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Pétrole et gaz - compagnies intégrées

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TotalEnergies : Résultats du quatrième trimestre 2021 et de l’année 2021

Le 10 février 2022 à 12:51

TotalEnergies bénéficie d’un environnement très favorable au 4ème trimestre et affiche sur l’année 2021 un cash-flow net de plus de 15 G$

Regulatory News:

	4T21	Variation vs 4T20	2021	Variation vs 2020
Prix du pétrole - Brent ($/b)	79,8	+80%	70,9	+69%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)	13,1	x2,7	8,8	+82%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)	16,7	x3,6	10,5	-9%
Résultat net ajusté part TotalEnergies⁽¹⁾
- en milliards de dollars (G$)	6,8	x5,2	18,1	x4,4
- en dollar par action	2,55	x5,5	6,68	x4,7
Résultat net part TotalEnergies (G$)	5,8	x6,6	16,0	ns
EBITDA ajusté⁽¹⁾ (G$)	14,3	x2,7	42,3	x2
DACF⁽¹⁾ (G$)	9,8	+98%	30,7	+74%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	11,6	x2	30,4	x2,1
Ratio d’endettement⁽²⁾ de 15,3% au 31 décembre 2021 contre 17,7% au 30 septembre 2021
Solde du dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 €/action

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE), réuni le 9 février 2022 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour l’exercice 2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Au 4^ème trimestre, les prix du pétrole ont continué à s’apprécier, en hausse de 9% par rapport au trimestre précédent, tandis que les prix du gaz en Europe et en Asie, portés par la hausse de la demande, ont atteint des plus hauts historiques, dépassant les 30 $/Mbtu et tirant les prix de l’électricité européens à des niveaux records. Dans ce contexte, le modèle multi-énergies de TotalEnergies a démontré sa capacité à tirer pleinement parti de cet environnement très favorable, notamment dans le domaine du GNL et de l’électricité, avec un résultat net ajusté de 6,8 G$ et un cash-flow (DACF) de 9,8 G$.

Sur l’année 2021, la Compagnie a généré un cash-flow de 30,7 G$, en croissance de 13 G$ par rapport à 2020 et un EBITDA ajusté de 42,3 G$. La Compagnie enregistre un résultat net ajusté de 18,1 G$, soit une rentabilité des capitaux propres de 16,9% et une rentabilité des capitaux employés (ROACE) de près de 14% sur 2021, qui démontre la qualité de son portefeuille et de ses opérations. Le résultat net IFRS s’établit à 16 G$ (13,6 G€).

Le secteur integrated Gas, Renewables & Power (iGRP) réalise un résultat opérationnel net ajusté de 2,8 G$ et un cash-flow de 2,4 G$ sur le 4^ème trimestre, portant les résultats et le cash-flow annuels à respectivement 6,2 G$ et 6,1 G$. Ces résultats historiques s’appuient sur le portefeuille GNL intégré à l’échelle mondiale, tirant parti des prix du pétrole et du gaz en hausse et de la surperformance des activités de négoce de gaz et de GNL. La stratégie de croissance rentable dans l’électricité et les renouvelables se poursuit avec plus de 10 GW de capacités brutes installées et plus de 6 millions de clients électricité à fin 2021.Cette activité électricité et renouvelables réalise sur l’année un EBITDA ajusté proportionnel de 1,4 G$, supérieur à l’objectif de 0,8 G$ car porté par les marchés de l’électricité au dernier trimestre. Début 2022, TotalEnergies a sécurisé 2 GW additionnels de projets dans l’éolien en mer avec l’attribution d’une concession en Écosse, dans le cadre de l’appel d’offres Scotwind.

Avec un résultat opérationnel net ajusté de 10,4 G$, l’Exploration-Production a bénéficié de la hausse des prix du pétrole et du gaz et est ainsi un fort contributeur au cash-flow net de la Compagnie avec 12,2 G$. En cohérence avec sa stratégie d’investissement dans des projets à coûts et émissions faibles, TotalEnergies a accru sa présence au Brésil en entrant dans les champs géants d’Atapu et de Sépia, lancé le projet de développement des ressources du lac Albert en Ouganda, tout en cédant des participations dans des actifs matures.

L’Aval affiche des résultats solides avec 3,5 G$ de résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de 5,5 G$, soit plus de 3 G$ de cash-flow net. Les marges élevées dans la pétrochimie et le retour aux résultats d’avant-crise du Marketing & Services malgré des volumes de ventes encore marqués par la Covid ont contrebalancé des marges de raffinage européennes qui sont restées faibles, compte tenu de la hausse du coût de l’énergie.

La Compagnie a maintenu la discipline sur les coûts avec des investissements nets de 13,3 G$, dont 25% dans les renouvelables et l’électricité. TotalEnergies enregistre ainsi un cash-flow net de 15,8 G$ sur l’année, permettant ainsi de poursuivre la réduction de sa dette nette avec un taux d’endettement réduit à 15,3% à fin 2021 contre 21,7% à fin 2020 et de réaliser des rachats d’actions propres à hauteur de 1,5 G$, en ligne avec l’objectif annoncé.

En cohérence avec la politique annoncée en février 2021, le Conseil d’administration propose à l’Assemblée Générale des actionnaires qui se tiendra le 25 mai 2022, la distribution d’un solde de dividende au titre de l’exercice 2021 de 0,66 € par action, égal aux trois acomptes déjà décidés.

En outre, le Conseil d’administration a défini une politique de retour à l’actionnaire pour l’année 2022 qui combinera, d’une part, une augmentation des acomptes sur dividende de 5% compte tenu de la croissance structurelle du cash-flow généré par l’activité GNL et l’électricité, et d’autre part, des rachats d’actions pour partager les revenus supplémentaires tirés des prix élevés des hydrocarbures. Ces rachats d’actions sont prévus à hauteur de 2 G$ pour le premier semestre 2022.

Conformément à la résolution approuvée par les actionnaires en mai 2021, portant sur l’ambition de TotalEnergies en matière de développement durable et de transition énergétique vers la neutralité carbone, le Conseil d’administration rendra compte à l’Assemblée Générale des actionnaires du 25 mai 2022 des progrès réalisés dans la mise en œuvre de cette ambition. Dans cette optique, le Conseil d’administration arrêtera un rapport « Sustainability & Climate - Progress Report 2022 » qui sera soumis à un vote consultatif des actionnaires lors de cette Assemblée Générale du 25 mai 2022. Il sera publié et présenté le 24 mars 2022, à l’occasion d’une réunion investisseurs Strategy, Sustainability & Climate. »

1. Faits marquants⁽³⁾

Responsabilité sociétale et environnementale

Retrait de TotalEnergies du Myanmar, le contexte dégradé en matière de droits humains et d’Etat de droit ne permettant plus à TotalEnergies d’apporter une contribution positive suffisante dans le pays

Stratégie multi-énergies

Signature d’accords en Libye visant à développer des projets de collecte et traitement de gaz pour génération électrique et une ferme solaire de 500 MW, conjointement à l’acquisition d’intérêts supplémentaires dans les concessions de Waha
Lancement du projet de développement des ressources du Lac Albert en Ouganda et Tanzanie et signature en Ouganda d’un accord cadre relatif au développement d’énergies renouvelables contribuant à l’accès à l’énergie des populations

Renouvelables et Électricité

Éolien offshore :
- Démarrage de la production d’électricité du parc éolien offshore de Yunlin (capacité totale de 640 MW), au large de Taïwan
- Obtention avec Green Investment Group (GIG) et RIDG d’une concession pour développer un parc éolien offshore de 2 GW en Écosse
Solaire :
- Signature avec Prony Resources New Caledonia d’un contrat de vente d’électricité renouvelable de 25 ans, grâce au développement d’un projet solaire de 160 MW en Nouvelle Calédonie
- Renforcement de la position de leader de TotalEnergies sur le marché du solaire sur bâtiments en France avec l’attribution de 58 MW sur la 13^ème tranche de l’appel d’offres CRE 4
Stockage :
- Mise en service du plus grand site de stockage d’électricité par batteries (61 MW) en France
Mobilité électrique :
- Annonce d’un plan d’investissement de 200 M€ sur un an pour équiper plus de 150 stations d’autoroutes en bornes de recharge haute puissance pour véhicules électriques en France

Amont

Succès des offres de TotalEnergies et de ses partenaires lors du round ToR Surplus au Brésil, en vue de l’attribution des contrats de partage de production (PSC) des champs pétroliers pré-salifères d’Atapu et de Sépia
Obtention de la concession du bloc 10 à Oman, avec un intérêt de 26,5%, pour développer des projets gaziers intégrés bas carbone
Démarrage de la production du projet CLOV Phase 2 sur le bloc 17 en Angola
Cessions de la participation de TotalEnergies dans les champs matures non opérés des blocs 14 et 14K en Angola et dans divers permis non opérés au Gabon ainsi que d’une participation minoritaire dans la zone de Greater Laggan au Royaume-Uni

Aval

Acquisition du réseau de stations-service, de l’activité de vente de produits pétroliers et des actifs logistiques de BP au Mozambique
Économie circulaire :
- Signature d’accords pour des projets de recyclage chimique en Espagne avec Plastic Energy et aux États-Unis avec Plastic Energy et Freepoint Eco-Systems
- Partenariat avec Plastic Omnium pour accélérer le développement des matériaux plastiques recyclés dans l’automobile

Biomasse

Lancement de la construction, avec Clean Energy, d’une première unité de production de biogaz aux États-Unis
Partenariat pour valoriser le biométhane issu d’installations de traitement de déchets et d’eaux usées de Veolia en opération dans plus de 15 pays

Hydrogène

Partenariat avec Daimler Truck AG pour développer un écosystème Hydrogène pour le transport routier en Europe
Accord de collaboration avec Masdar et Siemens Energy en vue de codévelopper un projet d’hydrogène vert pour la production de carburant aérien durable (SAF) aux Émirats Arabes Unis

Puits de carbone

Accords avec AgriProve pour développer des puits naturels de carbone souterrains sur 20 000 hectares en Australie et Corporate Carbon pour contribuer à la prévention des feux de savane
Accord de partenariat avec le gouvernement du Suriname pour contribuer à la préservation des forêts du pays comme puits de carbone

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies⁽⁴⁾

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	2021	2020	2021 vs 2020
14 285	11 180	5 208	x2.7	8 949	+60%	EBITDA ajusté ⁽⁵⁾	42 302	21 112	x2
7 316	5 374	1 824	x4	3 879	+89%	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	20 209	6 404	x3.2
3 525	2 726	1 068	x3.3	2 031	+74%	Exploration-Production	10 439	2 363	x4.4
2 759	1 608	254	x10.9	794	x3.5	Integrated Gas, Renewables & Power	6 243	1 778	x3.5
553	602	170	x3.3	580	-5%	Raffinage-Chimie	1 909	1 039	+84%
479	438	332	+44%	474	+1%	Marketing & Services	1 618	1 224	+32%
1 787	1 143	367	x4.9	668	x2.7	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	4 190	1 388	x3
40,2%	39,6%	14,9%		31,8%		Taux moyen d'imposition ⁽⁶⁾	37,9%	27,8%
6 825	4 769	1 304	x5.2	3 165	x2.2	Résultat net ajusté part TotalEnergies	18 060	4 059	x4.4
2,55	1,76	0,46	x5.5	1,19	x2.1	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ⁽⁷⁾	6,68	1,43	x4.7
2,19	1,49	0,39	x5.6	1,07	x2	Résultat net ajusté dilué par action (euros)*	5,65	1,25	x4.5
2 644	2 655	2 645	-	2 607	+1%	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 647	2 621	+1%

