, en ligne avec la guidance annuelle de plus de 2,5 G$.

L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,0 G$ et un cash-flow de 1,8 G$, dans un environnement de marges de raffinage moins favorable compensé pour partie par une meilleure utilisation des raffineries et un résultat en hausse des activités marketing bénéficiant d’un approvisionnement meilleur marché.

Au cours du trimestre, TotalEnergies a émis avec succès des obligations sénior sur le marché américain sous format conventionnel d’un montant global de 4,25 G$ avec une maturité moyenne de 27 ans. Le Conseil d’administration a en effet décidé de conserver la flexibilité quant au format de ses émissions obligataires sénior tout en favorisant des maturités longues.

Conforté par ces résultats solides en ligne avec les objectifs de l’année 2024, le Conseil d’administration a décidé le maintien du deuxième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2024 d’un montant de 0,79 € par action, en hausse de près de 7 % par rapport à 2023, et a autorisé des rachats d’actions jusqu’à 2 G$ au troisième trimestre 2024.

En outre, le Conseil s’est réjoui du succès de l’opération d’augmentation de capital réservée aux salariés qui porte à plus de 8 % leur participation au capital et du soutien apporté par les actionnaires à l’ensemble des résolutions présentées au vote en Assemblée Générale. »

1. Faits marquants ⁽²⁾

Responsabilité sociétale et environnementale

• Ambition, annoncée lors du Sommet pour le Clean Cooking organisé par l’AIE à Paris, de donner accès au clean cooking (solutions de cuisson durable) à 100 millions de personnes en Afrique et en Inde d’ici 2030.
• Partenariat avec SLB sur le digital et la solarisation de sites, au service d’une énergie plus durable

Amont

• Démarrage de la production des projets Eldfisk North et Kristin South, en Norvège
• Lancement du projet pétrolier Kaminho, d’une capacité de 70 000 b/j, dans le bassin de Kwanza en Angola
• Lancement des projets pétroliers Sépia 2 et Atapu 2, d’une capacité de 225 000 b/j chacun, au Brésil
• Accord sur les aires de développement des champs et réservation de la coque du FPSO du Bloc 58, au Suriname, étapes-clé vers la décision finale d’investissement prévue au second semestre 2024
• Accords avec OMV et Sapura Upstream Assets pour l’acquisition de 100% de SapuraOMV, producteur et opérateur de gaz, en Malaisie
• Accord avec Trident Energy pour l’acquisition de 10 % supplémentaires dans le champ de Moho et la cession de Nkossa au Congo
• Accord avec Chappal Energies pour la cession de la participation de 10 % dans la JV SPDC au Nigéria, en conservant les intérêts économiques gaz en vue de l’approvisionnement en gaz de Nigeria LNG
• Accord avec Hibiscus Petroleum Berhad pour la cession de la filiale au Brunei
• Accord avec The Prax Group pour la cession des actifs gaziers de West of Shetland, au Royaume-Uni
• Acquisition d’un permis d’exploration offshore à São Tomé et Príncipe

Aval

• Acquisition de Tecoil, société finlandaise spécialiste du retraitement des huiles usagées pour lubrifiants

Integrated LNG

• Lancement du projet Marsa LNG de 1 Mt/an en Oman, usine GNL 100 % électrique à faible intensité carbone (3 kg CO₂/bep), alimentée par une usine solaire de 300 MW
• Entrée dans Ruwais LNG, projet d’usine GNL à faible intensité carbone aux Émirats Arabes Unis
• Lancement du développement du champ gazier d’Ubeta pour alimenter l’usine Nigeria LNG
• Acquisition d’intérêts dans des permis gaziers de la zone de Dorado (Eagle Ford) au Texas
• Signature de deux contrats de livraison de GNL en Asie : 0,8 Mt/a sur 10 ans à IOCL en Inde et 0,5 Mt/y sur 5 ans à Korea South East Power en Corée du Sud

Integrated Power

• Acquisition d’une centrale à gaz à cycle combiné (CCGT) de 1,3 GW de capacité brute au Royaume-Uni
• Obtention d’une concession pour développer une ferme éolienne offshore de 1,5 GW en Allemagne
• Lancement d’un projet de stockage par batteries de 100 MW développé par Kyon Energy en Allemagne
• Création d'une joint-venture avec SSE pour développer la mobilité électrique au Royaume-Uni et en Irlande

Décarbonation et molécules bas-carbone

• Accord pour la fourniture de 70 kt/an sur 15 ans d’hydrogène vert par Air Products, dans le cadre de l’appel d’offres visant à décarboner les raffineries européennes de la Compagnie
• Acquisition de 50 % d'une ferme éolienne en mer de 795 MW aux Pays-Bas afin de produire de l'hydrogène vert destiné à décarboner les raffineries européennes

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

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
11 073	11 493	11 105	-	EBITDA ajusté ^(1)	22 566	25 272	-11%
5 339	5 600	5 582	-4%	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	10 939	12 575	-13%
2 667	2 550	2 349	+14%	Exploration-Production	5 217	5 002	+4%
1 152	1 222	1 330	-13%	Integrated LNG	2 374	3 402	-30%
502	611	450	+12%	Integrated Power	1 113	820	+36%
639	962	1 004	-36%	Raffinage-Chimie	1 601	2 622	-39%
379	255	449	-16%	Marketing & Services	634	729	-13%
636	621	662	-4%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 257	1 741	-28%
40,4%	37,8%	37,3%		Taux moyen d'imposition ^(3)	39,0%	39,7%
4 672	5 112	4 956	-6%	Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ^(1)	9 784	11 497	-15%
1,98	2,14	1,99	-1%	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ^(4)	4,14	4,61	-10%
1,85	1,97	1,84	+1%	Résultat net ajusté dilué par action (euros) ^(5)	3,82	4,27	-11%
2 328	2 352	2 448	-5%	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 333	2 460	-5%
3 787	5 721	4 088	-7%	Résultat net (part TotalEnergies)	9 508	9 645	-1%
4 410	4 072	4 271	+3%	Investissements organiques ^(1)	8 482	7 704	+10%
220	(500)	320	-31%	Acquisitions nettes de cessions ^(1)	(280)	3 307	ns
4 630	3 572	4 591	+1%	Investissements nets ^(1)	8 202	11 011	-26%
7 777	8 168	8 485	-8%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ^(1)	15 945	18 106	-12%
7 895	8 311	8 596	-8%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ^(1)	16 207	18 371	-12%
9 007	2 169	9 900	-9%	Flux de trésorerie d’exploitation	11 176	15 033	-26%
Ratio d’endettement ^(1) de 10,2% au 30 juin 2024 contre 10,5% au 31 mars 2024 et 11,1% au 30 juin 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

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23		1S24	1S23	1S24 vs 1S23
85,0	83,2	78,1	+9%	Brent ($/b)	84,1	79,7	+6%
2,3	2,1	2,3	-	Henry Hub ($/Mbtu)	2,2	2,5	-13%
9,7	8,7	10,5	-8%	NBP ($/Mbtu)	9,2	13,3	-31%
11,2	9,3	10,9	+3%	JKM ($/Mbtu)	10,3	13,7	-25%
81,0	78,9	72,0	+13%	Prix moyen de vente liquides ($/b) ^(6),(7) Filiales consolidées	79,9	72,7	+10%
5,05	5,11	5,98	-16%	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) ^(6),(8) Filiales consolidées	5,08	7,48	-32%
9,32	9,58	9,84	-5%	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) ^(6),(9) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9,46	11,59	-18%
44,9	71,7	40,1	+12%	Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) ^(6),(10)	58,3	65,5	-11%

3.2 Émissions de gaz à effet de serre ⁽¹¹⁾

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Émissions Scope 1+2 (MtCO2e)	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
7,7	8,2	9,1	-15%	Scope 1+2 des installations opérées ^(12)	15,9	18,2	-13%
7,0	7,1	8,0	-13%	dont Oil & Gas	14,1	15,6	-10%
0,7	1,1	1,1	-36%	dont CCGT	1,8	2,6	-31%
10,8	11,6	12,5	-14%	Scope 1+2 périmètre patrimonial	22,5	25,3	-11%
Émissions trimestrielles estimées.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en en baisse de 6 % sur le trimestre, en lien avec la baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production et la moindre utilisation des centrales à gaz en Europe dans un contexte de baisse de la demande.

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Émissions de Méthane (ktCH4)	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
7	8	8	-13%	Émissions de méthane des installations opérées	15	18	-17%
8	9	10	-20%	Émissions de méthane périmètre patrimonial	17	21	-19%
Émissions trimestrielle estimées.
				Émissions Scope 3 (MtCO2e)	1S24	2023
				Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde ^(13)	est. 170	355

3.3 Production ⁽¹⁴⁾

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Production d'hydrocarbures	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
2 441	2 461	2 471	-1%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 451	2 498	-2%
1 318	1 322	1 416	-7%	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 320	1 407	-6%
1 123	1 139	1 055	+6%	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 131	1 091	+4%
2 441	2 461	2 471	-1%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 451	2 498	-2%
1 477	1 482	1 571	-6%	Liquides (kb/j)	1 480	1 567	-6%
5 180	5 249	4 845	+7%	Gaz (Mpc/j)	5 215	5 017	+4%

La production d’hydrocarbures, de 2 441 milliers de barils équivalent pétrole par jour au deuxième trimestre 2024, est en baisse de 1 % sur le trimestre, en lien avec l’augmentation des maintenances planifiées, notamment en Mer du Nord.

