TotalEnergies bénéficie d’un environnement
favorable et tire parti de sa position de leader du GNL, avec un
résultat net ajusté de 4,8 G$ et un cash-flow de 8,4 G$
Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE) :
3T21
Variation vs 3T20
9M21
Variation vs 9M20
Prix du pétrole - Brent ($/b)
73,5
+71%
67,9
+65%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)
9,1
x2.5
7,3
+51%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)
20,5
ns
12,3
-10%
Résultat net ajusté part TotalEnergies(1)
- en milliards de dollars (G$)
4,8
x5.6
11,2
x4.1
- en dollar par action
1,76
x6.1
4,14
x4.3
EBITDA ajusté(1) (G$)
11,2
x2.1
28,0
+76%
DACF(1) (G$)
8,4
+96%
20,9
+65%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)
5,6
+30%
18,8
x2.1
Résultat net part TotalEnergies de 4,6 G$ au 3T21 Ratio
d’endettement(2) de 17,7% au 30 septembre 2021 contre 18,5% au 30
juin 2021 Troisième acompte sur dividende au titre de l'exercice
2021 de 0,66 €/action
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 27
octobre 2021 sous la présidence de Patrick Pouyanné,
Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie
pour le troisième trimestre 2021. A cette occasion, Patrick
Pouyanné a déclaré :
« La reprise économique mondiale, notamment en Asie, a entraîné
une forte hausse des prix de toutes les énergies au troisième
trimestre compte tenu de l’interconnexion des systèmes
énergétiques. Les prix du gaz en Asie et en Europe, en hausse de
plus de 85% par rapport au trimestre précédent, ont atteint des
niveaux inédits, et les prix du pétrole sont en hausse de 7%,
poursuivant leur appréciation régulière depuis un an.
TotalEnergies réalise ainsi un résultat net ajusté de 4,8 G$ en
hausse de 38% par rapport au deuxième trimestre 2021 en s’appuyant
pleinement sur son modèle multi-énergies, et particulièrement ce
trimestre sur sa position de leader mondial dans le GNL. La
Compagnie a généré un cash-flow (DACF) de 8,4 G$, en hausse de près
de 25% par rapport au trimestre précédent, et un EBITDA ajusté de
11,2 G$.
Le secteur integrated Gas Renewables & Power (iGRP) réalise
un résultat net ajusté de 1,6 G$ et un cash-flow de 1,7 G$, les
plus hauts de son histoire, grâce à une surperformance de ses
activités de négoce qui tirent parti de son portefeuille de GNL
intégré à l’échelle mondiale. Les activités renouvelables et
électricité poursuivent leur croissance : les capacités brutes de
production électrique renouvelable atteignent ainsi près de 10 GW,
notamment grâce à la croissance d’1 GW sur le trimestre en Inde. Le
nombre de clients électricité atteint 6 millions.
L’Exploration-Production bénéficie de l’augmentation de sa
production de 2% sur le trimestre grâce à l’évolution des quotas de
l’OPEP+ et de l’augmentation des prix du Brent et du gaz pour
réaliser un résultat opérationnel net ajusté de 2,7 G$, en
progression par rapport au trimestre précédent de plus de 20%, et
un cash-flow de 4,9 G$.
L’Aval bénéficie de marges toujours élevées dans la pétrochimie
et de l’amélioration des marges de raffinage européennes néanmoins
impactées par la hausse du coût de l’énergie. Le Marketing &
Services confirme quant à lui un retour à des résultats d’avant
crise. Le secteur Aval enregistre un résultat opérationnel net
ajusté et un cash-flow en hausse d’environ 10% sur le trimestre à
respectivement 1 G$ et 1,6 G$.
Compte tenu de la discipline maintenue sur les investissements,
TotalEnergies enregistre un cash-flow net de 6,2 G$ ce trimestre,
couvrant le dividende trimestriel de 2,1 G$, et permettant de
poursuivre la réduction de sa dette nette, avec un ratio
d’endettement à 17,7% au 30 septembre 2021. La rentabilité des
capitaux propres s’établit à 12% sur les douze derniers mois. La
forte génération de cash provenant du pétrole et du gaz permet
d’investir dans des projets de croissance rentable dans les
renouvelables & l’électricité, et ainsi de construire une
Compagnie multi-énergies durable, alliant transition énergétique et
retour à l’actionnaire.
Le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un
troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2021 à 0,66
€/action et confirme la réalisation de rachats d’actions à hauteur
de 1,5 G$ au 4ème trimestre 2021. »
1. Faits marquants(3)
- Signature d’accords majeurs en Irak, couvrant les
investissements dans quatre projets (traitement de gaz pour
génération électrique, électricité solaire, optimisation d’un champ
existant, traitement d’eau de mer) pour le développement durable
des ressources naturelles de la région de Bassorah
Responsabilité sociétale et
environnementale
- Publication du « Panorama des Energies » et du « TotalEnergies
Energy Outlook 2021 », contributions de TotalEnergies au dialogue
sur la transition énergétique en vue de la COP26
- Emissions de méthane : déploiement d’une technologie innovante
développée par Qnergy permettant de réduire significativement les
émissions de méthane et partenariat avec GHGSat pour surveiller par
satellite les émissions de méthane en mer
- CCS : Partenariat Aramis avec Shell, EBN et Gasunie, pour le
développement d’une infrastructure de transport de CO2 à fin de
stockage dans des champs de gaz déplétés aux Pays-Bas
Renouvelables et Électricité
- Acquisition par Adani Green Energy Limited (TotalEnergies 20%)
du portefeuille de SB Energy India, de 5 GW de capacité de
production électrique renouvelable en opération et en construction,
en Inde
- Eolien offshore :
- Dépôt d’une offre avec Green Investment Group (GIG) et RIDG
pour un projet de 2 GW en Ecosse et étude d’un projet associé
d’hydrogène vert à échelle industrielle
- Associations avec Simply Blue Group pour le développement
d’éolien flottant aux États-Unis, et avec GIG et Qair pour le
développement d’éolien flottant en France
- Corporate PPA :
- Contrat de vente d’électricité renouvelable de 50 GWh/an sur 15
ans avec Air Liquide en Belgique
- Partenariat avec Amazon pour la fourniture de ses data centers
en électricité renouvelable (474 MW), en Europe et aux
États-Unis
- Mobilité électrique :
- Entrée de Mercedes-Benz comme partenaire à parts égales avec
TotalEnergies et Stellantis dans Automotive Cell Company (ACC),
avec un objectif de capacité de fabrication de batteries pour
véhicules électriques de 120 GWh minimum d'ici 2030
- Acquisition d’un réseau de 1500 bornes de recharge pour
véhicules électriques à Singapour
- Obtention de la concession du réseau public de recharge pour
véhicules électriques d’Anvers
- Association avec China Three Gorges Corporation pour développer
plus de 11 000 bornes de recharge rapide pour véhicules électriques
dans la province du Hubei en Chine
- Hydrogène :
- Lancement avec d’autres acteurs industriels, du plus grand
fonds mondial dédié au développement des infrastructures
d’hydrogène décarboné, avec un objectif d’investissements de 1,5
G€
- Accord avec Air Liquide pour le développement de la production
d’hydrogène bas carbone dans le bassin industriel normand, adossé à
des technologies telles que CCS et électrolyse
Amont
- Lancement de la quatrième phase de développement du champ géant
de Mero au Brésil
Aval
- Doublement des capacités de production de plastiques recyclés
de TotalEnergies avec l’extension de Synova en Normandie
- Signature avec Safran d’un partenariat dans le domaine de la
décarbonation du secteur aérien
2. Principales données financières issues des comptes
consolidés de TotalEnergies(4)
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,le résultat
par action et le nombre d’actions
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
11 180
8 667
5 321
x2.1
8 989
+24%
EBITDA ajusté (5)
28 017
15 904
+76%
5 374
4 032
1 459
x3.7
3 673
+46%
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
12 893
4 580
x2.8
2 726
2 213
801
x3.4
1 734
+57%
Exploration-Production
6 914
1 295
x5.3
1 608
891
285
x5.6
574
x2.8
Integrated Gas, Renewables & Power
3 484
1 524
x2.3
602
511
(88)
ns
952
-37%
Raffinage-Chimie
1 356
869
+56%
438
417
461
-5%
413
+6%
Marketing & Services
1 139
892
+28%
1 143
740
352
x3.2
521
x2.2
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence
2 403
1 021
x2.4
39,6%
34,3%
45,7%
30,7%
Taux moyen d'imposition (6)
36,6%
32,3%
4 769
3 463
848
x5.6
3 017
+58%
Résultat net ajusté part TotalEnergies
11 235
2 755
x4.1
1,76
1,27
0,29
x6.1
1,13
+56%
Résultat net ajusté dilué par action (dollars) (7)
4,14
0,97
x4.3
1,49
1,06
0,24
x6.2
1,01
+48%
Résultat net ajusté dilué par action (euros)*
3,46
0,86
x4
2 655
2 646
2 637
+1%
2 614
+2%
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)
2 648
2 612
+1%
4 645
2 206
202
x23
2 800
+66%
Résultat net part TotalEnergies
10 195
(8 133)
ns
2 813
2 802
2 184
+29%
3 296
-15%
Investissements organiques (8)
7 993
6 908
+16%
(958)
396
(272)
ns
3 422
ns
Acquisitions nettes (9)
1 029
1 551
-34%
1 855
3 198
1 912
-3%
6 718
-72%
Investissements nets (10)
9 022
8 459
+7%
8 060
6 352
3 791
x2.1
6 737
+20%
Marge brute d'autofinancement (11)
19 778
11 199
+77%
8 390
6 761
4 281
+96%
7 269
+15%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) (12)
20 901
12 701
+65%
5 640
7 551
4 351
+30%
8 206
-31%
Flux de trésorerie d’exploitation
18 789
9 129
x2.1
* Taux de change moyen €-$ : 1,1788 au 3ème trimestre 2021 et
1,1962 sur les neuf premiers mois de 2021.
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
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
73,5
69,0
42,9
+71%
62,0
+19%
Brent ($/b)
67,9
41,1
+65%
4,3
3,0
2,1
x2
2,3
+85%
Henry Hub ($/Mbtu)
3,3
1,9
+74%
16,9
8,7
2,9
x5.9
3,9
x4.3
NBP ($/Mbtu)
10,8
2,5
x4.3
18,6
10,0
3,6
x5.1
4,7
x4
JKM ($/Mbtu)
12,9
3,1
x4.2
67,1
62,9
39,9
+68%
58,0
+16%
Prix moyen de vente liquides ($/b)Filiales consolidées
62,2
35,6
+75%
6,33
4,43
2,52
x2.5
3,48
+82%
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)Filiales consolidées
4,95
2,84
+74%
9,10
6,59
3,57
x2.5
5,93
+53%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)Filiales consolidées et sociétés
mises en equivalence
7,25
4,81
+51%
20,5
10,2
-2,7
ns
47,4
-57%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)**
12,3
13,6
-10%
* Les indicateurs sont indiqués en page 20. ** Cet indicateur
représente la marge moyenne sur coûts variables réalisée par le
raffinage de TotalEnergies en Europe (égale à la différence entre
les ventes de produits raffinés réalisées par le raffinage européen
de TotalEnergies et les achats de pétrole brut avec les coûts
variables associés, divisée par les quantités raffinées en tonnes)
- donnée 3T21 retraitée dans l'environnement du 2T21 pour les coûts
d’énergie.