5 837	4 645	891	x6.6	2 600	x2.2	Résultat net part TotalEnergies	16 032	(7 242)	ns

4 681	2 813	3 432	+36%	4 291	+9%	Investissements organiques ⁽⁸⁾	12 675	10 339	+23%
(396)	(958)	1 099	ns	(80)	ns	Acquisitions nettes ⁽⁹⁾	632	2 650	-76%
4 285	1 855	4 531	-5%	4 211	+2%	Investissements nets ⁽¹⁰⁾	13 307	12 989	+2%

9 361	8 060	4 498	x2.1	6 793	+38%	Marge brute d'autofinancement ⁽¹¹⁾	29 140	15 697	+86%
9 759	8 390	4 933	+98%	7 326	+33%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ⁽¹²⁾	30 660	17 635	+74%
11 621	5 640	5 674	x2	6 599	+76%	Flux de trésorerie d’exploitation	30 410	14 803	x2.1

* Taux de change moyen €-$ : 1,1435 au 4^ème trimestre 2021 et 1,1827 en 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

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19		2021	2020	2021 vs 2020
79,8	73,5	44,2	+80%	63,1	+26%	Brent ($/b)	70,9	41,8	+69%
4,8	4,3	2,8	+74%	2,4	+100%	Henry Hub ($/Mbtu)	3,7	2,1	+75%
32,8	16,9	5,6	x5,9	5,1	x6,4	NBP ($/Mbtu)	16,4	3,3	x4,9
35,0	18,6	8,0	x4,4	5,8	x6,1	JKM ($/Mbtu)	18,5	4,4	x4,2
72,6	67,1	41,0	+77%	59,1	+23%	Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiales consolidées	65,0	37,0	+76%
11,38	6,33	3,31	x3,4	3,76	x3	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées	6,60	2,96	x2,2
13,12	9,10	4,90	x2,7	6,52	x2	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	8,80	4,83	+82%
16,7	8,8	4,6	x3,6	30,2	-45%	Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)**	10,5	11,5	-9%

* Les indicateurs sont indiqués en page 22.
** 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) - données 4T21 et 3T21 retraitées dans l'environnement du 2T21 pour les coûts d’énergie : 35,7 $/t au 4T21 et 20,5 $/t au 3T21.

Le prix moyen de vente GNL à 13,12 $/Mbtu est en hausse de 44% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, bénéficiant de façon différée de l’augmentation des index pétrole et gaz sur les contrats long-terme ainsi que des prix spot élevés du gaz sur le trimestre.

3.2 Émissions de gaz à effet de serre⁽¹³⁾

4T21*	3T21*	Emissions de Gaz à Effet de Serre (GES) (MtCO₂e)	2021	2021 (hors effet Covid-19)	2020	2020 (hors effet Covid-19)
10	9	Scope 1+2 des installations opérées ⁽¹⁴⁾	35,7	37,0	38,4	41,5
96	94	Scope 3 des ventes d'énergies ⁽¹⁵⁾	370	400	350	400
53	49	Scope 1+2+3 en Europe* ⁽¹⁶⁾	195	215	212	239
47	44	dont Scope 3 en Europe	175	193	190	215

* Émissions estimées.

3.3 Production*

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Production d'hydrocarbures	2021	2020	2021 vs 2020
2 852	2 814	2 841	-	3 113	-8%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 819	2 871	-2%
1 278	1 288	1 238	+3%	1 452	-12%	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 274	1 298	-2%
1 574	1 526	1 603	-2%	1 661	-5%	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 545	1 573	-2%

2 852	2 814	2 841	-	3 113	-8%	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 819	2 871	-2%
1 509	1 517	1 483	+2%	1 714	-12%	Liquides (kb/j)	1 500	1 543	-3%
7 328	7 070	7 406	-1%	7 563	-3%	Gaz (Mpc/j)	7 203	7 246	-1%

* Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’iGRP.

La production d’hydrocarbures a été de 2 852 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au quatrième trimestre 2021, stable sur un an, en raison des éléments suivants :

+2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment les projets CLOV Phase 2 et Zinia Phase 2 en Angola, et le train 4 de Yamal LNG, ainsi que la reprise de la production en Libye,
+3% lié à l’augmentation des quotas de production des pays de l’OPEP+,
-1% d’effet périmètre, notamment lié à la cession de l’actif Utica aux États-Unis et aux cessions d’actifs non opérés notamment au Gabon,
-1% lié à l’effet prix,
-1% lié à des maintenances planifiées et des arrêts non planifiés, notamment au Canada, au Nigéria et au Royaume-Uni,
-2% lié au déclin naturel des champs.

La production d’hydrocarbures a été de 2 819 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) sur l’année 2021, en baisse de 2% 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,
+3% lié à l’augmentation de la demande de gaz 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

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Production d'hydrocarbures pour le GNL	2021	2020	2021 vs 2020
562	533	532	+6%	624	-10%	iGRP (kbep/j)	529	530	-
68	67	65	+4%	74	-8%	Liquides (kb/j)	63	69	-9%
2 697	2 527	2 549	+6%	2 939	-8%	Gaz (Mpc/j)	2 541	2 519	+1%

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	GNL (Mt)	2021	2020	2021 vs 2020
11,6	10,0	10,0	+16%	10,6	+10%	Ventes totales de GNL	42,0	38,3	+10%
4,6	4,3	4,3	+6%	4,2	+9%	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	17,4	17,6	-1%
10,1	8,3	8,0	+27%	9,6	+5%	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	35,1	31,1	+13%

* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.

La production d’hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 6% sur un an au quatrième trimestre 2021, des maintenances non planifiées ayant impacté la production du quatrième trimestre 2020. Elle est stable sur l’année 2021.

Les ventes totales de GNL, soutenues par la hausse de la production de Cameron LNG et de Freeport LNG aux États-Unis, sont en forte hausse sur un an de 16% au quatrième trimestre 2021 et de 10% sur l’année 2021.

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	Renouvelables et électricité	2021	2020	2021 vs 2020
43,0	42,7	28,6	+50%	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	43,0	28,6	+50%
10,3	9,5	7,0	+47%	dont capacités installées	10,3	7,0	+47%
6,5	6,1	4,1	+61%	dont capacités en construction	6,5	4,1	+61%
26,2	27,1	17,5	+49%	dont capacités en développement	26,2	17,5	+49%
28,0	26,6	17,5	+60%	Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) ^(1),(2)	28,0	17,5	+60%
31,7	31,7	19,2	+65%	Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ^(1),(2)	31,7	19,2	+65%
5,1	4,7	3,1	+65%	dont capacités installées	5,1	3,1	+65%
4,6	4,0	2,3	x2	dont capacités en construction	4,6	2,3	x2
22,0	23,0	13,8	+59%	dont capacités en développement	22,0	13,8	+59%
6,7	4,7	4,3	+57%	Production nette d'électricité (TWh) ⁽³⁾	21,2	14,1	+50%
1,9	1,7	1,2	+61%	dont à partir de sources renouvelables	6,8	4,0	+71%
6,1	6,0	5,6	+9%	Clients électricité - BtB et BtC (Million) ⁽²⁾	6,1	5,6	+9%
2,7	2,7	2,7	+2%	Clients gaz - BtB et BtC (Million) ⁽²⁾	2,7	2,7	+2%
16,1	11,7	13,5	+19%	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	56,6	47,3	+20%
31,2	13,2	31,5	-1%	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	101,2	95,8	+6%

447	291	179	x2,5	EBITDA ajusté Renouvelables et Électricité part TotalEnergies (M$) ⁽⁴⁾	1 393	583	x2,4
84	104	102	-18%	dont provenant des activités renouvelables	418	352	+19%

⁽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.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable croît à 10,3 GW à la fin du quatrième trimestre 2021 en hausse de 800 MW, notamment grâce à la poursuite de la croissance des mises en opération en Inde et la mise en service du site de stockage d’électricité par batteries de Dunkerque en France.

La production nette d’électricité s’établit à 6,7 TWh au quatrième trimestre 2021, en hausse de 57% sur un an, grâce à la forte croissance de la production d’électricité de sources renouvelables ainsi que celle des centrales à cycle combiné au gaz naturel (CCGT), renforcée par l’acquisition de quatre centrales en France et en Espagne au quatrième trimestre 2020.

L’EBITDA ajusté part TotalEnergies de l’activité Renouvelables et Électricité s’élève à 447 M$ au quatrième trimestre 2021 et a été multiplié par 2,5 sur un an, porté par la forte croissance de la production d’électricité, et a pleinement tiré parti de l’intégration sur la chaine de valeur de l’électricité en Europe.

4.1.2 Résultats

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars	2021	2020	2021 vs 2020
2 759	1 608	254	x10,9	794	x3,5	Résultat opérationnel net ajusté*	6 243	1 778	x3,5
1 321	755	97	x13,6	353	x3,7	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	2 696	375	x7,2

1 190	639	1 007	+18%	684	+74%	Investissements organiques	3 341	2 720	+23%
47	(941)	577	-92%	(13)	ns	Acquisitions nettes	1 165	2 183	-47%
1 237	(302)	1 584	-22%	671	+84%	Investissements nets	4 506	4 903	-8%

2 440	1 720	1 072	x2,3	1 356	+80%	Marge brute d'autofinancement **	6 124	3 418	+79%
(57)	(463)	575	ns	1 527	ns	Flux de trésorerie d’exploitation ***	827	2 129	-61%

* 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 :

2 759 M$ au quatrième trimestre 2021, multiplié par 10,9 sur un an, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne performance des activités de négoce de gaz, de GNL et d’électricité,
6 243 M$ sur l’année 2021, multiplié par 3,5 sur un an, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à :

2 440 M$ au quatrième trimestre 2021, 2,3 fois plus qu’au quatrième trimestre 2020, grâce à la hausse des prix du GNL et à la très bonne performance des activités de négoce de gaz, de GNL et d’électricité,
6 124 M$ sur l’année 2021, en hausse de 79% sur un an, pour les mêmes raisons.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de -57 M$ sur le trimestre et 827 M$ sur l’année 2021, principalement 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

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Production d'hydrocarbures	2021	2020	2021 vs 2020
2 290	2 281	2 309	-1%	2 489	-8%	EP (kbep/j)	2 290	2 341	-2%
1 441	1 450	1 418	+2%	1 640	-12%	Liquides (kb/j)	1 437	1 474	-3%
4 631	4 543	4 857	-5%	4 624	-	Gaz (Mpc/j)	4 662	4 727	-1%

4.2.2 Résultats

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	2021	2020	2021 vs 2020
3 525	2 726	1 068	x3,3	2 031	+74%	Résultat opérationnel net ajusté*	10 439	2 363	x4,4
366	315	222	+65%	247	+48%	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 230	928	+33%
49,7%	46,4%	19,8%		38,0%		Taux moyen d'imposition**	45,2%	29,4%

2 196	1 656	1 569	+40%	2 617	-16%	Investissements organiques	6 690	5 519	+21%
(162)	(34)	548	ns	(224)	ns	Acquisitions nettes	(167)	544	ns
2 034	1 622	2 117	-4%	2 393	-15%	Investissements nets	6 523	6 063	+8%

5 688	4 943	2 652	x2,1	4 451	+28%	Marge brute d'autofinancement ***	18 717	9 684	+93%
8 624	4 814	3 046	x2,8	4 206	x2,1	Flux de trésorerie d’exploitation ***	22 009	9 922	x2,2

* 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 :

3 525 M$ au quatrième trimestre 2021, plus de trois fois supérieur au quatrième trimestre 2020, grâce à la forte hausse des prix du pétrole et du gaz,
10 439 M$ sur l’année 2021, plus de quatre fois supérieur à l’année 2020, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 5 688 M$ au quatrième trimestre 2021, plus de deux fois supérieure au quatrième trimestre 2020, et à 18 717 M$ sur l’année 2021, plus de deux fois supérieure à l’année 2020, en lien avec la hausse des prix du pétrole et du gaz.

