TotalEnergies SE : Résultats du premier trimestre 2026
PARIS--( BUSINESS WIRE)--Regulatory News:
TotalEnergies SE (Paris:TTE) (LSE:TTE) (NYSE:TTE):
1T26
4T25
Variation
vs 4T25
1T25
Variation
vs 1T25
8,6
7,2
+20%
7,0
+23%
5,4
3,8
+41%
4,2
+29%
2,45
1,73
+42%
1,83
+34%
5,8
2,9
+100%
3,9
+51%
12,6
10,1
+25%
10,5
+19%
Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 28 avril 2026 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le premier trimestre 2026. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Portée par une croissance organique de sa production de 4 % sur un an, compensant l’impact sur la production du conflit actuel au Moyen-Orient, TotalEnergies affiche au premier trimestre un résultat net ajusté de 5,4 G$ et un cash-flow de 8,6 G$ démontrant sa capacité à capturer la hausse des prix grâce à un portefeuille intégré de business performants et diversifiés dans le pétrole, le gaz et l’électricité. Le résultat net IFRS est de 5,8 G$.
La production Oil & Gas du premier trimestre est établie à 2,553 Mbep/j, bénéficiant notamment de la montée en puissance et des démarrages des nouveaux projets dont, ce trimestre, Lapa SW au Brésil et Mabruk en Libye, compensant les pertes de production au Moyen-Orient (de l’ordre de 100 kbep/j en moyenne sur le trimestre).
L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,6 G$ et un cash-flow de 4,6 G$ en forte croissance sur le trimestre, capturant pleinement la sensibilité à la hausse du prix des liquides et la contribution accrétive des nouveaux projets. TotalEnergies a poursuivi avec succès la gestion active de son portefeuille en finalisant ce trimestre la fusion de ses actifs Amont au Royaume-Uni avec la société NEO NEXT et en annonçant deux découvertes d’hydrocarbures sur le champ de Moho, au Congo.
Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,3 G$ et un cash-flow de 1,8 G$ au premier trimestre 2026. Ces résultats sont portés par une hausse de la production de GNL de 12 % et des activités de négoce ayant tiré parti de la volatilité des marchés. La Compagnie a relancé ce trimestre la construction du projet Mozambique LNG qui contribuera à la diversification de son portefeuille.
Le secteur Integrated Power génère un résultat opérationnel net ajusté de 0,5 G$ et un cash-flow de 0,6 G$. La finalisation, dès la fin avril, de la transaction avec EPH accélère la stratégie d’intégration gaz-électricité de la Compagnie en Europe et constitue une étape majeure pour le secteur Integrated Power dans son objectif de générer un free cash-flow positif d’ici à 2027. En outre la Compagnie poursuit la croissance de son portefeuille d’énergies renouvelables avec 8 GW mis en service sur les douze derniers mois.
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,9 G$ et un cash-flow de 2,1 G$ sur le trimestre. Les unités de raffinage ont retrouvé leur pleine performance opérationnelle (taux d’utilisation à plus de 90 %), capturant ainsi les marges exceptionnelles au mois de mars. Les activités de négoce de brut et de produits pétroliers ont également réalisé ce trimestre une très forte performance.
Le ratio d’endettement s’établit à 15,5 % à la fin du trimestre, la croissance du cash-flow tirée par la hausse des prix de l’énergie compensant pour partie une augmentation du besoin en fonds de roulement de 5,1 G$, pour moitié compte tenu de la saisonnalité des business et pour moitié liée à l’impact de la hausse du prix des hydrocarbures en fin de trimestre, notamment sur les stocks.
Compte tenu de la forte génération de cash-flow de la Compagnie au premier trimestre et conforté par la capacité de la Compagnie à maintenir un bilan solide, le Conseil d’administration a décidé d’augmenter de 5,9 % le premier acompte sur dividende à 0,90 € par action, plus forte croissance de dividende parmi les majors pétrolières. Le Conseil a en outre autorisé à poursuivre les rachats d’actions jusqu’à 1,5 G$ pour le second trimestre et a confirmé l’objectif de pay-out supérieur à 40 % pour l’année. »
1. Faits marquants (2)
Responsabilité sociétale et environnementale
Amont
Integrated LNG
Integrated Power
Aval
Point sur l’impact du conflit au Moyen-Orient
2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies (1)
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
12 552
10 066
+25%
10 504
+19%
6 300
4 633
+36%
4 792
+31%
2 576
1 805
+43%
2 451
+5%
1 318
922
+43%
1 294
+2%
545
564
-3%
506
+8%
1 599
1 001
+60%
301
x5,3
262
341
-23%
240
+9%
709
739
-4%
715
-1%
39,1%
38,8%
-
41,4%
-
5 394
3 837
+41%
4 192
+29%
2,45
1,73
+42%
1,83
+34%
2,10
1,48
+42%
1,74
+21%
2 164
2 176
-1%
2 246
-4%
5 810
2 906
+100%
3 851
+51%
4 650
4 019
+16%
4 501
+3%
(172)
(1 573)
ns
420
ns
4 478
2 446
+83%
4 921
-9%
8 576
7 168
+20%
6 992
+23%
8 979
7 593
+18%
7 276
+23%
3 361
10 471
-68%
2 563
+31%
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
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
81,1
63,7
+27%
75,7
+7%
3,5
4,1
-15%
3,9
-11%
13,7
10,3
+34%
14,4
-5%
14,1
10,6
+32%
14,1
-
73,7
61,4
+20%
72,2
+2%
5,59
5,11
+10%
6,60
-15%
8,48
8,48
-
10,00
-15%
11,4
11,4
-
3,9
x2,9
3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
7,9
8,3
-5%
8,4
-6%
6,9
7,0
-1%
7,2
-4%
1,0
1,3
-23%
1,2
-17%
10,4
11,2
-7%
11,1
-6%
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
4
6
-33%
6
-33%
Émissions trimestrielles estimées.
Les émissions de méthane des installations opérées sont en baisse de 33 % sur un an, notamment en raison de la réduction continue du torchage et des émissions fugitives sur les installations de l’Exploration-Production.
Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 6 % sur un an, principalement en raison de la réduction continue du torchage de l’Exploration-Production et d’une moindre activité des centrales à gaz.
Les émissions de Scope 3 (13) Catégorie 11 du premier trimestre 2026 sont estimées à 83 Mt CO 2e.
3.3 Production (14)
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
2 553
2 545
-
2 558
-
1 326
1 404
-6%
1 355
-2%
1 227
1 141
+8%
1 203
+2%
2 553
2 545
-
2 558
-
1 481
1 555
-5%
1 516
-2%
5 799
5 381
+8%
5 655
+3%
La production d’hydrocarbures a été de 2 553 milliers de barils équivalent pétrole par jour au premier trimestre 2026, stable sur un an, en raison des éléments suivants :
Hors impact du conflit au Moyen-Orient, la production est en hausse de près de 4 % sur un an, portée par la montée en puissance et les démarrages des nouveaux projets.
