COMMUNIQUÉ DE PRESSE

Résultats du premier trimestre 2024
Avec un résultat net ajusté de 5,1 G$ et un CFFO de 8,2 G$
TotalEnergies affiche des résultats solides
en ligne avec ses objectifs ambitieux pour l’année 2024
Variation Variation
1T24 4T23 1T23
vs 4T23 vs 1T23

Résultat net (part TotalEnergies) (G$) 5,7 5,1 +13% 5,6 +3%
(1)
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
- en milliards de dollars (G$) 5,1 5,2 -2% 6,5 -22%
- en dollar par action 2,14 2,16 -1% 2,61 -18%
(1)
EBITDA ajusté (G$) 11,5 11,7 -2% 14,2 -19%
(1)
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (G$) 8,2 8,5 -4% 9,6 -15%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$) 2,2 16,2 -87% 5,1 -58%
12




Paris, le 26 avril 2024 - Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 25 avril 2024 sous la
présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le
premier trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Célébrant cette année ses 100 ans, TotalEnergies démontre une nouvelle fois ce trimestre la pertinence de sa
stratégie de transition équilibrée ancrée sur deux piliers, les hydrocarbures et l’électricité, permettant de délivrer des
résultats solides et un retour à l’actionnaire attractif. Dans un environnement marqué par des prix du pétrole et des
marges de raffinage soutenus, mais des prix du gaz en retrait, la Compagnie affiche au premier trimestre 2024 un
résultat net ajusté de 5,1 G$ et un cash-flow de 8,2 G$, conformes à ses objectifs ambitieux pour l’année 2024.
Au premier trimestre, la production Oil & Gas s’établit à 2,46 Mbep/j, bénéficiant d’une croissance de la production de
GNL de 6% sur le trimestre ainsi que des démarrages de Mero 2 au Brésil et d’Akpo West au Nigéria. La Compagnie
a apprécié positivement les découvertes de Venus en Namibie et de Cronos à Chypre. L’Exploration-Production
affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,6 G$ et un cash-flow de 4,5 G$ et confirme son leadership en termes
de maîtrise des coûts, avec des coûts opératoires inférieurs à 5 $/bep.
Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,2 G$ et un cash-flow de 1,3 G$ ce trimestre,
dans un environnement baissier et peu volatil. La Compagnie a renforcé son intégration sur la chaine du GNL avec
l’acquisition des actifs amonts de Lewis Energy Group dans le bassin d’Eagle Ford aux Etats-Unis et la signature d’un
contrat de vente de GNL à Sembcorp en Asie. La Compagnie poursuit le déploiement de sa stratégie multi-énergies
en Oman : elle a lancé le projet Marsa LNG d’un train 100% électrifié à très faibles émissions (3 kg/bep) destiné en
priorité au marché des carburants maritimes et va développer un portefeuille de 800 MW de projets éoliens et solaires,
dont le projet de 300 MW qui alimentera Marsa LNG.
Le secteur Integrated Power génère un résultat opérationnel net ajusté en hausse à 0,6 G$ et un cash-flow de 0,7 G$,
avec une rentabilité des capitaux moyens employés atteignant 10%, confirmant la capacité de la Compagnie à croitre
de manière rentable sur la chaine de valeur de l’électricité. TotalEnergies a renforcé son intégration au Texas en
finalisant ce trimestre l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz flexibles.
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,2 G$ et un cash-flow de 1,8 G$, bénéficiant de la hausse des
marges de raffinage sur le trimestre. La Compagnie a finalisé la cession à Alimentation Couche-Tard d’une partie de
son réseau européen et a poursuivi son développement dans les carburants aériens durables (SAF) en nouant des
partenariats avec Airbus et SINOPEC.
Conforté par ces résultats solides, en ligne avec les objectifs ambitieux pour l’année 2024, le Conseil d’administration
a décidé la distribution d’un premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2024 d’un montant de 0,79 € par
action, en hausse de près de 7% par rapport à 2023, et a autorisé des rachats d’actions pour 2 G$ au deuxième
trimestre 2024. »


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




1
1. Faits marquants (2)3

• Célébration des 100 ans de TotalEnergies le 28 mars 2024 et lancement de l’opération « 100 pour 100 » :
▪ Plan d’attribution de 100 actions aux 100 000 collaborateurs de la Compagnie* dans le monde
▪ Offres de 100€ à 100 000 nouveaux clients électricité et à 100 000 clients particuliers station-service
en France sous conditions
Responsabilité sociétale et environnementale
• Publication du Sustainability & Climate – 2024 Progress Report présentant les progrès réalisés par
TotalEnergies en 2023 dans la mise en œuvre de sa stratégie et de son ambition climat
• TotalEnergies numéro 1 du classement Net Zero Standard for Oil & Gas publié par Climate Action 100+
• Lancement du programme mondial Care Together by TotalEnergies traduisant les engagements de la
Compagnie en matière de responsabilité sociale vis-à-vis de ses collaborateurs
• Poursuite du prix plafond des carburants à 1,99 €/L, en France
• Lancement de l’opération annuelle d’augmentation de capital réservée aux salariés de TotalEnergies,
numéro 1 de l’actionnariat salarié en Europe selon la Fédération Européenne de l’Actionnariat Salarié
• Mise à disposition d’un outil d’intelligence artificielle générative au service de l’ensemble des collaborateurs
de TotalEnergies
Amont
• Mise en production de la seconde phase du champ de Mero au Brésil
• Démarrage de la production du champ d’Akpo West au Nigéria
• Démarrage de la production de gaz du hub de Tyra au Danemark, après un redéveloppement majeur
• Accords avec OMV et Sapura Upstream Assets pour l’acquisition de 100% des actions de SapuraOMV,
producteur et opérateur de gaz, en Malaisie
• Acquisition d’une participation dans le permis d’exploration offshore 3B/4B, en Afrique du Sud
• Appréciation positive de la découverte de gaz de Cronos sur le Bloc 6 à Chypre
• Extension du partenariat avec Sonatrach dans la région de Timimoun, en Algérie
• Création d’une joint-venture avec Vantage (75%/25%) pour acquérir le navire de forage Tungsten Explorer
• Lancement d’une technologie sous-marine innovante de séparation et réinjection du gaz à haute teneur en
CO2 sur le champ de Mero, au Brésil
Aval
• Finalisation de la cession de réseaux de stations-service au Benelux à Couche-Tard
• Coopération avec Bapco Energies à Bahreïn dans le trading de produits pétroliers
• Partenariat stratégique avec Airbus dans les carburants aériens durables (SAF)
• Partenariat avec SINOPEC pour développer conjointement une unité de production de SAF en Chine
Integrated LNG
• Lancement du projet Marsa LNG de 1 Mt/an en Oman, usine GNL 100% électrique à très faible émission
(3 kg CO2/bep), alimentée par une usine solaire de 300 MW
• Acquisition des 20% de Lewis Energy Group dans les permis d’exploitation du champ gazier de Dorado
(Eagle Ford) au Texas
• Signature d’un contrat de vente de 0,8 Mt/an de GNL pendant 16 ans à Sembcorp à Singapour
• Extension jusqu’en 2025 du contrat d’achat de GNL de 2 Mt/an avec Sonatrach, en Algérie
Integrated Power
• Finalisation de l’acquisition de 1,5 GW de capacité de production électrique flexible à gaz au Texas
• Lancement d’un nouveau projet de stockage d’électricité par batteries de 75 MWh, en Belgique
• Cap de 1,5 GW de PPA signés avec 600 clients industriels et commerciaux dans le monde
Décarbonation et molécules bas-carbone
• Acquisition de projets de stockage de carbone auprès de Talos Low Carbon Solutions aux Etats-Unis
• Création d’une joint-venture avec Vanguard Renewables (50%/50%), filiale de BlackRock, pour développer
la production de biométhane aux Etats-Unis
• Membre fondateur de la coalition internationale « e-NG Coalition » visant à soutenir le développement de
la filière industrielle de méthane synthétique




(2)
Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives
selon les termes des accords.
* TotalEnergies SE et les sociétés dont le capital social est détenu à plus de 50% par TotalEnergies SE ou sous contrôle conjoint, à l’exception d’un
nombre limité de sociétés cogérées avec d’autres acteurs pétroliers, ainsi que celles enregistrées ou immatriculées dans un pays sous sanctions
économiques.
2
2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies (1)


1T24 1T24
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,
1T24 4T23 vs 1T23 vs
le résultat par action et le nombre d’actions 4T23 1T23

EBITDA ajusté (1) 11 493 11 696 -2% 14 167 -19%

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs 5 600 5 724 -2% 6 993 -20%

Exploration-Production 2 550 2 802 -9% 2 653 -4%

Integrated LNG 1 222 1 456 -16% 2 072 -41%

Integrated Power 611 527 +16% 370 +65%

Raffinage-Chimie 962 633 +52% 1 618 -41%

Marketing & Services 255 306 -17% 280 -9%

Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence 621 597 +4% 1 079 -42%

Taux moyen d'imposition (3) 37,8% 37,7% 41,4%

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) (1) 5 112 5 226 -2% 6 541 -22%
(4)
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) 2,14 2,16 -1% 2,61 -18%
(5)
Résultat net ajusté dilué par action (euros) 1,97 2,02 -2% 2,43 -19%

Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) 2 352 2 387 -1% 2 479 -5%


Résultat net (part TotalEnergies) 5 721 5 063 +13% 5 557 +3%

(1)
Investissements organiques 4 072 6 139 -34% 3 433 +19%
(1)
Acquisitions nettes de cessions (500) (5 404) ns 2 987 ns
(1)
Investissements nets 3 572 735 x4,9 6 420 -44%

(1)
Marge brute d'autofinancement (CFFO) 8 168 8 500 -4% 9 621 -15%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (1) 8 311 8 529 -3% 9 774 -15%

Flux de trésorerie d’exploitation 2 169 16 150 -87% 5 133 -58%
(1)
Ratio d’endettement de 10,5% au 31 mars 2024 contre 5,0% au 31 décembre 2023 et 11,5% au 31 mars 2023.