4.3 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.3.1 Résultats

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars	2021	2020	2021 vs 2020
1 032	1 040	502	x2,1	1 054	-2%	Résultat opérationnel net ajusté*	3 527	2 263	+56%

1 267	506	840	+51%	950	+33%	Investissements organiques	2 576	2 023	+27%
(281)	17	80	ns	158	ns	Acquisitions nettes	(368)	32	ns
986	523	920	+7%	1 108	-11%	Investissements nets	2 208	2 055	+7%

1 559	1 611	1 129	+38%	1 505	+4%	Marge brute d'autofinancement **	5 502	4 652	+18%
2 832	1 644	2 162	+31%	1 420	+99%	Flux de trésorerie d’exploitation **	8 806	4 539	+94%

* 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

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	2021	2020	2021 vs 2020
1 279	1 225	1 262	+1%	1 509	-15%	Total volumes raffinés (kb/j)	1 180	1 292	-9%
223	274	247	-10%	282	-21%	France	190	244	-22%
612	505	582	+5%	756	-19%	Reste de l'Europe	568	618	-8%
444	446	433	+3%	471	-6%	Reste du monde	423	430	-2%
73%	69%	60%		71%		Taux d’utilisation sur bruts traités**	64%	61%

* 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 1^er trimestre 2021) pour 2021 et hors Lindsey (cédée) à partir du 2^ème trimestre 2021.

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	2021	2020	2021 vs 2020
1 460	1 486	1 486	-2%	1 431	+2%	Monomères* (kt)	5 775	5 519	+5%
1 231	1 330	1 291	-5%	1 169	+5%	Polymères (kt)	4 938	4 934	-
90%	93%	90%		92%		Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	90%	83%

* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année.

Les volumes raffinés sont :

En hausse de 1% sur un an au quatrième trimestre 2021, en raison de la reprise de la demande compensée par l’arrêt prolongé de la raffinerie de Donges pour raisons économiques, de l’arrêt de la raffinerie de Grandpuits en vue de sa conversion en plateforme zéro-pétrole et de la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni,
En baisse de 9% sur l’année 2021 pour les mêmes raisons ainsi que du fait du grand arrêt planifié de la raffinerie de Leuna en Allemagne au deuxième trimestre 2021.

La production de monomères est :

En baisse de 2% sur un an au quatrième trimestre 2021, en raison notamment d’un arrêt pour maintenance planifiée sur la plateforme de Qapco au Qatar et des arrêts non planifiés sur plusieurs sites en Europe, partiellement compensés par le redémarrage du vapocraqueur de Port-Arthur aux États-Unis, en maintenance en 2020,
En hausse de 5% sur l’année 2021 soutenue par la demande, et du fait notamment du redémarrage du vapocraqueur de Port-Arthur aux États-Unis, en maintenance en 2020.

La production de polymères est en baisse de 5% sur un an au quatrième trimestre 2021, compte tenu de la baisse de la demande, en particulier en Asie, et stable sur l’année 2021.

4.4.2 Résultats

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars	2021	2020	2021 vs 2020
553	602	170	x3,3	580	-5%	Résultat opérationnel net ajusté*	1 909	1 039	+84%

680	321	448	+52%	479	+42%	Investissements organiques	1 502	1 209	+24%
(156)	(6)	(2)	ns	118	ns	Acquisitions nettes	(217)	(54)	ns
524	315	446	+17%	597	-12%	Investissements nets	1 285	1 155	+11%

865	934	560	+54%	789	+10%	Marge brute d'autofinancement **	2 946	2 472	+19%
2 446	799	1 514	+62%	1 142	x2,1	Flux de trésorerie d’exploitation **	6 473	2 438	x2,7

* 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 553 M$ au quatrième trimestre 2021, contre 170 M$ au quatrième trimestre 2020. Cette hausse est liée aux très bonnes performances de la pétrochimie et à la progression des marges de raffinage européennes et américaines, malgré l’augmentation des coûts de l’énergie,
En hausse de 84% à 1 909 M$ sur l’année 2021, contre 1 039 M$ en 2020, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 865 M$ au quatrième trimestre 2021 et à 2 946 M$ sur l’année 2021, en hausse respectivement de 54% et 19% sur un an, en lien avec les très bonnes performances de la pétrochimie et les marges de raffinage en progression, quoique toujours faibles, sur la fin de l’année 2021.

4.5 Marketing & Services

4.5.1 Ventes de produits pétroliers

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Ventes en kb/j*	2021	2020	2021 vs 2020
1 553	1 542	1 509	+3%	1 835	-15%	Total des ventes du Marketing & Services	1 503	1 477	+2%
868	867	828	+5%	1 033	-16%	Europe	826	823	-
684	675	681	+1%	801	-15%	Reste du monde	677	654	+4%

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

Les ventes de produits pétroliers affichent une croissance sur un an de 3% au quatrième trimestre 2021 et de 2% sur l’année 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 et, en fin d’année 2021, de l’activité aviation.

4.5.2 Résultats

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars	2021	2020	2021 vs 2020
479	438	332	+44%	474	+1%	Résultat opérationnel net ajusté*	1 618	1 224	+32%

587	185	392	+50%	471	+25%	Investissements organiques	1 074	814	+32%
(125)	23	82	ns	40	ns	Acquisitions nettes	(151)	86	ns
462	208	474	-3%	511	-10%	Investissements nets	923	900	+3%

694	677	569	+22%	716	-3%	Marge brute d'autofinancement **	2 556	2 180	+17%
386	845	648	-40%	278	+39%	Flux de trésorerie d’exploitation **	2 333	2 101	+11%

* 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 479 M$ au quatrième trimestre 2021 et à 1 618 M$ sur l’année 2021, en hausse respectivement de 44% et 32% sur un an.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 694 M$ au quatrième trimestre 2021 et à 2 556 M$ sur l’année 2021, en hausse respectivement de 22% et 17% sur un an.

Ces résultats retrouvent des niveaux comparables à ceux d’avant-crise, et ce malgré une baisse des ventes de 19% sur l’année 2021 par rapport à 2019 (dont l’essentiel est lié à la stratégie d’arbitrage des ventes présentant des marges faibles).

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

7 316 M$ au quatrième trimestre 2021, contre 1 824 M$ un an auparavant, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz,
20 209 M$ sur l’année 2021, contre 6 404 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 :

6 825 M$ au quatrième trimestre 2021 contre 1 304 M$ un an plus tôt, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz,
18 060 M$ sur l’année 2021, contre 4 059 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⁽¹⁷⁾.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net⁽¹⁸⁾ représente un montant de :

-988 M$ au quatrième trimestre 2021, principalement constitué de dépréciations exceptionnelles d’actifs pour un montant de -670 M$ dont -305 M$ au titre du retrait de TotalEnergies du Myanmar et -170 M$ de moins-value de cession de la participation de TotalEnergies dans l’actif Yucal Placer au Venezuela,
-2 028 M$ sur l’année 2021, constitué des éléments ci-dessus ainsi que notamment de la cession de la participation de TotalEnergies dans Petrocedeño à PDVSA au Venezuela pour un montant de
-1 379 M$ et dans l’actif Utica aux Etats-Unis pour un montant de -177 M$, de la dépréciation exceptionnelle liée à la fin du contrat Qatargas 1 pour un montant de -89 M$, des charges de restructurations liées au plan de départ volontaire en France et en Belgique, et d’un effet de stock positif de 1 495 M$ sur l’année.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies s’est établi à 40,2% au quatrième trimestre 2021, contre 39,6% au trimestre précédent et 14,9% au quatrième trimestre 2020. Ce taux exceptionnellement bas au quatrième trimestre 2020 résultait de l’impact de la crise Covid sur les résultats financiers.

5.3 Résultat net ajusté par action

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

2,55 $ au quatrième trimestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 644 millions, contre 0,46 $ un an plus tôt,
6,68 $ sur l’année 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 647 millions, contre 1,43 $ sur l’année 2020.

Au 31 décembre 2021, le nombre d’actions dilué était de 2 626 millions.

Dans le cadre de sa politique de retour à l’actionnaire, TotalEnergies a procédé au quatrième trimestre 2021 au rachat de 30,7 millions d’actions en vue de leur annulation, pour un montant de 1,5 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

288 M$ au quatrième trimestre 2021 et incluent notamment l’acquisition de la société Blue Raven Solar par SunPower aux États-Unis,
3 284 M$ sur l’année 2021 lié à l’acquisition ci-dessus ainsi que principalement 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, à la participation dans le projet éolien Yunlin à Taiwan et à l’augmentation de 10% de la participation dans le bloc de Lapa au Brésil.

Les cessions ont représenté :

684 M$ au quatrième trimestre 2021 et incluent notamment la cession des participations de TotalEnergies dans 7 champs offshore matures non opérés et du terminal pétrolier du Cap Lopez au Gabon et la cession d’une participation de 30% dans la société TRAPIL en France,
2 652 M$ sur l’année 2021 lié aux éléments ci-dessus ainsi qu’au 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, 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⁽¹⁹⁾ de TotalEnergies ressort à :

5 076 M$ au quatrième trimestre 2021 contre -33 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 4,9 G$ de la marge brute d’autofinancement et de la baisse de 246 M$ des investissements nets à 4 285 M$ au quatrième trimestre 2021,
15 833 M$ sur l’année 2021 contre 2 708 M$ un an auparavant, compte tenu de la hausse de 13,4 G$ de la marge brute d’autofinancement et d’une hausse de 318 M$ des investissements nets à 13 307 M$ sur l’année 2021.

Le flux de trésorerie d’exploitation de 11 621 M$ sur le trimestre, comparé à la marge brute d’autofinancement de 9 361 M$, est impacté positivement par une diminution du besoin de fonds de roulement de 2,7 G$ qui est portée positivement par une augmentation des dettes fiscales et par des actions de réduction des en-cours, et impactée négativement 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.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 16,9% sur la période du 1^er janvier 2021 au 31 décembre 2021.

En millions de dollars	Période du 1er janvier 2021	Période du 1er octobre 2020	Période du 1er janvier 2020
	au 31 décembre 2021	au 30 septembre 2021	au 31 décembre 2020
Résultat net ajusté	18 391	12 827	4 067
Capitaux propres retraités moyens	108 504	106 794	110 643
Rentabilité des capitaux propres (ROE)	16,9%	12,0%	3,7%

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 13,9% sur la période du 1^er janvier 2021 au 31 décembre 2021.