Le prix moyen de vente GNL est en hausse de 38% ce trimestre par
rapport au trimestre précédent, bénéficiant de façon différée de
l’augmentation des index pétrole et gaz sur les contrats
long-terme.
3.2 Émissions de gaz à effet de serre(5)
3T21*
2T21*
Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO2e)
2020
2020 (hors effet
Covid-19)
8
7
Scope 1+2 des installations oil & gas opérées (14)
35,8
39
81
77
Scope 3 des ventes d'énergies (15)
350
400
46
45
Scope 1+2+3 en Europe* (16)
212
239
* Émissions estimées.
3.3 Production*
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Production d'hydrocarbures
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
2 814
2 747
2 715
+4%
3 040
-7%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 808
2 882
-3%
1 288
1 258
1 196
+8%
1 441
-11%
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)
1 272
1 319
-4%
1 526
1 489
1 519
-
1 599
-5%
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)
1 535
1 563
-2%
2 814
2 747
2 715
+4%
3 040
-7%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 808
2 882
-3%
1 517
1 464
1 437
+6%
1 720
-12%
Liquides (kb/j)
1 496
1 563
-4%
7 070
7 017
6 973
+1%
7 200
-2%
Gaz (Mpc/j)
7 161
7 193
-
* Production de la Compagnie = production de l’EP + production
d’iGRP.
La production d’hydrocarbures a été de 2 814 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2021,
en hausse de 4% sur un an, en raison des éléments suivants :
- +6% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets,
notamment North Russkoye en Russie et Iara au Brésil, ainsi que la
reprise de la production en Libye,
- +5% lié à l’augmentation de la demande gaz et des quotas de
production des pays de l’OPEP+,
- -1% lié à l’effet prix,
- -3% lié à des maintenances et des arrêts non planifiés
notamment en Norvège (Snøhvit),
- -3% lié au déclin naturel des champs.
La production d’hydrocarbures a été de 2 814 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2021,
en hausse de 2% sur un trimestre, en raison de la reprise de
production sur la fin du trimestre à la suite des programmes
estivaux de maintenance, et de la hausse des quotas de production
décidés par les pays de l’OPEP+.
La production d’hydrocarbures a été de 2 808 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) sur les neuf premiers mois de
2021, en baisse de 3% sur un an, en raison des éléments suivants
:
- +3% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets,
notamment North Russkoye en Russie, Iara au Brésil et Johan
Sverdrup en Norvège, ainsi que la reprise de la production en
Libye,
- +2% lié à l’augmentation de la demande gaz, notamment en
Norvège, et des quotas de production des pays de l’OPEP+,
- -1% d’effet périmètre, notamment lié aux cessions d’actifs au
Royaume-Uni et du bloc CA1 au Brunei,
- -1% lié à l’effet prix,
- -3% lié à des maintenances planifiées et des arrêts non
planifiés, notamment au Royaume-Uni et en Norvège (Snøhvit),
- -3% lié au déclin naturel des champs.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)
4.1.1 Production et ventes de GNL et d’électricité
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Production d'hydrocarbures pour le GNL
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
533
502
518
+3%
539
-1%
iGRP (kbep/j)
518
530
-2%
67
52
70
-3%
73
-8%
Liquides (kb/j)
61
70
-12%
2 527
2 464
2 445
+3%
2 546
-1%
Gaz (Mpc/j)
2 489
2 509
-1%
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
GNL (Mt)
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
10,0
10,5
8,1
+24%
7,4
+34%
Ventes totales de GNL
30,4
28,3
+7%
4,3
4,2
4,3
-1%
4,2
+2%
incl. Ventes issues des quotes-parts de production*
12,8
13,3
-4%
8,3
8,8
6,6
+25%
5,5
+50%
incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de
production et d'achats auprès de tiers
25,0
23,2
+8%
* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être
vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.
La production d’hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 6%
par rapport au trimestre précédent, en raison notamment de la fin
du programme de maintenance planifiée d’Ichthys, en Australie.
Les ventes totales de GNL sont en forte hausse par rapport à
2020, de 24% sur le trimestre et de 7% sur les neuf premiers mois
de l’année.
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
Renouvelables et électricité
9M21
9M20
9M21 vs9M20
42,7
41,7
26,3
+62%
Capacités brutes en portefeuille de génération électrique
renouvelable(GW) (1),(2)
42,7
26,3
+62%
9,5
8,3
5,1
+87%
dont capacités installées
9,5
5,1
+87%
6,1
5,4
4,0
+52%
dont capacités en construction
6,1
4,0
+52%
27,1
28,0
17,3
+57%
dont capacités en développement
27,1
17,3
+57%
26,6
22,6
14,2
+88%
Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant
de PPA (GW) (1),(2)
26,6
14,2
+88%
31,7
30,7
18,0
+77%
Capacités nettes en portefeuille de génération électrique
renouvelable(GW) (1),(2)
31,7
18,0
+77%
4,7
4,0
2,3
x2.1
dont capacités installées
4,7
2,3
x2.1
4,0
3,1
1,6
x2.5
dont capacités en construction
4,0
1,6
x2.5
23,0
23,6
14,1
+64%
dont capacités en développement
23,0
14,1
+64%
4,7
5,1
4,1
+17%
Production nette d'électricité (TWh) (3)
14,5
9,9
+46%
1,7
1,7
1,0
+67%
dont à partir de sources renouvelables
4,9
2,8
+75%
6,0
5,8
4,4
+37%
Clients électricité - BtB et BtC (Million) (2)
6,0
4,4
+37%
2,7
2,7
1,7
+56%
Clients gaz - BtB et BtC (Million) (2)
2,7
1,7
+56%
11,7
12,7
10,2
+15%
Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)
40,5
33,8
+20%
13,2
20,6
13,5
-2%
Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)
70,0
64,4
+9%
291
310*
64
x4.6
EBITDA ajusté Renouvelables et électricité part TotalEnergies (M$)
(4)
946
404
x2.3
104
82*
66
+57%
dont provenant des activités renouvelables
334
250
+34%
(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à
partir du premier trimestre 2021. (2) Données à fin de période. (3)
Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à
cycles combinés. (4) Somme des quote-part TotalEnergies (% de
détention) des EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation
and Amortization) des sociétés du périmètre Renouvelables et
Électricité, indépendamment de leur mode de consolidation. Données
2T21 corrigées du résultat d’AGEL. * Données 2T21 corrigées du
résultat estimé d’AGEL.
La capacité brute installée de génération électrique
renouvelable croît à 9,5 GW à la fin du troisième trimestre 2021 en
hausse de 1,2 GW notamment grâce à l’acquisition par AGEL
(TotalEnergies 20%) des actifs en opération du portefeuille
renouvelable de 5 GW de SB Energy India au cours du trimestre. Les
capacités brutes totales augmentent de 1 GW sur le trimestre, à
42,7 GW, principalement en raison de l’ajout d’un projet de
centrale solaire de 1 GW en Irak.
La production nette d’électricité s’établit à 4,7 TWh au
troisième trimestre 2021, en hausse de 17% sur un an, notamment du
fait de la forte croissance de la production d’électricité de
source renouvelable et de l’acquisition de quatre centrales à cycle
combiné au gaz naturel (CCGT) en France et en Espagne au quatrième
trimestre 2020.
L’EBITDA ajusté part TotalEnergies de l’activité Renouvelables
et Électricité s’élève à 291 M$ au troisième trimestre 2021 et a
été multiplié par 4,6 sur un an, porté par la croissance de la
production d’électricité en particulier renouvelable et du nombre
de clients gaz et électricité.
4.1.2 Résultats
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
En millions de dollars
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
1 608
891
285
x5.6
574
x2.8
Résultat opérationnel net ajusté*
3 484
1 524
x2.3
755
356
99
x7.6
206
x3.7
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en
équivalence
1 375
278
x4.9
639
759
450
+42%
640
-
Investissements organiques
2 150
1 714
+25%
(941)
166
36
ns
3 375
ns
Acquisitions nettes
1 119
1 606
-30%
(302)
925
486
ns
4 015
ns
Investissements nets
3 269
3 320
-2%
1 720
904
695
x2.5
732
x2.3
Marge brute d'autofinancement **
3 683
2 346
+57%
(463)
567
654
ns
401
ns
Flux de trésorerie d’exploitation ***
884
1 554
-43%
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location, hors
impact des contrats compatibilisés en juste valeur du secteur et y
compris les plus-values de cession de projets renouvelables. ***
Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi
à :
- 1 608 M$ au troisième trimestre 2021, multiplié par 5,6 sur un
an, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne
performance des activités de négoce gaz et électricité,
- 3 484 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, multiplié par 2,3
sur un an, pour les mêmes raisons.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à :
- 1 720 M$ au troisième trimestre 2021, 2,5 fois plus qu’au
troisième trimestre 2020, grâce à la hausse des prix du GNL et à la
très bonne performance des activités de négoce gaz et
électricité,
- 3 683 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, en hausse de 57%
sur un an, pour les mêmes raisons.
Le flux de trésorerie d’exploitation est de -463 M$ sur le
trimestre en raison des variations des appels de marge liés aux
mécanismes de couverture dans un contexte de forte volatilité des
marchés du gaz et de l’électricité.
4.2 Exploration-Production
4.2.1 Production
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Production d'hydrocarbures
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
2 281
2 245
2 197
+4%
2 501
-9%
EP (kbep/j)
2 290
2 352
-3%
1 450
1 412
1 367
+6%
1 647
-12%
Liquides (kb/j)
1 435
1 493
-4%
4 543
4 553
4 528
-
4 654
-2%
Gaz (Mpc/j)
4 672
4 684
-
4.2.2 Résultats
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
2 726
2 213
801
x3.4
1 734
+57%
Résultat opérationnel net ajusté*
6 914
1 295
x5.3
315
279
268
+18%
297
+6%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en
équivalence
864
706
+22%
46,4%
38,2%
32,9%
39,7%
Taux moyen d'imposition**
42,5%
39,7%
1 656
1 559
1 266
+31%
2 064
-20%
Investissements organiques
4 494
3 950
+14%
(34)
231
(309)
ns
(3)
ns
Acquisitions nettes
(5)
(4)
ns
1 622
1 790
957
+69%
2 061
-21%
Investissements nets
4 489
3 946
+14%
4 943
4 262
2 646
+87%
4 451
+11%
Marge brute d'autofinancement ***
13 029
7 032
+85%
4 814
4 835
2 043
x2.4
5 007
-4%
Flux de trésorerie d’exploitation ***
13 385
6 876
+95%
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** 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). ***
Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production
s’est établi à :
- 2 726 M$ au troisième trimestre 2021, plus de trois fois
supérieur au troisième trimestre 2020, grâce à la forte hausse des
prix du pétrole et du gaz,
- 6 914 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, plus de cinq fois
supérieur aux neuf premiers mois de 2020, pour les mêmes
raisons.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 4 943 M$ au
troisième trimestre 2021, en augmentation de 87% sur un an, et à 13
029 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, en hausse de 85% sur un
an, en lien avec la hausse des prix du pétrole et du gaz.