4. Analyse des résultats des secteurs
4.1 Exploration-Production
4.1.1 Production
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
1 948
2 002
-3%
1 976
-1%
1 408
1 485
-5%
1 442
-2%
2 863
2 779
+3%
2 848
+1%
4.1.2 Résultats
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
2 576
1 805
+43%
2 451
+5%
139
211
-34%
150
-7%
49,5%
51,7%
-
49,4%
-
2 724
1 905
+43%
2 684
+1%
(227)
(530)
ns
116
ns
2 497
1 375
+82%
2 800
-11%
4 564
3 611
+26%
4 291
+6%
2 969
3 821
-22%
3 266
-9%
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 576 M$, en hausse significative de plus de 40 % sur le trimestre, reflétant pleinement la hausse du prix moyen de vente des liquides (+12,4 $/b par rapport au quatrième trimestre 2025, incluant l’effet retard des prix de vente aux Emirats Arabes Unis) et la contribution accrétive des nouveaux projets.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 564 M$, en hausse de 26% sur le trimestre, pour les mêmes raisons.
4.2 Integrated LNG
4.2.1 Production
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
605
543
+12%
582
+4%
73
70
+4%
74
-1%
2 936
2 602
+13%
2 807
+5%
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
12,4
12,2
+1%
10,6
+16%
4,1
3,9
+6%
4,0
+3%
10,9
10,8
+1%
9,4
+16%
* 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 12 % sur le trimestre, principalement portée par une croissance de production en Australie, aux Etats-Unis et en Malaisie.
Les ventes de GNL sont stables sur le trimestre, dans un contexte d’activité spot soutenue.
4.2.2 Résultats
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
8,48
8,48
-
10,00
-15%
1 318
922
+43%
1 294
+2%
431
394
+9%
535
-19%
410
744
-45%
752
-45%
92
49
+88%
140
-34%
502
793
-37%
892
-44%
1 785
1 156
+54%
1 249
+43%
(1 120)
2 102
ns
1 743
ns
* Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. Ne prend pas en compte les activités de négoce de GNL.
Le résultat opérationnel net ajusté et la marge brute d’autofinancement (CFFO) du segment Integrated LNG se sont établis respectivement à 1 318 M$ et 1 785 M$, en forte hausse sur le trimestre, portés par la hausse de la production de GNL et des activités de négoce tirant parti de la volatilité des marchés.
4.3 Integrated Power
4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
11,7
12,6
-7%
11,3
+3%
8,2
8,1
+1%
6,8
+20%
3,5
4,5
-22%
4,5
-22%
26,8
26,0
+3%
22,7
+18%
19,8
19,0
+4%
16,2
+22%
7,0
7,0
-
6,5
+8%
109,7
108,7
+1%
97,5
+13%
35,6
34,1
+5%
27,8
+28%
6,1
6,0
+2%
6,0
+2%
2,7
2,7
-
2,8
-2%
15,2
13,2
+15%
14,5
+5%
31,5
27,0
+17%
35,7
-12%
* Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.
** Données à fin de période.
*** Dont 17,25 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.
La production nette d'électricité est en hausse sur un an, à 11,7 TWh, la croissance de 20 % de la production à partir de sources renouvelables compensant la moindre utilisation des capacités flexibles à gaz dans un contexte de moindre demande hivernale en Europe et aux Etats-Unis.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 35,6 GW à la fin du premier trimestre 2026, soit près de 8 GW supplémentaires sur un an.
4.3.2 Résultats
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
545
564
-3%
506
+8%
52
97
-46%
44
+18%
823
525
+57%
645
+28%
(77)
(1 070)
ns
238
ns
746
(545)
ns
883
-16%
574
788
-27%
597
-4%
(145)
1 300
ns
(399)
ns
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated Power s’est établi à 545 M$ sur le trimestre, en ligne avec celui du premier trimestre 2025, n’ayant pas bénéficié de farm-down contrairement au quatrième trimestre 2025.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’est établie à 574 M$ pour les mêmes raisons. Elle se décompose entre les activités de production (incluant renouvelables et centrales à gaz) pour environ 35 % et les activités de commercialisation (B2B, B2C et trading) pour environ 65 %, ces proportions étant en ligne avec celles du premier trimestre 2025 du fait de la saisonnalité des activités de commercialisation (consommations hivernales plus fortes).
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
4.4.1 Résultats
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
1 861
1 342
+39%
541
x3,4
654
731
-11%
386
+69%
39
(46)
ns
(75)
ns
693
685
+1%
311
x2,2
2 136
1 970
+8%
1 117
+91%
2 632
3 068
-14%
(1 415)
ns
4.5 Raffinage-Chimie
4.5.1 Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
1 624
1 489
+9%
1 549
+5%
462
502
-8%
435
+6%
677
572
+18%
627
+8%
485
415
+17%
487
-
92%
84%
87%
* Sur la base de la capacité de distillation en début d'année.
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
1 183
1 227
-4%
1 250
-5%
1 159
1 184
-2%
1 173
-1%
74%
79%
78%
* 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 9 % sur le trimestre, les unités ayant retrouvé leur pleine performance opérationnelle, pour atteindre un taux d’utilisation de 92 % dans un contexte d’absence de grands arrêts durant le premier trimestre 2026.
La production de produits pétrochimiques est en baisse de 4 % sur le trimestre pour les monomères et de 2 % pour les polymères, liée principalement aux grands arrêts de BTP aux Etats-Unis et de Feluy en Belgique.
4.5.2 Résultats
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
11,4
11,4
-
3,9
x2,9
1 599
1 001
+60%
301
x5,3
518
508
+2%
236
x2,2
75
(1)
ns
-
ns
593
507
+17%
236
x2,5
1 716
1 378
+25%
633
x2,7
1 564
1 716
-9%
(1 983)
ns
* Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/b), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies. Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 1 599 M$ sur le trimestre en hausse de près de 600 M$ par rapport au quatrième trimestre 2025, portée par la bonne performance opérationnelle des raffineries ayant permis de capturer les marges élevées en mars, et des activités de négoce de brut et de produits pétroliers ayant tiré parti d’un environnement favorable au mois de mars.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 1 716 M$, pour les mêmes raisons.
4.6 Marketing & Services
4.6.1 Ventes de produits pétroliers
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
1 206
1 247
-3%
1 266
-5%
686
723
-5%
714
-4%
520
524
-1%
551
-6%
* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage.
Les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 5 % par rapport au premier trimestre 2025, reflétant notamment les cessions de réseaux au Brésil et en Afrique sahélienne.
4.6.2 Résultats
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
262
341
-23%
240
+9%
136
223
-39%
150
-9%
(36)
(45)
ns
(75)
ns
100
178
-44%
75
+33%
420
592
-29%
484
-13%
1 068
1 352
-21%
568
+88%
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 262 M$ en hausse de 9 % sur un an reflétant la hausse des marges unitaires.
La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’élève à 420 M$ au premier trimestre 2026, impactée par l’effet fiscal de la hausse des prix sur la valorisation des stocks de produits pétroliers.
5. Résultats de TotalEnergies
5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs atteint 6 300 M$ au premier trimestre 2026, contre 4 633 M$ au quatrième trimestre 2025, principalement en raison de la hausse des prix du pétrole et du gaz ainsi que des fortes performances des activités de négoce de brut, de produits pétroliers et de GNL.
5.2 Résultat net ajusté (1) (part TotalEnergies)
Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’établit à 5 394 M$ au premier trimestre 2026 contre 3 837 M$ au quatrième trimestre 2025.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur.
Les éléments d’ajustement du résultat net représentent un montant de 0,4 G$ au premier trimestre 2026, constitués principalement de :
Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de 39,1 % au premier trimestre 2026 contre 38,8 % au quatrième trimestre 2025.
5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à 2,45 $ au premier trimestre 2026, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 164 millions, contre 1,73 $ au quatrième trimestre 2025.
Au 31 mars 2026, le nombre d’actions dilué était de 2 165 millions.