En millions de dollars	Période du 1er janvier 2021	Période du 1er octobre 2020	Période du 1er janvier 2020
	au 31 décembre 2021	au 30 septembre 2021	au 31 décembre 2020
Résultat opérationnel net ajusté	19 766	14 237	5 806
Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement	142 215	142 180	145 723
ROACE	13,9%	10,0%	4,0%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 6 868 millions d’euros sur l’année 2021, contre 7 238 millions d’euros un an auparavant.

7. Sensibilités 2022*

	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	+/- 10 $/Mbtu	+/- 3,0 G$	+/- 3,0 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 4^ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2022. 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 22.
** Environnement Brent à 60 $/b.

8. Synthèse et perspectives

Les prix du pétrole ont dépassé les 90 $/b, pour la première fois depuis 2014, en ce début d’année 2022. Cette hausse des prix est tirée par la reprise de la demande mondiale et la discipline des pays de l’OPEP+ dans un contexte d’offre contrainte, compte tenu du niveau bas des investissements dans les hydrocarbures depuis 2015. Elle est amplifiée à court-terme par des stocks pétroliers faibles. Les prix pourraient donc se maintenir à des niveaux élevés, dépendant de la mobilisation de capacités additionnelles de production des pays de l’OPEP+ et de la croissance de la production de pétrole non conventionnel aux États-Unis.

Après avoir atteint des plus hauts historiques au quatrième trimestre 2021, les prix du gaz restent très élevés en Europe et en Asie depuis le début de l’année 2022, portés par les incertitudes géopolitiques en Europe malgré une saison hivernale douce. Dans ce contexte, les marchés futures anticipent des prix du gaz pouvant rester supérieurs à 20 $/Mbtu en 2022.

TotalEnergies anticipe une croissance de sa production d’hydrocarbures sur l’année 2022 autour de 2%, portée par les démarrages de Mero 1 au Brésil et Ikike au Nigéria, l’entrée dans les PSC d’Atapu et Sépia au Brésil à compter de mai 2022 mais impactée par les cessions d’actifs matures réalisés en 2021 ainsi que la sortie du Myanmar à compter de juillet 2022.

Poursuivant la dynamique engagée depuis plusieurs années, TotalEnergies met en œuvre sa stratégie de croissance intégrée dans le GNL, qui générera, en 2022, une croissance structurelle du cash-flow de 1 G$. Par ailleurs, compte tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz sur les derniers mois et de l’effet retard sur les formules de prix, TotalEnergies anticipe que son prix moyen de vente de GNL devrait se maintenir à un niveau élevé d’au moins 12 $/Mbtu au premier semestre 2022.

Dans les renouvelables et l’électricité, TotalEnergies a pour objectif d’atteindre plus de 16 GW de capacités renouvelables brutes en opération à fin 2022. La production d’électricité augmentera en 2022 de plus de 25% pour atteindre un EBITDA ajusté proportionnel⁽²⁰⁾ d’au moins 1,5 G$. Afin de mettre en œuvre sa stratégie de croissance rentable sur la chaîne de valeur de l’électricité, TotalEnergies allouera, en 2022, 3,5 G$ d’investissements nets dans les renouvelables et l’électricité soit 25% de ses investissements nets.

L’Aval continuera à renforcer sa compétitivité industrielle ainsi qu’à investir dans la pétrochimie et dans les nouveaux marchés, tels les biocarburants ou la mobilité électrique. En 2022, grâce à son portefeuille diversifié, il devrait contribuer à hauteur de plus de 6 G$ au cash-flow de la Compagnie, sur la base d’une hypothèse de marges de raffinage à 25 $/t.

Confiante dans sa capacité à se transformer en une compagnie multi-énergies durable et à accroître le retour à l’actionnaire, la Compagnie confirme ses priorités en termes d’allocation du cash-flow : investir dans des projets rentables pour mettre en œuvre sa stratégie de transformation, 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 une part du surplus de cash-flow tiré des prix des hydrocarbures élevés à des rachats d’actions propres.

Conformément à cette politique, TotalEnergies prévoit des investissements nets à hauteur de 14 à 15 G$ en 2022, dont 50% alloués à la croissance de ses activités et 50% au maintien du socle de son activité.

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Pour écouter en direct la présentation en anglais de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h00 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 70 70 07 81 (code d’accès 8472569). L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.

⁽¹⁾ Définitions en page 4.
⁽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 18.
⁽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 19).
⁽¹⁰⁾ Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 19).
⁽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 21. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 19.
⁽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 opérées se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting (tel que défini dans le Document d’enregistrement universel 2020 de la Compagnie) et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur), sans inclure les gaz industriels achetés (H2).
⁽¹⁵⁾ TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à l’utilisation par les clients des produits énergétiques, c’est-à-dire provenant de leur combustion pour obtenir de l’énergie. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur la chaîne de valeur pétrolière ou gazière, à savoir le plus élevé des deux volumes de production ou des ventes aux clients finaux. Pour TotalEnergies, en 2021, le calcul des émissions de GES Scope 3 pour la chaine de valeur pétrolière prend en compte les ventes de produits pétroliers et biocarburants (supérieures à la production) et pour la chaîne de valeur gazière, les productions de gaz commercialisable (supérieures aux ventes marketing).
⁽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 nos clients des produits énergétiques (Scope 3) dans l’Union Européenne, en Norvège, au Royaume-Uni et en Suisse.
⁽¹⁷⁾Ces éléments d’ajustement sont explicités page 21.
⁽¹⁸⁾ Le total des éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 18 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)
⁽²⁰⁾Definition on page 7.

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9. Principales données opérationnelles des secteurs

9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production + iGRP)

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j)	2021	2020	2021 vs 2020
1 063	989	1 059	-	1 102	-4%	Europe et Asie centrale	1 022	1 039	-2%
508	537	566	-10%	703	-28%	Afrique	532	629	-15%
682	681	598	+14%	701	-3%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	667	624	+7%
363	372	382	-5%	368	-1%	Amériques	372	353	+5%
235	235	236	-	239	-2%	Asie Pacifique	226	226	-
2 852	2 814	2 841	-	3 113	-8%	Production totale	2 819	2 871	-2%
739	711	727	+2%	768	-4%	dont filiales mises en équivalence	732	712	+3%

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Production de liquides par zone géographique (kb/j)	2021	2020	2021 vs 2020
378	362	378	-	373	+1%	Europe et Asie centrale	366	380	-4%
379	401	427	-11%	560	-32%	Afrique	398	488	-18%
534	530	454	+18%	560	-5%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	516	474	+9%
174	179	181	-4%	171	+2%	Amériques	179	158	+13%
45	45	43	+3%	50	-11%	Asie Pacifique	40	43	-7%
1 509	1 517	1 483	+2%	1 714	-12%	Production totale	1 500	1 543	-3%
205	205	200	+2%	212	-4%	dont filiales mises en équivalence	206	202	+2%

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Production de gaz par zone géographique (Mpc/j)	2021	2020	2021 vs 2020
3 683	3 366	3 666	-	3 887	-5%	Europe et Asie centrale	3 524	3 547	-1%
664	689	701	-5%	686	-3%	Afrique	681	717	-5%
825	838	809	+2%	792	+4%	Moyen-Orient et Afrique du Nord	838	835	-
1 064	1 086	1 126	-6%	1 109	-4%	Amériques	1 086	1 095	-1%
1 092	1 091	1 104	-1%	1 089	-	Asie Pacifique	1 074	1 052	+2%
7 328	7 070	7 406	-1%	7 563	-3%	Production totale	7 203	7 246	-1%
2 889	2 730	2 851	+1%	2 961	-2%	dont filiales mises en équivalence	2 842	2 748	+3%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	Ventes de produits raffinés par zone géographique (kb/j)	2021	2020	2021 vs 2020
1 668	1 579	1 651	+1%	1 993	-16%	Europe	1 582	1 586	-
780	693	628	+24%	737	+6%	Afrique	701	579	+21%
817	811	794	+3%	763	+7%	Amériques	800	773	+3%
526	486	547	-4%	526	-	Reste du monde	500	471	+6%
3 791	3 568	3 619	+5%	4 019	-6%	Total des ventes	3 581	3 410	+5%
437	360	458	-5%	508	-14%	dont ventes massives raffinage	383	434	-12%
1 801	1 666	1 652	+9%	1 676	+7%	dont négoce international	1 696	1 498	+13%

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	*Production de produits pétrochimiques (kt)**	2021	2020	2021 vs 2020
1 249	1 308	1 381	-10%	1 253	-	Europe	5 069	5 202	-3%
689	705	662	+4%	630	+9%	Amériques	2 629	2 475	+6%
753	802	735	+2%	717	+5%	Moyen-Orient et Asie	3 014	2 775	+9%

* Oléfines, Polymères.

9.3 Renouvelables

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	0,6	0,5	0,0	0,1	1,2	0,4	0,5	0,0	0,1	1,0
Reste de l'Europe	0,2	1,0	0,0	0,1	1,3	0,1	0,8	0,0	0,1	1,0
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	0,6	0,0	0,0	0,0	0,6
Amérique du Sud	0,4	0,3	0,0	0,0	0,7	0,2	0,1	0,0	0,0	0,2
Inde	4,5	0,2	0,0	0,0	4,7	3,3	0,0	0,0	0,0	3,3
Asie Pacifique	1,0	0,0	0,0	0,0	1,0	0,5	0,0	0,0	0,0	0,5
Total	8,0	2,0	0,0	0,2	10,3	5,6	1,3	0,0	0,1	7,0

	4T21					4T20
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	0,2	0,2	0,0	0,1	0,4	0,3	0,0	0,0	0,0	0,3
Reste de l'Europe	0,0	0,1	1,1	0,0	1,2	0,1	0,3	1,1	0,0	1,5
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	1,5	0,0	0,0	0,0	1,5	0,0	0,0	0,0	0,0	0,1
Amérique du Sud	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,2	0,3	0,0	0,0	0,4
Inde	1,2	0,4	0,0	0,0	1,6	0,5	0,0	0,0	0,0	0,5
Asie Pacifique	0,3	0,0	0,6	0,0	1,0	0,5	0,0	0,0	0,0	0,5
Total	4,0	0,6	1,7	0,1	6,5	2,3	0,6	1,1	0,1	4,1

	4T21					4T20
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	3,1	0,8	0,0	0,0	3,9	3,5	1,0	0,0	0,1	4,6
Reste de l'Europe	5,2	0,3	2,3	0,0	7,8	5,1	0,3	0,4	0,0	5,7
Afrique	0,4	0,0	0,0	0,1	0,5	0,1	0,1	0,0	0,0	0,2
Moyen Orient	1,6	0,0	0,0	0,0	1,6	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1
Amérique du Nord	2,3	0,1	0,0	0,7	3,1	0,6	0,3	0,0	0,0	0,9
Amérique du Sud	0,6	0,4	0,0	0,1	1,2	0,5	0,3	0,0	0,0	0,9
Inde	4,4	0,1	0,0	0,0	4,5	1,6	0,0	0,0	0,0	1,6
Asie Pacifique	1,2	0,0	2,1	0,1	3,5	0,9	0,0	0,0	0,0	0,9
Total	18,9	1,7	4,4	1,1	26,2	12,5	2,0	0,4	0,1	15,0

⁽¹⁾ Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
⁽²⁾ Données à fin de période.