4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing &
Services)
4.3.1 Résultats
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
En millions de dollars
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
1 040
928
373
x2.8
1 365
-24%
Résultat opérationnel net ajusté*
2 495
1 761
+42%
506
468
449
+13%
570
-11%
Investissements organiques
1 309
1 183
+11%
17
(1)
2
x8.5
52
-67%
Acquisitions nettes
(87)
(48)
ns
523
467
451
+16%
622
-16%
Investissements nets
1 222
1 135
+8%
1 611
1 460
971
+66%
1 995
-19%
Marge brute d'autofinancement **
3 943
3 523
+12%
1 644
2 669
2 060
-20%
3 058
-46%
Flux de trésorerie d’exploitation **
5 974
2 377
x2.5
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
4.4 Raffinage-Chimie
4.4.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et
taux d’utilisation
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Volumes raffinés et taux d’utilisation*
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
1 225
1 070
1 212
+1%
1 719
-29%
Total volumes raffinés (kb/j)
1 147
1 302
-12%
274
148
267
+3%
503
-46%
France
179
242
-26%
505
495
540
-6%
757
-33%
Reste de l'Europe
553
630
-12%
446
427
405
+10%
459
-3%
Reste du monde
415
429
-3%
69%
58%
57%
82%
Taux d’utilisation sur bruts traités**
62%
62%
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur
Marketing & Services. ** Sur la base de la capacité de
distillation en début d’année, hors Grandpuits (définitivement
arrêtée au 1er trimestre 2021) pour 2021 et hors Lindsey (cédée) à
partir du 2ème trimestre 2021.
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
1 486
1 424
1 255
+18%
1 402
+6%
Monomères* (kt)
4 315
4 033
+7%
1 330
1 212
1 248
+7%
1 268
+5%
Polymères (kt)
3 707
3 642
+2%
93%
88%
75%
91%
Taux d’utilisation des vapocraqueurs **
89%
81%
* Oléfines. ** Sur la base de la production d’oléfines issue des
vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début
d’année.
4.4.2 Résultats
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
En millions de dollars
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
602
511
(88)
ns
952
-37%
Résultat opérationnel net ajusté*
1 356
869
+56%
321
279
291
+10%
355
-10%
Investissements organiques
822
761
+8%
(6)
2
(1)
ns
19
ns
Acquisitions nettes
(61)
(52)
ns
315
281
290
+9%
374
-16%
Investissements nets
761
709
+7%
934
753
242
x3.9
1 373
-32%
Marge brute d'autofinancement **
2 081
1 912
+9%
799
2 232
1 027
-22%
1 575
-49%
Flux de trésorerie d’exploitation **
4 027
924
x4.4
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie
est :
- En forte hausse à 602 M$ au troisième trimestre 2021, contre
-88 M$ au troisième trimestre 2020. Cette hausse est liée aux très
bonnes performances de la pétrochimie et aux marges européennes de
raffinage qui étaient négatives en 2020 en raison de la faible
demande,
- En hausse de 56% à 1 356 M$ sur les neuf premiers mois de 2021,
contre 869 M$ sur les neuf premiers mois de 2020, pour les mêmes
raisons.
La marge brute d’autofinancement a été multipliée par 3,9 en un
an à 934 M$ au troisième trimestre 2021 et est en augmentation de
9% à 2 081 M$ sur les neuf premiers mois de 2021.
4.5 Marketing & Services
4.5.1 Ventes de produits pétroliers
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Ventes en kb/j*
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
1 542
1 473
1 442
+7%
1 848
-17%
Total des ventes du Marketing & Services
1 486
1 466
+1%
867
791
819
+6%
1 034
-16%
Europe
811
822
-1%
675
682
623
+8%
814
-17%
Reste du monde
675
645
+5%
* Hors négoce international (trading) et ventes massives
Raffinage
Les ventes de produits pétroliers affichent une croissance sur
un an de 7% au troisième trimestre 2021, grâce à l’amélioration de
la situation sanitaire et au rebond économique au niveau mondial.
Cette hausse est notamment soutenue par la reprise des ventes de
l’activité réseau.
4.5.2 Résultats
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
En millions de dollars
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
438
417
461
-5%
413
+6%
Résultat opérationnel net ajusté*
1 139
892
+28%
185
189
158
+17%
215
-14%
Investissements organiques
487
422
+15%
23
(3)
3
x7.7
33
-30%
Acquisitions nettes
(26)
4
ns
208
186
161
+29%
248
-16%
Investissements nets
461
426
+8%
677
707
729
-7%
622
+9%
Marge brute d'autofinancement **
1 862
1 611
+16%
845
437
1 033
-18%
1 483
-43%
Flux de trésorerie d’exploitation **
1 947
1 453
+34%
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing &
Services s’élève à 438 M$ au troisième trimestre 2021 contre 461 M$
un an plus tôt.
La marge brute d’autofinancement s’élève à 677 M$ au troisième
trimestre 2021 et 1 862 M$ sur les neuf premiers mois de
l’année.
5. Résultats de TotalEnergies
5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :
- 5 374 M$ au troisième trimestre 2021, contre 1 459 M$ un an
auparavant, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du
gaz,
- 12 893 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, contre 4 580 M$
un an auparavant, pour la même raison.
5.2 Résultat net ajusté part TotalEnergies
Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’est établi à :
- 4 769 M$ au troisième trimestre 2021 contre 848 M$ un an plus
tôt, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du
gaz,
- 11 235 M$ sur les neuf premiers mois de 2021, contre 2 755 M$
un an auparavant, pour la même raison.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les
éléments non-récurrents et les effets des variations de juste
valeur(6).
Les éléments d’ajustement du résultat net(7) s’élèvent à -124
M$, et tiennent compte de la moins-value de cession de la
participation de TotalEnergies dans l’actif Utica aux Etats-Unis
pour un montant de -177 M$.
Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies s’est établi à 39,6%
au troisième trimestre 2021, contre 34,3% au trimestre précédent et
45,7% au troisième trimestre 2020. Ce taux élevé en 2020
s’expliquait par un résultat opérationnel net ajusté négatif dans
le Raffinage-Chimie, réduisant la base de calcul du taux au niveau
de la Compagnie.
5.3 Résultat net ajusté par action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :
- 1,76 $ au troisième trimestre 2021, calculé sur la base d’un
nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 655 millions, contre 0,29
$ un an plus tôt,
- 4,14 $ sur les neuf premiers mois de 2021, calculé sur la base
d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 648 millions, contre
0,97 $ un an plus tôt.
Au 30 septembre 2021, le nombre d’actions dilué était de 2 660
millions.
5.4 Acquisitions - cessions
Les acquisitions ont représenté :
- 126 M$ au troisième trimestre 2021 et incluent notamment
l’augmentation de 10% de la participation dans le bloc de Lapa au
Brésil,
- 2 996 M$ sur les neuf premiers mois de 2021 lié à l’acquisition
ci-dessus ainsi qu’à la prise de participation de 20% dans le
développeur de projets renouvelables en Inde Adani Green Energy
Limited pour 2 G$, à l’acquisition de Fonroche Biogaz en France et
à la participation dans le projet éolien Yunlin à Taiwan.
Les cessions ont représenté :
- 1 084 M$ au troisième trimestre 2021 et incluent notamment le
paiement par GIP d’un montant de plus de 750 M$ dans le cadre de
l’accord de tolling portant sur les infrastructures du projet de
Gladstone LNG en Australie,
- 1 967 M$ sur les neuf premiers mois de 2021 lié aux éléments
ci-dessus ainsi qu’à la cession en France d’une participation de
50% dans un portefeuille de projets renouvelables d’une capacité
totale de 285 MW (100%), à la cession de la participation de 10%
dans le bloc Onshore OML 17 au Nigéria, au complément de prix
relatif à la vente du Bloc CA1 au Brunei, à la cession de la
raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni, à la vente des intérêts de
TotalEnergies dans le pipeline TBG au Brésil, à la vente de parts
dans Clean Energy Fuels Corp., et à la vente des intérêts dans
Tellurian Inc. aux États-Unis.
5.5 Cash-flow net
Le cash-flow net(8) de TotalEnergies ressort à :
- 6 205 M$ au troisième trimestre 2021 contre 1 879 M$ un an
auparavant, compte tenu de la hausse de 4,3 G$ de la marge brute
d’autofinancement et de la légère baisse de 57 M$ des
investissements nets à 1 855 M$ au troisième trimestre 2021,
- 10 756 M$ sur les neuf premiers mois contre 2 740 M$ un an
auparavant, compte tenu de la hausse de 8,6 G$ de la marge brute
d’autofinancement, atténuée par une hausse de 563 M$ des
investissements nets à 9 022 M$ sur les neuf premiers mois de
2021.
Le flux de trésorerie d’exploitation de 5 640 M$ sur le
trimestre, comparé à la marge brute d’autofinancement de 8 060 M$,
est impacté négativement pour un montant de 2,1 G$ par des
variations d’appels de marge liés aux mécanismes de couverture dans
un contexte de forte volatilité des marchés du gaz et de
l’électricité, ainsi que par un effet de stock négatif de 1,2 G$,
les dettes fiscales augmentant par ailleurs de 0,9 G$.
5.6 Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 12,0% sur la
période du 1er octobre 2020 au 30 septembre 2021.
En millions de dollars
Période du 1er octobre
2020
Période du 1er juillet
2020
Période du 1er octobre
2019
au 30 septembre 2021
au 30 juin 2021
au 30 septembre 2020
Résultat net ajusté
12 827
8 786
5 960
Capitaux propres retraités moyens
106 794
105 066
108 885
Rentabilité des capitaux propres (ROE)
12,0%
8,4%
5,5%
La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à
10,0% sur la période du 1er octobre 2020 au 30 septembre 2021.
En millions de dollars
Période du 1er octobre
2020
Période du 1er juillet
2020
Période du 1er octobre
2019
au 30 septembre 2021
au 30 juin 2021
au 30 septembre 2020
Résultat opérationnel net ajusté
14 237
10 252
7 801
Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement
142 179
142 172
144 060
ROACE
10,0%
7,2%
5,4%
6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 5 635
millions d’euros sur les neuf premiers mois de l’année 2021, contre
4 727 millions d’euros un an auparavant.
7. Sensibilités 2021*
Variation
Impact estimé sur le résultat
opérationnel net ajusté
Impact estimé sur la marge
brute
d'autofinancement
Dollar
+/- 0,1 $ par €
-/+ 0,1 G$
~0 G$
Prix moyen de vente liquides**
+/- 10 $/b
+/- 2,7 G$
+/- 3,2 G$
Prix du gaz européen - NBP
+/- 1 $/Mbtu
+/- 0,3 G$
+/- 0,25 G$
Marge sur coûts variables - raffinage Europe (MCV)
+/- 10 $/t
+/- 0,4 G$
+/- 0,5 G$
* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la
publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente.
Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la
base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille
2021. 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. Pour
les indicateurs, se reporter à la page 20. ** Environnement Brent à
50 $/b.
8. Synthèse et perspectives
Le retour progressif de la demande de pétrole à son niveau
d’avant crise, à l’exception de l‘aviation, a entraîné une
augmentation quasi-continue des prix, qui ont atteint mi-octobre
les 85 $/b, proche de leur plus haut niveau depuis 7 ans. Les
augmentations maîtrisées de production des pays de l’OPEP+, la
diminution continue des stocks de brut ainsi que la forte maîtrise
des investissements dans les hydrocarbures ont soutenu cette
hausse. Par ailleurs, une hausse de la demande de carburants du
secteur aérien commence à se concrétiser, soutenant également les
prix élevés.
La hausse des marchés du gaz, entamée au premier semestre, s’est
considérablement accélérée au troisième trimestre, atteignant des
niveaux records en Europe et en Asie. Le faible niveau des stocks
de gaz et la demande qui devrait rester soutenue, sauf hiver
exceptionnellement clément, sont susceptibles de maintenir les prix
du gaz en Europe et en Asie à des niveaux élevés jusqu’au deuxième
trimestre 2022.