1234




(3)
Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés
mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
(4)
Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés
à durée indéterminée.
(5)
Taux de change moyen €-$ : 1,0858 au 1er trimestre 2024, 1,0751 au 4ème trimestre 2023 et 1,0730 au 1er trimestre 2023.
3
3. Principales données d’environnement, d’émissions de gaz à effet de serre et de
production
3.1 Environnement – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage

1T24 1T24
1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Brent ($/b) 83,2 84,3 -1% 81,2 +3%

Henry Hub ($/Mbtu) 2,1 2,9 -28% 2,7 -22%

NBP ($/Mbtu) 8,7 13,3 -35% 16,1 -46%

JKM ($/Mbtu) 9,3 15,2 -39% 16,5 -44%
(6),(7)
Prix moyen de vente liquides ($/b)
78,9 80,2 -2% 73,4 +7%
Filiales consolidées
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) (6),(8)
5,11 6,17 -17% 8,89 -43%
Filiales consolidées
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) (6),(9)
9,58 10,28 -7% 13,27 -28%
Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence
(6),(10)
Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) 71,7 52,6 +36% 90,7 -21%

12345



3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)

1T24 1T24
Émissions Scope 1+2 (MtCO2e) 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
(12)
Scope 1+2 des installations opérées 8,2 7,9 +4% 9,1 -10%

dont Oil & Gas 7,1 7,2 -1% 7,6 -7%

dont CCGT 1,1 0,7 +57% 1,5 -27%

Scope 1+2 périmètre patrimonial 11,6 11,5 +1% 12,8 -9%
Emissions trimestrielles estimées.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en en hausse de 4% sur le trimestre, compte-tenu de
l’effet périmètre lié à l’acquisition de centrales à gaz au Texas pour une capacité de 1,5 GW. Elles sont
néanmoins en baisse de 10% sur un an, en lien avec la moindre utilisation des centrales à gaz en Europe, la
baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production et la mise en œuvre de projets de
réduction d’émissions au Raffinage-Chimie.
1T24 1T24
Émissions de Méthane (ktCH4) 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Émissions de méthane des installations opérées 8 9 -11% 9 -11%

Émissions de méthane périmètre patrimonial 9 11 -18% 11 -18%
Émissions trimestrielle estimées.



Émissions Scope 3 (MtCO2e) 1T24 2023

Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde (13) est. 85 355


(6)
Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
(7)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
(8)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
(9)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
(10)
Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des
rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.
(11)
Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO2, CH4, N2O, les HFC, les PFC et le SF6, avec
leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tel que donné par le rapport du GIEC de 2007. Les HFC, PFC et le SF6 sont quasiment absents
des émissions de la Compagnie ou considérés comme non significatifs et ne sont donc pas comptabilisés.
(12)
Les émissions de GES Scope 1+2 des installations opérées se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou
d’activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement universel 2023 de la Compagnie) et des émissions
indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H 2).
(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.


4
3.3 Production (14)1

1T24 1T24
Production d'hydrocarbures 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Production d'hydrocarbures (kbep/j) 2 461 2 462 - 2 524 -2%

Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) 1 322 1 341 -1% 1 398 -5%

Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) 1 139 1 121 +2% 1 126 +1%


Production d'hydrocarbures (kbep/j) 2 461 2 462 - 2 524 -2%

Liquides (kb/j) 1 482 1 506 -2% 1 562 -5%

Gaz (Mpc/j) 5 249 5 158 +2% 5 191 +1%




La production d’hydrocarbures, de 2 461 milliers de barils équivalent pétrole par jour au premier trimestre
2024, est stable sur le trimestre, portée par la hausse de la production GNL et les démarrages de Mero 2 au
Brésil et d’Akpo West au Nigéria, compensant la cession des actifs canadiens effective au cours du quatrième
trimestre 2023. Hors Canada, la production est en hausse de 1% sur le trimestre.


La production d’hydrocarbures est en hausse de 1,5% sur un an (hors Canada) en raison des éléments
suivants :
• +2% lié à la montée en puissance de projets, notamment Mero 2 au Brésil, Bloc 10 en Oman,
Tommeliten Alpha en Norvège et Absheron en Azerbaïdjan,
• +1% lié à la baisse des maintenances planifiées et arrêts non planifiés,
• +1% d’effet périmètre, notamment lié à l’entrée dans les champs en production de SARB Umm Lulu
aux Emirats Arabes Unis, partiellement compensée par la fin des licences d’exploitation de Bongkot
en Thaïlande,
• -2,5% lié au déclin naturel des champs.

En incluant l’effet de la cession des actifs canadiens, la production est en baisse de 2% sur un an.




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


5
4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

1T24 1T24
Production d'hydrocarbures 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
EP (kbep/j) 1 969 1 998 -1% 2 061 -4%

Liquides (kb/j) 1 419 1 448 -2% 1 500 -5%

Gaz (Mpc/j) 2 937 2 946 - 3 012 -2%




4.1.2 Résultats

1T24 1T24
En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Résultat opérationnel net ajusté 2 550 2 802 -9% 2 653 -4%
Quote-part du résultat net ajusté des
145 130 +12% 135 +7%
sociétés mises en équivalence
Taux moyen d'imposition (15) 48,5% 47,7% 57,1%

(1)
Investissements organiques 2 041 3 117 -35% 2 134 -4%
(1)
Acquisitions nettes de cessions 36 (4 306) ns 1 938 -98%
(1)
Investissements nets 2 077 (1 189) ns 4 072 -49%


Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1) 4 478 4 690 -5% 4 907 -9%

Flux de trésorerie d’exploitation 3 590 5 708 -37% 4 536 -21%


12

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 550 M$ au premier trimestre
2024, en baisse de 9% sur le trimestre et de 4% sur un an, principalement en raison de la baisse des prix du
gaz et de la production.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 478 M$ au premier trimestre 2024, en baisse de
5% sur le trimestre et de 9% sur un an, pour les mêmes raisons.




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


6
4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

1T24 1T24
Production d'hydrocarbures pour le GNL 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Integrated LNG (kbep/j) 492 464 +6% 463 +6%

Liquides (kb/j) 63 58 +9% 62 +1%

Gaz (Mpc/j) 2 312 2 212 +5% 2 179 +6%




1T24 1T24
GNL (Mt) 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Ventes totales de GNL 10,7 11,8 -9% 11,0 -3%

incl. Ventes issues des quotes-parts de production* 4,2 4,0 +5% 4,0 +5%

incl. Ventes par TotalEnergies issues des
9,3 10,8 -14% 9,9 -6%
quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers
* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.


La production d'hydrocarbures pour le GNL a augmenté de 6% sur le trimestre, portée par une disponibilité
accrue des installations, notamment Ichthys en Australie et QatarEnergy LNG N(2) au Qatar, et par la hausse
de l’approvisionnement de NLNG au Nigéria.

Les ventes de GNL sont en baisse de 9% par rapport au trimestre précédent, la demande étant moins élevée
en Europe du fait d’un hiver doux et de niveaux de stocks élevés. A noter que les volumes ont été impactés
par l’indisponibilité partielle ce trimestre de Freeport LNG, aux Etats-Unis.


4.2.2 Résultats

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Résultat opérationnel net ajusté 1 222 1 456 -16% 2 072 -41%
Quote-part du résultat net ajusté des
494 500 -1% 786 -37%
sociétés mises en équivalence

(1)
Investissements organiques 540 790 -32% 396 +36%
(1)
Acquisitions nettes de cessions (12) 48 ns 759 ns
(1)
Investissements nets 528 838 -37% 1 155 -54%

(1)
Marge brute d'autofinancement (CFFO) 1 348 1 763 -24% 2 081 -35%

Flux de trésorerie d’exploitation 1 710 2 702 -37% 3 536 -52%
1

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 222 M$ au premier trimestre
2024, en baisse de 16% sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix et des ventes de GNL. Compte tenu
de la faible volatilité des prix ce trimestre, le résultat des activés de négoce de GNL a été en ligne avec la
moyenne historique.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 348 M$ au premier
trimestre 2024 en baisse de 24% sur le trimestre, pour les mêmes raisons, ainsi qu’en raison d’un effet timing
sur le paiement des dividendes reçus par certaines sociétés mises en équivalence.