Capacité brute de génération électrique renouvelable
(solaire et éolien) bénéficiant de PPA au 31 décembre 2021 (GW)

Solaire

Eolien terrestre

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Europe

0,8

1,5

2,5

0,2

0,8

1,2

4,0

0,3

4,3

Asie

5,7

5,9

2,4

0,4

0,6

3,4

6,2

6,4

Amérique du Nord

0,8

0,9

1,5

1,5

Reste du Monde

0,6

0,3

0,9

0,5

0,7

Total

8,0

2,0

10,2

4,0

0,6

1,4

6,2

10,8

0,5

0,3

11,6

X Non précisé, capacité < 0,2 GW.

	En opération				En construction					En développement
Prix moyen des PPA au 31 décembre 2021 ($/MWh)	Solaire	Eolien terrestre	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total	Solaire	Eolien terrestre	Eolien en mer	Autres	Total
Europe	196	118	X	143	X	66	64	X	66	42	96	X	X	46
Asie	80	X	X	80	40	50	214	-	72	38	X	-	X	38
Amérique du Nord	153	X	X	156	28	X	-	X	28	X	-	-	X	X
Reste du Monde	80	54	X	72	X	X	-	X	X	77	X	-	X	77
Total	99	103	X	100	37	63	116	X	61	42	81	X	144	44

X Non précisé, PPA se rapportant à une capacité < 0,2 GW.

10. Éléments d’ajustement du résultat net part TotalEnergies

4T21	3T21	4T20	4T19	En millions de dollars	2021	2020
(1 074)	(325)	(683)	(666)	Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies)	(3 329)	(10 044)
(170)	(177)	104	-	Plus ou moins value de cession	(1 726)	104
6	(43)	(194)	(5)	Charges de restructuration	(308)	(364)
(670)	(47)	(71)	(248)	Dépréciations exceptionnelles	(910)	(8 465)
(240)	(58)	(522)	(413)	Autres éléments	(385)	(1 319)
111	320	224	57	Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt	1 495	(1 280)
(25)	(119)	46	44	Effet des variations de juste valeur	(194)	23
(988)	(124)	(413)	(565)	Total des éléments d’ajustement du résultat net	(2 028)	(11 301)

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

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars	2021	2020	2021 vs 2020
5 837	4 645	891	x6,6	2 600	x2,2	Résultat net part TotalEnergies	16 032	(7 242)	ns
988	124	413	x2,4	565	+75%	Moins: éléments d'ajustement du résultat net part TotalEnergies	2 028	11 301	-82%
6 825	4 769	1 304	x5,2	3 165	x2,2	Résultat net ajusté part TotalEnergies	18 060	4 059	x4,4
						Éléments ajustés
79	105	36	x2,2	68	+16%	Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle	331	8	x41,4
3 606	2 674	135	x26,7	1 329	x2,7	Plus: charge / (produit) d'impôt	9 211	1 309	x7
3 278	3 172	3 172	+3%	3 761	-13%	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	12 735	13 312	-4%
119	85	96	+24%	74	+61%	Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	401	352	+14%
483	454	497	-3%	603	-20%	Plus: coût de l'endettement financier brut	1 904	2 140	-11%
(105)	(79)	(32)	ns	(51)	ns	Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	(340)	(68)	ns
14 285	11 180	5 208	x2,7	8 949	+60%	EBITDA Ajusté	42 302	21 112	x2

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

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars	2021	2020	2021 vs 2020
						Éléments ajustés
55 298	49 070	32 345	+71%	43 375	+27%	Produits des ventes	184 678	119 684	+54%
(36 189)	(32 574)	(20 781)	ns	(28 126)	ns	Achats, nets de variation de stocks	(120 160)	(75 672)	ns
(6 630)	(6 548)	(6 466)	ns	(6 874)	ns	Autres charges d'exploitation	(26 754)	(24 850)	ns
(215)	(127)	(338)	ns	(231)	ns	Charges d'exploration	(632)	(731)	ns
551	195	275	x2	256	x2,2	Autres produits	1 300	1 405	-7%
(374)	(32)	(184)	ns	(59)	ns	Autres charges hors amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(543)	(337)	ns
195	193	173	+13%	143	+36%	Autres produits financiers	762	914	-17%
(138)	(140)	(183)	ns	(203)	ns	Autres charges financières	(539)	(689)	ns
1 787	1 143	367	x4,9	668	x2,7	Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	4 190	1 388	x3
14 285	11 180	5 208	x2,7	8 949	+60%	EBITDA Ajusté	42 302	21 112	x2
						Éléments ajustés
(3 278)	(3 172)	(3 172)	ns	(3 761)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(12 735)	(13 312)	ns
(119)	(85)	(96)	ns	(74)	ns	Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles	(401)	(352)	ns
(483)	(454)	(497)	ns	(603)	ns	Moins: coût de l'endettement financier brut	(1 904)	(2 140)	ns
105	79	32	x3,3	51	x2,1	Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	340	68	x5
(3 606)	(2 674)	(135)	ns	(1 329)	ns	Moins: produit (charge) d'impôt	(9 211)	(1 309)	ns
(79)	(105)	(36)	ns	(68)	ns	Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle	(331)	(8)	ns
(988)	(124)	(413)	ns	(565)	ns	Plus: éléments d'ajustements part TotalEnergies	(2 028)	(11 301)	ns
5 837	4 645	891	x6,6	2 600	x2,2	Résultat net part TotalEnergies	16 032	(7 242)	ns

12. Investissements – Désinvestissements

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars	2021	2020	2021 vs 2020
4 681	2 813	3 432	+36%	4 291	+9%	Investissements organiques ( a )	12 675	10 339	+23%
182	172	214	-15%	136	+34%	dont exploration capitalisée	841	659	+28%
348	211	355	-2%	319	+9%	dont augmentation des prêts non courants	1 231	1 657	-26%
(234)	(112)	(212)	ns	(102)	ns	dont remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME	(531)	(717)	ns
(52)	1	(46)	ns	-	ns	dont variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies	(222)	(209)	ns
288	126	1 538	-81%	277	+4%	Acquisitions ( b )	3 284	4 189	-22%
684	1 084	439	+56%	357	+92%	Cessions ( c )	2 652	1 539	+72%
34	(5)	15	x2,3	-	ns	dont variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession	134	105	+28%
(396)	(958)	1 099	ns	(80)	ns	Acquisitions nettes	632	2 650	-76%
4 285	1 855	4 531	-5%	4 211	+2%	Investissements nets ( a + b - c )	13 307	12 989	+2%
-	757	-	ns	(11)	-100%	Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( d )	757	-	ns
(398)	(120)	(77)	ns	(275)	ns	Remboursement organique de prêts SME ( e )	(626)	(111)	ns
86	(6)	61	+41%	-	ns	Variation de dettes de projets renouvelables ( f ) *	356	314	+13%
34	30	39	-13%	-	ns	Capex liés aux contrats de location capitalisés (g)	111	113	-2%
27	-	-	ns	-	ns	Dépenses liées aux crédits carbone (h)	27	-	ns
3 912	2 456	4 476	-13%	3 925	-	Flux de trésorerie d'investissement ( a + b - c + d + e + f - g - h )	13 656	13 079	+4%

* Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire.

13. Cash-flow

4T21	3T21	4T20	4T21 vs 4T20	4T19	4T21 vs 4T19	En millions de dollars	2021	2020	2021 vs 2020
9 759	8 390	4 933	+98%	7 326	+33%	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)	30 660	17 635	+74%
(398)	(330)	(436)	ns	(533)	ns	Frais financiers	(1 520)	(1 938)	ns
9 361	8 060	4 498	x2,1	6 793	+38%	Marge brute d'autofinancement ( a ) *	29 140	15 697	+86%
2 591	(2 662)	976	x2,7	92	x28,2	Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement **	188	753	-75%
85	365	308	-72%	(11)	ns	Effet de stock	1 796	(1 440)	ns
(19)	(3)	(32)	ns	-	ns	Plus-value de cession de projets renouvelables	(89)	(96)	ns
(398)	(120)	(77)	ns	(275)	ns	Remboursement organique de prêts SME	(626)	(111)	ns
11 621	5 640	5 674	x2	6 599	+76%	Flux de trésorerie d’exploitation	30 410	14 803	x2,1

4 681	2 813	3 432	+36%	4 291	+9%	Investissements organiques ( b )	12 675	10 339	+23%
4 680	5 247	1 066	x4,4	2 502	+87%	Cash flow après investissements organiques, hors acquisitions cessions ( a - b )	16 465	5 358	x3,1

4 285	1 855	4 531	-5%	4 211	+2%	Investissements nets ( c )	13 307	12 989	+2%
5 076	6 205	(33)	ns	2 582	+97%	Cash flow net ( a - c )	15 833	2 708	x5,8

* 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	31/12/2021	30/09/2021	31/12/2020	31/12/2019
Dettes financières courantes ⁽¹⁾	13 645	15 184	15 893	13 617
Autres passifs financiers courants	372	504	203	487
Actifs financiers courants ^(1),(2)	(12 183)	(3 821)	(4 519)	(3 847)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés	(4)	(1)	313	301
Dettes financières non courantes ⁽¹⁾	41 868	43 350	52 467	41 510
Actifs financiers non courants ⁽¹⁾	(1 557)	(1 927)	(3 762)	(748)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(21 342)	(28 971)	(31 268)	(27 352)
Dette nette (a)	20 799	24 318	29 327	23 968

Capitaux propres – part TotalEnergies	111 736	110 016	103 702	116 778
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)	3 263	3 211	2 383	2 527
Capitaux propres (b)	114 999	113 227	106 085	119 305

Ratio d'endettement = a / (a + b)	15,3%	17,7%	21,7%	16,7%

Dette nette de location (c )	8 055	7 786	7 812	7 156
Ratio d'endettement y compris dette nette de location (a+c)/(a+b+c)	20,1%	22,1%	25,9%	20,7%

* hors dettes et créances de location	20,1%	22,1%	25,9%	20,7%

⁽¹⁾ Hors créances et dettes de location.
⁽²⁾Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.

15. Rentabilité des capitaux employés moyens

Période du 1^er janvier 2021 au 31 décembre 2021

En millions de dollars	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration- Production	Raffinage-Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	6 243	10 439	1 909	1 618	19 766
Capitaux mis en œuvre au 31/12/2020*	45 611	78 928	11 375	8 793	142 617
Capitaux mis en œuvre au 31/12/2021*	55 978	71 675	8 069	8 783	141 813
ROACE	12,3%	13,9%	19,6%	18,4%	13,9%

Période du 1^er 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	140 977
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 1^er janvier 2020 au 31 décembre 2020

En millions de dollars	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration- Production	Raffinage-Chimie	Marketing & Services	Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté	1 778	2 363	1 039	1 224	5 806
Capitaux mis en œuvre au 31/12/2019*	41 549	88 844	12 228	8 371	148 828
Capitaux mis en œuvre au 31/12/2020*	45 611	78 928	11 375	8 793	142 617
ROACE	4,1%	2,8%	8,8%	14,3%	4,0%

* 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.

Ce communiqué de presse présente les résultats du quatrième trimestre 2021 et de l’exercice 2021, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 décembre 2021 (non audités). Les procédures d’audit par les Commissaires aux Comptes sont en cours. Les états financiers consolidés (non audités) sont disponibles sur le site totalenergies.com. Ce document ne constitue pas le rapport financier annuel au sens de l’article L.451-1-2 du Code monétaire et financier.