Compte tenu des perspectives d’évolution des quotas des pays de
l’OPEP+ et la demande saisonnière de gaz au quatrième trimestre
2021, TotalEnergies anticipe une production d’hydrocarbures sur le
quatrième trimestre 2021 entre 2,85 et 2,9 Mbep/j.
TotalEnergies anticipe par ailleurs que la hausse du prix du
pétrole observée au cours de 2021 aura un impact positif sur son
prix moyen de vente de GNL pour les six prochains mois, compte tenu
de l’effet retard sur les formules de prix. Il devrait s’établir à
plus de 12 $/Mbtu au quatrième trimestre 2021.
TotalEnergies maintient sa discipline sur les coûts, avec des
investissements nets prévus proches de 13 G$ en 2021, dont 3 G$
consacrés aux renouvelables et l’électricité.
La Compagnie confirme ses priorités en termes d’allocation du
cash-flow : investir dans des projets rentables pour mettre en
œuvre la stratégie de transformation de TotalEnergies en une
compagnie multi-énergies durable, lier la croissance du dividende à
la croissance structurelle de son cash-flow, maintenir un bilan
solide et une notation long-terme à un niveau minimum « A » en
ancrant durablement son ratio d’endettement sous les 20%, et
allouer jusqu’à 40% du surplus de cash généré au-delà de 60 $/b à
des rachats d’actions.
* * * *
Pour écouter en direct la présentation en anglais de Jean-Pierre
Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h30 (heure
de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les
informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1
70 70 82 21 (code d’accès 4496213). L’enregistrement de cette
conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de
l’événement.
* * * *
9. Principales données opérationnelles des secteurs
9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production +
iGRP)
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Production combinée liquides/gazpar zone géographique
(kbep/j)
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
989
985
969
+2%
1 004
-1%
Europe et Asie centrale
1 008
1 032
-2%
537
533
598
-10%
733
-27%
Afrique
540
651
-17%
681
654
576
+18%
720
-5%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
662
633
+5%
372
378
343
+8%
363
+3%
Amériques
375
343
+9%
235
197
229
+3%
221
+7%
Asie Pacifique
223
223
-
2 814
2 747
2 715
+4%
3 040
-7%
Production totale
2 808
2 882
-3%
711
750
667
+7%
698
+2%
dont filiales mises en équivalence
730
706
+3%
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Production de liquidespar zone géographique (kb/j)
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
362
351
359
+1%
367
-1%
Europe et Asie centrale
363
381
-5%
401
399
458
-12%
583
-31%
Afrique
405
509
-20%
530
502
432
+23%
562
-6%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
510
481
+6%
179
183
144
+24%
163
+10%
Amériques
180
150
+20%
45
29
44
+3%
44
+2%
Asie Pacifique
38
42
-10%
1 517
1 464
1 437
+6%
1 720
-12%
Production totale
1 496
1 563
-4%
205
213
197
+4%
210
-2%
dont filiales mises en équivalence
206
203
+2%
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Production de gazpar zone géographique (Mpc/j)
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
3 366
3 411
3 284
+2%
3 431
-2%
Europe et Asie centrale
3 470
3 507
-1%
689
680
713
-3%
768
-10%
Afrique
687
722
-5%
838
847
801
+5%
866
-3%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
842
844
-
1 086
1 095
1 115
-3%
1 124
-3%
Amériques
1 094
1 085
+1%
1 091
984
1 060
+3%
1 011
+8%
Asie Pacifique
1 068
1 035
+3%
7 070
7 017
6 973
+1%
7 200
-2%
Production totale
7 161
7 193
-
2 730
2 895
2 540
+8%
2 635
+4%
dont filiales mises en équivalence
2 826
2 714
+4%
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Ventes de produits raffinéspar zone géographique (kb/j)
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
1 579
1 521
1 475
+7%
1 999
-21%
Europe
1 553
1 565
-1%
693
663
541
+28%
677
+2%
Afrique
674
562
+20%
811
799
673
+20%
920
-12%
Amériques
794
767
+4%
486
492
460
+6%
541
-10%
Reste du monde
491
446
+10%
3 568
3 475
3 149
+13%
4 136
-14%
Total des ventes
3 512
3 340
+5%
360
334
417
-14%
544
-34%
dont ventes massives raffinage
365
427
-14%
1 666
1 668
1 290
+29%
1 745
-5%
dont négoce international
1 661
1 447
+15%
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
Production de produits pétrochimiques* (kt)
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
1 308
1 166
1 274
+3%
1 377
-5%
Europe
3 820
3 821
-
705
725
513
+38%
648
+9%
Amériques
1 940
1 813
+7%
802
744
716
+12%
646
+24%
Moyen-Orient et Asie
2 261
2 040
+11%
* Oléfines, Polymères
9.3 Renouvelables
3T21
2T21
Capacités brutes installées de génération électrique
renouvelable (GW) (1),(2)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
0,5
0,5
0,0
0,1
1,0
0,5
0,5
0,0
0,1
1,0
Reste de l'Europe
0,1
1,0
0,0
0,1
1,2
0,1
1,0
0,0
0,1
1,1
Afrique
0,1
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,0
0,0
0,0
0,1
Moyen Orient
0,3
0,0
0,0
0,0
0,3
0,3
0,0
0,0
0,0
0,3
Amérique du Nord
0,9
0,0
0,0
0,0
0,9
0,8
0,0
0,0
0,0
0,9
Amérique du Sud
0,4
0,2
0,0
0,0
0,6
0,4
0,1
0,0
0,0
0,5
Inde
4,4
0,1
0,0
0,0
4,5
3,5
0,1
0,0
0,0
3,6
Asie Pacifique
0,9
0,0
0,0
0,0
0,9
0,7
0,0
0,0
0,0
0,7
Total
7,5
1,9
0,0
0,1
9,5
6,4
1,8
0,0
0,1
8,3
3T21
2T21
Capacités brutes en construction de génération électrique
renouvelable (GW) (1),(2)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
0,3
0,1
0,0
0,1
0,5
0,3
0,1
0,0
0,1
0,5
Reste de l'Europe
0,1
0,1
1,1
0,0
1,3
0,1
0,1
1,1
0,0
1,3
Afrique
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Moyen Orient
0,8
0,0
0,0
0,0
0,8
0,8
0,0
0,0
0,0
0,8
Amérique du Nord
0,4
0,0
0,0
0,0
0,4
0,3
0,0
0,0
0,0
0,3
Amérique du Sud
0,0
0,1
0,0
0,0
0,1
0,0
0,2
0,0
0,0
0,2
Inde
1,4
0,4
0,0
0,0
1,8
0,9
0,2
0,0
0,0
1,1
Asie Pacifique
0,4
0,0
0,6
0,0
1,1
0,5
0,0
0,6
0,0
1,1
Total
3,4
0,7
1,8
0,1
6,1
2,8
0,6
1,8
0,1
5,4
3T21
2T21
Capacités brutes en développement de génération électrique
renouvelable (GW) (1),(2)
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
France
3,6
0,7
0,0
0,0
4,4
3,2
0,8
0,0
0,0
4,0
Reste de l'Europe
5,2
0,3
2,3
0,0
7,7
5,3
0,3
2,3
0,0
7,9
Afrique
0,4
0,1
0,0
0,2
0,6
0,4
0,1
0,0
0,2
0,6
Moyen Orient
1,4
0,0
0,0
0,0
1,4
0,1
0,0
0,0
0,0
0,1
Amérique du Nord
3,3
0,2
0,0
0,7
4,2
3,5
0,2
0,0
0,7
4,3
Amérique du Sud
0,6
0,4
0,0
0,1
1,2
0,6
1,0
0,0
0,0
1,7
Inde
4,5
0,1
0,0
0,0
4,5
6,2
0,1
0,0
0,0
6,3
Asie Pacifique
1,0
0,0
2,1
0,0
3,1
1,1
0,0
2,1
0,0
3,2
Total
20,0
1,8
4,4
1,0
27,1
20,3
2,5
4,4
0,8
28,0
(1) Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à
partir du premier trimestre 2021. (2) Données à fin de période.