7
4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

1T24 1T24
Integrated Power 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Production nette d'électricité (TWh) * 9,6 8,0 +20% 8,4 +14%

dont à partir de sources renouvelables 6,0 5,5 +10% 3,8 +56%

dont à partir de capacités flexibles à gaz 3,6 2,5 +42% 4,5 -21%

Capacités nettes installées de génération électrique (GW) ** 19,5 17,3 +13% 12,7 +54%

dont renouvelables 13,7 13,0 +5% 8,4 +64%

dont capacités flexibles à gaz 5,8 4,3 +35% 4,3 +35%

Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) **,*** 84,1 80,1 +5% 70,4 +19%

dont capacités installées 23,5 22,4 +5% 17,9 +31%

Clients électricité - BtB et BtC (Million) ** 6,0 5,9 +1% 6,0 -1%

Clients gaz - BtB et BtC (Million) ** 2,8 2,8 - 2,8 -

Ventes électricité - BtB et BtC (TWh) 14,9 13,9 +7% 15,5 -4%

Ventes gaz - BtB et BtC (TWh) 35,7 30,7 +16% 37,3 -4%

* Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.
** Données à fin de période.
*** Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50% des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49% des capacités brutes de Casa
dos Ventos.



La production nette d'électricité s’établit à 9,6 TWh au premier trimestre 2024, en hausse de 20% sur le
trimestre. La production de source renouvelable est en croissance de 10% sur le trimestre et la croissance de
la production des capacités flexibles à gaz bénéficie de l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable est de 23,5 GW à la fin du premier trimestre
2024, en croissance de plus de 1 GW sur le trimestre, dont 0,5 GW de nouvelles capacités installées aux
États-Unis (Clearway, Danish Fields) et 0,4 GW en Inde.



4.3.2 Résultats

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Résultat opérationnel net ajusté 611 527 +16% 370 +65%
Quote-part du résultat net ajusté des
(39) 21 ns 56 ns
sociétés mises en équivalence

(1)
Investissements organiques 943 674 +40% 577 +63%
(1)
Acquisitions nettes de cessions 735 532 +38% 519 +42%
(1)
Investissements nets 1 678 1 206 +39% 1 096 +53%


Marge brute d'autofinancement (CFFO) (1) 692 705 -2% 440 +57%

Flux de trésorerie d’exploitation (249) 638 ns (1 285) ns
1




Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’établit à 611 M$ au premier trimestre 2024,
en hausse de 16% sur le trimestre, en lien avec la croissance de l’activité.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 692 M$, le quatrième
trimestre 2023 ayant bénéficié de dividendes plus élevés de la part des sociétés mises en équivalence.




8
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Résultat opérationnel net ajusté 1 217 939 +30% 1 898 -36%


Investissements organiques (1) 520 1 504 -65% 290 +79%
(1)
Acquisitions nettes de cessions (1 258) (1 679) ns (229) ns
(1)
Investissements nets (738) (175) ns 61 ns

(1)
Marge brute d'autofinancement (CFFO) 1 770 1 692 +5% 2 189 -19%

Flux de trésorerie d’exploitation (2 237) 6 584 ns (1 524) ns




4.5 Raffinage-Chimie

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

1T24 1T24
Volumes raffinés et taux d’utilisation* 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Total volumes raffinés (kb/j) 1 424 1 381 +3% 1 403 +2%

France 382 444 -14% 357 +7%

Reste de l'Europe 618 582 +6% 596 +4%

Reste du monde 424 355 +19% 450 -6%

Taux d’utilisation sur bruts traités** 79% 79% 78%
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année.



1T24 1T24
Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Monomères* (kt) 1 287 1 114 +16% 1 295 -1%

Polymères (kt) 1 076 985 +9% 1 111 -3%

Taux d’utilisation des vapocraqueurs** 73% 60% 75%
* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année.
1

Les volumes raffinés sont en hausse de 3 % sur le trimestre, en lien avec le redémarrage de Satorp en Arabie
Saoudite, malgré un arrêt non planifié de la raffinerie de Donges en France.

La production de produits pétrochimiques est en hausse de 16% pour les monomères et de 9% pour les
polymères sur le trimestre, bénéficiant de l’amélioration des taux d’utilisation des vapocraqueurs en Europe et
aux Etats-Unis.




9
4.5.2 Résultats

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Résultat opérationnel net ajusté 962 633 +52% 1 618 -41%

(1)
Investissements organiques 419 1 002 -58% 198 x2,1
(1)
Acquisitions nettes de cessions (20) (11) ns 5 ns
(1)
Investissements nets 399 991 -60% 203 +97%

(1)
Marge brute d'autofinancement (CFFO) 1 291 1 173 +10% 1 733 -26%

Flux de trésorerie d’exploitation (2 129) 4 825 ns (851) ns
1

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 962 M$ au premier trimestre 2024,
en hausse de 52% sur le trimestre, en lien avec la hausse des marges de raffinage et des volumes raffinés.

La marge brute d’autofinancement (CFFO), qui s’établit à 1 291 M$ au premier trimestre 2024, croît dans des
proportions moindres que le résultat opérationnel net ajusté (+10% sur le trimestre), en raison d’un effet timing
sur le paiement des dividendes reçus par certaines sociétés mises en équivalence.




10
4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

1T24 1T24
Ventes en kb/j* 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Total des ventes du Marketing & Services 1 312 1 341 -2% 1 360 -4%

Europe 715 755 -5% 757 -6%

Reste du monde 597 587 +2% 602 -1%

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


Au premier trimestre 2024, les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 4% sur un an, principalement
du fait de la baisse de la demande des clients industriels et particuliers en Europe.


4.6.2 Résultats

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Résultat opérationnel net ajusté 255 306 -17% 280 -9%

(1)
Investissements organiques 101 502 -80% 92 +10%
(1)
Acquisitions nettes de cessions (1 238) (1 668) ns (234) ns
(1)
Investissements nets (1 137) (1 166) ns (142) ns

(1)
Marge brute d'autofinancement (CFFO) 479 519 -8% 456 +5%

Flux de trésorerie d’exploitation (108) 1 759 ns (673) ns
1

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 255 M$ au premier trimestre
2024, en baisse de 9% sur un an, en lien avec la baisse des ventes.


La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’élève à 479 M$ au premier trimestre 2024, en hausse de 5% sur
un an, la croissance des activités à forte valeur ajoutée, notamment les lubrifiants, compensant la cession
d’une partie du réseau de distribution en Europe.




11
5. Résultats de TotalEnergies
5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 5 600 M$ au premier trimestre 2024 :
• comparé à 5 724 M$ au quatrième trimestre 2023, principalement en raison de la baisse des prix du
gaz, partiellement compensée par la hausse des marges de raffinage,
• comparé à 6 993 M$ au premier trimestre 2023, principalement en raison de la baisse des prix du gaz
et des marges de raffinage.

5.2 Résultat net ajusté (1) (part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à 5 112 M$ au premier trimestre 2024 comparé à 5 226 M$
au quatrième trimestre 2023, principalement en raison de la baisse des prix du gaz, partiellement compensée
par la hausse des marges de raffinage.

Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de +0,6 G$ au premier trimestre 2024,
constitués principalement de :
• +1,5 G$ de plus-value de cession et revalorisation des titres conservés en mise en équivalence, au
titre de la cession partielle des réseaux de distribution en Belgique et au Luxembourg et la cession
totale au Pays-Bas,
• -0,2 G$ d’effets de stock et variation de juste valeur,
• -0,7 G$ de dépréciations des participations minoritaires de la Compagnie dans les sociétés Sunpower
et Maxeon sur la base des valeurs de marché,

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est stable à 37,8% au premier trimestre 2024 (37,7% au
quatrième trimestre 2023).

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à 2,14 $ au premier trimestre 2024, calculé sur la base d’un
nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 352 millions, contre 2,16 $ au quatrième trimestre 2023.

Au 31 mars 2024, le nombre dilué d’actions était de 2 344 millions.

Dans le cadre de sa politique de retour à l’actionnaire, TotalEnergies a procédé au rachat de 30,6 millions
d’actions au premier trimestre 2024, pour un montant de 2 G$.


5.4 Acquisitions - cessions
Les acquisitions ont représenté 1 074 M$ au premier trimestre 2024, notamment au titre de :
• l’acquisition de 1,5 GW de centrales à gaz au Texas,
• l’acquisition du développeur de stockage par batteries Kyon Energy en Allemagne,
• l’acquisition de Talos Low Carbon Solutions dans le secteur du stockage de carbone aux Etats-Unis.

Les cessions ont représenté 1 574 M$ au premier trimestre 2024, notamment au titre de :
• la finalisation de la transaction avec Alimentation Couche-Tard sur les réseaux de distribution en
Belgique, au Luxembourg et aux Pays-Bas,
• la cession à ADNOC de 15% du champ d’Absheron en Azerbaïdjan.


5.5 Cash-flow net (1)(1)

Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à 4 596 M$ au premier trimestre 2024 contre 7 765 M$ le trimestre
précédent, compte tenu de la baisse de 332 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et la hausse de
2 837 M$ des investissements nets au premier trimestre 2024 pour atteindre 3 572 M$.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 2 169 M$ au premier trimestre 2024, pour une marge brute
d’autofinancement (CFFO) de 8 168 M$, impacté par une augmentation du besoin en fonds de roulement de
6,0 G$ principalement liée à :




12
• le retournement des 2 G$ d’éléments exceptionnels qui avaient réduit le besoin en fonds de roulement
au quatrième trimestre 2023,
• 1,5 G$ d’effet de la hausse des prix du pétrole et des produits pétroliers sur les stocks en fin de
trimestre,
• un effet saisonnier de 1 G$ sur les dettes fiscales,
• un effet saisonnier de 1 G$ sur l’activité de fourniture de gaz et d’électricité dans la distribution.


5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 19,0 % sur la période du 1er avril 2023 au 31 mars 2024.