Ce document peut contenir des déclarations prospectives (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 SE 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 SE, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com. Ce document est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.

Comptes TotalEnergies

______________

Comptes consolidés du quatrième trimestre et de l’année 2021, normes IFRS

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)

(en millions de dollars)^(a)	4^ème trimestre 2021	3^ème trimestre 2021	4^ème trimestre 2020
Chiffre d'affaires	60 348	54 729	37 943
Droits d'accises	(5 050)	(5 659)	(5 595)
Produits des ventes	55 298	49 070	32 348
Achats, nets de variation de stocks	(36 161)	(32 344)	(20 508)
Autres charges d'exploitation	(6 680)	(6 617)	(6 663)
Charges d'exploration	(323)	(127)	(338)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 919)	(3 191)	(3 543)
Autres produits	536	195	838
Autres charges	(755)	(605)	(697)
Coût de l'endettement financier brut	(483)	(454)	(501)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	120	87	53
Coût de l'endettement financier net	(363)	(367)	(448)
Autres produits financiers	195	193	173
Autres charges financières	(138)	(140)	(183)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 860	1 377	73
Produit (Charge) d'impôt	(3 647)	(2 692)	(149)
Résultat net de l'ensemble consolidé	5 903	4 752	903
Part TotalEnergies	5 837	4 645	891
Intérêts ne conférant pas le contrôle	66	107	12
Résultat net par action (dollars)	2,19	1,72	0,31
Résultat net dilué par action (dollars)	2,17	1,71	0,31
^(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)

(en millions de dollars)	4^ème trimestre 2021	3^ème trimestre 2021	4^ème trimestre 2020
Résultat net de l'ensemble consolidé	5 903	4 752	903
Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	589	(3)	17
Variation de la juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	93	(95)	386
Effet d'impôt	(262)	5	(21)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(1 900)	(2 368)	4 074
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(1 480)	(2 461)	4 456
Écart de conversion de consolidation	1 179	1 260	(1 875)
Couverture de flux futurs	(226)	424	617
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	4	2	(7)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	71	184	(100)
Autres éléments	(2)	1	(4)
Effet d'impôt	22	(100)	(180)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	1 048	1 771	(1 549)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	(432)	(690)	2 907

Résultat global	5 471	4 062	3 810
Part TotalEnergies	5 390	4 014	3 576
Intérêts ne conférant pas le contrôle	81	48	234

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TotalEnergies

(en millions de dollars)^(a)	Exercice 2021 (non audité)	Exercice 2020
Chiffre d'affaires	205 863	140 685
Droits d'accises	(21 229)	(20 981)
Produits des ventes	184 634	119 704
Achats, nets de variation de stocks	(118 622)	(77 486)
Autres charges d'exploitation	(26 894)	(25 538)
Charges d'exploration	(740)	(731)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(13 556)	(22 264)
Autres produits	1 312	2 237
Autres charges	(2 317)	(1 506)
Coût de l'endettement financier brut	(1 904)	(2 147)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	379	37
Coût de l'endettement financier net	(1 525)	(2 110)
Autres produits financiers	762	914
Autres charges financières	(539)	(690)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	3 438	452
Produit (Charge) d'impôt	(9 587)	(318)
Résultat net de l'ensemble consolidé	16 366	(7 336)
Part TotalEnergies	16 032	(7 242)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	334	(94)
Résultat net par action (dollars)	5,95	(2,90)
Résultat net dilué par action (dollars)	5,92	(2,90)

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TotalEnergies

(en millions de dollars)	Exercice 2021 (non audité)	Exercice 2020
Résultat net de l'ensemble consolidé	16 366	(7 336)
Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels	1 035	(212)
Variation de la juste valeur des placements en instruments de capitaux propres	66	533
Effet d'impôt	(411)	65
Écart de conversion de consolidation de la société-mère	(7 202)	7 541
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	(6 512)	7 927
Écart de conversion de consolidation	4 216	(4 645)
Couverture de flux futurs	278	(313)
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère	2	28
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt	706	(1 831)
Autres éléments	(1)	(8)
Effet d'impôt	(135)	72
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat	5 066	(6 697)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)	(1 446)	1 230

Résultat global	14 920	(6 106)
Part TotalEnergies	14 616	(6 312)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	304	206

BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies

	31 décembre 2021	30 septembre 2021	31 décembre 2020
(en millions de dollars)	(non audité)	(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles	32 484	32 895	33 528
Immobilisations corporelles	106 559	105 902	108 335
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts	31 053	30 467	27 976
Autres titres	1 625	1 688	2 007
Actifs financiers non courants	2 404	2 799	4 781
Impôts différés	5 400	6 452	7 016
Autres actifs non courants	2 797	2 530	2 810
Total actifs non courants	182 322	182 733	186 453
Actifs courants
Stocks	19 952	19 601	14 730
Clients et comptes rattachés	21 983	19 865	14 068
Autres créances	35 144	39 967	13 428
Actifs financiers courants	12 315	3 910	4 630
Trésorerie et équivalents de trésorerie	21 342	28 971	31 268
Actifs destinés à être cédés ou échangés	400	633	1 555
Total actifs courants	111 136	112 947	79 679
Total actif	293 458	295 680	266 132
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital	8 224	8 224	8 267
Primes et réserves consolidées	117 849	113 795	107 078
Écarts de conversion	(12 671)	(11 995)	(10 256)
Actions autodétenues	(1 666)	(8)	(1 387)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies	111 736	110 016	103 702
Intérêts ne conférant pas le contrôle	3 263	3 211	2 383
Total des capitaux propres	114 999	113 227	106 085
Passifs non courants
Impôts différés	10 904	11 161	10 326
Engagements envers le personnel	2 672	3 218	3 917
Provisions et autres passifs non courants	20 269	20 355	20 925
Dettes financières non courantes	49 512	50 810	60 203
Total passifs non courants	83 357	85 544	95 371
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés	36 837	34 149	23 574
Autres créditeurs et dettes diverses	42 800	45 476	22 465
Dettes financières courantes	15 035	16 471	17 099
Autres passifs financiers courants	372	504	203
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés	58	309	1 335
Total passifs courants	95 102	96 909	64 676
Total passif et capitaux propres	293 458	295 680	266 132

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies
(non audité)

(en millions de dollars)	4^ème trimestre 2021	3^ème trimestre 2021	4^ème trimestre 2020
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé	5 903	4 752	903
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	4 222	3 361	3 796
Provisions et impôts différés	152	479	(237)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(184)	100	(260)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(843)	(506)	379
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	2 232	(2 698)	1 342
Autres, nets	139	152	(249)
Flux de trésorerie d'exploitation	11 621	5 640	5 674
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels	(4 540)	(2 718)	(3 834)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(128)	(23)	(778)
Coût d'acquisition de titres	(178)	(67)	(221)
Augmentation des prêts non courants	(348)	(219)	(355)
Investissements	(5 194)	(3 027)	(5 188)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	349	150	114
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	36	4	124
Produits de cession d'autres titres	266	177	186
Remboursement de prêts non courants	631	240	288
Désinvestissements	1 282	571	712
Flux de trésorerie d'investissement	(3 912)	(2 456)	(4 476)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	-	-	-
- actions propres	(1 658)	-	-
Dividendes payés :	-	-	-
- aux actionnaires de la société mère	(1 991)	(2 053)	(2 053)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(20)	(41)	(5)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	-
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(57)	(22)	(62)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	(14)	721	(59)
Émission nette d'emprunts non courants	347	133	104
Variation des dettes financières courantes	(3 368)	(1 457)	(339)
Variation des actifs et passifs financiers courants	(8 373)	513	1 212
Flux de trésorerie de financement	(15 134)	(2 206)	(1 202)
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(7 425)	978	(4)
Incidence des variations de change	(204)	(650)	679
Trésorerie en début de période	28 971	28 643	30 593
Trésorerie en fin de période	21 342	28 971	31 268

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies

(en millions de dollars)	Exercice 2021 (non audité)	Exercice 2020
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé	16 366	(7 336)
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles	14 343	22 861
Provisions et impôts différés	962	(1 782)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs	(454)	(909)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence	(667)	948
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement	(616)	1 869
Autres, nets	476	(848)
Flux de trésorerie d'exploitation	30 410	14 803
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels	(12 343)	(10 764)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise	(321)	(966)
Coût d'acquisition de titres	(2 678)	(2 120)
Augmentation des prêts non courants	(1 247)	(1 684)
Investissements	(16 589)	(15 534)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels	770	740
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée	269	282
Produits de cession d'autres titres	722	578
Remboursement de prêts non courants	1 172	855
Désinvestissements	2 933	2 455
Flux de trésorerie d'investissement	(13 656)	(13 079)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère	381	374
- actions propres	(1 823)	(611)
Dividendes payés :	-	-
- aux actionnaires de la société mère	(8 228)	(6 688)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle	(124)	(184)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	3 248	331
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	(313)	(315)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	652	(204)
Émission nette d'emprunts non courants	(359)	15 800
Variation des dettes financières courantes	(10 856)	(6 501)
Variation des actifs et passifs financiers courants	(8 075)	(604)
Flux de trésorerie de financement	(25 497)	1 398
Augmentation (diminution) de la trésorerie	(8 743)	3 122
Incidence des variations de change	(1 183)	794
Trésorerie en début de période	31 268	27 352
Trésorerie en fin de période	21 342	31 268

VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité : 2021)

	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	Primes et réserves consolidées	Écarts de conversion	Nombre	Montant	Capitaux propres - part TotalEnergies	Intérêts ne conférant pas le contrôle	Capitaux propres
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 2020	-	-	(7 242)	-	-	-	(7 242)	(94)	(7 336)
Autres éléments du résultat global	-	-	(321)	1 251	-	-	930	300	1 230
Résultat Global	-	-	(7 563)	1 251	-	-	(6 312)	206	(6 106)
Dividendes	-	-	(7 899)	-	-	-	(7 899)	(234)	(8 133)
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)	-	-	(236)	-	4 317 575	236	-	-	-
Paiements en actions	-	-	188	-	-	-	188	-	188
Annulation d'actions	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	331	-	-	-	331	-	331
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée	-	-	(308)	-	-	-	(308)	-	(308)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	(61)	(4)	-	-	(65)	(117)	(182)
Autres éléments	-	-	(14)	-	-	-	(14)	1	(13)
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 2021	-	-	16 032	-	-	-	16 032	334	16 366
Autres éléments du résultat global	-	-	991	(2 407)	-	-	(1 416)	(30)	(1 446)
Résultat Global	-	-	17 023	(2 407)	-	-	14 616	304	14 920
Dividendes	-	-	(8 200)	-	-	-	(8 200)	(124)	(8 324)
Émissions d'actions	10 589 713	31	350	-	-	-	381	-	381
Rachats d'actions	-	-	-	-	(37 306 005)	(1 823)	(1 823)	-	(1 823)
Cessions d'actions ^(a)	-	-	(216)	-	4 573 195	216	-	-	-
Paiements en actions	-	-	143	-	-	-	143	-	143
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	-	-	(368)	-	-	-	(368)	-	(368)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle	-	-	30	(6)	-	-	24	689	713
Autres éléments	-	-	9	(2)	-	-	7	11	18
Au 31 décembre 2021	2 640 429 329	8 224	117 849	(12 671)	(33 841 104)	(1 666)	111 736	3 263	114 999