En opération
En construction
En développement
Capacité brute de génération électrique renouvelable (solaire et
éolien)bénéficiant de PPA au 30 septembre 2021 (GW)
Solaire
Eolien terrestre
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Europe
0,6
1,5
X
2,2
0,3
X
0,8
X
1,4
4,0
0,2
X
X
4,2
Asie
5,4
X
X
5,5
2,7
0,4
0,6
-
3,8
5,8
X
-
-
5,9
Amérique du Nord
0,8
X
X
0,8
0,4
X
-
X
0,4
0,5
X
-
X
0,6
Reste du Monde
0,6
0,2
X
0,8
X
X
-
X
X
0,4
X
-
X
0,7
Total
7,4
1,9
X
9,5
3,4
0,7
1,4
X
5,7
10,7
0,5
X
0,2
11,5
En opération
En construction
En développement
Prix moyen des PPA au 30 septembre 2021($/MWh)
Solaire
Eolien terrestre
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Autres
Total
Europe
230
117
X
148
71
X
61
X
63
42
76
X
X
46
Asie
78
X
X
77
45
49
187
-
70
40
X
-
-
40
Amérique du Nord
155
X
X
157
27
X
-
X
30
31
X
-
X
41
Reste du Monde
80
72
X
78
X
X
-
X
X
98
X
-
X
98
Total
98
108
X
100
46
58
106
X
66
42
80
X
145
44
X non précisé, capacité < 0,2 GW
10. Éléments d’ajustement du résultat net part
TotalEnergies
3T21
2T21
3T20
3T19
En millions de dollars
9M21
9M20
(325)
(1 588)
(706)
(156)
Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)
(2 255)
(9 361)
(177)
(1 379)
-
-
Plus ou moins value de cession
(1 556)
-
(43)
(110)
(70)
(20)
Charges de restructuration
(314)
(170)
(47)
(49)
(293)
(160)
Dépréciations exceptionnelles
(240)
(8 394)
(58)
(50)
(343)
24
Autres éléments
(145)
(797)
320
375
4
(71)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net
d’impôt
1 384
(1 504)
(119)
(44)
56
10
Effet des variations de juste valeur
(169)
(23)
(124)
(1 257)
(646)
(217)
Total des éléments d’ajustement du résultat net
(1 040)
(10 888)
11. Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états
financiers consolidés
11.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies à
l’EBITDA ajusté
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
En millions de dollars
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
4 645
2 206
202
x23
2 800
+66%
Résultat net part TotalEnergies
10 195
(8 133)
ns
124
1 257
646
-81%
217
-43%
Moins: éléments d'ajustement du résultat net part TotalEnergies
1 040
10 888
-90%
4 769
3 463
848
x5.6
3 017
+58%
Résultat net ajusté part TotalEnergies
11 235
2 755
x4.1
Éléments ajustés
105
88
(15)
ns
70
+50%
Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle
252
(28)
ns
2 674
1 485
684
x3.9
1 258
x2.1
Plus: charge / (produit) d'impôt
5 605
1 174
x4.8
3 172
3 105
3 203
-1%
3 987
-20%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
9 457
10 140
-7%
85
94
101
-16%
63
+35%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
282
256
+10%
454
501
549
-17%
594
-24%
Plus: coût de l'endettement financier brut
1 421
1 643
-14%
(79)
(69)
(49)
ns
-
ns
Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
(235)
(36)
ns
11 180
8 667
5 321
x2.1
8 989
+24%
EBITDA Ajusté
28 017
15 904
+76%
11.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA
ajusté et au résultat net part TotalEnergies
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
3T21 vs 3T19
En millions de dollars
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
Éléments ajustés
49 070
41 642
27 184
+81%
42 526
+15%
Produits des ventes
129 380
87 339
+48%
(32 574)
(27 108)
(16 942)
ns
(27 805)
ns
Achats, nets de variation de stocks
(83 971)
(54 891)
ns
(6 548)
(6 708)
(5 399)
ns
(6 240)
ns
Autres charges d'exploitation
(20 124)
(18 384)
ns
(127)
(123)
(139)
ns
(96)
ns
Charges d'exploration
(417)
(393)
ns
195
138
310
-37%
167
+17%
Autres produits
749
1 130
-34%
(32)
(48)
(14)
ns
(69)
ns
Autres charges hors amortissements et dépréciations des
immobilisations incorporelles
(169)
(153)
ns
193
265
134
+44%
163
+18%
Autres produits financiers
567
741
-23%
(140)
(131)
(165)
ns
(178)
ns
Autres charges financières
(401)
(506)
ns
1 143
740
352
x3.2
521
x2.2
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence
2 403
1 021
x2.4
11 180
8 667
5 321
x2.1
8 989
+24%
EBITDA Ajusté
28 017
15 904
+76%
Éléments ajustés
(3 172)
(3 105)
(3 203)
ns
(3 987)
ns
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
corporelles et droits miniers
(9 457)
(10 140)
ns
(85)
(94)
(101)
ns
(63)
ns
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
incorporelles
(282)
(256)
ns
(454)
(501)
(549)
ns
(594)
ns
Moins: coût de l'endettement financier brut
(1 421)
(1 643)
ns
79
69
49
+61%
-
ns
Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
trésorerie
235
36
x6.5
(2 674)
(1 485)
(684)
ns
(1 258)
ns
Moins: produit (charge) d'impôt
(5 605)
(1 174)
ns
(105)
(88)
15
ns
(70)
ns
Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle
(252)
28
ns
(124)
(1 257)
(646)
ns
(217)
ns
Plus: éléments d'ajustements part TotalEnergies
(1 040)
(10 888)
ns
4 645
2 206
202
x23
2 800
+66%
Résultat net part TotalEnergies
10 195
(8 133)
ns
12. Investissements – Désinvestissements
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
1T21 vs 1T19
En millions de dollars
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
2 813
2 802
2 184
+29%
3 296
-15%
Investissements organiques ( a )
7 993
6 908
+16%
172
245
148
+16%
152
+13%
dont exploration capitalisée
660
445
+48%
211
380
290
-27%
242
-13%
dont augmentation des prêts non courants
883
1 302
-32%
(112)
(89)
(330)
ns
(61)
ns
dont remboursement des prêts non courants,hors remboursement
organique de prêts SME
(297)
(505)
ns
1
(4)
(11)
ns
(109)
ns
dont variation de dette de projets renouvelablesquote-part
TotalEnergies
(170)
(163)
ns
126
662
150
-16%
4 429
-97%
Acquisitions ( b )
2 996
2 651
+13%
1 084
266
422
x2.6
1 007
+8%
Cessions ( c )
1 967
1 100
+79%
(5)
5
7
ns
105
ns
dont variation de dette de projets renouvelables
quote-partpartenaire et plus-value de cession
100
90
+11%
(958)
396
(272)
ns
3 422
ns
Acquisitions nettes
1 029
1 551
-34%
1 855
3 198
1 912
-3%
6 718
-72%
Investissements nets ( a + b - c )
9 022
8 459
+7%
757
-
-
ns
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (
d )
757
-
ns
(120)
(78)
(1)
ns
(101)
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
(228)
(35)
ns
(6)
9
18
ns
214
ns
Variation de dettes de projets renouvelables ( f ) *
270
253
+7%
30
25
28
+7%
-
ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés (g)
77
74
+4%
2 456
3 104
1 901
+29%
6 831
-64%
Flux de trésorerie d'investissement ( a + b - c + d + e + f - g
)
9 744
8 603
+13%
* Variation de dette de projets renouvelables quote-part
TotalEnergies et quote-part partenaire.
13. Cash-flow
3T21
2T21
3T20
3T21 vs 3T20
3T19
1T21 vs 1T19
En millions de dollars
9M21
9M20
9M21 vs 9M20
8 390
6 761
4 281
+96%
7 269
+15%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)
20 901
12 701
+65%
(330)
(409)
(491)
ns
(532)
ns
Frais financiers
(1 122)
(1 502)
ns
8 060
6 352
3 791
x2.1
6 737
+20%
Marge brute d'autofinancement ( a ) *
19 778
11 199
+77%
(2 662)
814
475
ns
1 639
ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement **
(2 403)
(223)
ns
365
463
90
x4.1
69
x5.3
Effet de stock
1 711
(1 748)
ns
(3)
(0)
(4)
ns
-
ns
Plus-value de cession de projets renouvelables
(69)
(64)
ns
(120)
(78)
(1)
ns
(101)
ns
Remboursement organique de prêts SME
(228)
(35)
ns
5 640
7 551
4 351
+30%
8 206
-31%
Flux de trésorerie d’exploitation
18 789
9 129
x2.1
2 813
2 802
2 184
+29%
3 296
-15%
Investissements organiques ( b )
7 993
6 908
+16%
5 247
3 550
1 607
x3.3
3 441
+52%
Cash flow après investissements organiques, hors acquisitions
cessions ( a - b )
11 785
4 291
x2.7
1 855
3 198
1 912
-3%
6 718
-72%
Investissements nets ( c )
9 022
8 459
+7%
6 205
3 154
1 879
x3.3
19
x326.6
Cash flow net ( a - c )
10 756
2 740
x3.9
* 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 du secteur iGRP, et y compris les
plus-values de cession de projets renouvelables (à partir du
premier trimestre 2020). Les chiffres historiques ont été retraités
pour annuler l’impact des contrats comptabilisés en juste valeur du
secteur iGRP. ** La variation du besoin en fonds de roulement est
présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du
secteur iGRP.
14. Ratio d’endettement
En millions de dollars
30/09/2021
30/06/2021
30/09/2020
30/09/2019
Dettes financières courantes *
15 184
15 795
13 756
13 422
Autres passifs financiers courants
504
322
196
769
Actifs financiers courants *
(3 821)
(4 326)
(5 843)
(3 720)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés
(1)
-
5
-
Dettes financières non courantes *
43 350
44 687
54 001
42 031
Actifs financiers non courants *
(1 927)
(2 726)
(2 122)
(615)
Total trésorerie & équivalents de trésorerie
(28 971)
(28 643)
(30 593)
(27 454)
Dette nette (a)
24 318
25 109
29 400
24 433
Capitaux propres – part TotalEnergies
110 016
108 096
102 234
114 994
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)
3 211
2 480
2 177
2 319
Capitaux propres (b)
113 227
110 576
104 411
117 313
Ratio d'endettement = a / (a + b)
17,7%
18,5%
22,0%
17,2%
Dette nette de location (c )
7 786
7 702
7 499
6 888
Ratio d'endettement y compris dette nette de location
(a+c)/(a+b+c)
22,1%
22,9%
26,1%
21,1%
* hors créances et dettes de location
15. Rentabilité des capitaux employés moyens
Période du 1er octobre 2020 au 30 septembre 2021
En millions de dollars
Integrated Gas, Renewables
& Power
Exploration-
Production
Raffinage-Chimie
Marketing &
Services
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté
3 738
7 982
1 526
1 471
14 237
Capitaux mis en œuvre au 30/09/2020*
43 799
78 548
11 951
8 211
140 976
Capitaux mis en œuvre au 30/09/2021*
52 401
75 499
9 156
8 281
143 383
ROACE
7,8%
10,4%
14,5%
17,8%
10,0%
Période du 1er juillet 2020 au 30 juin 2021
En millions de dollars
Integrated Gas, Renewables
& Power
Exploration-
Production
Raffinage-Chimie
Marketing &
Services
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté
2 415
6 057
836
1 494
10 252
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2020*
43 527
79 096
12 843
8 366
142 625
Capitaux mis en œuvre au 30/06/2021*
49 831
76 013
9 285
8 439
141 720
ROACE
5,2%
7,8%
7,6%
17,8%
7,2%
Période du 1er octobre 2019 au 30 septembre 2020
En millions de dollars
Integrated Gas, Renewables
& Power
Exploration-
Production
Raffinage-Chimie
Marketing &
Services
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté
2 318
3 326
1 449
1 366
7 801
Capitaux mis en œuvre au 30/09/2019*
41 516
88 560
11 658
7 570
147 145
Capitaux mis en œuvre au 30/09/2020*
43 799
78 548
11 951
8 211
140 976
ROACE
5,4%
4,0%
12,3%
17,3%
5,4%
* Au coût de remplacement (retraités de l’effet de stock après
impôts).
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. TotalEnergies SE ne
saurait voir sa responsabilité engagée du fait des actes ou
omissions émanant desdites sociétés.
Ce communiqué de presse présente les résultats du troisième
trimestre 2021 et des neufs premiers mois de 2021, issus des
comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 septembre 2021. Les
procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en
cours. L’annexe aux comptes consolidés (non auditée) sont
disponibles sur le site totalenergies.com.
Ce document peut contenir des déclarations prospectives
(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 industrielle de TotalEnergies. Il peut notamment contenir
des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et
ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de
neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une
volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en
œuvre ne dépendent pas que de TotalEnergies. Ces déclarations
prospectives peuvent être généralement identifiées par
l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère
prospectif tels que « envisager », « avoir l’intention », «
anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », «
penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou
terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues
dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses
économiques et estimations formulées dans un contexte économique,
concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme
raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document.
Ces déclarations prospectives ne sont pas des données
historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties
que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront
réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont
susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart
significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison
des incertitudes liées notamment à l’environnement économique,
financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la
matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les
fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel,
l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les
variations des résultats de production et des estimations de
réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des
gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les
évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines
environnementaux et climatiques, la variation des taux de change,
ainsi que les évolutions économiques et politiques, les changements
des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les
modifications des préférences des consommateurs, ou encore les
pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines
informations financières reposent sur des estimations notamment
lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des
montants des éventuelles dépréciations d’actifs.
Ni TotalEnergies ni aucune de ses filiales ne prennent
l’engagement ou la responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou
toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en
particulier en raison d’informations nouvelles ou événements
futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives,
tendances ou objectifs contenus dans ce document. Les informations
concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet
défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa
situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses
flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur
des instruments financiers émis par TotalEnergies sont par ailleurs
décrits dans les versions les plus actualisées du Document
d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de
l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la
Société auprès de la United States Securities and Exchange
Commission (« SEC »).
L’information financière sectorielle est présentée selon les
principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit
l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les
performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs
définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de
performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de
performance excluant les éléments d’ajustement (résultat
opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net
ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité
des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la
marge brute d’autofinancement (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
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
TotalEnergies.
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 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 certaines transactions, à des
différences entre la mesure interne de la performance utilisée par
la Direction générale 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
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 souscrit 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, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean
Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense
Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce
document est également disponible auprès de la SEC en appelant le
1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.