TotalEnergies a procédé au rachat* de 9,4 millions d’actions au premier trimestre 2026, pour un montant de 0,75 G$.
5.4 Acquisitions - cessions
Les acquisitions ont représenté 392 M$ au premier trimestre 2026, notamment liés à la finalisation de l’acquisition, auprès de la société Continental Resources, d’intérêts gaziers dans le bassin d’Anadarko, aux Etats-Unis.
Les cessions ont représenté 564 M$ au premier trimestre 2026, notamment liés à la finalisation de la transaction avec NEO NEXT ainsi que de la cession des actifs West of Shetland, au Royaume-Uni.
5.5 Cash-flow net (1)
Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à 4 098 M$ au premier trimestre 2026 contre 4 722 M$ le trimestre précédent, la hausse de 2 032 M$ des investissements nets sur le trimestre étant partiellement compensée par la hausse de 1 408 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO).
Le flux de trésorerie d’exploitation est de 3 361 M$ au premier trimestre 2026, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 8 576 M$, compte tenu de l’augmentation du besoin en fonds de roulement de 5,1 G$, dont
5.6 Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 14,4 % sur le premier trimestre 2026.
Période du 1er avril 2025
Période du 1er janvier 2025
Période du 1er avril 2024
au 31 mars 2026
au 31 décembre 2025
au 31 mars 2025
17 043
15 833
17 636
118 641
116 827
116 758
14,4%
13,6%
15,1%
La rentabilité des capitaux employés moyens (1) s’est établie à 12,7 % sur le premier trimestre 2026.
19 158
17 827
19 125
151 105
141 802
144 629
12,7%
12,6%
13,2%
6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 2 684 millions d’euros au premier trimestre 2026 contre 3 726 millions d’euros au premier trimestre 2025.
7. Sensibilités sur l’année 2026 (16)
Variation
Impact estimé sur le résultat opérationnel net ajusté
Impact estimé sur la marge brute d'autofinancement
+/- 0,1 $ par €
-/+ 0,1 G$
~0 G$
+/- 10 $/b
+/- 2,3 G$
+/- 2,8 G$
+/- 2 $/Mbtu
+/- 0,4 G$
+/- 0,4 G$
+/- 10 $/b
+/- 0,3 G$
+/- 0,4 G$
8. Perspectives
Dans le contexte du conflit au Moyen-Orient, les marchés pétroliers se maintiennent à des niveaux élevés autour de 100 $/b et restent extrêmement volatils. Compte tenu du délai de remise en service des installations de production au Moyen-Orient (2 à 3 mois), les prix devraient se maintenir à un niveau élevé durant le deuxième trimestre. En outre, l’impact de ce conflit sur les stocks d’hydrocarbures dans le monde conduit à ne plus considérer le scénario de surplus sur l’année 2026 qui était anticipé en début d’année.
Les prix du gaz européens du deuxième trimestre sur les marchés forward sont élevés autour de 14-15 $/Mbtu, dans un contexte de reconstitution des stocks en Europe, dont les niveaux au sortir de l’hiver (25 %) sont au plus bas des cinq dernières années. La compétition entre la demande de GNL en Europe pour reconstituer les stocks et celle pour la saison chaude en Asie devrait soutenir les cours dans les prochains mois.
Compte tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz ces derniers mois et de l’effet de décalage sur les formules de prix, TotalEnergies anticipe un prix moyen de vente du GNL autour de 10 $/Mbtu au deuxième trimestre 2026.
Hors impact du conflit au Moyen-Orient, la production du deuxième trimestre est attendue en croissance d’environ 4 % sur un an, en ligne avec la croissance observée au premier trimestre. Cependant, à la fin du mois d’avril la production arrêtée au Qatar, en Irak et offshore aux Émirats Arabes Unis représente environ 15 % de la production totale de la Compagnie.
Le taux d’utilisation des raffineries devrait être entre 80 et 85 % au deuxième trimestre, compte tenu notamment de l’impact de la réduction de capacité de SATORP en Arabie Saoudite et du grand arrêt planifié d’une durée de deux mois sur la raffinerie de Donges, en France.
Compte tenu de la finalisation de la transaction avec EPH le 29 avril 2026, le secteur Integrated Power devrait bénéficier sur l’année 2026 de 10 TWh de production nette d’électricité, en ligne avec les 15 TWh de guidance sur une année pleine et d’une contribution de plus de 500 M$ de cash-flow disponible.
La Compagnie confirme ses investissements prévus pour l’année pour un montant net prévu à 15 G$ sur 2026, en ligne avec la guidance annuelle. La Compagnie examine la possibilité d’accélérer des projets à cycle court pour tirer parti des prix actuels des hydrocarbures.
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 vous connecter au site de la Compagnie totalenergies.com ou composer le +33 (0) 1 70 91 87 04, +44 (0) 12 1281 8004 ou +1 718 705 8796. L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.
* * * *
9. Principales données opérationnelles des secteurs
9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production + Integrated LNG)
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
570
546
+4%
571
-
431
442
-2%
424
+2%
777
840
-8%
849
-9%
487
459
+6%
424
+15%
288
258
+11%
290
-1%
2 553
2 545
-
2 558
-
356
360
-1%
390
-9%
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
209
212
-2%
216
-3%
299
318
-6%
312
-4%
615
676
-9%
680
-10%
259
251
+3%
202
+28%
99
98
+1%
106
-6%
1 481
1 555
-5%
1 516
-2%
131
153
-14%
163
-20%
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
1 944
1 796
+8%
1 920
+1%
670
628
+7%
567
+18%
884
928
-5%
920
-4%
1 263
1 154
+9%
1 237
+2%
1 038
875
+19%
1 011
+3%
5 799
5 381
+8%
5 655
+3%
1 222
1 132
+8%
1 237
-1%
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
1 766
1 774
-
1 677
+5%
531
517
+3%
618
-14%
1 134
958
+18%
1 073
+6%
986
921
+7%
945
+4%
4 416
4 170
+6%
4 313
+2%
361
366
-1%
344
+5%
2 849
2 557
+11%
2 703
+5%
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
989
985
-
984
+1%
676
775
-13%
694
-3%
677
651
+4%
745
-9%
* Oléfines, polymères.