(a) Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

4^ème trimestre 2021 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	11 634	2 068	24 781	21 854	11	-	60 348
Chiffre d'affaires Intersecteurs	1 466	11 875	8 716	155	148	(22 360)	-
Droits d'accises	-	-	(238)	(4 812)	-	-	(5 050)
Produits des ventes	13 100	13 943	33 259	17 197	159	(22 360)	55 298
Charges d'exploitation	(11 141)	(5 412)	(32 250)	(16 347)	(374)	22 360	(43 164)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(545)	(2 637)	(399)	(307)	(31)	-	(3 919)
Résultat opérationnel	1 414	5 894	610	543	(246)	-	8 215
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	1 281	74	228	83	32	-	1 698
Impôts du résultat opérationnel net	(237)	(3 124)	(234)	(164)	75	-	(3 684)
Résultat opérationnel net	2 458	2 844	604	462	(139)	-	6 229
Coût net de la dette nette							(326)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(66)
Résultat net - part TotalEnergies							5 837

4^ème trimestre 2021 (éléments d'ajustement) ^(a) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	-	-	-	-	-	-	-
Chiffre d'affaires Intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	-	-	-	-	-	-
Charges d'exploitation	(57)	(132)	38	21	-	-	(130)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(187)	(418)	-	(36)	-	-	(641)
Résultat opérationnel^(b)	(244)	(550)	38	(15)	-	-	(771)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(116)	(111)	23	(6)	6	-	(204)
Impôts du résultat opérationnel net	59	(20)	(10)	4	(69)	-	(36)
Résultat opérationnel net^(b)	(301)	(681)	51	(17)	(63)	-	(1 011)
Coût net de la dette nette							10
Intérêts ne conférant pas le contrôle							13
Résultat net - part TotalEnergies							(988)
(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	-	-	32	53	-	-
Sur le résultat opérationnel net	-	-	74	47	-	-

4^ème trimestre 2021 (ajusté) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	11 634	2 068	24 781	21 854	11	-	60 348
Chiffre d'affaires Intersecteurs	1 466	11 875	8 716	155	148	(22 360)	-
Droits d'accises	-	-	(238)	(4 812)	-	-	(5 050)
Produits des ventes	13 100	13 943	33 259	17 197	159	(22 360)	55 298
Charges d'exploitation	(11 084)	(5 280)	(32 288)	(16 368)	(374)	22 360	(43 034)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(358)	(2 219)	(399)	(271)	(31)	-	(3 278)
Résultat opérationnel ajusté	1 658	6 444	572	558	(246)	-	8 986
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	1 397	185	205	89	26	-	1 902
Impôts du résultat opérationnel net	(296)	(3 104)	(224)	(168)	144	-	(3 648)
Résultat opérationnel net ajusté	2 759	3 525	553	479	(76)	-	7 240
Coût net de la dette nette							(336)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(79)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							6 825

4^ème trimestre 2021 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	1 471	2 327	723	643	30	-	5 194
Désinvestissements	540	357	202	181	2	-	1 282
Flux de trésorerie d'exploitation	(57)	8 624	2 446	386	222	-	11 621

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

3^ème trimestre 2021 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	8 482	1 921	22 765	21 554	7	-	54 729
Chiffre d'affaires Intersecteurs	1 239	8 588	7 031	110	38	(17 006)	-
Droits d'accises	-	-	(240)	(5 419)	-	-	(5 659)
Produits des ventes	9 721	10 509	29 556	16 245	45	(17 006)	49 070
Charges d'exploitation	(8 502)	(3 958)	(28 153)	(15 302)	(179)	17 006	(39 088)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(343)	(2 156)	(397)	(267)	(28)	-	(3 191)
Résultat opérationnel	876	4 395	1 006	676	(162)	-	6 791
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	782	139	79	2	18	-	1 020
Impôts du résultat opérationnel net	(208)	(2 007)	(273)	(222)	23	-	(2 687)
Résultat opérationnel net	1 450	2 527	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

3^ème trimestre 2021 (éléments d'ajustement) ^(a) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	-	-	-	-	-	-	-
Chiffre d'affaires Intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	-	-	-	-	-	-	-
Charges d'exploitation	(152)	(32)	301	44	-	-	161
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(7)	-	(12)	-	-	-	(19)
Résultat opérationnel^(b)	(159)	(32)	289	44	-	-	142
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(3)	(246)	5	(12)	2	-	(254)
Impôts du résultat opérationnel net	4	79	(84)	(14)	-	-	(15)
Résultat opérationnel net^(b)	(158)	(199)	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	-

3^ème trimestre 2021 (ajusté) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	8 482	1 921	22 765	21 554	7	-	54 729
Chiffre d'affaires Intersecteurs	1 239	8 588	7 031	110	38	(17 006)	-
Droits d'accises	-	-	(240)	(5 419)	-	-	(5 659)
Produits des ventes	9 721	10 509	29 556	16 245	45	(17 006)	49 070
Charges d'exploitation	(8 350)	(3 926)	(28 454)	(15 346)	(179)	17 006	(39 249)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(336)	(2 156)	(385)	(267)	(28)	-	(3 172)
Résultat opérationnel ajusté	1 035	4 427	717	632	(162)	-	6 649
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	785	385	74	14	16	-	1 274
Impôts du résultat opérationnel net	(212)	(2 086)	(189)	(208)	23	-	(2 672)
Résultat opérationnel net ajusté	1 608	2 726	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

3^ème trimestre 2021 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	683	1 754	337	239	14	-	3 027
Désinvestissements	358	163	17	31	2	-	571
Flux de trésorerie d'exploitation	(463)	4 814	799	845	(355)	-	5 640

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

4^ème trimestre 2020 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	5 231	1 257	15 052	16 393	10	-	37 943
Chiffre d'affaires Intersecteurs	628	5 574	4 160	98	140	(10 600)	-
Droits d'accises	-	-	(628)	(4 967)	-	-	(5 595)
Produits des ventes	5 859	6 831	18 584	11 524	150	(10 600)	32 348
Charges d'exploitation	(5 569)	(3 489)	(17 989)	(10 776)	(286)	10 600	(27 509)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(354)	(2 500)	(412)	(241)	(36)	-	(3 543)
Résultat opérationnel	(64)	842	183	507	(172)	-	1 296
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	149	6	(54)	(9)	112	-	204
Impôts du résultat opérationnel net	7	91	(93)	(169)	(72)	-	(236)
Résultat opérationnel net	92	939	36	329	(132)	-	1 264
Coût net de la dette nette							(361)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(12)
Résultat net - part TotalEnergies							891

4^ème trimestre 2020 (éléments d'ajustement) ^(a) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	3	-	-	-	-	-	3
Chiffre d'affaires Intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	3	-	-	-	-	-	3
Charges d'exploitation	(56)	(49)	133	17	31	-	76
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	-	(355)	(16)	-	-	-	(371)
Résultat opérationnel^(b)	(53)	(404)	117	17	31	-	(292)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(26)	(25)	(191)	(13)	107	-	(148)
Impôts du résultat opérationnel net	(83)	300	(60)	(7)	(157)	-	(7)
Résultat opérationnel net^(b)	(162)	(129)	(134)	(3)	(19)	-	(447)
Coût net de la dette nette							10
Intérêts ne conférant pas le contrôle							24
Résultat net - part TotalEnergies							(413)
(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	-	-	265	43	-
Sur le résultat opérationnel net	-	-	192	32	-

4^ème trimestre 2020 (ajusté) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	5 228	1 257	15 052	16 393	10	-	37 940
Chiffre d'affaires Intersecteurs	628	5 574	4 160	98	140	(10 600)	-
Droits d'accises	-	-	(628)	(4 967)	-	-	(5 595)
Produits des ventes	5 856	6 831	18 584	11 524	150	(10 600)	32 345
Charges d'exploitation	(5 513)	(3 440)	(18 122)	(10 793)	(317)	10 600	(27 585)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(354)	(2 145)	(396)	(241)	(36)	-	(3 172)
Résultat opérationnel ajusté	(11)	1 246	66	490	(203)	-	1 588
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	175	31	137	4	5	-	352
Impôts du résultat opérationnel net	90	(209)	(33)	(162)	85	-	(229)
Résultat opérationnel net ajusté	254	1 068	170	332	(113)	-	1 711
Coût net de la dette nette							(371)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(36)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							1 304

4^ème trimestre 2020 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	1 895	2 226	475	533	59	-	5 188
Désinvestissements	339	132	31	61	149	-	712
Flux de trésorerie d'exploitation	575	3 046	1 514	648	(109)	-	5 674

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)

Exercice 2021 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	30 704	7 246	87 600	80 288	25	-	205 863
Chiffre d'affaires Intersecteurs	4 260	34 896	27 637	451	254	(67 498)	-
Droits d'accises	-	-	(1 108)	(20 121)	-	-	(21 229)
Produits des ventes	34 964	42 142	114 129	60 618	279	(67 498)	184 634
Charges d'exploitation	(29 964)	(16 722)	(108 982)	(57 159)	(927)	67 498	(146 256)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 650)	(9 110)	(1 583)	(1 100)	(113)	-	(13 556)
Résultat opérationnel	3 350	16 310	3 564	2 359	(761)	-	24 822
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	2 745	(760)	518	108	45	-	2 656
Impôts du résultat opérationnel net	(602)	(7 506)	(1 068)	(738)	152	-	(9 762)
Résultat opérationnel net	5 493	8 044	3 014	1 729	(564)	-	17 716
Coût net de la dette nette							(1 350)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(334)
Résultat net - part TotalEnergies							16 032

Exercice 2021 (éléments d'ajustement) ^(a) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	(44)	-	-	-	-	-	(44)
Chiffre d'affaires Intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	(44)	-	-	-	-	-	(44)
Charges d'exploitation	(271)	(187)	1 470	278	-	-	1 290
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(342)	(418)	(25)	(36)	-	-	(821)
Résultat opérationnel^(b)	(657)	(605)	1 445	242	-	-	425
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(215)	(1 839)	56	(61)	(54)	-	(2 113)
Impôts du résultat opérationnel net	122	49	(396)	(70)	(67)	-	(362)
Résultat opérationnel net^(b)	(750)	(2 395)	1 105	111	(121)	-	(2 050)
Coût net de la dette nette							25
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(3)
Résultat net - part TotalEnergies							(2 028)
^(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	-	-	1 481	315	-
Sur le résultat opérationnel net	-	-	1 296	236	-

Exercice 2021 (ajusté) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	30 748	7 246	87 600	80 288	25	-	205 907
Chiffre d'affaires Intersecteurs	4 260	34 896	27 637	451	254	(67 498)	-
Droits d'accises	-	-	(1 108)	(20 121)	-	-	(21 229)
Produits des ventes	35 008	42 142	114 129	60 618	279	(67 498)	184 678
Charges d'exploitation	(29 693)	(16 535)	(110 452)	(57 437)	(927)	67 498	(147 546)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 308)	(8 692)	(1 558)	(1 064)	(113)	-	(12 735)
Résultat opérationnel ajusté	4 007	16 915	2 119	2 117	(761)	-	24 397
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	2 960	1 079	462	169	99	-	4 769
Impôts du résultat opérationnel net	(724)	(7 555)	(672)	(668)	219	-	(9 400)
Résultat opérationnel net ajusté	6 243	10 439	1 909	1 618	(443)	-	19 766
Coût net de la dette nette							(1 375)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(331)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							18 060