Période du 1er avril 2023 Période du 1er janvier 2023 Période du 1er avril 2022
En millions de dollars
au 31 mars 2024 au 31 décembre 2023 au 31 mars 2023
(1)
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) 22 047 23 450 34 219

Capitaux propres retraités moyens 115 835 115 006 115 233

Rentabilité des capitaux propres (ROE) 19,0% 20,4% 29,7%




La rentabilité des capitaux employés moyens (1) s’est établie à 16,5% sur la période du 1er avril 2023 au 31
mars 2024.


Période du 1er avril 2023 Période du 1er janvier 2023 Période du 1er avril 2022
En millions de dollars
au 31 mars 2024 au 31 décembre 2023 au 31 mars 2023

Résultat opérationnel net ajusté (1) 23 278 24 684 35 712

Capitaux Employés (1) 140 662 130 517 140 842

ROACE (1) 16,5% 18,9% 25,4%




6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 3 410 millions d’euros au premier trimestre 2024,
contre 2 189 millions d’euros au premier trimestre 2023.


7. Sensibilités sur l’année 2024 (16)(1)
Impact estimé sur le Impact estimé sur la
Variation résultat opérationnel marge brute
net ajusté d'autofinancement
Dollar +/- 0,1 $ par € -/+ 0,1 G$ ~0 G$
(17)
Prix moyen de vente liquides +/- 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$
2




(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.


13
8. Perspectives
Les prix du pétrole sont élevés, autour de 90 $/b, en ce début de deuxième trimestre, soutenus par un contexte
géopolitique tendu et par la décision des pays de l’OPEP+ de maintenir leurs quotas de production au
deuxième trimestre 2024.

Ces prix élevés sont de nature à impacter les marges de raffinage qui ont été à des niveaux élevés depuis le
début de l’année.

Malgré des niveaux de stocks élevés en Europe au sortir de l’hiver, les prix du gaz européens se maintiennent
entre 8 et 10 $/Mbtu en ce début de deuxième trimestre 2024. La reprise de la demande de GNL en Asie ainsi
que la faible augmentation des capacités de production attendue en 2024 soutiennent les prix sur les marchés
à terme à plus de 11 $/Mbtu pour l’hiver 2024/2025.

Compte tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz ces derniers mois et de l’effet de décalage sur les
formules de prix, TotalEnergies anticipe un prix moyen de vente du GNL de 9 à 10 $/Mbtu au deuxième
trimestre 2024.

La production d’hydrocarbures est attendue entre 2,4 et 2,45 Mbep/j au deuxième trimestre 2024, impactée
par des maintenances planifiées, partiellement compensées par la montée en puissance de Mero 2 au Brésil
et de Tyra au Danemark.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer au deuxième trimestre 2024 au-dessus de 85%, notamment
du fait du redémarrage progressif de la raffinerie de Donges.

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


****


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

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Contacts TotalEnergies
Relations Médias : +33 (0)1 47 44 46 99 l presse@totalenergies.com l @TotalEnergiesPR
Relations Investisseurs : +33 (0)1 47 44 46 46 l ir@totalenergies.com




14
9. Principales données opérationnelles des secteurs
9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production + Integrated LNG)

1T24 1T24
Production combinée liquides/gaz
1T24 4T23 vs 1T23 vs
par zone géographique (kbep/j) 4T23 1T23
Europe 570 592 -4% 583 -2%

Afrique 463 451 +3% 494 -6%

Moyen-Orient et Afrique du Nord 815 788 +3% 718 +13%

Amériques 352 376 -6% 441 -20%

Asie Pacifique 261 256 +2% 288 -9%

Production totale 2 461 2 462 - 2 524 -2%

dont filiales mises en équivalence 346 331 +5% 344 +1%


1T24 1T24
Production de liquides
1T24 4T23 vs 1T23 vs
par zone géographique (kb/j) 4T23 1T23
Europe 224 236 -5% 235 -4%

Afrique 331 328 +1% 371 -11%

Moyen-Orient et Afrique du Nord 652 629 +4% 578 +13%

Amériques 171 207 -17% 263 -35%

Asie Pacifique 104 106 -1% 116 -10%

Production totale 1 482 1 506 -2% 1 562 -5%

dont filiales mises en équivalence 154 141 +9% 150 +3%


1T24 1T24
Production de gaz
1T24 4T23 vs 1T23 vs
par zone géographique (Mpc/j) 4T23 1T23
Europe 1 869 1 921 -3% 1 879 -1%

Afrique 648 612 +6% 615 +5%

Moyen-Orient et Afrique du Nord 896 881 +2% 772 +16%

Amériques 1 003 941 +7% 994 +1%

Asie Pacifique 833 803 +4% 931 -11%

Production totale 5 249 5 158 +2% 5 191 +1%

dont filiales mises en équivalence 1 043 1 027 +2% 1 054 -1%




15
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
1T24 1T24
Ventes de produits raffinés
1T24 4T23 vs 1T23 vs
par zone géographique (kb/j) 4T23 1T23
Europe 1 774 1 789 -1% 1 600 +11%

Afrique 591 610 -3% 667 -11%

Amériques 1 033 1 055 -2% 849 +22%

Reste du monde 711 697 +2% 623 +14%

Total des ventes 4 109 4 151 -1% 3 739 +10%

dont ventes massives raffinage 401 402 - 387 +4%

dont négoce international 2 397 2 408 - 1 992 +20%




1T24 1T24
Production de produits pétrochimiques* (kt) 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Europe 990 845 +17% 1 047 -5%

Amériques 645 528 +22% 607 +6%

Moyen-Orient et Asie 727 725 - 753 -3%

* Oléfines, Polymères.




16
9.3 Integrated Power
9.3.1 Production nette d’électricité

1T24 4T23
Eolien Eolien Eolien Eolien
Production nette d'électricité (TWh) Solaire Gaz Autres Total Solaire Gaz Autres Total
terrestre en mer terrestre en mer
France 0,1 0,2 - 1,8 0,0 2,2 0,1 0,3 - 1,6 0,0 2,0

Reste de l'Europe 0,1 0,6 0,6 0,7 0,1 2,0 0,0 0,5 0,6 0,6 0,1 1,8

Afrique 0,0 0,0 - - - 0,0 0,0 0,0 - - - 0,0

Moyen Orient 0,2 - - 0,3 - 0,5 0,2 - - 0,3 - 0,4

Amérique du Nord 0,5 0,5 - 0,7 - 1,8 0,4 0,5 - - - 0,9

Amérique du Sud 0,2 0,7 - - - 0,8 0,1 0,9 - - - 1,0

Inde 1,6 0,2 - - - 1,8 1,3 0,2 - - - 1,5

Asie Pacifique 0,3 0,0 0,1 - - 0,4 0,3 0,0 0,1 - - 0,4

Total 2,9 2,3 0,7 3,6 0,1 9,6 2,4 2,3 0,7 2,5 0,1 8,0




9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

1T24 4T23
Capacités nettes installées de Eolien Eolien Eolien Eolien
Solaire Gaz Autres Total Solaire Gaz Autres Total
génération électrique (GW) (18) terrestre en mer terrestre en mer
France 0,6 0,4 - 2,6 0,1 3,7 0,5 0,3 - 2,6 0,1 3,6

Reste de l'Europe 0,3 0,9 0,6 1,4 0,1 3,2 0,2 0,9 0,6 1,4 0,1 3,2

Afrique 0,1 0,0 - - 0,0 0,1 0,1 0,0 - - 0,0 0,1

Moyen Orient 0,4 - - 0,3 - 0,7 0,4 - - 0,3 - 0,7

Amérique du Nord 2,2 0,8 - 1,5 0,3 4,9 2,0 0,8 - - 0,2 3,0

Amérique du Sud 0,4 0,9 - - - 1,2 0,4 0,8 - - - 1,2

Inde 4,0 0,5 - - - 4,5 3,8 0,5 - - - 4,3

Asie Pacifique 1,0 0,0 0,1 - 0,0 1,1 1,0 0,0 0,1 - 0,0 1,1

Total 9,0 3,5 0,7 5,8 0,6 19,5 8,5 3,4 0,7 4,3 0,5 17,3

1




(18)
Données à fin de période.