La production d’hydrocarbures du deuxième trimestre 2024 est en hausse de 3 % sur un an (hors Canada) en raison des éléments suivants :

• +2 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero 2 au Brésil, Bloc 10 en Oman, Tommeliten Alpha et Eldfisk North en Norvège, Akpo West au Nigéria, et Absheron en Azerbaïdjan,
• +1 % d’effet périmètre, notamment lié aux entrées dans les champs en production de Ratawi en Irak et de Dorado aux Etats-Unis, partiellement compensées par la cession de Dunga au Kazakhstan,
• +3 % lié à la meilleure disponibilité des installations,
• -3 % lié au déclin naturel des champs.

En incluant l’effet de la cession des actifs canadiens, la production est en baisse de 1 % sur un an.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Production d'hydrocarbures	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
1 943	1 969	2 033	-4%	EP (kbep/j)	1 956	2 047	-4%
1 413	1 419	1 512	-7%	Liquides (kb/j)	1 416	1 506	-6%
2 829	2 937	2 778	+2%	Gaz (Mpc/j)	2 883	2 895	-

4.1.2 Résultats

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
2 667	2 550	2 349	+14%	Résultat opérationnel net ajusté	5 217	5 002	+4%
207	145	149	+39%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	352	284	+24%
46,9%	48,5%	49,7%	-	Taux moyen d'imposition ^(15)	47,7%	53,9%	-
2 585	2 041	2 424	+7%	Investissements organiques ^(1)	4 626	4 558	+1%
57	36	176	-68%	Acquisitions nettes de cessions ^(1)	93	2 114	-96%
2 642	2 077	2 600	+2%	Investissements nets ^(1)	4 719	6 672	-29%
4 353	4 478	4 364	-	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ^(1)	8 831	9 271	-5%
4 535	3 590	4 047	+12%	Flux de trésorerie d’exploitation	8 125	8 583	-5%

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 667 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de 5 % sur le trimestre, en lien avec la hausse du prix du pétrole, compensée pour partie par la baisse des réalisations gaz et de la production.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 353 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 3 % sur le trimestre. L’écart de variations entre résultat et marge brute d’autofinancement (CFFO) s’explique principalement par un effet fiscal lié à une position de sur-enlèvement à la fin du trimestre en Norvège.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Production d'hydrocarbures pour le GNL	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
498	492	438	+14%	Integrated LNG (kbep/j)	495	451	+10%
64	63	59	+10%	Liquides (kb/j)	64	61	+5%
2 351	2 312	2 067	+14%	Gaz (Mpc/j)	2 332	2 122	+10%
2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	GNL (Mt)	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
8,8	10,7	11,0	-20%	Ventes totales de GNL	19,5	22,0	-12%
3,6	4,2	3,6	-	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	7,8	7,6	+3%
7,6	9,3	10,0	-24%	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	16,9	19,9	-15%
* 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 1 % sur le trimestre, notamment du fait de l’entrée en début de trimestre dans le champ en production de Dorado, dans le bassin de l’Eagle Ford, aux Etats-Unis.

Les ventes de GNL sont en baisse de 18 % sur le trimestre, notamment du fait de la baisse des achats spots, dans un contexte de moindre demande de GNL en Europe.

4.2.2 Résultats

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars, sauf le prix moyen de vente GNL	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
9,32	9,58	9,84	-5%	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) * Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9,46	11,59	-18%
1 152	1 222	1 330	-13%	Résultat opérationnel net ajusté	2 374	3 402	-30%
421	494	432	-3%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	915	1 218	-25%
624	540	382	+63%	Investissements organiques ^(1)	1 164	779	+49%
198	(12)	205	-3%	Acquisitions nettes de cessions ^(1)	186	964	-81%
822	528	587	+40%	Investissements nets ^(1)	1 350	1 743	-23%
1 220	1 348	1 801	-32%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ^(1)	2 568	3 882	-34%
431	1 710	1 332	-68%	Flux de trésorerie d’exploitation	2 141	4 868	-56%
* Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. Ne prend pas en compte les activités de négoce de GNL.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 152 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 6 % sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix et des ventes de GNL. Par ailleurs, le trading gaz n’a pas pu tirer parti de marchés moins volatils qu’au premier semestre 2023.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 220 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 9 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Integrated Power	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
9,1	9,6	8,2	+10%	Production nette d'électricité (TWh) *	18,6	16,6	+12%
6,8	6,0	4,2	+61%	dont à partir de sources renouvelables	12,8	8,1	+59%
2,2	3,6	4,0	-44%	dont à partir de capacités flexibles à gaz	5,8	8,5	-32%
19,6	19,5	13,2	+48%	Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **	19,6	13,2	+48%
13,8	13,7	8,9	+54%	dont renouvelables	13,8	8,9	+54%
5,8	5,8	4,3	+35%	dont capacités flexibles à gaz	5,8	4,3	+35%
87,4	84,1	74,7	+17%	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) **,***	87,4	74,7	+17%
24,0	23,5	19,0	+26%	dont capacités installées	24,0	19,0	+26%
6,0	6,0	6,0	-	Clients électricité - BtB et BtC (Million) **	6,0	6,0	-
2,8	2,8	2,8	-	Clients gaz - BtB et BtC (Million) **	2,8	2,8	-
11,1	14,9	11,5	-4%	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	26,0	27,0	-4%
18,9	35,7	19,2	-1%	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	54,6	56,4	-3%
* Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.
** Données à fin de période.
*** Dont 20 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.

La production nette d'électricité s’établit à 9,1 TWh au deuxième trimestre 2024, en baisse de 5 % sur le trimestre, du fait de la baisse de production des capacités flexibles à gaz liée à une moindre demande en Europe, partiellement compensée par la hausse de 13 % de la production de source renouvelable.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable est de 24,0 GW à la fin du deuxième trimestre 2024, en croissance de 0,5 GW sur le trimestre, dont 0,2 GW de nouvelles capacités installées aux Etats-Unis et 0,2 GW en Inde.

4.3.2 Résultats

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
502	611	450	+12%	Résultat opérationnel net ajusté	1 113	820	+36%
35	(39)	23	+52%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	(4)	79	ns
596	943	753	-21%	Investissements organiques ^(1)	1 539	1 330	+16%
(88)	735	(42)	ns	Acquisitions nettes de cessions ^(1)	647	477	+36%
508	1 678	711	-29%	Investissements nets ^(1)	2 186	1 807	+21%
623	692	491	+27%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ^(1)	1 315	931	+41%
1 647	(249)	2 284	-28%	Flux de trésorerie d’exploitation	1 398	999	+40%

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’établit à 502 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de 12 % sur un an, en lien avec la croissance de l’activité. La baisse du résultat opérationnel net ajusté sur le trimestre reflète en particulier la saisonnalité de la demande d’électricité en Europe.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 623 M$, en hausse de 27 % sur un an, et en baisse de 10 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’établit à 1 113 M$ au premier semestre 2024, en hausse de 36 % sur un an, en lien avec la croissance de l’activité.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 1 315 M$ au premier semestre 2024, en hausse de 41 % sur un an, pour la même raison.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
1 018	1 217	1 453	-30%	Résultat opérationnel net ajusté	2 235	3 351	-33%
568	520	686	-17%	Investissements organiques ^(1)	1 088	976	+11%
56	(1 258)	(19)	ns	Acquisitions nettes de cessions ^(1)	(1 202)	(248)	ns
624	(738)	667	-6%	Investissements nets ^(1)	(114)	728	ns
1 776	1 770	2 085	-15%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ^(1)	3 546	4 274	-17%
3 191	(2 237)	2 588	+23%	Flux de trésorerie d’exploitation	954	1 064	-10%

4.5 Raffinage-Chimie

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

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
1 511	1 424	1 472	+3%	Total volumes raffinés (kb/j)	1 468	1 437	+2%
430	382	364	+18%	France	406	360	+13%
636	618	601	+6%	Reste de l'Europe	627	598	+5%
446	424	507	-12%	Reste du monde	435	479	-9%
84%	79%	82%		Taux d’utilisation sur bruts traités**	82%	80%
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année.

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
1 248	1 287	1 157	+8%	Monomères* (kt)	2 535	2 452	+3%
1 109	1 076	963	+15%	Polymères (kt)	2 185	2 074	+5%
79%	73%	67%		Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	76%	71%
* 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 2^ème trimestre 2024.

Les volumes raffinés sont en hausse de 6 % sur le trimestre, principalement du fait de moins d’arrêts planifiés. Le taux d’utilisation sur bruts traités s’établit à 84,5 % au deuxième trimestre.