Exercice 2021 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	6 341	7 276	1 638	1 242	92	-	16 589
Désinvestissements	1 350	894	348	319	22	-	2 933
Flux de trésorerie d'exploitation	827	22 009	6 473	2 333	(1 232)	-	30 410

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies

Exercice 2020 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	15 629	4 973	56 615	63 451	17	-	140 685
Chiffre d'affaires Intersecteurs	2 003	18 483	17 378	357	223	(38 444)	-
Droits d'accises	-	-	(2 405)	(18 576)	-	-	(20 981)
Produits des ventes	17 632	23 456	71 588	45 232	240	(38 444)	119 704
Charges d'exploitation	(15 847)	(11 972)	(70 524)	(42 807)	(1 049)	38 444	(103 755)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(2 312)	(16 998)	(1 878)	(984)	(92)	-	(22 264)
Résultat opérationnel	(527)	(5 514)	(814)	1 441	(901)	-	(6 315)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	794	697	(393)	37	272	-	1 407
Impôts du résultat opérationnel net	71	(208)	59	(515)	(67)	-	(660)
Résultat opérationnel net	338	(5 025)	(1 148)	963	(696)	-	(5 568)
Coût net de la dette nette							(1 768)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							94
Résultat net - part TotalEnergies							(7 242)

Exercice 2020 (éléments d'ajustement) ^(a) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	20	-	-	-	-	-	20
Chiffre d'affaires Intersecteurs	-	-	-	-	-	-	-
Droits d'accises	-	-	-	-	-	-	-
Produits des ventes	20	-	-	-	-	-	20
Charges d'exploitation	(423)	(137)	(1 552)	(330)	(60)	-	(2 502)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(953)	(7 693)	(306)	-	-	-	(8 952)
Résultat opérationnel^(b)	(1 356)	(7 830)	(1 858)	(330)	(60)	-	(11 434)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	(382)	54	(677)	(24)	107	-	(922)
Impôts du résultat opérationnel net	298	388	348	93	(145)	-	982
Résultat opérationnel net^(b)	(1 440)	(7 388)	(2 187)	(261)	(98)	-	(11 374)
Coût net de la dette nette							(29)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							102
Résultat net - part TotalEnergies							(11 301)
(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	-	-	(1 244)	(196)	-
Sur le résultat opérationnel net	-	-	(1 165)	(137)	-

Exercice 2020 (ajusté) (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Chiffre d'affaires externe	15 609	4 973	56 615	63 451	17	-	140 665
Chiffre d'affaires Intersecteurs	2 003	18 483	17 378	357	223	(38 444)	-
Droits d'accises	-	-	(2 405)	(18 576)	-	-	(20 981)
Produits des ventes	17 612	23 456	71 588	45 232	240	(38 444)	119 684
Charges d'exploitation	(15 424)	(11 835)	(68 972)	(42 477)	(989)	38 444	(101 253)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(1 359)	(9 305)	(1 572)	(984)	(92)	-	(13 312)
Résultat opérationnel ajusté	829	2 316	1 044	1 771	(841)	-	5 119
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments	1 176	643	284	61	165	-	2 329
Impôts du résultat opérationnel net	(227)	(596)	(289)	(608)	78	-	(1 642)
Résultat opérationnel net ajusté	1 778	2 363	1 039	1 224	(598)	-	5 806
Coût net de la dette nette							(1 739)
Intérêts ne conférant pas le contrôle							(8)
Résultat net ajusté - part TotalEnergies							4 059

Exercice 2020 (en millions de dollars)	Integrated Gas, Renewables & Power	Exploration - Production	Raffinage - Chimie	Marketing & Services	Holding	Éliminations de consolidation	Total
Investissements	6 230	6 782	1 325	1 052	145	-	15 534
Désinvestissements	1 152	819	149	158	177	-	2 455
Flux de trésorerie d'exploitation	2 129	9 922	2 438	2 101	(1 787)	-	14 803

Réconciliation des informations par secteur avec les états financiers consolidés
TotalEnergies
(non audité)

4^ème trimestre 2021 (en millions de dollars)	Ajusté	Éléments d'ajustement ^(a)	Compte de résultat consolidé
Chiffre d'affaires	60 348	-	60 348
Droits d'accises	(5 050)	-	(5 050)
Produits des ventes	55 298	-	55 298
Achats, nets de variation de stocks	(36 189)	28	(36 161)
Autres charges d'exploitation	(6 630)	(50)	(6 680)
Charges d'exploration	(215)	(108)	(323)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 278)	(641)	(3 919)
Autres produits	551	(15)	536
Autres charges	(493)	(262)	(755)
Coût de l'endettement financier brut	(483)	-	(483)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	105	15	120
Coût de l'endettement financier net	(378)	15	(363)
Autres produits financiers	195	-	195
Autres charges financières	(138)	-	(138)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 787	73	1 860
Produit (Charge) d'impôt	(3 606)	(41)	(3 647)
Résultat net de l'ensemble consolidé	6 904	(1 001)	5 903
Part TotalEnergies	6 825	(988)	5 837
Intérêts ne conférant pas le contrôle	79	(13)	66

^(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
4^ème trimestre 2020 (en millions de dollars)	Ajusté	Éléments d'ajustement (a)	Compte de résultat consolidé
Chiffre d'affaires	37 940	3	37 943
Droits d'accises	(5 595)	-	(5 595)
Produits des ventes	32 345	3	32 348
Achats, nets de variation de stocks	(20 781)	273	(20 508)
Autres charges d'exploitation	(6 466)	(197)	(6 663)
Charges d'exploration	(338)	-	(338)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(3 172)	(371)	(3 543)
Autres produits	275	563	838
Autres charges	(280)	(417)	(697)
Coût de l'endettement financier brut	(497)	(4)	(501)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	32	21	53
Coût de l'endettement financier net	(465)	17	(448)
Autres produits financiers	173	-	173
Autres charges financières	(183)	-	(183)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	367	(294)	73
Produit (Charge) d'impôt	(135)	(14)	(149)
Résultat net de l'ensemble consolidé	1 340	(437)	903
Part TotalEnergies	1 304	(413)	891
Intérêts ne conférant pas le contrôle	36	(24)	12

^(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

Exercice 2021 (en millions de dollars) (non audité)	Ajusté	Éléments d'ajustement ^(a)	Compte de résultat consolidé
Chiffre d'affaires	205 907	(44)	205 863
Droits d'accises	(21 229)	-	(21 229)
Produits des ventes	184 678	(44)	184 634
Achats, nets de variation de stocks	(120 160)	1 538	(118 622)
Autres charges d'exploitation	(26 754)	(140)	(26 894)
Charges d'exploration	(632)	(108)	(740)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(12 735)	(821)	(13 556)
Autres produits	1 300	12	1 312
Autres charges	(944)	(1 373)	(2 317)
Coût de l'endettement financier brut	(1 904)	-	(1 904)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	340	39	379
Coût de l'endettement financier net	(1 564)	39	(1 525)
Autres produits financiers	762	-	762
Autres charges financières	(539)	-	(539)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	4 190	(752)	3 438
Produit (Charge) d'impôt	(9 211)	(376)	(9 587)
Résultat net de l'ensemble consolidé	18 391	(2 025)	16 366
Part TotalEnergies	18 060	(2 028)	16 032
Intérêts ne conférant pas le contrôle	331	3	334

^(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
Exercice 2020 (en millions de dollars)	Ajusté	Éléments d'ajustement ^(a)	Compte de résultat consolidé
Chiffre d'affaires	140 665	20	140 685
Droits d'accises	(20 981)	-	(20 981)
Produits des ventes	119 684	20	119 704
Achats, nets de variation de stocks	(75 672)	(1 814)	(77 486)
Autres charges d'exploitation	(24 850)	(688)	(25 538)
Charges d'exploration	(731)	-	(731)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers	(13 312)	(8 952)	(22 264)
Autres produits	1 405	832	2 237
Autres charges	(689)	(817)	(1 506)
Coût de l'endettement financier brut	(2 140)	(7)	(2 147)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie	68	(31)	37
Coût de l'endettement financier net	(2 072)	(38)	(2 110)
Autres produits financiers	914	-	914
Autres charges financières	(689)	(1)	(690)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence	1 388	(936)	452
Produit (Charge) d'impôt	(1 309)	991	(318)
Résultat net de l'ensemble consolidé	4 067	(11 403)	(7 336)
Part TotalEnergies	4 059	(11 301)	(7 242)
Intérêts ne conférant pas le contrôle	8	(102)	(94)

^(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

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CAC40 : la semaine se termine bien, le Nasdaq grimpe de +2%	26/04	CF

Graphique TotalEnergies SE

Durée

Période

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Profil Société

TotalEnergies SE figure parmi les 1ers groupes pétroliers mondiaux. Le CA par activité se répartit comme suit : - raffinage et chimie (42,7%) : raffinage de produits pétroliers (exploitation, à fin 2023, de 16 raffineries dans le monde) et fabrication de produits chimiques de base (oléfines, aromatiques, polyéthylènes, fertilisants, etc.) et de spécialités (caoutchouc, résines, adhésifs, etc.). En outre, le groupe mène des activités de négoce et de transport maritime de pétrole brut et de produits pétroliers ; - distribution de produits pétroliers (37,9%) : exploitation, à fin 2023, de 14 571 stations-service dans le monde ; - génération d'électricité (11,5%) : à partir de centrales à gaz à cycle combiné et d'énergies renouvelables ; - production, négoce, transport et distribution de gaz (5%) : notamment gaz naturel liquéfié (44,3 millions de tonnes vendus en 2023), gaz naturel, biogaz, hydrogène, gaz de pétrole liquéfié, etc. - exploration et production d'hydrocarbures (2,8%) : 2,5 millions de barils équivalent pétrole produits par jour en 2023 ; - autres (0,1%). La répartition géographique du CA est la suivante : France (23,4%), Europe (41,2%), Amérique du Nord (9,4%), Afrique (9,2%) et autres (16,8%).

Secteur

Pétrole et gaz - compagnies intégrées

Agenda

24/05/2024 - Assemblée générale

Indices liés

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Objectif de cours Moyen

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Ecart / Objectif Moyen

+5,91 %

Consensus

Révisions de BNA

Révisions des Estimations

Bénéfices trimestriels - Taux de surprise

Agenda de la société

Secteur Pétrole et gaz - compagnies intégrées

	Varia. 1 janv.	Capi.
TOTALENERGIES SE	+13,05 %	172 Md
SAUDI ARABIAN OIL COMPANY	-8,79 %	1 942 Md
EXXON MOBIL CORPORATION	+19,66 %	472 Md
PETROCHINA COMPANY LIMITED	+43,22 %	248 Md
SHELL PLC	+12,52 %	232 Md
PETROBRAS	+13,18 %	110 Md
ENI S.P.A	+0,12 %	52,28 Md
GAZPROM	-.--%	50,08 Md
SUNCOR ENERGY INC.	+27,80 %	51,16 Md
CENOVUS ENERGY INC.	+33,29 %	40,21 Md

Pétrole et gaz - compagnies intégrées