17
9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

1T24 4T23

Capacités brutes installées de génération Eolien Eolien Eolien Eolien
Solaire Autres Total Solaire Autres Total
électrique renouvelable (GW) (19),(20) terrestre en mer terrestre en mer

France 0,9 0,7 - 0,1 1,7 0,9 0,6 - 0,1 1,6

Reste de l'Europe 0,3 1,1 1,1 0,2 2,7 0,2 1,1 1,1 0,2 2,6

Afrique 0,1 0,0 - 0,0 0,2 0,1 0,0 - 0,0 0,2

Moyen Orient 1,2 - - - 1,2 1,2 - - - 1,2

Amérique du Nord 5,2 2,2 - 0,6 8,0 4,9 2,1 - 0,5 7,5

Amérique du Sud 0,4 1,2 - - 1,6 0,4 1,2 - - 1,6

Inde 5,8 0,5 - - 6,3 5,4 0,5 - - 5,9

Asie Pacifique 1,5 0,0 0,3 0,0 1,8 1,5 0,0 0,3 0,0 1,8

Total 15,4 5,7 1,4 1,0 23,5 14,6 5,5 1,4 0,8 22,4


1T24 4T23

Capacités brutes en construction de génération Eolien Eolien Eolien Eolien
Solaire Autres Total Solaire Autres Total
électrique renouvelable (GW) (19),(20) terrestre en mer terrestre en mer

France 0,1 - 0,0 0,0 0,2 0,2 0,0 0,0 0,0 0,2

Reste de l'Europe 0,4 0,0 - 0,1 0,5 0,4 0,0 - 0,1 0,5

Afrique 0,3 - - 0,1 0,4 0,0 - - 0,0 0,0

Moyen Orient 0,1 - - - 0,1 0,1 - - - 0,1

Amérique du Nord 1,6 0,0 - 0,2 1,8 1,4 0,1 - 0,2 1,7

Amérique du Sud 0,0 0,7 - 0,0 0,7 0,0 0,4 - 0,0 0,4

Inde 0,6 0,1 - - 0,6 0,6 - - - 0,6

Asie Pacifique 0,1 0,0 0,4 - 0,4 0,0 0,0 0,4 - 0,4

Total 3,1 0,8 0,4 0,4 4,8 2,8 0,6 0,4 0,3 4,1


1T24 4T23

Capacités brutes en développement de Eolien Eolien Eolien Eolien
Solaire Autres Total Solaire Autres Total
génération électrique renouvelable (GW) (19),(20) terrestre en mer terrestre en mer

France 1,2 0,4 - 0,0 1,6 0,7 0,4 - 0,0 1,2

Reste de l'Europe 4,4 0,5 7,4 1,8 14,2 4,6 0,3 7,4 0,1 12,4

Afrique 1,4 0,3 - 0,0 1,7 1,1 0,3 - 0,3 1,7

Moyen Orient 1,7 - - - 1,7 1,5 0,7 - - 2,2

Amérique du Nord 10,3 3,1 4,1 4,8 22,3 8,2 3,4 4,1 5,4 21,1

Amérique du Sud 1,5 1,2 - 0,1 2,8 1,4 0,8 - 0,4 2,6

Inde 4,5 0,2 - - 4,7 4,7 0,2 - - 4,9

Asie Pacifique 3,2 0,1 2,6 1,0 6,9 2,9 0,4 2,9 1,3 7,5

Total 28,2 5,8 14,1 7,7 55,9 25,3 6,5 14,4 7,5 53,7

12




(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.


18
10. Indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures)

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


En millions de dollars 1T24 4T23 1T23

Résultat net (part TotalEnergies) 5 721 5 063 5 557

Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies) 805 180 (159)

Plus ou moins value de cession 1 507 1 844 203

Charges de restructuration - (51) -

Dépréciations et provisions exceptionnelles (644) (1 023) (60)

Autres éléments (58) (590) (302)

Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt 124 (535) (391)

Effet des variations de juste valeur (320) 192 (434)

Total des éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies) 609 (163) (984)

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) 5 112 5 226 6 541




19
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

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Résultat net (part TotalEnergies) 5 721 5 063 +13% 5 557 +3%

Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies) (609) 163 ns 984 ns

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) 5 112 5 226 -2% 6 541 -22%

Éléments ajustés

Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle 100 57 +75% 74 +35%

Plus: charge / (produit) d'impôt 2 991 3 004 - 4 090 -27%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
2 942 3 060 -4% 3 026 -3%
corporelles et droits miniers
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
92 115 -20% 99 -7%
incorporelles
Plus: coût de l'endettement financier brut 708 660 +7% 710 -

Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie (452) (426) ns (373) ns

EBITDA Ajusté 11 493 11 696 -2% 14 167 -19%




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

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Éléments ajustés

Produits des ventes 51 883 54 765 -5% 58 309 -11%

Achats, nets de variation de stocks (33 525) (36 651) ns (37 479) ns

Autres charges d'exploitation (7 580) (6 956) ns (7 752) ns

Charges d'exploration (88) (174) ns (94) ns

Autres produits 240 169 +42% 77 x3,1
Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations
(125) (150) ns (38) ns
incorporelles
Autres produits financiers 282 276 +2% 248 +14%

Autres charges financières (215) (180) ns (183) ns

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 621 597 +4% 1 079 -42%

EBITDA Ajusté 11 493 11 696 -2% 14 167 -19%

Éléments ajustés
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
(2 942) (3 060) ns (3 026) ns
corporelles et droits miniers
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
(92) (115) ns (99) ns
incorporelles
Moins: coût de l'endettement financier brut (708) (660) ns (710) ns

Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie 452 426 +6% 373 +21%

Moins: produit (charge) d'impôt (2 991) (3 004) ns (4 090) ns

Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle (100) (57) ns (74) ns

Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies) 609 (163) ns (984) ns

Résultat net (part TotalEnergies) 5 721 5 063 +13% 5 557 +3%




20
10.3 Investissements – Désinvestissements (part TotalEnergies)

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

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 3 467 632 x5,5 6 362 -46%

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

Remboursement organique de prêts SME ( c ) 3 3 - (6) ns

Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) * - (3) -100% 3 -100%

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) 103 71 +45% 60 +72%

Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) (1) 32 ns 1 ns

Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 3 572 735 x4,9 6 420 -44%

Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) (500) (5 404) ns 2 987 ns

Acquisitions ( g ) 1 074 698 +54% 3 256 -67%

Cessions ( i ) 1 574 6 102 -74% 269 x5,9
Variation de dette de projets renouvelables quote-part
- - ns (3) -100%
partenaire et plus-value de cession
Dont investissements organiques ( h ) 4 072 6 139 -34% 3 433 +19%

Exploration capitalisée 145 214 -32% 205 -29%

Augmentation des prêts non courants 538 683 -21% 374 +44%
Remboursement des prêts non courants,
(146) (91) ns (229) ns
hors remboursement organique de prêts SME
Variation de dettes de projets renouvelables
- (3) -100% - ns
quote-part TotalEnergies
* 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

1T24 1T24
En millions de dollars 1T24 4T23 vs 1T23 vs
4T23 1T23
Flux de trésorerie d’exploitation ( a ) 2 169 16 150 -87% 5 133 -58%

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) * (6 121) 8 377 ns (3 989) ns

Effet de stock ( c ) 125 (724) ns (502) ns

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - (0) -100% 3 -100%

Remboursement organique de prêts SME ( e ) 3 3 - (6) ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
8 168 8 500 -4% 9 621 -15%
(f=a-b-c+d+e)
Frais financiers (143) (29) ns (153) ns

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) 8 311 8 529 -3% 9 774 -15%


Investissements organiques ( g ) 4 072 6 139 -34% 3 433 +19%

Cash flow après investissements organiques ( f - g ) 4 096 2 361 +73% 6 188 -34%


Investissements nets ( h ) 3 572 735 x4,9 6 420 -44%

Cash flow net ( f - h ) 4 596 7 765 -41% 3 201 +44%

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




21
10.5 Ratio d’endettement

En millions de dollars 31/03/2024 31/12/2023 31/03/2023
Dettes financières courantes * 16 068 7 869 16 280

Autres passifs financiers courants 481 446 597

Actifs financiers courants *,** (5 969) (6 256) (7 223)

Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés * (11) 17 (38)

Dettes financières non courantes * 30 452 32 722 34 820

Actifs financiers non courants * (1 165) (1 229) (1 101)

Total trésorerie et équivalents de trésorerie (25 640) (27 263) (27 985)

Dette nette ( a ) 14 216 6 306 15 350

Capitaux propres (part TotalEnergies) 118 409 116 753 115 581

Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle) 2 734 2 700 2 863

Capitaux propres ( b ) 121 143 119 453 118 444

Ratio d'endettement = a / ( a + b ) 10,5% 5,0% 11,5%

Dette nette de location ( c ) 8 013 8 275 8 131

Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/( a+b+c ) 15,5% 10,9% 16,5%
* Hors créances et dettes de location.
** Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.




10.6. Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1er avril 2023 au 31 mars 2024


Exploration- Integrated Integrated Raffinage- Marketing &
En millions de dollars Compagnie
Production LNG Power Chimie Services


Résultat opérationnel net ajusté 10 839 5 350 2 094 3 998 1 433 23 278

Capitaux employés au 31/03/2023 67 658 34 183 18 982 10 115 8 811 139 830

Capitaux employés au 31/03/2024 64 968 36 678 22 890 9 360 8 013 141 494

ROACE 16,3% 15,1% 10,0% 41,1% 17,0% 16,5%




22
GLOSSAIRE
Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie
d’investissement. Les Acquisitions Nettes correspondent aux acquisitions moins les cessions (y compris les autres opérations avec des
intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les
actionnaires car il met en évidence l’allocation des flux de trésorerie utilisés pour accroître le portefeuille d’actifs de la Compagnie via des
opportunités de croissance externe.


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

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

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


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

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


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


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


Marge Brute d’Autofinancement ou Cash Flow From Operations excluding working capital (CFFO) : indicateur alternatif de performance
dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. La Marge Brute d’Autofinancement se définit comme le flux de
trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats
compatibilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de projets
renouvelables et les remboursements de prêts organiques des sociétés mises en équivalence.
Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour les aider à comprendre
l’évolution de la marge brute d’autofinancement au fil des périodes sur une base cohérente en comparaison avec la performance des
pairs. La combinaison de cet indicateur de performance et des résultats de la Compagnie préparés conformément aux IFRS permet une
compréhension plus complète des facteurs et des tendances affectant les activités et les performances de la Compagnie. Cet indicateur
de performance est utilisé par la Compagnie comme base pour l'allocation de ses flux de trésorerie et notamment pour déterminer la part
des cash-flows affectée aux distributions aux actionnaires.