4.5.2 Résultats

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars, sauf l'ERM	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
44,9	71,7	40,1	+12%	Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) *	58,3	65,5	-11%
639	962	1 004	-36%	Résultat opérationnel net ajusté	1 601	2 622	-39%
382	419	454	-16%	Investissements organiques ^(1)	801	652	+23%
(95)	(20)	(15)	ns	Acquisitions nettes de cessions ^(1)	(115)	(10)	ns
287	399	439	-35%	Investissements nets ^(1)	686	642	+7%
1 117	1 291	1 329	-16%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ^(1)	2 408	3 062	-21%
1 541	(2 129)	1 923	-20%	Flux de trésorerie d’exploitation	(588)	1 072	ns
* Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/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.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 639 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 34 % sur le trimestre, en lien avec la baisse des marges de raffinage principalement en Europe (ERM en baisse de 37 % sur le trimestre) et au Moyen-Orient, partiellement compensée par la hausse du taux d’utilisation des raffineries.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 1 117 M$ au deuxième trimestre 2024, en baisse de 13 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Ventes en kb/j*	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
1 363	1 312	1 397	-2%	Total des ventes du Marketing & Services	1 338	1 379	-3%
773	715	799	-3%	Europe	744	778	-4%
591	597	598	-1%	Reste du monde	594	600	-1%
* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage.

Les ventes de produits pétroliers au deuxième trimestre 2024 sont en baisse de 2 % sur un an principalement du fait de la baisse de la demande de diesel en Europe partiellement compensée par la hausse de l’activité aviation.

4.6.2 Résultats

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
379	255	449	-16%	Résultat opérationnel net ajusté	634	729	-13%
186	101	232	-20%	Investissements organiques ^(1)	287	324	-11%
151	(1 238)	(4)	ns	Acquisitions nettes de cessions ^(1)	(1 087)	(238)	ns
337	(1 137)	228	+48%	Investissements nets ^(1)	(800)	86	ns
659	479	756	-13%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ^(1)	1 138	1 212	-6%
1 650	(108)	665	x2.5	Flux de trésorerie d’exploitation	1 542	(8)	ns

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 379 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de 49 % sur le trimestre, bénéficiant de meilleures marges liées à la baisse des marges de raffinage.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’élève à 659 M$ au deuxième trimestre 2024, en hausse de 38 % sur le trimestre pour la même raison.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 5 339 M$ au deuxième trimestre 2024, contre 5 600 M$ au premier trimestre 2024, principalement en raison de la baisse des marges de raffinage,
• 10 939 M$ au premier semestre 2024, contre 12 575 M$ un an auparavant, en raison de la baisse des marges de raffinage et des prix du gaz et du GNL.

5.2 Résultat net ajusté ⁽¹⁾ (part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 4 672 M$ au deuxième trimestre 2024 contre 5 112 M$ au premier trimestre 2024, principalement en raison de la baisse des marges de raffinage.

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 -885 M$ au deuxième trimestre 2024, constitués principalement de -0,3 G$ d’effet de stock et de -0,3 G$ de variation de juste valeur.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :

• 40,4% au deuxième trimestre 2024 contre 37,8% au premier trimestre 2024, en raison notamment de l’augmentation du poids relatif de l’Amont dans les résultats de la Compagnie,
• 39,0% au premier semestre 2024 contre 39,7% au premier semestre 2023, en raison notamment de la baisse du taux d’imposition de l’Exploration-Production, liée à la baisse des prix du gaz européens.

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

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

• 1,98 $ au deuxième trimestre 2024, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 328 millions, contre 2,14 $ au premier trimestre 2024,
• 4,14 $ au premier semestre 2024, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 333 millions, contre 4,61 $ un an plus tôt.

Au 30 juin 2024, le nombre d’actions dilué était de 2 328 millions.

TotalEnergies a procédé au rachat de :

• 28,1 millions d’actions au deuxième trimestre 2024, pour un montant de 2 G$,
• 58,7 millions d’actions au premier semestre 2024, pour un montant de 4 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

• 544 M$ au deuxième trimestre 2024, notamment lié aux acquisitions des 20 % de Lewis Energy Group dans les permis d’exploitation du champ gazier de Dorado (Eagle Ford) au Texas, et de l’agrégateur d’énergies renouvelables Quadra Energy en Allemagne,
• 1 618 M$ au premier semestre 2024, notamment lié aux éléments ci-dessus ainsi que l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas, du développeur de stockage par batteries Kyon Energy en Allemagne, et de Talos Low Carbon Solutions dans le secteur du stockage de carbone aux Etats-Unis.

Les cessions ont représenté :

• 324 M$ au deuxième trimestre 2024, notamment lié à la cession partielle de la ferme éolienne offshore Seagreen, au Royaume-Uni, et à la cession d’actifs pétrochimiques de Lavera, en France,
• 1 898 M$ au premier semestre 2024, notamment lié aux éléments ci-dessus ainsi que la finalisation de la transaction avec Alimentation Couche-Tard sur les réseaux de distribution en Belgique, au Luxembourg et aux Pays-Bas, et la cession à ADNOC de 15% du champ d’Absheron en Azerbaïdjan.

5.5 Cash-flow net ⁽¹⁾

Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à :

• 3 147 M$ au deuxième trimestre 2024 contre 4 596 M$ le trimestre précédent, compte tenu de la baisse de 391 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse de 1 058 M$ des investissements nets à 4 630 M$ au deuxième trimestre 2024,
• 7 743 M$ au premier semestre 2024 contre 7 095 M$ un an auparavant, compte tenu de la baisse de 2 161 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la baisse de 2 809 M$ des investissements nets à 8 202 M$ au premier semestre 2024.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 9 007 M$ au deuxième trimestre 2024, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 7 777 M$, en lien avec une diminution du besoin en fonds de roulement de 1,2 G$ principalement liée à :

• +0,5 G$ d’effet stocks en fin de trimestre,
• -1,7 G$ de diminution du besoin en fonds de roulement dont -0,6 G$ lié à la saisonnalité de l’activité de fourniture de gaz et d’électricité.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 18,7 % sur la période du 1^er juillet 2023 au 30 juin 2024.

En millions de dollars	Période du 1er juillet 2023	Période du 1er avril 2023	Période du 1er juillet 2022
	au 30 juin 2024	au 31 mars 2024	au 30 juin 2023
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ^(1)	21 769	22 047	29 351
Capitaux propres retraités moyens	116 286	115 835	116 329
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	18,7%	19,0%	25,2%

La rentabilité des capitaux employés moyens⁽¹⁾ s’est établie à 16,6 % sur la période du 1^er juillet 2023 au 30 juin 2024.

En millions de dollars	Période du 1er juillet 2023	Période du 1er avril 2023	Période du 1er juillet 2022
	au 30 juin 2024	au 31 mars 2024	au 30 juin 2023
Résultat opérationnel net ajusté ^(1)	23 030	23 278	30 776
Capitaux Employés ^(1)	138 776	140 662	137 204
ROACE ^(1)	16,6%	16,5%	22,4%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à :

• 4 555 millions d’euros au deuxième trimestre 2024, contre 4 851 millions d’euros au deuxième trimestre 2023.
• 7 965 millions d’euros au premier semestre 2024, contre 7 040 millions d’euros au premier semestre 2023.

7. Sensibilités sur l’année 2024 ⁽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 - NBP / TTF	+/- 2 $/Mbtu	+/- 0,4 G$	+/- 0,4 G$
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM)	+/- 10 $/t	+/- 0,4 G$	+/- 0,5 G$

8. Perspectives

Les prix du pétrole se maintiennent au-delà de 80 $/b en ce début de troisième trimestre, les pays de l’OPEP+ ayant signifié début juin 2024 leur intention de poursuivre leur politique de stabilisation durable du marché pétrolier.

Les marges de raffinage, en net recul depuis la fin du premier trimestre, sont impactées par la faiblesse de la demande de diesel en Europe ainsi que par la normalisation des impacts sur les marchés des disruptions des approvisionnements russes.

Compte tenu de la baisse de la demande estivale en Europe, les prix du gaz européens sont attendus entre 8 et 10 $/Mbtu au troisième trimestre 2024. Cependant, dans un contexte de tension sur les capacités d’approvisionnement, les prix du GNL s’établissent à plus de 12 $/Mbtu en Asie, soutenus par la hausse de la demande, notamment en Chine et en Inde. Compte tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz ces derniers mois et de l’effet de décalage sur les formules de prix, TotalEnergies anticipe un prix moyen de vente du GNL autour de 10 $/Mbtu au troisième trimestre 2024.

La production d’hydrocarbures est attendue entre 2,4 et 2,45 Mbep/j au troisième trimestre 2024. Le démarrage du projet Anchor, aux Etats-Unis, est prévu au troisième trimestre.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer au troisième trimestre 2024 au-dessus de 85 % bénéficiant du redémarrage de la raffinerie de Donges.

La Compagnie confirme sa guidance sur les investissements nets à 17-18 G$ en 2024, dont 5 G$ dédiés à Integrated Power.

* * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 14h30 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le [phone], [phone] ou [phone]. 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)

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
561	570	537	+5%	Europe	566	559	+1%
449	463	481	-7%	Afrique	456	488	-6%
825	815	767	+7%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	820	743	+10%
358	352	443	-19%	Amériques	355	442	-20%
248	261	243	+2%	Asie Pacifique	254	266	-4%
2 441	2 461	2 471	-1%	Production totale	2 451	2 498	-2%
359	346	338	+6%	dont filiales mises en équivalence	352	341	+3%
2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Production de liquides par zone géographique (kb/j)	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
225	224	227	-1%	Europe	225	231	-3%
325	331	359	-9%	Afrique	328	365	-10%
660	652	615	+7%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	656	596	+10%
167	171	268	-38%	Amériques	168	266	-37%
100	104	102	-1%	Asie Pacifique	103	109	-6%
1 477	1 482	1 571	-6%	Production totale	1 480	1 567	-6%
150	154	153	-2%	dont filiales mises en équivalence	152	152	-
2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
1 814	1 869	1 671	+9%	Europe	1 841	1 774	+4%
620	648	610	+2%	Afrique	634	612	+4%
904	896	834	+8%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	900	803	+12%
1 061	1 003	976	+9%	Amériques	1 032	985	+5%
781	833	754	+4%	Asie Pacifique	808	843	-4%
5 180	5 249	4 845	+7%	Production totale	5 215	5 017	+4%
1 127	1 043	1 004	+12%	dont filiales mises en équivalence	1 085	1 029	+5%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
1 840	1 774	1 709	+8%	Europe	1 807	1 655	+9%
558	591	599	-7%	Afrique	575	633	-9%
989	1 033	918	+8%	Amériques	1 011	883	+14%
639	711	665	-4%	Reste du monde	675	644	+5%
4 026	4 109	3 892	+3%	Total des ventes	4 068	3 815	+7%
397	401	424	-7%	dont ventes massives raffinage	399	405	-2%
2 266	2 397	2 070	+9%	dont négoce international	2 331	2 031	+15%
2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	Production de produits pétrochimiques* (kt)	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
900	990	1 026	-12%	Europe	1 890	2 073	-9%
756	645	619	+22%	Amériques	1 401	1 226	+14%
702	727	475	+48%	Moyen-Orient et Asie	1 430	1 228	+16%
* Oléfines, polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

	2T24						1T24
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	0,2	-	0,4	0,0	0,8	0,1	0,2	-	1,8	0,0	2,2
Reste de l'Europe	0,1	0,4	0,4	0,4	0,1	1,4	0,1	0,6	0,6	0,7	0,1	2,0
Afrique	0,0	0,0	-	-	-	0,0	0,0	0,0	-	-	-	0,0
Moyent Orient	0,3	-	-	0,2	-	0,5	0,2	-	-	0,3	-	0,5
Amérique du Nord	0,9	0,6	-	1,2	-	2,8	0,5	0,5	-	0,7	-	1,8
Amérique du Sud	0,1	0,8	-	-	-	0,9	0,2	0,7	-	-	-	0,8
Inde	1,9	0,4	-	-	-	2,2	1,6	0,2	-	-	-	1,8
Asie Pacifique	0,4	0,0	0,0	-	-	0,5	0,3	0,0	0,1	-	-	0,4
Total	3,9	2,3	0,5	2,2	0,1	9,1	2,9	2,3	0,7	3,6	0,1	9,6

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

	2T24						1T24
Capacités nettes installées de génération électrique (GW) ^(18)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Gaz	Autres	Total
France	0,6	0,4	-	2,6	0,1	3,7	0,6	0,4	-	2,6	0,1	3,7
Reste de l'Europe	0,3	0,9	0,3	1,4	0,1	2,9	0,3	0,9	0,6	1,4	0,1	3,2
Afrique	0,1	0,0	-	-	0,0	0,1	0,1	0,0	-	-	0,0	0,1
Moyent Orient	0,4	-	-	0,3	-	0,8	0,4	-	-	0,3	-	0,7
Amérique du Nord	2,3	0,8	-	1,5	0,4	5,0	2,2	0,8	-	1,5	0,3	4,9
Amérique du Sud	0,4	0,9	-	-	-	1,2	0,4	0,9	-	-	-	1,2
Inde	4,2	0,5	-	-	-	4,7	4,0	0,5	-	-	-	4,5
Asie Pacifique	1,1	0,0	0,1	-	0,0	1,2	1,0	0,0	0,1	-	0,0	1,1
Total	9,3	3,5	0,4	5,8	0,7	19,6	9,0	3,5	0,7	5,8	0,6	19,5

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

	2T24					1T24
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	1,1	0,7	-	0,2	2,0	0,9	0,7	-	0,1	1,7
Reste de l'Europe	0,3	1,1	1,1	0,2	2,7	0,3	1,1	1,1	0,2	2,7
Afrique	0,1	-	-	0,0	0,1	0,1	0,0	-	0,0	0,2
Moyen Orient	1,2	-	-	-	1,2	1,2	-	-	-	1,2
Amérique du Nord	5,2	2,2	-	0,7	8,1	5,2	2,2	-	0,6	8,0
Amérique du Sud	0,4	1,3	-	-	1,6	0,4	1,2	-	-	1,6
Inde	5,9	0,5	-	-	6,5	5,8	0,5	-	-	6,3
Asie Pacifique	1,5	-	0,3	-	1,8	1,5	0,0	0,3	0,0	1,8
Total	15,7	5,8	1,4	1,1	24,0	15,4	5,7	1,4	1,0	23,5
	2T24					1T24
Capacités brutes en construction de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	0,1	0,0	0,0	0,0	0,2	0,1	-	0,0	0,0	0,2
Reste de l'Europe	0,4	0,2	-	0,1	0,6	0,4	0,0	-	0,1	0,5
Afrique	0,3	-	-	0,1	0,4	0,3	-	-	0,1	0,4
Moyen Orient	0,1	-	-	-	0,1	0,1	-	-	-	0,1
Amérique du Nord	1,7	0,0	-	0,3	2,0	1,6	0,0	-	0,2	1,8
Amérique du Sud	0,0	0,6	-	-	0,7	0,0	0,7	-	0,0	0,7
Inde	0,5	0,1	-	-	0,5	0,6	0,1	-	-	0,6
Asie Pacifique	0,0	0,0	0,4	-	0,4	0,1	0,0	0,4	-	0,4
Total	3,2	0,9	0,4	0,4	5,0	3,1	0,8	0,4	0,4	4,8
	2T24					1T24
Capacités brutes en développement de génération électrique renouvelable (GW) ^(19),(20)	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
France	1,4	0,4	-	0,1	1,9	1,2	0,4	-	0,0	1,6
Reste de l'Europe	4,4	0,8	8,9	2,2	16,4	4,4	0,5	7,4	1,8	14,2
Afrique	0,7	0,3	-	-	1,0	1,4	0,3	-	0,0	1,7
Moyen Orient	1,8	-	-	-	1,8	1,7	-	-	-	1,7
Amérique du Nord	9,7	2,9	4,1	4,4	21,1	10,3	3,1	4,1	4,8	22,3
Amérique du Sud	2,1	1,2	-	0,2	3,4	1,5	1,2	-	0,1	2,8
Inde	4,5	0,2	-	-	4,7	4,5	0,2	-	-	4,7
Asie Pacifique	3,4	1,1	2,6	1,1	8,2	3,2	0,1	2,6	1,0	6,9
Total	28,0	6,8	15,6	8,0	58,5	28,2	5,8	14,1	7,7	55,9

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

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

2T24	1T24	2T23	En millions de dollars	1S24	1S23
3 787	5 721	4 088	Résultat net (part TotalEnergies)	9 508	9 645
(274)	805	(377)	Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	531	(536)
(110)	1 507	-	Plus ou moins value de cession	1 397	203
(11)	-	(5)	Charges de restructuration	(11)	(5)
-	(644)	(469)	Dépréciations et provisions exceptionnelles	(644)	(529)
(153)	(58)	97	Autres éléments	(211)	(205)
(320)	124	(380)	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	(196)	(771)
(291)	(320)	(111)	Effet des variations de juste valeur	(611)	(545)
(885)	609	(868)	Total des éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	(276)	(1 852)
4 672	5 112	4 956	Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	9 784	11 497

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

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
3 787	5 721	4 088	-7%	Résultat net (part TotalEnergies)	9 508	9 645	-1%
885	(609)	868	+2%	Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies)	276	1 852	-85%
4 672	5 112	4 956	-6%	Résultat net ajusté (part TotalEnergies)	9 784	11 497	-15%
-	-	-	-	Éléments ajustés	-	-	-
67	100	61	+10%	Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle	167	135	+24%
2 977	2 991	2 715	+10%	Plus: charge / (produit) d'impôt	5 968	6 805	-12%
2 962	2 942	2 959	-	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	5 904	5 985	-1%
87	92	92	-5%	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	179	191	-6%
725	708	724	-	Plus: coût de l'endettement financier brut	1 433	1 434	-
(417)	(452)	(402)	ns	Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(869)	(775)	ns
11 073	11 493	11 105	-	EBITDA Ajusté	22 566	25 272	-11%

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

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
				Éléments ajustés
49 183	51 883	51 458	-4%	Produits des ventes	101 066	109 767	-8%
(31 314)	(33 525)	(33 379)	ns	Achats, nets de variation de stocks	(64 839)	(70 858)	ns
(7 664)	(7 580)	(7 754)	ns	Autres charges d'exploitation	(15 244)	(15 506)	ns
(97)	(88)	(62)	ns	Charges d'exploration	(185)	(156)	ns
146	240	116	+26%	Autres produits	386	193	+100%
(37)	(125)	(164)	ns	Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(162)	(202)	ns
433	282	401	+8%	Autres produits financiers	715	649	+10%
(213)	(215)	(173)	ns	Autres charges financières	(428)	(356)	ns
636	621	662	-4%	Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 257	1 741	-28%
11 073	11 493	11 105	-	EBITDA Ajusté	22 566	25 272	-11%
				Éléments ajustés
(2 962)	(2 942)	(2 959)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(5 904)	(5 985)	ns
(87)	(92)	(92)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(179)	(191)	ns
(725)	(708)	(724)	ns	Moins: coût de l'endettement financier brut	(1 433)	(1 434)	ns
417	452	402	+4%	Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	869	775	+12%
(2 977)	(2 991)	(2 715)	ns	Moins: produit (charge) d'impôt	(5 968)	(6 805)	ns
(67)	(100)	(61)	ns	Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(167)	(135)	ns
(885)	609	(868)	ns	Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies)	(276)	(1 852)	ns
3 787	5 721	4 088	-7%	Résultat net (part TotalEnergies)	9 508	9 645	-1%