(1) Définitions en page 3. (2 )Hors engagements liés aux
contrats de location. (3) 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. (4) Les résultats ajustés se définissent comme les
résultats au coût de remplacement, hors éléments non-récurrents, et
hors effet des variations de juste valeur. Le détail des éléments
d’ajustement figure en page 16. (5) L’EBITDA (Earnings Before
Interest, Tax, Depreciation and Amortization) ajusté correspond au
résultat ajusté avant amortissements et dépréciations des
immobilisations incorporelles, corporelles et 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. (6) 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). (7) 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. (8) Investissements organiques =
investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres
opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. (9)
Acquisitions nettes = acquisitions - cessions - autres opérations
avec intérêts ne conférant pas le contrôle (voir page 17). (10)
Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions
nettes (voir page 17). (11) 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 du secteur iGRP,
et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables (à
partir du premier trimestre 2020). La méthode du coût de
remplacement est explicitée page 19. Le tableau de réconciliation
des différents cash-flows figure en page 17. (12) DACF = Debt
adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute
d’autofinancement hors frais financiers. (13) 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. (14) Les
émissions de GES Scope 1+2 des installations oil and gas opérées se
définissent comme la somme des émissions directes de gaz à effet de
serre émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre
de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement
universel 2020 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées
aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure
les gaz industriels achetés (H2). Elles n’incluent pas les
installations de génération électrique à partir de sources
renouvelables ou de gaz naturel telles que les centrales à cycle
combiné au gaz naturel (CCGT) et les sites dont les émissions et
activités de GES sont inférieures à 30 kt CO2e/an (15) Les
émissions de GES Scope 3 se définissent comme les émissions
indirectes de GES liées à l’utilisation par les clients des
produits énergétiques vendus pour usage final, c’est-à-dire leur
combustion pour obtenir de l’énergie. Un facteur d’émission
stœchiométrique (oxydation des molécules en dioxyde de carbone) est
appliqué à ces ventes pour obtenir une quantité d’émission. La
Compagnie suit généralement les méthodologies sectorielles pour
l’oil & gas publiées par IPIECA, et qui sont conformes aux
méthodologies du GHG Protocol. Seul le poste 11 du Scope 3
(utilisation des produits vendus), qui est le plus significatif,
est rapporté. (16) Les émissions de GES Scope 1+2+3 en Europe se
définissent comme la somme des émissions de GES Scope 1+2 des
installations opérées par la Compagnie et des émissions indirectes
de GES liées à l’utilisation par les clients des produits
énergétiques vendus pour usage final (Scope 3) dans l’Union
Européenne, en Norvège, au Royaume-Uni et en Suisse. (17) Ces
éléments d’ajustement sont explicités page 19. (18) Le total des
éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 16 ainsi
que dans les annexes aux comptes (19) Cash-flow net = marge brute
d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres
opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle).
Comptes TotalEnergies ________ Comptes
consolidés du troisième trimestre et des neuf premiers mois de
2021, normes IFRS
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
(en millions de dollars)(a)
2021
2021
2020
Chiffre d'affaires
54 729
47 049
33 142
Droits d'accises
(5 659)
(5 416)
(5 925)
Produits des ventes
49 070
41 633
27 217
Achats, nets de variation de stocks
(32 344)
(26 719)
(16 885)
Autres charges d'exploitation
(6 617)
(6 717)
(5 610)
Charges d'exploration
(127)
(123)
(139)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 191)
(3 121)
(3 493)
Autres produits
195
223
457
Autres charges
(605)
(298)
(281)
Coût de l'endettement financier brut
(454)
(501)
(547)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
87
77
89
Coût de l'endettement financier net
(367)
(424)
(458)
Autres produits financiers
193
265
134
Autres charges financières
(140)
(131)
(165)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
1 377
(680)
94
Produit (Charge) d'impôt
(2 692)
(1 609)
(690)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
4 752
2 299
181
Part TotalEnergies
4 645
2 206
202
Intérêts ne conférant pas le contrôle
107
93
(21)
Résultat net par action (en $)
1,72
0,80
0,04
Résultat net dilué par action (en $)
1,71
0,80
0,04
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
(en millions de dollars)
2021
2021
2020
Résultat net de l'ensemble
consolidé
4 752
2 299
181
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
(3)
449
(6)
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
(95)
56
221
Effet d'impôt
5
(142)
-
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(2 368)
1 239
3 663
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
(2 461)
1 602
3 878
Écart de conversion de consolidation
1 260
(746)
(1 830)
Couverture de flux futurs
424
(424)
363
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
2
(4)
(35)
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
184
(18)
(804)
Autres éléments
1
(1)
(7)
Effet d'impôt
(100)
100
(115)
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
1 771
(1 093)
(2 428)
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
(690)
509
1 450
Résultat global
4 062
2 808
1 631
Part TotalEnergies
4 014
2 670
1 536
Intérêts ne conférant pas le contrôle
48
138
95
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois
9 mois
(en millions de dollars)(a)
2021
2020
Chiffre d'affaires
145 515
102 742
Droits d'accises
(16 179)
(15 386)
Produits des ventes
129 336
87 356
Achats, nets de variation de stocks
(82 461)
(56 978)
Autres charges d'exploitation
(20 214)
(18 875)
Charges d'exploration
(417)
(393)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(9 637)
(18 721)
Autres produits
776
1 399
Autres charges
(1 562)
(809)
Coût de l'endettement financier brut
(1 421)
(1 646)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
259
(16)
Coût de l'endettement financier net
(1 162)
(1 662)
Autres produits financiers
567
741
Autres charges financières
(401)
(507)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
1 578
379
Produit (Charge) d'impôt
(5 940)
(169)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
10 463
(8 239)
Part TotalEnergies
10 195
(8 133)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
268
(106)
Résultat net par action (en $)
3,77
(3,22)
Résultat net dilué par action (en $)
3,74
(3,22)
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois
9 mois
(en millions de dollars)
2021
2020
Résultat net de l'ensemble
consolidé
10 463
(8 239)
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
446
(229)
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
(27)
147
Effet d'impôt
(149)
86
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(5 302)
3 467
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
(5 032)
3 471
Écart de conversion de consolidation
3 037
(2 770)
Couverture de flux futurs
504
(930)
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
(2)
35
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
635
(1 731)
Autres éléments
1
(4)
Effet d'impôt
(157)
252
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
4 018
(5 148)
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
(1 014)
(1 677)
Résultat global
9 449
(9 916)
Part TotalEnergies
9 226
(9 888)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
223
(28)
BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
30 septembre 2021
30 juin 2021
31 décembre 2020
30 septembre 2020
(en millions de dollars)
(non audité)
(non audité)
(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles
32 895
33 359
33 528
33 145
Immobilisations corporelles
105 902
106 791
108 335
104 355
Sociétés mises en équivalence : titres et
prêts
30 467
29 712
27 976
27 386
Autres titres
1 688
2 247
2 007
1 822
Actifs financiers non courants
2 799
3 778
4 781
3 155
Impôts différés
6 452
6 578
7 016
6 952
Autres actifs non courants
2 530
2 800
2 810
2 570
Total actifs non courants
182 733
185 265
186 453
179 385
Actifs courants
Stocks
19 601
19 162
14 730
12 373
Clients et comptes rattachés
19 865
17 192
14 068
12 893
Autres créances
39 967
17 585
13 428
14 637
Actifs financiers courants
3 910
4 404
4 630
6 011
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
28 971
28 643
31 268
30 593
Actifs destinés à être cédés ou
échangés
633
456
1 555
1 090
Total actifs courants
112 947
87 442
79 679
77 597
Total actif
295 680
272 707
266 132
256 982
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital
8 224
8 224
8 267
8 267
Primes et réserves consolidées
113 795
110 967
107 078
107 632
Écarts de conversion
(11 995)
(11 087)
(10 256)
(12 275)
Actions autodétenues
(8)
(8)
(1 387)
(1 390)
Total des capitaux propres - part
TotalEnergies
110 016
108 096
103 702
102 234
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
3 211
2 480
2 383
2 177
Total des capitaux propres
113 227
110 576
106 085
104 411
Passifs non courants
Impôts différés
11 161
10 596
10 326
10 367
Engagements envers le personnel
3 218
3 305
3 917
3 719
Provisions et autres passifs non
courants
20 355
20 716
20 925
19 351
Dettes financières non courantes
50 810
52 331
60 203
61 477
Total passifs non courants
85 544
86 948
95 371
94 914
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés
34 149
29 752
23 574
18 880
Autres créditeurs et dettes diverses
45 476
27 836
22 465
22 806
Dettes financières courantes
16 471
16 983
17 099
14 980
Autres passifs financiers courants
504
322
203
196
Passifs relatifs aux actifs destinés à
être cédés ou échangés
309
290
1 335
795
Total passifs courants
96 909
75 183
64 676
57 657
Total passif et capitaux
propres
295 680
272 707
266 132
256 982
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre
2ème trimestre
3ème trimestre
(en millions de dollars)
2021
2021
2020
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
4 752
2 299
181
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
3 361
3 287
3 634
Provisions et impôts différés
479
210
(88)
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
100
(85)
(309)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
(506)
1 255
178
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
(2 698)
669
980
Autres, nets
152
(84)
(225)
Flux de trésorerie
d'exploitation
5 640
7 551
4 351
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(2 718)
(2 675)
(2 157)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(23)
(170)
-
Coût d'acquisition de titres
(67)
(307)
(229)
Augmentation des prêts non courants
(219)
(380)
(301)
Investissements
(3 027)
(3 532)
(2 687)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
150
45
363
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
4
-
4
Produits de cession d'autres titres
177
216
77
Remboursement de prêts non courants
240
167
342
Désinvestissements
571
428
786
Flux de trésorerie
d'investissement
(2 456)
(3 104)
(1 901)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société
mère
-
381
-
- actions propres
-
-
-
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la
société mère
(2 053)
(2 094)
(825)
- aux intérêts ne conférant
pas le contrôle
(41)
(53)
(103)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
331
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(22)
(147)
(22)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
721
-
(75)
Émission nette d'emprunts non courants
133
51
224
Variation des dettes financières
courantes
(1 457)
(4 369)
(2 343)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
513
(67)
730
Flux de trésorerie de
financement
(2 206)
(6 298)
(2 083)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
978
(1 851)
367
Incidence des variations de change
(650)
209
499