9.3 Integrated Power
9.3.1 Production nette d’électricité
1T26
4T25
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
0,2
0,4
-
1,2
0,0
1,7
0,2
0,3
-
1,4
0,0
2,0
0,1
0,6
0,4
1,5
0,1
2,6
0,1
0,5
0,3
1,9
0,0
2,9
0,0
-
-
-
0,1
0,2
0,0
-
-
-
0,1
0,1
0,2
-
-
0,2
-
0,4
0,2
-
-
0,2
-
0,4
0,9
0,6
-
0,7
-
2,2
1,0
0,5
-
1,0
-
2,6
0,2
0,9
-
-
-
1,0
0,1
1,2
-
-
-
1,3
2,8
0,3
-
-
-
3,1
2,5
0,2
-
-
-
2,7
0,3
0,0
0,2
-
-
0,5
0,3
0,0
0,2
-
-
0,6
4,7
2,7
0,6
3,5
0,2
11,7
4,6
2,8
0,5
4,5
0,2
12,6
9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique
1T26
4T25
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien en mer
Gaz
Autres
Total
0,8
0,6
-
2,7
0,2
4,2
0,8
0,5
-
2,7
0,2
4,2
0,6
1,0
0,3
2,1
0,1
4,1
0,6
1,0
0,3
2,1
0,1
4,1
0,1
-
-
-
0,1
0,2
0,1
-
-
-
0,1
0,2
0,7
-
-
0,3
-
1,0
0,5
-
-
0,3
-
0,8
3,1
0,9
-
2,0
0,5
6,5
3,0
0,9
-
2,0
0,5
6,4
0,5
1,2
-
-
-
1,7
0,5
1,2
-
-
-
1,7
7,0
0,6
-
-
0,1
7,7
6,7
0,6
-
-
-
7,2
1,2
0,0
0,2
-
-
1,4
1,2
0,0
0,2
-
-
1,4
14,0
4,3
0,5
7,0
1,1
26,8
13,4
4,1
0,5
7,0
1,0
26,0
9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable
1T26
4T25
Solaire
Eolien terrestre
Eolien
en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien
en mer
Autres
Total
1,3
0,9
0,0
0,2
2,4
1,4
0,9
0,0
0,2
2,5
0,7
1,7
1,1
0,3
3,8
0,7
1,7
1,1
0,3
3,8
0,3
0,0
0,0
0,4
0,7
0,3
0,0
0,0
0,4
0,7
1,6
0,0
0,0
0,0
1,6
1,3
0,0
0,0
0,0
1,3
7,8
2,3
0,0
1,2
11,3
7,3
2,3
0,0
1,0
10,6
0,6
1,8
0,0
0,0
2,4
0,6
1,8
0,0
0,0
2,4
10,1
0,7
0,0
0,1
10,8
9,7
0,6
0,0
0,0
10,3
1,9
0,0
0,6
0,0
2,5
1,8
0,0
0,6
0,0
2,5
24,3
7,4
1,8
2,1
35,6
23,1
7,3
1,8
1,9
34,1
1T26
4T25
Solaire
Eolien terrestre
Eolien
en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien
en mer
Autres
Total
0,1
0,1
0,0
0,0
0,3
0,1
0,2
0,0
0,0
0,3
0,9
0,1
0,8
0,4
2,1
0,7
0,1
0,8
0,4
2,1
0,2
0,2
0,0
0,0
0,4
0,2
0,1
0,0
0,0
0,4
1,4
0,2
0,0
0,0
1,7
1,7
0,2
0,0
0,0
2,0
0,8
0,1
0,0
0,3
1,2
0,8
0,0
0,0
0,5
1,3
1,1
0,3
0,0
0,3
1,7
0,7
0,1
0,0
0,3
1,1
0,3
0,0
0,0
0,0
0,3
0,8
0,0
0,0
0,0
0,8
0,1
0,0
0,0
0,0
0,1
0,3
0,0
0,0
0,0
0,3
4,9
1,0
0,8
1,0
7,7
5,5
0,8
0,8
1,2
8,3
1T26
4T25
Solaire
Eolien terrestre
Eolien
en mer
Autres
Total
Solaire
Eolien terrestre
Eolien
en mer
Autres
Total
0,8
0,5
1,5
0,0
2,8
0,9
0,5
1,5
0,1
2,9
5,2
2,0
14,3
4,2
25,7
5,9
1,8
14,3
3,6
25,6
1,1
0,5
0,0
0,0
1,6
0,3
0,2
0,0
0,0
0,5
1,2
0,0
0,0
0,0
1,2
1,1
0,0
0,0
0,0
1,1
10,8
3,7
4,1
5,0
23,6
10,8
3,8
4,1
5,4
24,2
0,7
1,7
0,0
0,0
2,5
1,3
1,3
0,0
0,0
2,6
1,5
0,0
0,0
0,0
1,5
1,6
0,0
0,0
0,0
1,6
2,7
1,1
2,6
1,1
7,5
3,0
1,1
2,6
1,1
7,8
23,9
9,6
22,5
10,3
66,4
24,9
8,8
22,5
10,1
66,3
10. Indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures)
10.1 Éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies)
1T26
4T25
1T25
5 810
2 906
3 851
(1 031)
(644)
(108)
252
203
-
(22)
(51)
-
(1 148)
(661)
-
(113)
(135)
(108)
1 507
(232)
(78)
(60)
(55)
(155)
416
(931)
(341)
5 394
3 837
4 192
10.2 Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états financiers consolidés
10.2.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies à l’EBITDA ajusté
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
5 810
2 906
+100%
3 851
+51%
(416)
931
ns
341
ns
5 394
3 837
+41%
4 192
+29%
78
36
x2,2
70
+11%
3 324
2 273
+46%
2 705
+23%
3 097
3 184
-3%
2 998
+3%
90
99
-9%
83
+8%
791
833
-5%
725
+9%
(222)
(196)
ns
(269)
ns
12 552
10 066
+25%
10 504
+19%
10.2.2 Tableau de passage des produits des ventes à l’EBITDA ajusté et au résultat net part TotalEnergies
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
49 516
45 925
+8%
47 899
+3%
(29 119)
(29 164)
ns
(30 563)
ns
(8 563)
(7 783)
ns
(7 542)
ns
(133)
(177)
ns
(81)
ns
185
592
-69%
247
-25%
(114)
(144)
ns
(216)
ns
294
299
-2%
294
-
(223)
(221)
ns
(249)
ns
709
739
-4%
715
-1%
12 552
10 066
+25%
10 504
+19%
(3 097)
(3 184)
ns
(2 998)
ns
(90)
(99)
ns
(83)
ns
(791)
(833)
ns
(725)
ns
222
196
+13%
269
-17%
(3 324)
(2 273)
ns
(2 705)
ns
(78)
(36)
ns
(70)
ns
416
(931)
ns
(341)
ns
5 810
2 906
+100%
3 851
+51%
10.3 Investissements – Désinvestissements
Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux investissements nets
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
4 312
3 434
+26%
4 805
-10%
-
(331)
-100%
-
ns
49
-
ns
6
x8,2
14
(821)
ns
-
ns
75
115
-35%
108
-31%
28
49
-43%
2
x14
4 478
2 446
+83%
4 921
-9%
(172)
(1 573)
ns
420
ns
392
507
-23%
836
-53%
564
2 080
-73%
416
+36%
(18)
308
ns
-
ns
4 650
4 019
+16%
4 501
+3%
73
99
-26%
111
-34%
301
559
-46%
568
-47%
(276)
(259)
ns
(103)
ns
(4)
(513)
ns
-
ns
* Les flux de trésorerie d’investissement n’incluent pas les augmentations d’immobilisations corporelles résultant de l’accord de portage d’Apache sur le projet GranMorgu du bloc offshore 58 au Suriname qui ont donné lieu à un financement spécifique des fournisseurs comptabilisé en dettes financières. Ces augmentations s’établissent à 218 millions de dollars au 1er trimestre 2026. Le règlement de ces fournisseurs est classé en flux de financement
** Variation de dettes de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaires.
10.4 Cash-flow
Tableaux de passage du flux de trésorerie d’exploitation à la Marge brute d’autofinancement (CFFO), au DACF et au cash-flow net
1T26
4T25
1T26
vs
4T25
1T25
1T26
vs
1T25
3 361
10 471
-68%
2 563
31%
(6 993)
3 814
ns
(4 316)
ns
1 849
(299)
ns
(107)
ns
22
212
-90%
-
ns
49
-
ns
6
x8,2
8 576
7 168
+20%
6 992
+23%
(403)
(425)
ns
(284)
ns
8 979
7 593
+18%
7 276
+23%
4 650
4 019
+16%
4 501
+3%
3 926
3 149
+25%
2 491
+58%
4 478
2 446
+83%
4 921
-9%
4 098
4 722
-13%
2 071
+98%
* La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
10.5 Ratio d’endettement
31/03/2026
12/31/2025
31/03/2025
10 596
10 162
10 983
243
388
897
(3 837)
(3 093)
(5 892)
3
7
41
43 468
40 944
37 862
(1 731)
(1 991)
(953)
(25 693)
(26 202)
(22 837)
23 049
20 215
20 101
122 541
114 883
117 956
2 696
2 640
2 465
125 237
117 523
120 421
15,5%
14,7%
14,3%
8 491
8 567
8 533
20,1%
19,7%
19,2%
* Hors créances et dettes de location.
** Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.
10.6 Rentabilité des capitaux employés moyens
Exploration- Production
Integrated
LNG
Integrated Power
Raffinage-Chimie
Marketing & Services
Compagnie
8 524
4 133
2 254
3 676
1 395
19 158
65 397
42 998
23 740
8 404
6 840
147 764
68 315
47 700
24 532
7 545
5 937
154 446
12,7%
9,1%
9,3%
46,1%
21,8%
12,7%
GLOSSAIRE
Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Acquisitions nettes de cessions correspondent aux acquisitions moins les cessions (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les actionnaires car il met en évidence l’allocation des flux de trésorerie utilisés pour accroître le portefeuille d’actifs de la Compagnie via des opportunités de croissance externe.
Capitaux Employés (CMO) : indicateur alternatif de performance. Ils sont calculés au coût de remplacement et font référence aux capitaux employés (bilan) moins l’effet de stock. Les capitaux employés (bilan) désignent la somme des éléments suivants : (i) Immobilisations corporelles, incorporelles (ii) sociétés mises en équivalence : titres et prêts (iii) autres actifs non courants, (iv) besoin en fonds de roulement qui est la somme des stocks nets, créances nettes, autres actifs courants, dettes fournisseurs, autres créditeurs et charges à payer (v) provisions et autres passifs non courants et (vi) actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés. Les Capitaux Employés peuvent constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires, en leur donnant un éclairage sur le montant des capitaux investis par la Compagnie ou par ses secteurs pour conduire ses opérations. Les Capitaux Employés sont utilisés pour calculer la Rentabilité des Capitaux Employés moyens (ROACE).
Cash-flow après Investissements Organiques : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow après Investissements Organiques correspond à la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Organiques. Les Investissements Organiques correspondent aux Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car il représente les flux de trésorerie d’exploitation générés par l'entreprise après l’allocation de trésorerie pour les Investissements Organiques.
Cash-flow net (ou free cash-flow) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow net correspond à la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Nets. Le cash-flow net peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que pour les actionnaires car il représente les flux de trésorerie générés par les opérations de la Compagnie après l’allocation de trésorerie pour les Investissements Organiques et les Acquisitions nettes de cessions (acquisitions - cessions - autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur de performance correspond aux flux de trésorerie disponibles pour rembourser la dette et affecter de la trésorerie à la distribution de dividendes aux actionnaires ou au rachat d'actions.
DACF (Debt Adjusted Cash-Flow) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le DACF est défini comme la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) hors frais financiers. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les actionnaires car il correspond aux fonds théoriquement disponibles dont dispose la Compagnie pour les investissements, le remboursement de la dette et les distributions aux actionnaires, et facilite ainsi la comparaison des résultats d'exploitation de la Compagnie avec ceux d'autres entreprises, indépendamment de leur structure de capital et de leurs besoins en fonds de roulement.
EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization ou bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement) ajusté : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Il correspond au résultat ajusté avant amortissement et dépréciations des immobilisations incorporelles, corporelles et des droits miniers, charge d’impôt et coût de la dette nette, soit l’ensemble des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mesurer et comparer la rentabilité de la Compagnie avec celle des entreprises de services publics (secteur de l’énergie).
Investissements nets : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Investissements Nets incluent le flux de trésorerie d’investissement, les opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle, la variation de la dette liée au financement de projets renouvelables, les dépenses liées aux crédits carbone et les investissements liés aux contrats de location capitalisés et excluent le remboursement organique des prêts des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mettre en évidence la trésorerie affectée aux opportunités de croissance, tant internes qu'externes, montrant ainsi, lorsqu'il est combiné avec le tableau des flux de trésorerie de la Compagnie préparé selon les IFRS, comment la trésorerie est générée et allouée au sein de l’organisation. Les Investissements Nets sont la somme des Investissements Organiques et des Acquisitions nettes de cessions tous deux définis dans le Glossaire.
Investissements organiques : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Investissements Organiques désignent les Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. Les Investissements Organiques peuvent constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car ils mettent en évidence les flux de trésorerie utilisés par la Compagnie pour accroître son portefeuille d'actifs, hors sources de croissance externe.
Marge Brute d’Autofinancement ou Cash-Flow From Operations excluding working capital (CFFO) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. La Marge Brute d’Autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables et les remboursements de prêts organiques des sociétés mises en équivalence.
Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour les aider à comprendre l’évolution de la marge brute d’autofinancement au fil des périodes sur une base cohérente en comparaison avec la performance des pairs. La combinaison de cet indicateur de performance et des résultats de la Compagnie préparés conformément aux IFRS permet une compréhension plus complète des facteurs et des tendances affectant les activités et les performances de la Compagnie. Cet indicateur de performance est utilisé par la Compagnie comme base pour l'allocation de ses flux de trésorerie et notamment pour déterminer la part des cash-flows affectée aux distributions aux actionnaires.
Périmètre opéré : activités, sites et actifs industriels dont TotalEnergies SE ou l’une de ses filiales a le contrôle opérationnel, c’est-à-dire a la responsabilité de la conduite des opérations pour le compte de l’ensemble des partenaires. Sur le périmètre opéré, les indicateurs sont reportés à 100 %, quelle que soit la part patrimoniale détenue par la Compagnie dans l'actif.
Périmètre ESRS : les émissions de GES du périmètre ESRS correspondent aux émissions à 100 % des sites opérés auxquelles s’ajoutent les émissions en part patrimoniale des actifs non opérés et consolidés financièrement hors sociétés mises en équivalence.
Ratio d’endettement : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le ratio entre le total des dettes financières et le total des capitaux propres. Le ratio d’endettement est un ratio entre la dette nette et les capitaux propres, qui est calculé de la façon suivante : dette nette hors contrat de location / (capitaux propres + dette nette hors contrat de location). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour évaluer la solidité financière du bilan de la Compagnie.
Ratio d’endettement normalisé : indicateur défini comme le ratio d’endettement excluant l’impact de la variation d’éléments saisonniers, notamment sur le besoin en fonds de roulement.
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net (part TotalEnergies). Le Résultat Net Ajusté (part TotalEnergies) se définit comme le Résultat Net (part TotalEnergies) moins les éléments d’ajustement sur le Résultat Net (part TotalEnergies). Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non récurrents. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et des éléments non récurrents.
Résultat opérationnel net ajusté : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Le Résultat Opérationnel Net Ajusté correspond au Résultat Net avant coût net de la dette nette c’est-à-dire le coût de la dette nette retraité de l’impact de l’impôt, moins les éléments d’ajustement. Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non récurrents. Le résultat opérationnel net ajusté peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et des éléments non récurrents. Il est utilisé pour évaluer la Rentabilité des Capitaux Employés Moyens (ROACE) comme expliqué ci-dessous.