23
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.




24
Avertissement :
Les termes « TotalEnergies », « compagnie TotalEnergies » et « Compagnie » qui figurent dans ce document sont utilisés pour désigner TotalEnergies SE
et les entités consolidées que TotalEnergies SE contrôle directement ou indirectement. De même, les termes « nous », « nos », « notre » peuvent également
être utilisés pour faire référence à ces entités ou à leurs collaborateurs. Les entités dans lesquelles TotalEnergies SE détient directement ou indirectement
une participation sont des personnes morales distinctes et autonomes.
Ce communiqué de presse présente les résultats du premier trimestre 2024, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 mars 2024 (non
audités). Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non auditée) est disponible
sur le site totalenergies.com.
Ce document peut contenir des déclarations prospectives (incluant des forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de
1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie de TotalEnergies. Il peut notamment contenir des
indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de neutralité carbone (zéro
émission nette). Une ambition exprime une volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre ne dépendent pas que de
TotalEnergies. Ces déclarations prospectives peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère
prospectif tels que « sera », « devrait », « pourrait », « serait », « peut », « pourrait », « vraisemblablement », « envisager », « avoir l’intention », « anticiper
», « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les déclarations
prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un contexte économique,
concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document. Ces déclarations prospectives
ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront
réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et
ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la
matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des
produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des gains
d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines environnementaux et climatiques,
la variation des taux de change, les innovations technologiques, les conditions et événements météorologiques, ainsi que les évolutions socio-
démographiques, économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les modifications des préférences
des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines informations financières reposent sur des estimations
notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles dépréciations d’actifs. Les lecteurs ne doivent pas
considérer les déclarations prospectives comme des données exactes mais comme l’expression de point de vue de la Compagnie à la date de publication
du présent document. TotalEnergies SE et ses filiales n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et décline toute responsabilité vis-à-vis des
investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou
partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Par ailleurs, la Compagnie ne vérifie pas et n’est pas
tenue de vérifier les données provenant de tiers contenues dans ce documents ou utilisées pour les hypothèses, estimations ou plus généralement les
données prospectives publiées dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif
sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou
la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs décrits dans les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement
universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States
Securities and Exchange Commission (« SEC »). Enfin, les développements portant sur les questions relatives à l’environnement et au changement climatique
contenus dans ce document sont fondés sur divers référentiels et l’intérêts des diverses parties prenantes qui sont susceptibles d’évoluer indépendamment
de notre volonté. En outre, nos disclosures sur ces questions, y compris celles liées au climat, peuvent inclure des informations qui ne sont pas
nécessairement significatives ("material") au sens des lois américaines sur les valeurs mobilières pour les besoins des rapports de la SEC ou au sens des
réglementations boursières applicables.
L’information financière sectorielle est présentée selon les principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit l’information sectorielle interne définie
pour gérer et mesurer les performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de
performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement (résultat opérationnel ajusté, résultat
opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio
d’endettement, la marge brute d’autofinancement (MBA), le taux de retour à l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance
financière de TotalEnergies et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour
gérer et mesurer la performance de TotalEnergies.
Les éléments d’ajustement comprennent :
(i) les éléments non récurrents
En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non récurrents » sont exclues des
informations par secteur d'activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou
inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme
représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire au
cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.
(ii) l’effet de stock
Conformément à IAS 2, TotalEnergies valorise ses stocks de produits pétroliers selon la méthode du FIFO (First-in, First-out) et celui des autres stocks selon
la méthode PMP (Prix Moyen Pondéré). Selon la méthode FIFO, le stock est valorisé au coût historique d’acquisition ou de production plutôt qu’au coût de
remplacement. En cas de volatilité des marchés de l’énergie, cette méthode de valorisation peut avoir un effet de distorsion important sur le résultat.
Par conséquent, les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement.
Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents
de la Compagnie.
Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée
par référence au différentiel de prix fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés
et non par référence à la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO (First In,
First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement.
(iii) l’effet des variations de juste valeur
L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour les stocks du trading et les contrats de stockage, à des différences
entre la mesure interne de la performance utilisée par le Comité exécutif de TotalEnergies et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.
Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au
mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent
une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward.
Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut par ailleurs des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste
valeur dans la performance économique interne de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.
Enfin, TotalEnergies utilise des instruments dérivés dans le but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs opérationnels. En application
des normes IFRS, ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées
lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au dénouement des transactions.
Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se définissent comme les résultats au
coût de remplacement, hors éléments non récurrents et hors effet des variations de juste valeur.
Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars convertis sur la base des taux de
change moyen euro/US dollar (€/$) des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité tenue en euros.
Avertissement aux investisseurs américains – La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier séparément les réserves
prouvées, probables et possibles qu'elles auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document peut contenir certains termes que les
recommandations de la SEC nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes "réserves
potentielles" ou "ressources". Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TotalEnergies SE, File N ° 1-10888, disponible au
2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce document
est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.




25
Comptes TotalEnergies

Comptes consolidés du premier trimestre 2024, normes IFRS




26
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ

TotalEnergies
(non audité)

1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre
(en millions de dollars)(a) 2024 2023 2023

Chiffre d'affaires 56 278 59 237 62 603
Droits d'accises (4 395) (4 472) (4 370)
Produits des ventes 51 883 54 765 58 233


Achats, nets de variation de stocks (33 780) (37 150) (38 351)
Autres charges d'exploitation (7 643) (7 166) (7 785)
Charges d'exploration (88) (174) (92)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers (2 942) (3 539) (3 062)
Autres produits 1 758 2 685 341
Autres charges (315) (802) (300)


Coût de l'endettement financier brut (708) (660) (710)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie 472 439 393
Coût de l'endettement financier net (236) (221) (317)


Autres produits financiers 306 303 258
Autres charges financières (215) (189) (183)


Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 18 (136) 960

Produit (Charge) d'impôt (2 942) (3 339) (4 071)
Résultat net de l'ensemble consolidé 5 804 5 037 5 631
Part TotalEnergies 5 721 5 063 5 557
Intérêts ne conférant pas le contrôle 83 (26) 74
Résultat net par action (en $) 2,42 2,11 2,23
Résultat net dilué par action (en $) 2,40 2,09 2,21

(a) Excepté pour les résultats nets par action.




27
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ

TotalEnergies
(non audité)


1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre
(en millions de dollars) 2024 2023 2023

Résultat net de l'ensemble consolidé 5 804 5 037 5 631


Autres éléments du résultat global


Pertes et gains actuariels (2) (251) 3
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres 40 (17) 4
Effet d'impôt (8) 42 (8)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère (1 506) 3 025 1 466
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en
(1 476) 2 799 1 465
résultat
Écart de conversion de consolidation 1 099 (3 182) (1 250)
Couverture de flux futurs 807 701 1 202
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère (15) (16) (3)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt (76) (144) (98)
Autres éléments 2 3 3
Effet d'impôt (219) (212) (336)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat 1 598 (2 850) (482)
Total autres éléments du résultat global (après impôt) 122 (51) 983


Résultat global 5 926 4 986 6 614
Part TotalEnergies 5 870 4 995 6 550
Intérêts ne conférant pas le contrôle 56 (9) 64




28
BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
31 mars 2024 31 décembre 31 mars 2023
2023
(en millions de dollars) (non audité) (non audité) (non audité)


ACTIF

Actifs non courants
Immobilisations incorporelles 33 193 33 083 33 234
Immobilisations corporelles 109 462 108 916 107 499
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts 31 256 30 457 29 997
Autres titres 1 895 1 543 1 209
Actifs financiers non courants 2 308 2 395 2 357
Impôts différés 3 165 3 418 4 772
Autres actifs non courants 4 328 4 313 2 709
Total actifs non courants 185 607 184 125 181 777

Actifs courants
Stocks 20 229 19 317 22 786
Clients et comptes rattachés 24 198 23 442 24 128
Autres créances 20 615 20 821 28 153
Actifs financiers courants 6 319 6 585 7 535
Trésorerie et équivalents de trésorerie 25 640 27 263 27 985
Actifs destinés à être cédés ou échangés 525 2 101 668
Total actifs courants 97 526 99 529 111 255
Total actif 283 133 283 654 293 032

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres
Capital 7 548 7 616 7 828
Primes et réserves consolidées 129 937 126 857 123 357
Écarts de conversion (14 167) (13 701) (12 784)
Actions autodétenues (4 909) (4 019) (2 820)
Total des capitaux propres - Part TotalEnergies 118 409 116 753 115 581
Intérêts ne conférant pas le contrôle 2 734 2 700 2 863
Total des capitaux propres 121 143 119 453 118 444

Passifs non courants
Impôts différés 11 878 11 688 11 300
Engagements envers le personnel 1 941 1 993 1 840
Provisions et autres passifs non courants 20 961 21 257 21 270
Dettes financières non courantes 38 053 40 478 42 915
Total passifs non courants 72 833 75 416 77 325

Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés 37 647 41 335 36 037
Autres créditeurs et dettes diverses 32 949 36 727 42 578
Dettes financières courantes 17 973 9 590 17 884
Autres passifs financiers courants 481 446 597
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés 107 687 167
Total passifs courants 89 157 88 785 97 263
Total passif et capitaux propres 283 133 283 654 293 032




29
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ

TotalEnergies

(non audité)

1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre
(en millions de dollars) 2024 2023 2023