10.3 Investissements – Désinvestissements (part TotalEnergies)

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

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
4 558	3 467	4 473	+2%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	8 025	10 835	-26%
-	-	-	ns	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
(29)	3	18	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	(26)	12	ns
-	-	35	-100%	Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) *	-	38	-100%
97	103	64	+52%	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	200	124	+61%
4	(1)	1	x4	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	3	2	+50%
4 630	3 572	4 591	+1%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	8 202	11 011	-26%
220	(500)	320	-31%	Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(280)	3 307	ns
544	1 074	482	+13%	Acquisitions ( g )	1 618	3 738	-57%
324	1 574	162	+99%	Cessions ( i )	1 898	431	x4.4
-	-	(35)	-100%	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	(38)	-100%
4 410	4 072	4 271	+3%	Dont investissements organiques ( h )	8 482	7 704	+10%
101	145	328	-69%	Exploration capitalisée	247	533	-54%
589	538	366	+61%	Augmentation des prêts non courants	1 127	740	+52%
(178)	(146)	(84)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(324)	(313)	ns
-	-	-	ns	Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	-	-	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

2T24	1T24	2T23	2T24 vs 2T23	En millions de dollars	1S24	1S23	1S24 vs 1S23
9 007	2 169	9 900	-9%	Flux de trésorerie d’exploitation ( a )	11 176	15 033	-26%
1 669	(6 121)	1 720	-3%	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	(4 452)	(2 269)	ns
(468)	125	(252)	ns	Effet de stock ( c )	(343)	(754)	ns
-	-	35	-100%	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	38	-100%
(29)	3	18	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	(26)	12	ns
7 777	8 168	8 485	-8%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	15 945	18 106	-12%
(118)	(143)	(112)	ns	Frais financiers	(262)	(265)	ns
7 895	8 311	8 596	-8%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)	16 207	18 371	-12%
4 410	4 072	4 271	+3%	Investissements organiques ( g )	8 482	7 704	+10%
3 367	4 096	4 213	-20%	Cash flow après investissements organiques ( f - g )	7 463	10 402	-28%
4 630	3 572	4 591	+1%	Investissements nets ( h )	8 202	11 011	-26%
3 147	4 596	3 894	-19%	Cash flow net ( f - h )	7 743	7 095	+9%
* La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.

10.5 Ratio d’endettement

En millions de dollars	30/06/2024	31/03/2024	30/06/2023
Dettes financières courantes *	9 358	16 068	13 980
Autres passifs financiers courants	461	481	443
Actifs financiers courants *,**	(6 425)	(5 969)	(6 397)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés *	(61)	(11)	(41)
Dettes financières non courantes *	34 726	30 452	33 387
Actifs financiers non courants *	(1 166)	(1 165)	(1 264)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(23 211)	(25 640)	(25 572)
Dette nette ( a )	13 682	14 216	14 536
Capitaux propres (part TotalEnergies)	117 379	118 409	113 682
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	2 648	2 734	2 770
Capitaux propres ( b )	120 027	121 143	116 452
Ratio d'endettement = a / ( a + b )	10,2%	10,5%	11,1%
Dette nette de location ( c )	8 012	8 013	8 090
Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/( a+b+c )	15,3%	15,5%	16,3%
* Hors créances et dettes de location.
** Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.

10.6 Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1er juillet 2023 au 30 juin 2024
En millions de dollars	Exploration-Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage-Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	11 157	5 172	2 146	3 633	1 363	23 030
Capitaux employés au 30/06/2023	68 530	34 598	17 804	9 698	8 796	137 372
Capitaux employés au 30/06/2024	65 809	38 708	21 861	8 728	6 954	140 180
ROACE	16,6%	14,1%	10,8%	39,4%	17,3%	16,6%

10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)

En millions de dollars	1S24	1S23	2023
Dividendes payés (actionnaires de la société mère)	3 756	3 686	7 517
Variation de capital : rachat d’actions propres	4 013	4 105	9 167
Payout ratio	45%	42%	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 : 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 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 document ne constitue pas le rapport financier semestriel qui fera l’objet d’une publication spécifique, conformément à l’article L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier et à la réglementation britannique applicable, disponible sur le site totalenergies.com. Ce communiqué de presse présente les résultats du deuxième trimestre 2024 et du premier semestre 2024, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 juin 2024 (non audités). Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe au comptes consolidés (non audités) sont disponibles sur le site totalenergies.com.

Ce document peut contenir des déclarations prospectives (incluant des forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie de TotalEnergies. Il peut notamment contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre ne dépendent pas que de TotalEnergies. Ces déclarations prospectives peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « sera », « devrait », « pourrait », « serait », « peut », « pourrait », « vraisemblablement », « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document. Ces déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux de change, les innovations technologiques, les conditions et événements météorologiques, ainsi que les évolutions socio-démographiques, économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines informations financières reposent sur des estimations notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles dépréciations d’actifs. Les lecteurs ne doivent pas considérer les déclarations prospectives comme des données exactes mais comme l’expression de point de vue de la Compagnie à la date de publication du présent document. TotalEnergies SE et ses filiales n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et décline toute responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Par ailleurs, la Compagnie ne vérifie pas et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de tiers contenues dans ce documents ou utilisées pour les hypothèses, estimations ou plus généralement les données prospectives publiées dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs décrits dans les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »). Enfin, les développements portant sur les questions relatives à l’environnement et au changement climatique contenus dans ce document sont fondées 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 22 & 23 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.
^(2)	Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
^(3)	Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
^(4)	Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
^(5)	Taux de change moyen €-$ : 1,0767 au 2^ème trimestre 2024, 1,0858 au 1^er trimestre 2024, 1,0887 au 2^ème trimestre 2023, 1,0813 au 1^er semestre 2024, et 1,0807 au 1^er semestre 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 2007. Les HFC, PFC et le SF6 sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et ne sont donc pas comptabilisés.
^(12)	Les émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement universel 2023 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H2).
^(13)	TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à l’usage final des produits énergétiques vendus aux clients, c’est-à-dire provenant de leur combustion pour obtenir de l’énergie. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole, biocarburants ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes. Le point le plus élevé pour chaque chaîne de valeur pour l’année 2024 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres.
^(14)	Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.
^(15)	Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
^(16)	Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4^ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2024. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie.
^(17)	Environnement Brent à 80 $/b.
^(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)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)^(a)	2024	2024	2023
Chiffre d'affaires	53 743	56 278	56 271
Droits d'accises	(4 560)	(4 395)	(4 737)
Produits des ventes	49 183	51 883	51 534
Achats, nets de variation de stocks	(32 117)	(33 780)	(33 864)
Autres charges d'exploitation	(7 729)	(7 643)	(7 906)
Charges d'exploration	(97)	(88)	(62)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 976)	(2 942)	(3 106)
Autres produits	3	1 758	116
Autres charges	(251)	(315)	(366)
Coût de l'endettement financier brut	(725)	(708)	(724)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	408	472	510
Coût de l'endettement financier net	(317)	(236)	(214)
Autres produits financiers	459	306	413
Autres charges financières	(213)	(215)	(173)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	627	18	267
Produit (Charge) d'impôt	(2 725)	(2 942)	(2 487)
Résultat net de l'ensemble consolidé	3 847	5 804	4 152
Part TotalEnergies	3 787	5 721	4 088
Intérêts ne conférant pas le contrôle	60	83	64
Résultat net par action (en $)	1,61	2,42	1,65
Résultat net dilué par action (en $)	1,60	2,40	1,64
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)	2024	2024	2023
Résultat net de l'ensemble consolidé	3 847	5 804	4 152
Autres éléments du résultat global
Pertes et gains actuariels	22	(2)	135
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	103	40	(1)
Effet d'impôt	(11)	(8)	(43)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(683)	(1 506)	(57)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(569)	(1 476)	34
Écart de conversion de consolidation	523	1 099	(49)
Couverture de flux futurs	593	807	689
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	-	(15)	11
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(38)	(76)	3
Autres éléments	(2)	2	(4)
Effet d'impôt	(153)	(219)	(136)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	923	1 598	514
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	354	122	548
Résultat global	4 201	5 926	4 700
Part TotalEnergies	4 134	5 870	4 676
Intérêts ne conférant pas le contrôle	67	56	24