Retour à l’actionnaire (Pay-out) : indicateur alternatif de performance. Il se définit comme le ratio entre les dividendes et les rachats d'actions destinées à être annulées rapporté à la Marge Brute d’Autofinancement. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car il indique la part de la Marge Brute d’Autofinancement distribuée à l’actionnaire.
Return on Average Capital Employed (ROACE) ou Rentabilité des Capitaux Employés moyens : indicateur alternatif de performance. Il se définit comme le rapport entre le Résultat Opérationnel Net Ajusté et les Capitaux Employés moyens au coût de remplacement entre le début et la fin de la période. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mesurer la rentabilité des Capitaux Employés moyens par la Compagnie dans le cadre de ses opérations et est utilisé par la Compagnie pour comparer sa performance en interne et en externe avec celle de ses pairs.
Avertissement :
Sauf indication contraire, 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 » et « 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. Le terme « Société » utilisé dans ce document est utilisé pour désigner exclusivement TotalEnergies SE, société mère de la Compagnie.
Ce communiqué de presse présente les résultats du premier trimestre 2026 et les trois premiers mois de l’année 2026, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 mars 2026 (non audités). Les comptes consolidés de TotalEnergies SE au 31 mars 2026 ont fait l’objet d’un examen limité par les Commissaires aux comptes. L’annexe au comptes consolidés (non audités) est disponibles sur le site de la Société, www.totalenergies.com.
Ce document peut contenir des déclarations prospectives (incluant des forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie de TotalEnergies et les attentes concernant les rendements pour les actionnaires, notamment en ce qui concerne les dividendes futurs et les rachats d’actions. Ce document peut également contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies SE, notamment en ce qui concerne le changement climatique et la neutralité carbone. Une ambition exprime un résultat souhaité par TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre pour l’atteindre ne dépendent pas uniquement de TotalEnergies.
Ces déclarations prospectives peuvent être identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « sera », « devrait », « pourrait », « serait », « peut », « vraisemblablement », « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « considérer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition », « s’engager », « viser » ou toute terminologie similaire. Ces déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données économiques, hypothèses et estimations établies dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date de publication 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 sont incertaines et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison notamment des incertitudes liées 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 dans la production et l’estimation des réserves, la capacité à réduire les coûts et à améliorer l’efficacité opérationnelle sans perturber indûment les opérations, les changements législatifs et réglementaires, notamment en matière d’environnement et de climat, les fluctuations monétaires, les innovations technologiques, les conditions et événements météorologiques, ainsi que les évolutions sociodémographiques, économiques et politiques, les changements dans les conditions de marché, la perte de parts de marché, les modifications des préférences des consommateurs ou les pandémies, ainsi que les autres facteurs de risque décrits régulièrement dans les documents de la Société, notamment son Document d’enregistrement universel déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers, son rapport annuel (Form 20-F) déposé auprès de la Securities and Exchange Commission (« SEC »), ainsi que les autres rapports déposés ou transmis à la SEC.
Les décisions relatives à de futurs acomptes sur dividende ou dividendes annuels définitifs, postérieurs à l’acompte sur dividende payable le 2 octobre 2026 (ou le 21 octobre 2026 pour les détenteurs inscrits au registre américain), n’ont pas encore été arrêtées par le Conseil d’administration ou approuvées par les actionnaires en assemblée générale. Les attentes de la direction concernant les dividendes futurs constituent des déclarations prospectives et ne sont pas contraignantes. Le Conseil d’administration conserve toute latitude pour décider de distribuer un acompte sur dividende, en déterminer le montant et la date de versement, ainsi que pour arrêter le dividende qui sera soumis à l’approbation des actionnaires en assemblée générale, en fonction de divers facteurs, notamment les résultats financiers de TotalEnergies, la solidité de son bilan, ses besoins de trésorerie et en terme de liquidité, ses perspectives, les prix des matières premières et tout autre élément jugé pertinent par le Conseil d’administration.
Les lecteurs ne doivent pas considérer les déclarations prospectives comme des données certaines, mais comme l’expression du point de vue de la Société à la date de publication du présent document.
TotalEnergies SE et ses filiales n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et déclinent expressément toute responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou de toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou d’événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Par ailleurs, la Société n’a pas vérifié et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de tiers contenues dans ce document ou utilisées pour les hypothèses, estimations ou, plus généralement, les données prospectives publiées dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont décrites dans la version la plus récente du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et dans le rapport annuel (20-F) déposé auprès de la SEC.
En outre, les développements relatifs au changement climatique et à d’autres enjeux environnementaux ou sociaux présentés dans ce document reposent sur différents cadres de référence et prennent en considération les intérêts de diverses parties prenantes, lesquels sont susceptibles d’évoluer indépendamment de notre volonté. Par ailleurs, nos informations publiées sur ces thématiques, y compris celles relatives au changement climatique et à d’autres enjeux environnementaux ou sociaux, peuvent inclure des éléments qui ne sont pas nécessairement considérés comme « significatifs » (« material ») au sens des lois américaines sur les valeurs mobilières applicables aux obligations d’information auprès de la SEC, ni au regard du droit des marchés financiers concernés.
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 décrits ci-après (résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), le cash flow net, le cash flow après investissements organiques, le ratio d’endettement normalisé, la rentabilité des capitaux propres (Return on Equity – ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens (Return on Average Capital Employed – ROACE), le ratio d’endettement (gearing ratio), la marge brute d’autofinancement, le DACF (debt adjusted cash flow), ainsi que le taux de retour à l’actionnaire (payout). 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 évaluer la performance de TotalEnergies.
Les informations financières sectorielles sont présentées conformément au système de reporting interne et reflètent les données sectorielles internes utilisées pour gérer et évaluer la performance de TotalEnergies. TotalEnergies évalue sa performance au niveau de chaque secteur d’activité sur la base du résultat net opérationnel ajusté.
Ces éléments d’ajustement comprennent :
(i) les éléments non récurrents
En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.
(ii) l’effet de stock
Conformément à IAS 2, TotalEnergies valorise ses stocks de produits pétroliers selon la méthode du FIFO (First-in, First-out) et celui des autres stocks selon la méthode PMP (Prix Moyen Pondéré). Selon la méthode FIFO, le stock est valorisé au coût historique d’acquisition ou de production plutôt qu’au coût de remplacement. En cas de volatilité des marchés de l’énergie, cette méthode de valorisation peut avoir un effet de distorsion important sur le résultat.
Par conséquent, les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents de la Compagnie.
Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non par référence à la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement.
(iii) l’effet des variations de juste valeur
L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour les stocks du trading et les contrats de stockage, à des différences entre la mesure interne de la performance utilisée par le Comité exécutif de TotalEnergies et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.
Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward.
Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut par ailleurs des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.
Enfin, TotalEnergies utilise des instruments dérivés dans le but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs opérationnels. En application des normes IFRS, ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au dénouement des transactions.
Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel 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 (€/$) des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité tenue en euros.
Avertissement aux investisseurs américains – Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TotalEnergies SE, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault – 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur le site internet de la Société totalenergies.com. Ce document est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site internet de la SEC sec.gov.
(1)
Se référer au Glossaire pages 23 & 24 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.
(2)
Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
(3)
Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
(4)
Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action correspond au rapport entre le résultat net ajusté (part TotalEnergies) diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée et le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice en excluant les actions autodétenues par TotalEnergies SE.