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé 5 804 5 037 5 631
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles 3 036 3 815 3 187
Provisions et impôts différés 292 (268) 314
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs (1 610) (2 609) (252)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence 288 940 (349)
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (5 686) 8 308 (3 419)
Autres, nets 45 927 21
Flux de trésorerie d'exploitation 2 169 16 150 5 133

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels (3 420) (5 076) (4 968)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise (759) (10) (136)
Coût d'acquisition de titres (488) (1 066) (1 407)
Augmentation des prêts non courants (538) (683) (389)
Investissements (5 205) (6 835) (6 900)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels 337 2 776 68
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée 1 218 3 333 183
Produits de cession d'autres titres 34 - 49
Remboursement de prêts non courants 149 94 238
Désinvestissements 1 738 6 203 538
Flux de trésorerie d'investissement (3 467) (632) (6 362)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère - - -
- actions propres (2 006) (2 964) (2 103)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère (1 903) (1 869) (1 844)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle (6) (17) (21)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée - - -
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée (159) (54) (158)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle (17) (16) (86)
Émission nette d'emprunts non courants 42 (21) 118
Variation des dettes financières courantes 3 536 (8 458) (1 274)
Variation des actifs et passifs financiers courants 271 360 1 394
Flux de trésorerie de financement (242) (13 039) (3 974)
Augmentation (diminution) de la trésorerie (1 540) 2 479 (5 203)
Incidence des variations de change (83) 53 162
Trésorerie en début de période 27 263 24 731 33 026
Trésorerie en fin de période 25 640 27 263 27 985




30
VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité)
Actions émises Primes et Écarts Actions autodétenues Capitaux Intérêts ne Capitaux
réserves de propres - conférant propres
consolidées conversion Part pas le
(en millions de dollars) Nombre Montant Nombre Montant TotalEnergies contrôle
Au 1er janvier 2023 2 619 131 285 8 163 123 951 (12 836) (137 187 667) (7 554) 111 724 2 846 114 570
Résultat net du premier trimestre
- - 5 557 - - - 5 557 74 5 631
2023
Autres éléments du résultat global - - 913 80 - - 993 (10) 983
Résultat Global - - 6 470 80 - - 6 550 64 6 614
Dividendes - - - - - - - (21) (21)
Émissions d'actions - - - - - - - - -
Rachats d'actions - - - - (33 842 858) (2 703) (2 703) - (2 703)
Cessions d'actions(a) - - (395) - 6 446 384 395 - - -
Paiements en actions - - 54 - - - 54 - 54
Annulation d'actions (128 869 261) (335) (6 707) - 128 869 261 7 042 - - -
Emission nette de titres
- - - - - - - - -
subordonnés à durée indéterminée
Rémunération des titres
- - (77) - - - (77) - (77)
subordonnés à durée indéterminée
Autres opérations avec les intérêts
- - 39 (28) - - 11 (25) (14)
ne conférant pas le contrôle
Autres éléments - - 22 - - - 22 (1) 21

Au 31 mars 2023 2 490 262 024 7 828 123 357 (12 784) (35 714 880) (2 820) 115 581 2 863 118 444
Résultat net du 1er avril au 31
- - 15 827 - - - 15 827 52 15 879
décembre 2023
Autres éléments du résultat global - - 1 074 (917) - - 157 (33) 124
Résultat Global - - 16 901 (917) - - 15 984 19 16 003
Dividendes - - (7 611) - - - (7 611) (290) (7 901)
Émissions d'actions 8 002 155 22 361 - - - 383 - 383
Rachats d'actions - - - - (110 857 719) (6 464) (6 464) - (6 464)
Cessions d'actions(a) - - (1) - 17 042 1 - - -
Paiements en actions - - 237 - - - 237 - 237

Annulation d'actions (86 012 344) (234) (5 030) - 86 012 344 5 264 - - -
Emission nette de titres
- - (1 107) - - - (1 107) - (1 107)
subordonnés à durée indéterminée
Rémunération des titres
- - (217) - - - (217) - (217)
subordonnés à durée indéterminée
Autres opérations avec les intérêts
- - (9) - - - (9) 110 101
ne conférant pas le contrôle
Autres éléments - - (24) - - - (24) (2) (26)

Au 31 décembre 2023 2 412 251 835 7 616 126 857 (13 701) (60 543 213) (4 019) 116 753 2 700 119 453
Résultat net du premier trimestre
- - 5 721 - - - 5 721 83 5 804
2024
Autres éléments du résultat global - - 614 (465) - - 149 (27) 122
Résultat Global - - 6 335 (465) - - 5 870 56 5 926
Dividendes - - - - - - - (6) (6)
Émissions d'actions - - - - - - - - -
Rachats d'actions - - - - (30 581 230) (2 556) (2 556) - (2 556)
Cessions d'actions(a) - - - - 2 957 - - - -

Paiements en actions - - 59 - - - 59 - 59
Annulation d'actions (25 405 361) (68) (1 597) - 25 405 361 1 665 - - -
Emission nette de titres
- - (1 679) - - - (1 679) - (1 679)
subordonnés à durée indéterminée
Rémunération des titres
- - (71) - - - (71) - (71)
subordonnés à durée indéterminée
Autres opérations avec les intérêts
- - - - - - - (17) (17)
ne conférant pas le contrôle
Autres éléments - - 33 (1) - 1 33 1 34

Au 31 mars 2024 2 386 846 474 7 548 129 937 (14 167) (65 716 125) (4 909) 118 409 2 734 121 143
(a)
Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.




31
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


1er trimestre 2024 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Chiffre d'affaires externe 1 318 2 659 7 082 24 533 20 671 15 - 56 278
Chiffre d'affaires intersecteurs 9 735 3 495 790 8 143 269 63 (22 495) -
Droits d'accises - - - (170) (4 225) - - (4 395)
Produits des ventes 11 053 6 154 7 872 32 506 16 715 78 (22 495) 51 883
Charges d'exploitation (4 444) (4 784) (7 565) (30 888) (16 096) (229) 22 495 (41 511)
Amortissements et dépréciations des
(1 917) (321) (97) (376) (206) (25) - (2 942)
immobilisations corporelles et droits miniers
Quote-part du résultat net des sociétés
97 495 (615) 68 1 480 27 - 1 552
mises en équivalence et autres éléments
Impôts du résultat opérationnel net (2 261) (284) (40) (255) (108) 55 - (2 893)
Ajustements (a) (22) 38 (1 056) 93 1 530 (4) - 579
Résultat opérationnel net ajusté 2 550 1 222 611 962 255 (90) - 5 510
Ajustements (a) 579
Coût net de la dette nette (285)
Intérêts ne conférant pas le contrôle (83)
Résultat net - part TotalEnergies 5 721
(a)
Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

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




1er trimestre 2024 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

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




32
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


4ème trimestre 2023 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
(en millions de dollars) LNG Power
Production Chimie Services consolidation
Chiffres d'affaires externe 1 622 3 050 7 350 24 372 22 826 17 - 59 237
Chiffres d'affaires intersecteurs 10 630 3 651 1 276 8 796 157 26 (24 536) -
Droits d'accises - - - (216) (4 256) - - (4 472)
Produits des ventes 12 252 6 701 8 626 32 952 18 727 43 (24 536) 54 765
Charges d'exploitation (5 084) (5 289) (7 787) (32 367) (18 289) (210) 24 536 (44 490)
Amortissements et dépréciations des
(2 334) (440) (97) (394) (236) (38) - (3 539)
immobilisations corporelles et droits miniers
Quote-part du résultat net des sociétés
(370) 560 (17) (158) 1 917 (71) - 1 861
mises en équivalence et autres éléments
Impôts du résultat opérationnel net (2 371) (217) (156) 76 (718) 91 - (3 295)
Ajustements (a) (709) (141) 42 (524) 1 095 (7) - (244)
Résultat opérationnel net ajusté 2 802 1 456 527 633 306 (178) - 5 546
Ajustements (a) (244)
Coût net de la dette nette (265)
Intérêts ne conférant pas le contrôle 26
Résultat net - part TotalEnergies 5 063
(a)
Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

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



4ème trimestre 2023 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Investissements 3 080 855 1 241 1 011 588 60 - 6 835
Désinvestissements 4 362 28 32 22 1 754 5 - 6 203
Flux de trésorerie d'exploitation 5 708 2 702 638 4 825 1 759 518 - 16 150




33
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


1er trimestre 2023 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Chiffre d'affaires externe 1 954 4 872 8 555 24 855 22 359 8 - 62 603
Chiffre d'affaires intersecteurs 10 728 5 999 1 685 9 061 120 57 (27 650) -
Droits d'accises - - - (184) (4 186) - - (4 370)
Produits des ventes 12 682 10 871 10 240 33 732 18 293 65 (27 650) 58 233
Charges d'exploitation (4 762) (9 445) (9 831) (31 892) (17 787) (161) 27 650 (46 228)
Amortissements et dépréciations des
(2 066) (288) (47) (414) (224) (23) - (3 062)
immobilisations corporelles et droits miniers
Quote-part du résultat net des sociétés
68 804 (70) 52 243 (21) - 1 076
mises en équivalence et autres éléments
Impôts du résultat opérationnel net (3 398) (205) (111) (325) (119) 63 - (4 095)
Ajustements (a) (129) (335) (189) (465) 126 - - (992)
Résultat opérationnel net ajusté 2 653 2 072 370 1 618 280 (77) - 6 916
Ajustements (a) (992)
Coût net de la dette nette (293)
Intérêts ne conférant pas le contrôle (74)
Résultat net - part TotalEnergies 5 557
(a)
Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