Trésorerie en début de période
28 643
30 285
29 727
Trésorerie en fin de période
28 971
28 643
30 593
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois
9 mois
(en millions de dollars)
2021
2020
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
10 463
(8 239)
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
10 121
19 065
Provisions et impôts différés
810
(1 545)
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
(270)
(649)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
176
569
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
(2 848)
527
Autres, nets
337
(599)
Flux de trésorerie
d'exploitation
18 789
9 129
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(7 803)
(6 930)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
(193)
(188)
Coût d'acquisition de titres
(2 500)
(1 899)
Augmentation des prêts non courants
(899)
(1 329)
Investissements
(11 395)
(10 346)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
421
626
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
233
158
Produits de cession d'autres titres
456
392
Remboursement de prêts non courants
541
567
Désinvestissements
1 651
1 743
Flux de trésorerie
d'investissement
(9 744)
(8 603)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société
mère
381
374
- actions propres
(165)
(611)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la
société mère
(6 237)
(4 635)
- aux intérêts ne conférant
pas le contrôle
(104)
(179)
Émission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
3 248
331
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(256)
(253)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
666
(145)
Émission nette d'emprunts non courants
(706)
15 696
Variation des dettes financières
courantes
(7 488)
(6 162)
Variation des actifs et passifs financiers
courants
298
(1 816)
Flux de trésorerie de
financement
(10 363)
2 600
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(1 318)
3 126
Incidence des variations de change
(979)
115
Trésorerie en début de période
31 268
27 352
Trésorerie en fin de période
28 971
30 593
VARIATION DES CAPITAUX PROPRES
CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité)
Actions émises
Primes et
réserves
consolidées
Écarts de conversion
Actions autodétenues
Capitaux propres -
Part TotalEnergies
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
Capitaux propres
(en millions de dollars)
Nombre
Montant
Nombre
Montant
Au 1er janvier 2020
2 601 881 075
8 123
121 170
(11 503)
(15 474 234)
(1 012)
116 778
2 527
119 305
Résultat net des neuf premiers
mois 2020
-
-
(8 133)
-
-
-
(8 133)
(106)
(8 239)
Autres éléments du résultat
global
-
-
(983)
(772)
-
-
(1 755)
78
(1 677)
Résultat Global
-
-
(9 116)
(772)
-
-
(9 888)
(28)
(9 916)
Dividendes
-
-
(5 829)
-
-
-
(5 829)
(234)
(6 063)
Émissions d'actions
51 242 950
144
1 470
-
-
-
1 614
-
1 614
Rachats d'actions
-
-
-
-
(13 236 044)
(611)
(611)
-
(611)
Cessions d'actions(a)
-
-
(233)
-
4 297 502
233
-
-
-
Paiements en actions
-
-
144
-
-
-
144
-
144
Annulation d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
331
-
-
-
331
-
331
Rémunération des titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
(227)
-
-
-
(227)
-
(227)
Autres opérations avec les
intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
(63)
-
-
-
(63)
(82)
(145)
Autres éléments
-
-
(15)
-
-
-
(15)
(6)
(21)
Au 30 septembre 2020
2 653 124 025
8 267
107 632
(12 275)
(24 412 776)
(1 390)
102 234
2 177
104 411
Résultat net du 1er octobre au 31
décembre 2020
-
-
891
-
-
-
891
12
903
Autres éléments du résultat
global
-
-
662
2 023
-
-
2 685
222
2 907
Résultat Global
-
-
1 553
2 023
-
-
3 576
234
3 810
Dividendes
-
-
(2 070)
-
-
-
(2 070)
-
(2 070)
Émissions d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rachats d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cessions d'actions(a)
-
-
(3)
-
20 073
3
-
-
-
Paiements en actions
-
-
44
-
-
-
44
-
44
Annulation d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rémunération des titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
(81)
-
-
-
(81)
-
(81)
Autres opérations avec les
intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
2
(4)
-
-
(2)
(35)
(37)
Autres éléments
-
-
1
-
-
-
1
7
8
Au 31 décembre 2020
2 653 124 025
8 267
107 078
(10 256)
(24 392 703)
(1 387)
103 702
2 383
106 085
Résultat net des neuf premiers mois
2021
-
-
10 195
-
-
-
10 195
268
10 463
Autres éléments du résultat
global
-
-
762
(1 731)
-
-
(969)
(45)
(1 014)
Résultat Global
-
-
10 957
(1 731)
-
-
9 226
223
9 449
Dividendes
-
-
(6 236)
-
-
-
(6 236)
(104)
(6 340)
Émissions d'actions
10 589 713
31
350
-
-
-
381
-
381
Rachats d'actions
-
-
-
-
(3 636 351)
(165)
(165)
-
(165)
Cessions d'actions(a)
-
-
(216)
-
4 571 235
216
-
-
-
Paiements en actions
-
-
103
-
-
-
103
-
103
Annulation d'actions
(23 284 409)
(74)
(1 254)
-
23 284 409
1 328
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
3 254
-
-
-
3 254
-
3 254
Rémunération des titres subordonnés
à durée indéterminée
-
-
(278)
-
-
-
(278)
-
(278)
Autres opérations avec les
intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
26
(6)
-
-
20
701
721
Autres éléments
-
-
11
(2)
-
-
9
8
17
Au 30 septembre 2021
2 640 429 329
8 224
113 795
(11 995)
(173 410)
(8)
110 016
3 211
113 227
(a)Actions propres destinées à la
couverture des plans d'actions de performance.
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre 2021
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 921
8 482
22 765
21 554
7
-
54 729
Chiffre d'affaires intersecteurs
8 588
1 239
7 031
110
38
(17 006)
-
Droits d'accises
-
-
(240)
(5 419)
-
-
(5 659)
Produits des ventes
10 509
9 721
29 556
16 245
45
(17 006)
49 070
Charges d'exploitation
(3 958)
(8 502)
(28 153)
(15 302)
(179)
17 006
(39 088)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 156)
(343)
(397)
(267)
(28)
-
(3 191)
Résultat opérationnel
4 395
876
1 006
676
(162)
-
6 791
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
139
782
79
2
18
-
1 020
Impôts du résultat opérationnel net
(2 007)
(208)
(273)
(222)
23
-
(2 687)
Résultat opérationnel net
2 527
1 450
812
456
(121)
-
5 124
Coût net de la dette nette
(372)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(107)
Résultat net - part
TotalEnergies
4 645
3ème trimestre 2021 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
-
-
-
-
-
-
-
Chiffre d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
-
-
-
-
-
-
Charges d'exploitation
(32)
(152)
301
44
-
-
161
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
-
(7)
(12)
-
-
-
(19)
Résultat opérationnel (b)
(32)
(159)
289
44
-
-
142
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(246)
(3)
5
(12)
2
-
(254)
Impôts du résultat opérationnel net
79
4
(84)
(14)
-
-
(15)
Résultat opérationnel net
(b)
(199)
(158)
210
18
2
-
(127)
Coût net de la dette nette
5
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(2)
Résultat net - part
TotalEnergies
(124)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
309
56
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
285
41
-
3ème trimestre 2021
(ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 921
8 482
22 765
21 554
7
-
54 729
Chiffre d'affaires intersecteurs
8 588
1 239
7 031
110
38
(17 006)
-
Droits d'accises
-
-
(240)
(5 419)
-
-
(5 659)
Produits des ventes
10 509
9 721
29 556
16 245
45
(17 006)
49 070
Charges d'exploitation
(3 926)
(8 350)
(28 454)
(15 346)
(179)
17 006
(39 249)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 156)
(336)
(385)
(267)
(28)
-
(3 172)
Résultat opérationnel
ajusté
4 427
1 035
717
632
(162)
-
6 649
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
385
785
74
14
16
-
1 274
Impôts du résultat opérationnel net
(2 086)
(212)
(189)
(208)
23
-
(2 672)
Résultat opérationnel net
ajusté
2 726
1 608
602
438
(123)
-
5 251
Coût net de la dette nette
(377)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(105)
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
4 769
3ème trimestre 2021
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
1 754
683
337
239
14
3 027
Désinvestissements
163
358
17
31
2
571
Flux de trésorerie
d'exploitation
4 814
(463)
799
845
(355)
5 640
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
2ème trimestre 2021
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe
1 743
5 086
20 853
19 367
-
-
47 049
Chiffres d'affaires intersecteurs
7 855
744
6 369
108
39
(15 115)
-
Droits d'accises
-
-
(225)
(5 191)
-
-
(5 416)
Produits des ventes
9 598
5 830
26 997
14 284
39
(15 115)
41 633
Charges d'exploitation
(4 284)
(5 103)
(25 646)
(13 434)
(207)
15 115
(33 559)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 134)
(291)
(396)
(271)
(29)
-
(3 121)
Résultat opérationnel
3 180
436
955
579
(197)
-
4 953
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(1 243)
419
123
57
23
-
(621)
Impôts du résultat opérationnel net
(1 195)
(56)
(281)
(176)
16
-
(1 692)
Résultat opérationnel net
742
799
797
460
(158)
-
2 640
Coût net de la dette nette
(341)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(93)
Résultat net - part
TotalEnergies
2 206
2ème trimestre 2021 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe
-
(9)
-
-
-
-
(9)
Chiffres d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
(9)
-
-
-
-
(9)
Charges d'exploitation
(23)
(54)
386
71
-
-
380
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
-
(3)
(13)
-
-
-
(16)
Résultat opérationnel (b)
(23)
(66)
373
71
-
-
355
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(1 436)
(47)
22
(8)
(22)
-
(1 491)
Impôts du résultat opérationnel net
(12)
21
(109)
(20)
-
-
(120)
Résultat opérationnel net
(b)
(1 471)
(92)
286
43
(22)
-
(1 256)
Coût net de la dette nette
4
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(5)
Résultat net - part
TotalEnergies
(1 257)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
394
69
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
331
50
-
2ème trimestre 2021
(ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffres d'affaires externe
1 743
5 095
20 853
19 367
-
-
47 058
Chiffres d'affaires intersecteurs
7 855
744
6 369
108
39
(15 115)
-
Droits d'accises
-
-
(225)
(5 191)
-
-
(5 416)
Produits des ventes
9 598
5 839
26 997
14 284
39
(15 115)
41 642
Charges d'exploitation
(4 261)
(5 049)
(26 032)
(13 505)
(207)
15 115
(33 939)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 134)
(288)
(383)
(271)
(29)
-
(3 105)
Résultat opérationnel
ajusté
3 203
502
582
508
(197)
-
4 598
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
193
466
101
65
45
-
870
Impôts du résultat opérationnel net
(1 183)
(77)
(172)
(156)
16
-
(1 572)
Résultat opérationnel net
ajusté
2 213
891
511
417
(136)
-
3 896
Coût net de la dette nette
(345)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(88)
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
3 463
2ème trimestre 2021
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
1 830
1 167
291
222
22
3 532
Désinvestissements
63
310
13
36
6
428
Flux de trésorerie
d'exploitation
4 835
567
2 232
437
(520)
7 551
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
3ème trimestre 2020
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 142
1 995
13 607
16 397
1
-
33 142
Chiffre d'affaires intersecteurs
4 248
480
4 167
63
24
(8 982)
-
Droits d'accises
-
-
(658)
(5 267)
-
-
(5 925)
Produits des ventes
5 390
2 475
17 116
11 193
25
(8 982)
27 217
Charges d'exploitation
(2 435)
(1 880)
(16 799)
(10 301)
(201)
8 982
(22 634)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 187)
(342)
(678)
(270)
(16)
-
(3 493)
Résultat opérationnel
768
253
(361)
622
(192)
-
1 090
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
251
225
(247)
14
(4)
-
239
Impôts du résultat opérationnel net
(243)
(266)
(51)
(187)
3
-
(744)
Résultat opérationnel net
776
212
(659)
449
(193)
-
585
Coût net de la dette nette
(404)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
21
Résultat net - part
TotalEnergies
202
3ème trimestre 2020 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
-
33
-
-
-
-
33
Chiffre d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
33
-
-
-
-
33
Charges d'exploitation
(51)
(49)
(48)
(6)
-
-
(154)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
-
-
(290)
-
-
-
(290)
Résultat opérationnel (b)
(51)
(16)