(5)
Taux de change moyen €-$ : 1,1703 au 1 er trimestre 2026, 1,1634 au 4 ème trimestre 2025 et 1,0523 au 1 er trimestre 2025.
(6)
Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
(7)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
(8)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
(9)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
(10)
Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/b), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.
(11)
Les gaz à effet de serre (GES) désignent les sept gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO 2, CH 4, N 2O, les HFC, les PFC, le SF 6 et le NF 3, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) à 100 ans respectifs tel que donnés par le rapport du GIEC le plus récent. Les HFC, PFC et le SF 6 et le NF 3 sont quasiment absents des émissions de la Compagnie et ne sont pas comptabilisés par la Compagnie.
(12)
Les émissions de GES Scope 1+2 se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting des indicateurs liés au changement climatique et des émissions indirectes de GES résultant de la production d’électricité, de vapeur, de chaleur ou de froid achetés ou acquis, et consommés par les sites ou activités faisant partie du périmètre de reporting des indicateurs liés au changement climatique, nettes des ventes éventuelles d’énergie, sans inclure les gaz industriels achetés (H 2). En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 2 suivant la méthode fondée sur le marché (market based), comme définie par le GHG Protocol.
(13)
En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à la phase d’utilisation directe des produits vendus au cours de leur durée de vie attendue (c’est-à-dire les émissions de scope 1 et de scope 2 des utilisateurs finaux qui ont lieu pendant la combustion des produits énergétiques) conformément à la définition du Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard Supplement to the GHG Protocol. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes en vue d’un usage final. Le point le plus élevé pour chaque chaine de valeur pour l’année 2026 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres. À ces ventes ou production est appliqué un facteur d’émission stœchiométrique (oxydation des molécules en dioxyde de carbone) pour obtenir une quantité d’émission. Conformément au Technical Guidance for Calculating Scope 3 Emissions Supplement to the Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard qui définit les utilisateurs finaux comme les consommateurs et clients professionnels qui utilisent les produits finaux et au guide IPIECA Estimating petroleum industry value chain (Scope 3) greenhouse gas emissions en application duquel le reporting des émissions liées aux produits énergétiques achetés pour revente à des utilisateurs non finaux (c’est-à-dire pour du négoce) est optionnel, TotalEnergies ne rapporte pas les émissions associées aux activités de négoce.
(14)
Production de la Compagnie = production de l’EP + production d’Integrated LNG.
(15)
Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*
Ces rachats d’actions sont nets de frais et taxes et incluent les rachats couvrant les plans d’attribution d’actions aux employés.
(16)
Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2026. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie.
(17)
Environnement Brent à 60-70 $/b.
(18)
Données à fin de période.
(19)
Dont 17,25 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group, et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.
(20)
Données à fin de période.
Comptes TotalEnergies
Comptes consolidés du premier trimestre 2026, normes IFRS
Compte de résultat consolidé
TotalEnergies
(non audité)
1 er trimestre
4 ème trimestre
1 er trimestre
(en millions de dollars) (a)
2026
2025
2025
Chiffre d'affaires
54 163
50 624
52 254
Droits d'accises
(4 647)
(4 699)
(4 355)
Produits des ventes
49 516
45 925
47 899
Achats, nets de variation de stocks
(27 347)
(29 536)
(30 855)
Autres charges d'exploitation
(8 675)
(7 925)
(7 564)
Charges d'exploration
(133)
(177)
(81)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers
(3 206)
(3 776)
(2 998)
Autres produits
471
806
247
Autres charges
(1 225)
(821)
(291)
Coût de l'endettement financier brut
(791)
(833)
(725)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie
222
233
290
Coût de l'endettement financier net
(569)
(600)
(435)
Autres produits financiers
294
324
318
Autres charges financières
(223)
(221)
(249)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence
817
759
663
Produit (Charge) d'impôt
(3 788)
(1 830)
(2 733)
Résultat net de l'ensemble consolidé
5 932
2 928
3 921
Part TotalEnergies
5 810
2 906
3 851
Intérêts ne conférant pas le contrôle
122
22
70
Résultat net par action (en $)
2,68
1,31
1,69
Résultat net dilué par action (en $)
2,64
1,30
1,68
(a) Excepté pour les résultats nets par action.
Résultat global consolidé
TotalEnergies
(non audité)
1 er trimestre
4 ème trimestre
1 er trimestre
(en millions de dollars)
2026
2025
2025
Résultat net de l'ensemble consolidé
5 932
2 928
3 921
Autres éléments du résultat global
Pertes et gains actuariels
1
28
–
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres
112
(161)
12
Effet d'impôt
(25)
51
1
Écart de conversion de consolidation de la société-mère
(1 792)
49
2 882
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat
(1 704)
(33)
2 895
Écart de conversion de consolidation
1 904
(133)
(2 017)
Couverture de flux futurs
937
(46)
(833)
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère
4
(3)
15
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt
155
(98)
(100)
Autres éléments
1
(4)
7
Effet d'impôt
(235)
18
205
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat
2 766
(266)
(2 723)
Total autres éléments du résultat global (après impôt)
1 062
(299)
172
Résultat global
6 994
2 629
4 093
– Part TotalEnergies
6 884
2 596
4 007
– Intérêts ne conférant pas le contrôle
110
33
86
Bilan consolidé
TotalEnergies
31 mars 2026
31 décembre 2025
31 mars 2025
(en millions de dollars)
(non audité)
(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles
36 387
37 345
34 543
Immobilisations corporelles
116 240
114 694
112 249
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts
39 123
38 090
35 687
Autres titres
2 097
1 914
1 860
Actifs financiers non courants
2 877
3 270
2 231
Impôts différés
2 986
3 358
3 360
Autres actifs non courants
2 640
2 915
4 000
Total actifs non courants
202 350
201 586
193 930
Actifs courants
Stocks
23 932
16 663
19 037
Clients et comptes rattachés
22 977
18 559
24 882
Autres créances
33 877
20 437
22 423
Actifs financiers courants
4 173
3 332
6 237
Trésorerie et équivalents de trésorerie
25 693
26 202
22 837
Actifs destinés à être cédés ou échangés
1 560
4 276
1 711
Total actifs courants
112 212
89 469
97 127
Total actif
314 562
291 055
291 057
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital
7 007
7 059
7 231
Primes et réserves consolidées
133 317
125 860
128 787
Écarts de conversion
(13 900)
(14 033)
(14 508)
Actions autodétenues
(3 883)
(4 003)
(3 554)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies
122 541
114 883
117 956
Intérêts ne conférant pas le contrôle
2 696
2 640
2 465
Total des capitaux propres
125 237
117 523
120 421
Passifs non courants
Impôts différés
12 990
12 634
12 621
Engagements envers le personnel
1 974
2 018
1 824
Provisions et autres passifs non courants
18 693
17 322
19 872
Dettes financières non courantes
51 426
48 995
45 858
Total passifs non courants