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)^(a)	2024	2023
Chiffre d'affaires	110 021	118 874
Droits d'accises	(8 955)	(9 107)
Produits des ventes	101 066	109 767
Achats, nets de variation de stocks	(65 897)	(72 215)
Autres charges d'exploitation	(15 372)	(15 691)
Charges d'exploration	(185)	(154)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(5 918)	(6 168)
Autres produits	1 761	457
Autres charges	(566)	(666)
Coût de l'endettement financier brut	(1 433)	(1 434)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	880	903
Coût de l'endettement financier net	(553)	(531)
Autres produits financiers	765	671
Autres charges financières	(428)	(356)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	645	1 227
Produit (Charge) d'impôt	(5 667)	(6 558)
Résultat net de l'ensemble consolidé	9 651	9 783
Part TotalEnergies	9 508	9 645
Intérêts ne conférant pas le contrôle	143	138
Résultat net par action (en $)	4,04	3,88
Résultat net dilué par action (en $)	4,02	3,86
(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)	2024	2023
Résultat net de l'ensemble consolidé	9 651	9 783
Autres éléments du résultat global
Pertes et gains actuariels	20	138
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	143	3
Effet d'impôt	(19)	(51)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(2 189)	1 409
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(2 045)	1 499
Écart de conversion de consolidation	1 622	(1 299)
Couverture de flux futurs	1 400	1 891
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	(15)	8
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	(114)	(95)
Autres éléments	-	(1)
Effet d'impôt	(372)	(472)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	2 521	32
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	476	1 531
Résultat global	10 127	11 314
Part TotalEnergies	10 004	11 226
Intérêts ne conférant pas le contrôle	123	88

BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
	30 juin 2024	31 mars 2024	31 décembre 2023	30 juin 2023
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)		(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	33 477	33 193	33 083	31 717
Immobilisations corporelles	109 403	109 462	108 916	104 174
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	32 800	31 256	30 457	30 425
Autres titres	1 740	1 895	1 543	1 190
Actifs financiers non courants	2 469	2 308	2 395	2 494
Impôts différés	3 568	3 165	3 418	3 649
Autres actifs non courants	4 235	4 328	4 313	2 573
Total actifs non courants	187 692	185 607	184 125	176 222
Actifs courants
Stocks	20 189	20 229	19 317	18 785
Clients et comptes rattachés	20 647	24 198	23 442	22 163
Autres créances	20 014	20 615	20 821	23 111
Actifs financiers courants	6 823	6 319	6 585	6 725
Trésorerie et équivalents de trésorerie	23 211	25 640	27 263	25 572
Actifs destinés à être cédés ou échangés	912	525	2 101	8 441
Total actifs courants	91 796	97 526	99 529	104 797
Total actif	279 488	283 133	283 654	281 019
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital	7 577	7 548	7 616	7 850
Primes et réserves consolidées	130 688	129 937	126 857	123 511
Écarts de conversion	(14 415)	(14 167)	(13 701)	(12 859)
Actions autodétenues	(6 471)	(4 909)	(4 019)	(4 820)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies	117 379	118 409	116 753	113 682
Intérêts ne conférant pas le contrôle	2 648	2 734	2 700	2 770
Total des capitaux propres	120 027	121 143	119 453	116 452
Passifs non courants
Impôts différés	12 461	11 878	11 688	11 237
Engagements envers le personnel	1 819	1 941	1 993	1 872
Provisions et autres passifs non courants	20 295	20 961	21 257	21 295
Dettes financières non courantes	42 526	38 053	40 478	40 427
Total passifs non courants	77 101	72 833	75 416	74 831
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	36 449	37 647	41 335	32 853
Autres créditeurs et dettes diverses	33 442	32 949	36 727	38 609
Dettes financières courantes	11 271	17 973	9 590	15 542
Autres passifs financiers courants	461	481	446	443
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	737	107	687	2 289
Total passifs courants	82 360	89 157	88 785	89 736
Total passif et capitaux propres	279 488	283 133	283 654	281 019

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre
(en millions de dollars)	2024	2024	2023
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé	3 847	5 804	4 152
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	3 080	3 036	3 195
Provisions et impôts différés	(53)	292	81
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	182	(1 610)	(70)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(250)	288	383
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	2 013	(5 686)	2 125
Autres, nets	188	45	34
Flux de trésorerie d'exploitation	9 007	2 169	9 900
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels	(3 699)	(3 420)	(3 870)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(251)	(759)	(19)
Coût d'acquisition de titres	(481)	(488)	(522)
Augmentation des prêts non courants	(621)	(538)	(366)
Investissements	(5 052)	(5 205)	(4 777)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	44	337	31
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	213	1 218	38
Produits de cession d'autres titres	56	34	133
Remboursement de prêts non courants	181	149	102
Désinvestissements	494	1 738	304
Flux de trésorerie d'investissement	(4 558)	(3 467)	(4 473)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	521	-	383
- actions propres	(2 007)	(2 006)	(2 002)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(1 853)	(1 903)	(1 842)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(127)	(6)	(105)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	(1 622)	-	(1 081)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(50)	(159)	(80)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(19)	(17)	(13)
Émission nette d'emprunts non courants	4 319	42	(14)
Variation des dettes financières courantes	(5 453)	3 536	(4 111)
Variation des actifs et passifs financiers courants	(530)	271	990
Flux de trésorerie de financement	(6 821)	(242)	(7 875)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(2 372)	(1 540)	(2 448)
Incidence des variations de change	(57)	(83)	35
Trésorerie en début de période	25 640	27 263	27 985
Trésorerie en fin de période	23 211	25 640	25 572

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
	1^er semestre	1^er semestre
(en millions de dollars)	2024	2023
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé	9 651	9 783
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	6 116	6 382
Provisions et impôts différés	239	395
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(1 428)	(322)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	38	34
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(3 673)	(1 294)
Autres, nets	233	55
Flux de trésorerie d'exploitation	11 176	15 033
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels	(7 119)	(8 838)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(1 010)	(155)
Coût d'acquisition de titres	(969)	(1 929)
Augmentation des prêts non courants	(1 159)	(755)
Investissements	(10 257)	(11 677)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	381	99
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	1 431	221
Produits de cession d'autres titres	90	182
Remboursement de prêts non courants	330	340
Désinvestissements	2 232	842
Flux de trésorerie d'investissement	(8 025)	(10 835)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	521	383
- actions propres	(4 013)	(4 105)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère	(3 756)	(3 686)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(133)	(126)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	(1 622)	(1 081)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(209)	(238)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(36)	(99)
Émission nette d'emprunts non courants	4 361	104
Variation des dettes financières courantes	(1 917)	(5 385)
Variation des actifs et passifs financiers courants	(259)	2 384
Flux de trésorerie de financement	(7 063)	(11 849)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(3 912)	(7 651)
Incidence des variations de change	(140)	197
Trésorerie en début de période	27 263	33 026
Trésorerie en fin de période	23 211	25 572

VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité)
	Actions émises		Primes et réserves consolidées	Écarts de conversion	Actions autodétenues		Capitaux propres - Part TotalEnergies	Intérêts ne conférant pas le contrôle	Capitaux propres
(en millions de dollars)	Nombre	Montant			Nombre	Montant
Au 1er janvier 2023	2 619 131 285	8 163	123 951	(12 836)	(137 187 667)	(7 554)	111 724	2 846	114 570
Résultat net du premier semestre 2023	-	-	9 645	-	-	-	9 645	138	9 783
Autres éléments du résultat global	-	-	1 576	5	-	-	1 581	(50)	1 531
Résultat Global	-	-	11 221	5	-	-	11 226	88	11 314
Dividendes	-	-	(3 868)	-	-	-	(3 868)	(126)	(3 994)
Émissions d'actions	8 002 155	22	361	-	-	-	383	-	383
Rachats d'actions	-	-	-	-	(66 647 852)	(4 705)	(4 705)	-	(4 705)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(396)	-	6 461 256	396	-	-	-
Paiements en actions	-	-	172	-	-	-	172	-	172
Annulation d'actions	(128 869 261)	(335)	(6 708)	-	128 869 261	7 043	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 107)	-	-	-	(1 107)	-	(1 107)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(151)	-	-	-	(151)	-	(151)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	39	(28)	-	-	11	(38)	(27)
Autres éléments	-	-	(3)	-	-	-	(3)	-	(3)
Au 30 juin 2023	2 498 264 179	7 850	123 511	(12 859)	(68 505 002)	(4 820)	113 682	2 770	116 452
Résultat net du second semestre 2023	-	-	11 739	-	-	-	11 739	(12)	11 727
Autres éléments du résultat global	-	-	411	(842)	-	-	(431)	7	(424)
Résultat Global	-	-	12 150	(842)	-	-	11 308	(5)	11 303
Dividendes	-	-	(3 743)	-	-	-	(3 743)	(185)	(3 928)
Émissions d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rachats d'actions	-	-	-	-	(78 052 725)	(4 462)	(4 462)	-	(4 462)
Cessions d'actions^(a)	-	-	-	-	2 170	-	-	-	-
Paiements en actions	-	-	119	-	-	-	119	-	119
Annulation d'actions	(86 012 344)	(234)	(5 029)	-	86 012 344	5 263	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(143)	-	-	-	(143)	-	(143)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	(9)	-	-	-	(9)	123	114
Autres éléments	-	-	1	-	-	-	1	(3)	(2)
Au 31 décembre 2023	2 412 251 835	7 616	126 857	(13 701)	(60 543 213)	(4 019)	116 753	2 700	119 453
Résultat net du premier semestre 2024	-	-	9 508	-	-	-	9 508	143	9 651
Autres éléments du résultat global	-	-	1 210	(714)	-	-	496	(20)	476
Résultat Global	-	-	10 718	(714)	-	-	10 004	123	10 127
Dividendes	-	-	(3 929)	-	-	-	(3 929)	(133)	(4 062)
Émissions d'actions	10 833 187	29	492	-	-	-	521	-	521
Rachats d'actions	-	-	-	-	(58 719 028)	(4 513)	(4 513)	-	(4 513)
Cessions d'actions^(a)	-	-	(397)	-	6 065 491	397	-	-	-
Paiements en actions	-	-	356	-	-	-	356	-	356
Annulation d'actions	(25 405 361)	(68)	(1 596)	-	25 405 361	1 664	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(1 679)	-	-	-	(1 679)	-	(1 679)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(135)	-	-	-	(135)	-	(135)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	-	-	-	-	-	(36)	(36)
Autres éléments	-	-	1	-	-	-	1	(6)	(5)
Au 30 juin 2024	2 397 679 661	7 577	130 688	(14 415)	(87 791 389)	(6 471)	117 379	2 648	120 027
^(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