(338)
(6)
-
-
(411)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
8
(64)
(215)
(6)
-
-
(277)
Impôts du résultat opérationnel net
18
7
(18)
-
-
-
7
Résultat opérationnel net
(b)
(25)
(73)
(571)
(12)
-
-
(681)
Coût net de la dette nette
29
Intérêts ne conférant pas le contrôle
6
Résultat net - part
TotalEnergies
(646)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
95
(5)
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
14
(6)
-
3ème trimestre 2020
(ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 142
1 962
13 607
16 397
1
-
33 109
Chiffre d'affaires intersecteurs
4 248
480
4 167
63
24
(8 982)
-
Droits d'accises
-
-
(658)
(5 267)
-
-
(5 925)
Produits des ventes
5 390
2 442
17 116
11 193
25
(8 982)
27 184
Charges d'exploitation
(2 384)
(1 831)
(16 751)
(10 295)
(201)
8 982
(22 480)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 187)
(342)
(388)
(270)
(16)
-
(3 203)
Résultat opérationnel
ajusté
819
269
(23)
628
(192)
-
1 501
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
243
289
(32)
20
(4)
-
516
Impôts du résultat opérationnel net
(261)
(273)
(33)
(187)
3
-
(751)
Résultat opérationnel net
ajusté
801
285
(88)
461
(193)
-
1 266
Coût net de la dette nette
(433)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
15
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
848
3ème trimestre 2020
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
1 291
874
317
185
20
2 687
Désinvestissements
362
380
17
25
2
786
Flux de trésorerie
d'exploitation
2 043
654
1 027
1 033
(406)
4 351
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois 2021
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
5 178
19 070
62 819
58 434
14
-
145 515
Chiffre d'affaires intersecteurs
23 021
2 794
18 921
296
106
(45 138)
-
Droits d'accises
-
-
(870)
(15 309)
-
-
(16 179)
Produits des ventes
28 199
21 864
80 870
43 421
120
(45 138)
129 336
Charges d'exploitation
(11 310)
(18 823)
(76 732)
(40 812)
(553)
45 138
(103 092)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(6 473)
(1 105)
(1 184)
(793)
(82)
-
(9 637)
Résultat opérationnel
10 416
1 936
2 954
1 816
(515)
-
16 607
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(834)
1 464
290
25
13
-
958
Impôts du résultat opérationnel net
(4 382)
(365)
(834)
(574)
77
-
(6 078)
Résultat opérationnel net
5 200
3 035
2 410
1 267
(425)
-
11 487
Coût net de la dette nette
(1 024)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(268)
Résultat net - part
TotalEnergies
10 195
9 mois 2021 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
-
(44)
-
-
-
-
(44)
Chiffre d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
(44)
-
-
-
-
(44)
Charges d'exploitation
(55)
(214)
1 432
257
-
-
1 420
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
-
(155)
(25)
-
-
-
(180)
Résultat opérationnel (b)
(55)
(413)
1 407
257
-
-
1 196
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(1 728)
(99)
33
(55)
(60)
-
(1 909)
Impôts du résultat opérationnel net
69
63
(386)
(74)
2
-
(326)
Résultat opérationnel net
(b)
(1 714)
(449)
1 054
128
(58)
-
(1 039)
Coût net de la dette nette
15
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(16)
Résultat net - part
TotalEnergies
(1 040)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
1 449
262
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
1 222
189
-
9 mois 2021 (ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
5 178
19 114
62 819
58 434
14
-
145 559
Chiffre d'affaires intersecteurs
23 021
2 794
18 921
296
106
(45 138)
-
Droits d'accises
-
-
(870)
(15 309)
-
-
(16 179)
Produits des ventes
28 199
21 908
80 870
43 421
120
(45 138)
129 380
Charges d'exploitation
(11 255)
(18 609)
(78 164)
(41 069)
(553)
45 138
(104 512)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(6 473)
(950)
(1 159)
(793)
(82)
-
(9 457)
Résultat opérationnel
ajusté
10 471
2 349
1 547
1 559
(515)
-
15 411
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
894
1 563
257
80
73
-
2 867
Impôts du résultat opérationnel net
(4 451)
(428)
(448)
(500)
75
-
(5 752)
Résultat opérationnel net
ajusté
6 914
3 484
1 356
1 139
(367)
-
12 526
Coût net de la dette nette
(1 039)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(252)
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
11 235
9 mois 2021
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
4 949
4 870
915
599
62
11 395
Désinvestissements
537
810
146
138
20
1 651
Flux de trésorerie
d'exploitation
13 385
884
4 027
1 947
(1 454)
18 789
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)
9 mois 2020
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
3 716
10 398
41 563
47 058
7
-
102 742
Chiffre d'affaires intersecteurs
12 909
1 375
13 218
259
83
(27 844)
-
Droits d'accises
-
-
(1 777)
(13 609)
-
-
(15 386)
Produits des ventes
16 625
11 773
53 004
33 708
90
(27 844)
87 356
Charges d'exploitation
(8 483)
(10 278)
(52 535)
(32 031)
(763)
27 844
(76 246)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(14 498)
(1 958)
(1 466)
(743)
(56)
-
(18 721)
Résultat opérationnel
(6 356)
(463)
(997)
934
(729)
-
(7 611)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
691
645
(339)
46
160
-
1 203
Impôts du résultat opérationnel net
(299)
64
152
(346)
5
-
(424)
Résultat opérationnel net
(5 964)
246
(1 184)
634
(564)
-
(6 832)
Coût net de la dette nette
(1 407)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
106
Résultat net - part
TotalEnergies
(8 133)
9 mois 2020 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
-
17
-
-
-
-
17
Chiffre d'affaires intersecteurs
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
17
-
-
-
-
17
Charges d'exploitation
(88)
(367)
(1 685)
(347)
(91)
-
(2 578)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(7 338)
(953)
(290)
-
-
-
(8 581)
Résultat opérationnel (b)
(7 426)
(1 303)
(1 975)
(347)
(91)
-
(11 142)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
79
(356)
(486)
(11)
-
-
(774)
Impôts du résultat opérationnel net
88
381
408
100
12
-
989
Résultat opérationnel net
(b)
(7 259)
(1 278)
(2 053)
(258)
(79)
-
(10 927)
Coût net de la dette nette
(39)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
78
Résultat net - part
TotalEnergies
(10 888)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
(1 509)
(239)
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
(1 357)
(169)
-
9 mois 2020 (ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
3 716
10 381
41 563
47 058
7
-
102 725
Chiffre d'affaires intersecteurs
12 909
1 375
13 218
259
83
(27 844)
-
Droits d'accises
-
-
(1 777)
(13 609)
-
-
(15 386)
Produits des ventes
16 625
11 756
53 004
33 708
90
(27 844)
87 339
Charges d'exploitation
(8 395)
(9 911)
(50 850)
(31 684)
(672)
27 844
(73 668)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(7 160)
(1 005)
(1 176)
(743)
(56)
-
(10 140)
Résultat opérationnel
ajusté
1 070
840
978
1 281
(638)
-
3 531
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
612
1 001
147
57
160
-
1 977
Impôts du résultat opérationnel net
(387)
(317)
(256)
(446)
(7)
-
(1 413)
Résultat opérationnel net
ajusté
1 295
1 524
869
892
(485)
-
4 095
Coût net de la dette nette
(1 368)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
28
Résultat net ajusté - part
TotalEnergies
2 755
9 mois 2020
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
4 556
4 335
850
519
86
10 346
Désinvestissements
687
813
118
97
28
1 743
Flux de trésorerie
d'exploitation
6 876
1 554
924
1 453
(1 678)
9 129
Réconciliation des informations par
secteur avec les états financiers consolidés
TotalEnergies
(non audité)
Compte de
3ème trimestre 2021
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
54 729
-
54 729
Droits d'accises
(5 659)
-
(5 659)
Produits
des ventes
49 070
-
49 070
Achats, nets de variation de stocks
(32 574)
230
(32 344)
Autres charges d'exploitation
(6 548)
(69)
(6 617)
Charges d'exploration
(127)
-
(127)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 172)
(19)
(3 191)
Autres produits
195
-
195
Autres charges
(117)
(488)
(605)
Coût de l'endettement financier brut
(454)
-
(454)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
79
8
87
Coût de
l'endettement financier net
(375)
8
(367)
Autres produits financiers
193
-
193
Autres charges financières
(140)
-
(140)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
1 143
234
1 377
Produit (Charge) d'impôt
(2 674)
(18)
(2 692)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
4 874
(122)
4 752
Part TotalEnergies
4 769
(124)
4 645
Intérêts ne conférant pas le contrôle
105
2
107
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
Compte de
3ème trimestre 2020
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
33 109
33
33 142
Droits d'accises
(5 925)
-
(5 925)
Produits
des ventes
27 184
33
27 217
Achats, nets de variation de stocks
(16 942)
57
(16 885)
Autres charges d'exploitation
(5 399)
(211)
(5 610)
Charges d'exploration
(139)
-
(139)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 203)
(290)
(3 493)
Autres produits
310
147
457
Autres charges
(115)
(166)
(281)
Coût de l'endettement financier brut
(549)
2
(547)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
49
40
89
Coût de
l'endettement financier net
(500)
42
(458)
Autres produits financiers
134
-
134
Autres charges financières
(165)
-
(165)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
352
(258)
94
Produit (Charge) d'impôt
(684)
(6)
(690)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
833
(652)
181
Part TotalEnergies
848
(646)
202
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(15)
(6)
(21)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
Réconciliation des informations par
secteur avec les états financiers consolidés
TotalEnergies
(non audité)
Compte de
9 mois 2021
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
145 559
(44)
145 515
Droits d'accises
(16 179)
-
(16 179)
Produits
des ventes
129 380
(44)
129 336
Achats, nets de variation de stocks
(83 971)
1 510
(82 461)
Autres charges d'exploitation
(20 124)
(90)
(20 214)
Charges d'exploration
(417)
-
(417)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(9 457)
(180)
(9 637)
Autres produits
749
27
776
Autres charges
(451)
(1 111)
(1 562)
Coût de l'endettement financier brut
(1 421)
-
(1 421)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
235
24
259
Coût de
l'endettement financier net
(1 186)
24
(1 162)
Autres produits financiers
567
-
567
Autres charges financières
(401)
-
(401)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
2 403
(825)
1 578
Produit (Charge) d'impôt
(5 605)
(335)
(5 940)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
11 487
(1 024)
10 463
Part TotalEnergies
11 235
(1 040)
10 195
Intérêts ne conférant pas le contrôle
252
16
268
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
Compte de
9 mois 2020
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
102 725
17
102 742
Droits d'accises
(15 386)
-
(15 386)
Produits
des ventes
87 339
17
87 356
Achats, nets de variation de stocks
(54 891)
(2 087)
(56 978)
Autres charges d'exploitation
(18 384)
(491)
(18 875)
Charges d'exploration
(393)
-
(393)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(10 140)
(8 581)
(18 721)
Autres produits
1 130
269
1 399
Autres charges
(409)
(400)
(809)
Coût de l'endettement financier brut
(1 643)
(3)
(1 646)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
36
(52)
(16)
Coût de
l'endettement financier net
(1 607)
(55)
(1 662)
Autres produits financiers
741
-
741
Autres charges financières
(506)
(1)
(507)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
1 021
(642)
379
Produit (Charge) d'impôt
(1 174)
1 005
(169)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
2 727
(10 966)
(8 239)
Part TotalEnergies
2 755
(10 888)
(8 133)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(28)
(78)
(106)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
Consultez la
version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20211028005541/fr/
Contacts TotalEnergies Relations Médias : +33 1 47 44 46
99 l presse@totalenergies.com l @TotalEnergiesPress Relations
Investisseurs : +44 (0)207 719 7962 l ir@totalenergies.com
TotalEnergies (NYSE:TTE)
Historical Stock Chart
From Mar 2024 to Apr 2024
TotalEnergies (NYSE:TTE)
Historical Stock Chart
From Apr 2023 to Apr 2024