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




1er trimestre 2023 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Investissements 4 052 1 195 1 234 225 159 35 - 6 900
Désinvestissements 31 49 149 8 301 - - 538
Flux de trésorerie d'exploitation 4 536 3 536 (1 285) (851) (673) (130) - 5 133




34
Indicateurs Alternatifs de Performance




35
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


1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 1 988 (1 282) 4 021 -51%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( c ) - - - ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - - - ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) 90 61 50 80%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) (1) 32 1 ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 2 077 (1 189) 4 072 -49%
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) 36 (4 306) 1 938 -98%
Acquisitions ( g ) 327 39 1 946 -83%
Cessions ( i ) 291 4 345 8 x36.4
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et
- - - ns
plus-value de cession
Dont investissements organiques ( h ) 2 041 3 117 2 134 -4%
Exploration capitalisée 136 208 204 -33%
Augmentation des prêts non courants 42 61 44 -5%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement
(15) (17) (23) ns
organique de prêts SME
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




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 515 827 1 146 -55%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( c ) 1 - 1 ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - - - ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) 12 11 8 50%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) - - - ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 528 838 1 155 -54%
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) (12) 48 759 ns
Acquisitions ( g ) - 56 769 -100%
Cessions ( i ) 12 8 10 20%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et
- - - ns
plus-value de cession
Dont investissements organiques ( h ) 540 790 396 36%
Exploration capitalisée 9 6 1 x9
Augmentation des prêts non courants 173 179 143 21%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement
(37) (20) (38) ns
organique de prêts SME
Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies - - - ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire




36
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




1.3 Integrated Power




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 1 677 1 209 1 085 55%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( c ) - 1 6 -100%
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - (3) 3 -100%
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) 1 (1) 2 -50%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) - - - ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 1 678 1 206 1 096 53%
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) 735 532 519 42%
Acquisitions ( g ) 736 535 537 37%
Cessions ( i ) 1 3 18 -94%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et
- - (3) -100%
plus-value de cession
Dont investissements organiques ( h ) 943 674 577 63%
Exploration capitalisée ns
Augmentation des prêts non courants 305 318 163 87%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement
(61) (28) (121) ns
organique de prêts SME
Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies - (3) - ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire



1.4 Raffinage-Chimie




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 397 989 217 83%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( c ) 2 2 (14) ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - - - ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) - - - ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) - - - ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 399 991 203 97%
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) (20) (11) 5 ns
Acquisitions ( g ) 9 1 4 x2.3
Cessions ( i ) 29 12 (1) ns
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et
- - - ns
plus-value de cession
Dont investissements organiques ( h ) 419 1 002 198 x2.1
Exploration capitalisée - - - ns
Augmentation des prêts non courants 7 28 11 -36%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement
(7) (8) (8) ns
organique de prêts SME
Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies - - - ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire




37
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




1.5 Marketing & Services




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'investissement ( a ) (1 137) (1 166) (142) ns
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( c ) - - - ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - - - ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) - - - ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) - - - ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) (1 137) (1 166) (142) ns
dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) (1 238) (1 668) (234) ns
Acquisitions ( g ) 2 67 - ns
Cessions ( i ) 1 240 1 735 234 x5.3
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et
- - - ns
plus-value de cession
Dont investissements organiques ( h ) 101 502 92 10%
Exploration capitalisée - - - ns
Augmentation des prêts non courants 11 99 11 ns
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement
(26) (12) (39) ns
organique de prêts SME
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




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) 3 590 5 708 4 536 -21%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) (888) 1 018 (371) ns
Effet de stock ( c ) - - - ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( e ) - - - ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
4 478 4 690 4 907 -9%
(f=a-b-c+d+e)




38
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




2.2 Integrated LNG




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) 1 710 2 702 3 536 -52%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) * 363 939 1 456 -75%
Effet de stock ( c ) - - - ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( e ) 1 - 1 ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
1 348 1 763 2 081 -35%
(f=a-b-c+d+e)
*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




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) (249) 638 (1 285) ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) * (941) (66) (1 715) ns
Effet de stock ( c ) - - - ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - 3 -100%
Remboursement organique de prêts SME ( e ) - 1 6 -100%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
692 705 440 57%
(f=a-b-c+d+e)
*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.




39
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




2.4 Raffinage-Chimie




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) (2 129) 4 825 (851) ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) (3 526) 4 161 (2 183) ns
Effet de stock ( c ) 108 (507) (415) ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( e ) 2 2 (14) ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
1 291 1 173 1 733 -26%
(f=a-b-c+d+e)



2.5 Marketing & Services




1er trimestre 2024
1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre vs
(en millions de dollars) 2024 2023 2023 1er trimestre 2023
Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) (108) 1 759 (673) ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) (604) 1 457 (1 042) ns
Effet de stock ( c ) 17 (217) (87) ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - - ns
Remboursement organique de prêts SME ( e ) - - - ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
479 519 456 5%
(f=a-b-c+d+e)




40
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




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




Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
En millions de dollars - - & Corporate de Compagnie
LNG Power
Production Chimie Services consolidation

Résultat opérationnel net ajusté 1 er trimestre 2024 2 550 1 222 611 962 255 (90) - 5 510
Résultat opérationnel net ajusté 4 ème trimestre 2023 2 802 1 456 527 633 306 (178) - 5 546
Résultat opérationnel net ajusté 3 ème trimestre 2023 3 138 1 342 506 1 399 423 80 - 6 888
Résultat opérationnel net ajusté 2 ème trimestre 2023 2 349 1 330 450 1 004 449 (248) - 5 334
Résultat opérationnel net ajusté ( a ) 10 839 5 350 2 094 3 998 1 433 (436) - 23 278




Bilan au 31 mars 2024
Immobilisations corporelles et incorporelles 84 713 25 054 13 626 12 089 6 508 665 - 142 655
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence 2 889 14 387 8 831 4 142 1 007 - - 31 256
Autres actifs non courants 3 626 2 500 1 280 715 1 236 31 - 9 388
Stocks 1 428 1 010 657 13 390 3 744 - 20 229
Clients et comptes rattachés 6 329 8 061 6 819 20 658 9 822 983 (28 474) 24 198
Autres créances 6 404 8 918 5 939 2 674 3 288 5 024 (11 632) 20 615
Fournisseurs et comptes rattachés (6 347) (9 053) (6 565) (32 774) (10 361) (874) 28 327 (37 647)
Autres créditeurs et dettes diverses (9 053) (10 425) (6 071) (6 449) (5 656) (7 074) 11 779 (32 949)
Besoin en fonds de roulement (1 239) (1 489) 779 (2 501) 837 (1 941) - (5 554)
Provisions et autres passifs non courants (25 021) (3 774) (1 902) (3 678) (1 235) 830 - (34 780)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés -
- - 276 131 - - - 407
Capitaux employés
Capitaux employés (Bilan) 64 968 36 678 22 890 10 898 8 353 (415) - 143 372
Moins effet de stock - - - (1 538) (340) - - (1 878)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( b ) 64 968 36 678 22 890 9 360 8 013 (415) - 141 494




Bilan au 31 mars 2023
Immobilisations corporelles et incorporelles 88 954 24 420 7 172 11 476 8 036 675 - 140 733
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence 2 344 13 013 9 580 4 471 589 - - 29 997
Autres actifs non courants 3 253 3 034 445 656 1 077 225 - 8 690
Stocks 1 486 1 520 883 14 637 4 260 - 22 786
Clients et comptes rattachés 6 514 10 988 8 273 18 509 8 777 1 843 (30 776) 24 128
Autres créances 6 131 14 144 9 492 2 732 3 409 2 922 (10 677) 28 153
Fournisseurs et comptes rattachés (5 493) (12 295) (6 951) (29 927) (10 469) (1 751) 30 849 (36 037)
Autres créditeurs et dettes diverses (10 938) (16 778) (8 855) (7 018) (5 220) (4 373) 10 604 (42 578)
Besoin en fonds de roulement (2 300) (2 421) 2 842 (1 067) 757 (1 359) (3 548)
Provisions et autres passifs non courants (24 812) (3 863) (1 213) (3 789) (1 273) 540 - (34 410)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés -
219 - 156 88 - - - 463
Capitaux employés
Capitaux employés (Bilan) 67 658 34 183 18 982 11 835 9 186 81 - 141 925
Moins effet de stock - - - (1 720) (375) - - (2 095)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( c ) 67 658 34 183 18 982 10 115 8 811 81 - 139 830


ROACE en pourcentage ( a / moyenne( b + c )) 16,3% 15,1% 10,0% 41,1% 17,0% 16,5%




41
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




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



1er trimestre 4ème trimestre 1er trimestre
(en millions de dollars) 2024 2023 2023
Résultat net de l'ensemble consolidé ( a ) 5 804 5 037 5 631
Coût net de la dette nette ( b ) (285) (265) (293)
Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net 792 113 (167)
Plus ou moins-value de cession 1 507 1 844 203
Charges de restructuration - (51) -
Dépréciations et provisions exceptionnelles (644) (1 070) (60)
Autres éléments (71) (610) (310)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d'impôt 107 (549) (391)
Effet des variations de juste valeur (320) 192 (434)
Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c ) 579 (244) (992)
Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c ) 5 510 5 546 6 916




42