2^ème trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	1 416	1 986	4 464	24 516	21 358	3	-	53 743
Chiffre d'affaires intersecteurs	9 796	2 111	369	8 203	164	77	(20 720)	-
Droits d'accises	-	-	-	(208)	(4 352)	-	-	(4 560)
Produits des ventes	11 212	4 097	4 833	32 511	17 170	80	(20 720)	49 183
Charges d'exploitation	(4 669)	(2 922)	(4 506)	(31 647)	(16 601)	(318)	20 720	(39 943)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 907)	(310)	(105)	(416)	(208)	(30)	-	(2 976)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	141	526	26	(13)	(84)	29	-	625
Impôts du résultat opérationnel net	(2 163)	(251)	(79)	(60)	(101)	(23)	-	(2 677)
Ajustements^(a)	(53)	(12)	(333)	(264)	(203)	(9)	-	(874)
Résultat opérationnel net ajusté	2 667	1 152	502	639	379	(253)	-	5 086
Ajustements^(a)								(874)
Coût net de la dette nette								(365)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(60)
Résultat net - part TotalEnergies								3 787
^(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.
2^ème trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Investissements	2 697	844	769	443	259	40	-	5 052
Désinvestissements	149	29	261	127	(78)	6	-	494
Flux de trésorerie d'exploitation	4 535	431	1 647	1 541	1 650	(797)	-	9 007

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

1^er trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe	1 318	2 659	7 082	24 533	20 671	15	-	56 278
Chiffres d'affaires intersecteurs	9 735	3 495	790	8 143	269	63	(22 495)	-
Droits d'accises	-	-	-	(170)	(4 225)	-	-	(4 395)
Produits des ventes	11 053	6 154	7 872	32 506	16 715	78	(22 495)	51 883
Charges d'exploitation	(4 444)	(4 784)	(7 565)	(30 888)	(16 096)	(229)	22 495	(41 511)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 917)	(321)	(97)	(376)	(206)	(25)	-	(2 942)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	97	495	(615)	68	1 480	27	-	1 552
Impôts du résultat opérationnel net	(2 261)	(284)	(40)	(255)	(108)	55	-	(2 893)
Ajustements^(a)	(22)	38	(1 056)	93	1 530	(4)	-	579
Résultat opérationnel net ajusté	2 550	1 222	611	962	255	(90)	-	5 510
Ajustements^(a)								579
Coût net de la dette nette								(285)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(83)
Résultat net - part TotalEnergies								5 721
^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.
1^er trimestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Investissements	2 294	565	1 739	435	144	28	-	5 205
Désinvestissements	306	50	62	38	1 281	1	-	1 738
Flux de trésorerie d'exploitation	3 590	1 710	(249)	(2 129)	(108)	(645)	-	2 169

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

2^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	1 434	2 020	6 249	24 849	21 712	7	-	56 271
Chiffre d'affaires intersecteurs	10 108	2 778	670	8 630	201	64	(22 451)	-
Droits d'accises	-	-	-	(231)	(4 506)	-	-	(4 737)
Produits des ventes	11 542	4 798	6 919	33 248	17 407	71	(22 451)	51 534
Charges d'exploitation	(5 162)	(3 797)	(6 334)	(32 042)	(16 672)	(276)	22 451	(41 832)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 117)	(277)	(51)	(394)	(241)	(26)	-	(3 106)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(15)	472	(250)	3	64	(17)	-	257
Impôts du résultat opérationnel net	(1 889)	(137)	(41)	(187)	(162)	(40)	-	(2 456)
Ajustements^(a)	10	(271)	(207)	(376)	(53)	(40)	-	(937)
Résultat opérationnel net ajusté	2 349	1 330	450	1 004	449	(248)	-	5 334
Ajustements^(a)								(937)
Coût net de la dette nette								(245)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(64)
Résultat net - part TotalEnergies								4 088
^(a)Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
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.
2^ème trimestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Investissements	2 569	626	807	489	256	30	-	4 777
Désinvestissements	26	45	149	52	28	4	-	304
Flux de trésorerie d'exploitation	4 047	1 332	2 284	1 923	665	(351)	-	9 900

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

1^ersemestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	2 734	4 645	11 546	49 049	42 029	18	-	110 021
Chiffre d'affaires intersecteurs	19 531	5 606	1 159	16 346	433	140	(43 215)	-
Droits d'accises	-	-	-	(378)	(8 577)	-	-	(8 955)
Produits des ventes	22 265	10 251	12 705	65 017	33 885	158	(43 215)	101 066
Charges d'exploitation	(9 113)	(7 706)	(12 071)	(62 535)	(32 697)	(547)	43 215	(81 454)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 824)	(631)	(202)	(792)	(414)	(55)	-	(5 918)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	238	1 021	(589)	55	1 396	56	-	2 177
Impôts du résultat opérationnel net	(4 424)	(535)	(119)	(315)	(209)	32	-	(5 570)
Ajustements^(a)	(75)	26	(1 389)	(171)	1 327	(13)	-	(295)
Résultat opérationnel net ajusté	5 217	2 374	1 113	1 601	634	(343)	-	10 596
Ajustements^(a)								(295)
Coût net de la dette nette								(650)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(143)
Résultat net - part TotalEnergies								9 508
^(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.
1^ersemestre 2024	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Investissements	4 991	1 409	2 508	878	403	68	-	10 257
Désinvestissements	455	79	323	165	1 203	7	-	2 232
Flux de trésorerie d'exploitation	8 125	2 141	1 398	(588)	1 542	(1 442)	-	11 176

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

1^ersemestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe	3 388	6 892	14 804	49 704	44 071	15	-	118 874
Chiffre d'affaires intersecteurs	20 836	8 777	2 355	17 691	321	121	(50 101)	-
Droits d'accises	-	-	-	(415)	(8 692)	-	-	(9 107)
Produits des ventes	24 224	15 669	17 159	66 980	35 700	136	(50 101)	109 767
Charges d'exploitation	(9 924)	(13 242)	(16 165)	(63 934)	(34 459)	(437)	50 101	(88 060)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(4 183)	(565)	(98)	(808)	(465)	(49)	-	(6 168)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	53	1 276	(320)	55	307	(38)	-	1 333
Impôts du résultat opérationnel net	(5 287)	(342)	(152)	(512)	(281)	23	-	(6 551)
Ajustements^(a)	(119)	(606)	(396)	(841)	73	(40)	-	(1 929)
Résultat opérationnel net ajusté	5 002	3 402	820	2 622	729	(325)	-	12 250
Ajustements^(a)								(1 929)
Coût net de la dette nette								(538)
Intérêts ne conférant pas le contrôle								(138)
Résultat net - part TotalEnergies								9 645
^(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.
1^ersemestre 2023	Exploration - Production	Integrated LNG	Integrated Power	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
(en millions de dollars)
Investissements	6 621	1 821	2 041	714	415	65	-	11 677
Désinvestissements	57	94	298	60	329	4	-	842
Flux de trésorerie d'exploitation	8 583	4 868	999	1 072	(8)	(481)	-	15 033

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

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

1.1 Exploration-Production

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
2 548	1 988	2 543	ns	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	4 536	6 564	-31%
-	-	-	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
90	90	56	61%	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	180	106	70%
4	(1)	1	x4	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	3	2	50%
2 642	2 077	2 600	2%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	4 719	6 672	-29%
57	36	176	-68%	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	93	2 114	-96%
160	327	179	-11%	Acquisitions ( g )	487	2 125	-77%
103	291	3	x34.3	Cessions ( i )	394	11	x35.8
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
2 585	2 041	2 424	7%	Dont investissements organiques ( h )	4 626	4 558	1%
88	136	325	-73%	Exploration capitalisée	225	529	-58%
67	42	17	x3.9	Augmentation des prêts non courants	109	61	79%
(46)	(15)	(23)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(61)	(46)	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

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
815	515	581	40%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	1 330	1 727	-23%
-	-	-	ns	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
-	1	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	1	2	-50%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
7	12	6	17%	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	19	14	36%
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
822	528	587	40%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	1 350	1 743	-23%
198	(12)	205	-3%	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	186	964	-81%
199		224	-11%	Acquisitions ( g )	199	993	-80%
1	12	19	-95%	Cessions ( i )	13	29	-55%
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
624	540	382	63%	Dont investissements organiques ( h )	1 164	779	49%
13	9	3	x4.3	Exploration capitalisée	22	4	x5.5
153	173	95	61%	Augmentation des prêts non courants	326	238	37%
(42)	(37)	(26)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(79)	(64)	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

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
508	1 677	658	-23%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	2 185	1 743	25%
-	-	-	ns	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
-	-	16	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	-	22	ns
-	-	35	ns	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	38	ns
-	1	2	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	1	4	-75%
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
508	1 678	711	-29%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	2 186	1 807	21%
(88)	735	(42)	ns	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	647	477	36%
142	736	45	x3.2	Acquisitions ( g )	878	582	51%
230	1	87	x2.6	Cessions ( i )	231	105	x2.2
		(35)	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession		(38)	ns
596	943	753	-21%	Dont investissements organiques ( h )	1 539	1 330	16%
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
239	305	182	31%	Augmentation des prêts non courants	544	345	58%
(31)	(61)	(11)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(92)	(132)	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

1.4 Raffinage-Chimie

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
316	397	437	-28%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	713	654	9%
-	-	-	ns	Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )	-	-	ns
(29)	2	2	ns	Remboursement organique de prêts SME ( c )	(27)	(12)	ns
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *	-	-	ns
-	-	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )	-	-	ns
-	-	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone ( f )	-	-	ns
287	399	439	-35%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	686	642	7%
(95)	(20)	(15)	ns	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(115)	(10)	ns
26	9	27	-4%	Acquisitions ( g )	35	31	13%
121	29	42	x2.9	Cessions ( i )	150	41	x3.7
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
382	419	454	-16%	Dont investissements organiques ( h )	801	652	23%
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
58	7	27	x2.1	Augmentation des prêts non courants	65	38	71%
(3)	(7)	(8)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(10)	(16)	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

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
337	(1 137)	228	48%	Flux de trésorerie d'investissement ( a )	(800)	86	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
337	(1 137)	228	48%	Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )	(800)	86	ns
151	(1 238)	(4)	ns	dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )	(1 087)	(238)	ns
17	2	7	x2.4	Acquisitions ( g )	19	7	x2.7
(134)	1 240	11	ns	Cessions ( i )	1 106	245	x4.5
-	-	-	ns	Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	-	-	ns
186	101	232	-20%	Dont investissements organiques ( h )	287	324	-11%
-	-	-	ns	Exploration capitalisée	-	-	ns
57	11	26	x2.2	Augmentation des prêts non courants	68	37	84%
(53)	(26)	(12)	ns	Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(79)	(51)	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

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
4 535	3 590	4 047	12%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	8 125	8 583	-5%
182	(888)	(317)	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	(706)	(688)	ns
-	-	-	ns	Effet de stock ( c )	-	-	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	ns
-	-	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	-	ns
4 353	4 478	4 364	ns	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	8 831	9 271	-5%

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

2.2 Integrated LNG

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
431	1 710	1 332	-68%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	2 141	4 868	-56%
(789)	363	(469)	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	(426)	987	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	2	-50%
1 220	1 348	1 801	-32%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	2 568	3 882	-34%
*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

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
1 647	(249)	2 284	-28%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	1 398	999	40%
1 024	(941)	1 844	-44%	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *	83	129	-36%
-	-	-	ns	Effet de stock ( c )	-	-	ns
-	-	35	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	38	ns
-	-	16	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	22	ns
623	692	491	27%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	1 315	931	41%
*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

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
1 541	(2 129)	1 923	-20%	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	(588)	1 072	ns
788	(3 526)	788	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	(2 738)	(1 395)	ns
(393)	108	(192)	ns	Effet de stock ( c )	(285)	(607)	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	ns
(29)	2	2	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	(27)	(12)	ns
1 117	1 291	1 329	-16%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	2 408	3 062	-21%

2.5 Marketing & Services

2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	2^ème trimestre 2024 vs	(en millions de dollars)	6 mois	6 mois	6 mois 2024 vs
2024	2024	2023	2^ème trimestre 2023		2024	2023	6 mois 2023
1 650	(108)	665	x2.5	Flux de trésorerie d'exploitation ( a )	1 542	(8)	ns
1 066	(604)	(31)	ns	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )	462	(1 073)	ns
(75)	17	(60)	ns	Effet de stock ( c )	(58)	(147)	ns
-	-	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )	-	-	ns
-	-	-	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	-	-	ns
659	479	756	-13%	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ( f = a - b - c + d + e )	1 138	1 212	-6%

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 2 ^ème trimestre 2024	2 667	1 152	502	639	379	(253)	-	5 086
Résultat opérationnel net ajusté 1 ^er trimestre 2024	2 550	1 222	611	962	255	(90)	-	5 510
Résultat opérationnel net ajusté 4 ^ème trimestre 2023	2 802	1 456	527	633	306	(178)	-	5 546
Résultat opérationnel net ajusté 3 ^ème trimestre 2023	3 138	1 342	506	1 399	423	80	-	6 888
Résultat opérationnel net ajusté ( a )	11 157	5 172	2 146	3 633	1 363	(441)	-	23 030
Bilan au 30 juin 2024
Immobilisations corporelles et incorporelles	84 754	24 936	14 078	11 987	6 476	649	-	142 880
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	3 463	15 294	8 921	4 122	1 000	-	-	32 800
Autres actifs non courants	3 803	2 424	1 147	731	1 224	214	-	9 543
Stocks	1 486	1 495	577	12 822	3 809	-	-	20 189
Clients et comptes rattachés	6 432	5 526	4 766	20 755	8 940	1 073	(26 845)	20 647
Autres créances	6 497	7 876	4 797	2 146	3 141	7 313	(11 756)	20 014
Fournisseurs et comptes rattachés	(6 984)	(6 429)	(5 653)	(33 025)	(10 387)	(775)	26 804	(36 449)
Autres créditeurs et dettes diverses	(8 785)	(8 614)	(4 989)	(6 082)	(5 762)	(11 007)	11 797	(33 442)
Besoin en fonds de roulement	(1 354)	(146)	(502)	(3 384)	(259)	(3 396)	-	(9 041)
Provisions et autres passifs non courants	(24 947)	(3 800)	(1 807)	(3 467)	(1 207)	653	-	(34 575)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	90	-	24	-	-	-	-	114
Capitaux employés (Bilan)	65 809	38 708	21 861	9 989	7 234	(1 880)	-	141 721
Moins effet de stock				(1 261)	(280)			(1 541)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( b )	65 809	38 708	21 861	8 728	6 954	(1 880)	-	140 180
Bilan au 30 juin 2023
Immobilisations corporelles et incorporelles	85 184	24 341	7 587	11 637	6 518	624	-	135 891
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence	2 589	13 441	9 599	4 237	559	-	-	30 425
Autres actifs non courants	2 051	2 978	433	702	1 109	140	-	7 413
Stocks	1 550	1 202	678	11 483	3 872	-	-	18 785
Clients et comptes rattachés	6 291	8 030	5 838	18 170	8 717	1 741	(26 624)	22 163
Autres créances	5 685	11 503	8 197	2 310	3 130	5 344	(13 058)	23 111
Fournisseurs et comptes rattachés	(6 242)	(9 086)	(5 149)	(27 385)	(10 090)	(1 372)	26 471	(32 853)
Autres créditeurs et dettes diverses	(9 381)	(13 998)	(8 224)	(6 440)	(4 743)	(9 033)	13 211	(38 608)
Besoin en fonds de roulement	(2 097)	(2 349)	1 340	(1 862)	886	(3 320)	-	(7 402)
Provisions et autres passifs non courants	(24 793)	(3 917)	(1 282)	(3 723)	(1 191)	502	-	(34 404)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés	5 596	104	127	87	1 243	-	-	7 157
Capitaux employés (Bilan)	68 530	34 598	17 804	11 078	9 124	(2 054)	-	139 080
Moins effet de stock				(1 380)	(328)			(1 708)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( c )	68 530	34 598	17 804	9 698	8 796	(2 054)	-	137 372
ROACE en pourcentage ( a / moyenne( b + c ))	16,6%	14,1%	10,8%	39,4%	17,3%			16,6%

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

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

(en millions de dollars)	2^ème trimestre	1^er trimestre	2^ème trimestre	6 mois	6 mois
	2024	2024	2023	2024	2023
Résultat net de l'ensemble consolidé ( a )	3 847	5 804	4 152	9 651	9 783
Coût net de la dette nette ( b )	(365)	(285)	(245)	(650)	(538)
Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net	(256)	792	(449)	536	(616)
Plus ou moins-value de cession	(110)	1 507	-	1 397	203
Charges de restructuration	(11)	-	(5)	(11)	(5)
Dépréciations et provisions exceptionnelles	-	(644)	(469)	(644)	(529)
Autres éléments	(135)	(71)	25	(206)	(285)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d'impôt	(327)	107	(377)	(220)	(768)
Effet des variations de juste valeur	(291)	(320)	(111)	(611)	(545)
Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c )	(874)	579	(937)	(295)	(1 929)
Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c )	5 086	5 510	5 334	10 596	12 250