85 083
80 969
80 175
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés
42 693
38 065
42 554
Autres créditeurs et dettes diverses
47 512
36 344
32 505
Dettes financières courantes
12 582
12 038
13 134
Autres passifs financiers courants
243
388
897
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés
1 212
5 728
1 371
Total passifs courants
104 242
92 563
90 461
Total passif et capitaux propres
314 562
291 055
291 057
Tableau de flux de trésorerie consolidé
TotalEnergies
(non audité)
1 er trimestre
4 ème trimestre
1 er trimestre
(en millions de dollars)
2026
2025
2025
FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
5 932
2 928
3 921
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles
4 149
3 996
3 086
Provisions et impôts différés
591
316
209
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs
(320)
(655)
25
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence
(187)
(203)
(423)
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement
(6 968)
3 867
(4 232)
Autres, nets
164
222
(23)
Flux de trésorerie d'exploitation
3 361
10 471
2 563
FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et incorporels
(4 621)
(4 153)
(4 222)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise
(79)
(140)
(232)
Coût d'acquisition de titres
(221)
(343)
(311)
Augmentation des prêts non courants
(301)
(559)
(568)
Investissements
(5 222)
(5 195)
(5 333)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels
181
730
301
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée
397
451
117
Produits de cession d'autres titres
7
321
1
Remboursement de prêts non courants
325
259
109
Désinvestissements
910
1 761
528
Flux de trésorerie d'investissement
(4 312)
(3 434)
(4 805)
FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT
Variation de capital :
– actionnaires de la société mère
–
–
–
– actions propres
(775)
(1 506)
(2 152)
Dividendes payés :
– aux actionnaires de la société mère
(2 123)
(2 160)
(1 851)
– aux intérêts ne conférant pas le contrôle
(9)
(81)
(139)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée
1 751
–
(1 139)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée
(154)
(122)
(128)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle
(16)
313
(20)
Émission nette d'emprunts non courants
3 584
611
3 431
Variation des dettes financières courantes
(1 283)
(1 985)
150
Variation des actifs et passifs financiers courants
(469)
686
718
Flux de trésorerie de financement
506
(4 244)
(1 130)
Augmentation (diminution) de la trésorerie
(445)
2 793
(3 372)
Incidence des variations de change
(64)
(6)
365
Trésorerie en début de période
26 202
23 415
25 844
Trésorerie en fin de période
25 693
26 202
22 837
Variation des capitaux propres consolidés
TotalEnergies
(non audité)
Actions émises
Primes et
réserves
consolidées
Écarts de conversion
Actions autodétenues
Capitaux propres -
Part TotalEnergies
Intérêts ne conférant pas le contrôle
Capitaux propres
(en millions de dollars)
Nombre
Montant
Nombre
Montant
Au 1er janvier 2025
2 397 679 661
7 577
135 496
(15 259)
(149 529 818)
(9 956)
117 858
2 397
120 255
Résultat net du premier trimestre 2025
–
–
3 851
–
–
–
3 851
70
3 921
Autres éléments du résultat global
–
–
(595)
751
–
–
156
16
172
Résultat Global
–
–
3 256
751
–
–
4 007
86
4 093
Dividendes
–
–
–
–
–
–
–
(5)
(5)
Émissions d'actions
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Rachats d'actions
–
–
–
–
(33 770 546)
(2 633)
(2 633)
–
(2 633)
Cessions d'actions (a)
–
–
(413)
–
6 209 016
413
–
–
–
Paiements en actions
–
–
112
–
–
–
112
–
112
Annulation d'actions
(127 622 460)
(346)
(8 395)
–
127 622 460
8 622
(119)
–
(119)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée
–
–
(1 219)
–
–
–
(1 219)
–
(1 219)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée
–
–
(77)
–
–
–
(77)
–
(77)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle
–
–
–
–
–
–
–
(20)
(20)
Autres éléments
–
–
27
–
–
–
27
7
34
Au 31 mars 2025
2 270 057 201
7 231
128 787
(14 508)
(49 468 888)
(3 554)
117 956
2 465
120 421
Résultat net du 1er avril au 31 décembre 2025
–
–
9 276
–
–
–
9 276
160
9 436
Autres éléments du résultat global
–
–
(402)
475
–
–
73
61
134
Résultat Global
–
–
8 874
475
–
–
9 349
221
9 570
Dividendes
–
–
(8 135)
–
–
–
(8 135)
(343)
(8 478)
Émissions d'actions
11 149 053
30
462
–
–
–
492
–
492
Rachats d'actions
–
–
–
–
(88 866 748)
(4 893)
(4 893)
–
(4 893)
Cessions d'actions (a)
–
–
(1)
–
12 396
1
–
–
–
Paiements en actions
–
–
473
–
–
–
473
–
473
Annulation d'actions
(74 620 711)
(202)
(4 309)
–
74 620 711
4 442
(69)
–
(69)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée
–
–
(243)
–
–
–
(243)
–
(243)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle
–
–
(1)
–
–
–
(1)
306
305
Autres éléments
–
–
(47)
–
–
1
(46)
(9)
(55)
Au 31 décembre 2025
2 206 585 543
7 059
125 860
(14 033)
(63 702 529)
(4 003)
114 883
2 640
117 523
Résultat net du premier trimestre 2026
–
–
5 810
–
–
–
5 810
122
5 932
Autres éléments du résultat global
–
–
941
133
–
–
1 074
(12)
1 062
Résultat Global
–
–
6 751
133
–
–
6 884
110
6 994
Dividendes
–
–
–
–
–
–
–
(9)
(9)
Émissions d'actions
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Rachats d'actions
–
–
–
–
(9 387 297)
(1 002)
(1 002)
–
(1 002)
Cessions d'actions (a)
–
–
–
–
1 640
–
–
–
–
Paiements en actions
–
–
118
–
–
–
118
–
118
Annulation d'actions
(18 185 068)
(52)
(1 093)
–
18 185 068
1 122
(23)
–
(23)
Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée
–
–
1 751
–
–
–
1 751
–
1 751
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée
–
–
(87)
–
–
–
(87)
–
(87)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle
–
–
–
–
–
–
–
(16)
(16)
Autres éléments
–
–
17
–
–
–
17
(29)
(12)
Au 31 mars 2026
2 188 400 475
7 007
133 317
(13 900)
(54 903 118)
(3 883)
122 541
2 696
125 237
(a) Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.
Informations par secteur d'activité
TotalEnergies
(non audité)
1er trimestre 2026
Exploration - Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage - Chimie
Marketing & Services
Holding
Éliminations de consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 119
2 930
5 441
24 180
20 489
4
–
54 163
Chiffre d'affaires intersecteurs
9 003
2 810
727
8 215
119
33
(20 907)
–
Droits d'accises
–
–
–
(167)
(4 480)
–
–
(4 647)
Produits des ventes
10 122
5 740
6 168
32 228
16 128
37
(20 907)
49 516
Charges d'exploitation
(3 289)
(4 152)
(5 710)
(28 670)
(14 993)
(248)
20 907
(36 155)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers
(1 965)
(421)
(163)
(403)
(230)
(24)
–
(3 206)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments
386
453
(813)
225
(120)
3
–
134
Impôts du résultat opérationnel net
(2 426)
(316)
(53)
(696)
(247)
(99)
–
(3 837)
Ajustements (a)
252
(14)
(1 116)
1 085
276
(23)
–
460
Résultat opérationnel net ajusté
2 576
1 318
545
1 599
262
(308)
–
5 992
Ajustements (a)
460
Coût net de la dette nette
(520)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(122)
Résultat net - part TotalEnergies
5 810
(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel net du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel net du secteur Integrated Power.
1er trimestre 2026
Exploration - Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage - Chimie
Marketing & Services
Holding
Éliminations de consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 860
649
901
616
152
44
–
5 222
Désinvestissements
462
151
218
23
52
4
–
910
Flux de trésorerie d'exploitation
2 969
(1 120)
(145)
1 564
1 068
(975)
–
3 361
Informations par secteur d'activité
TotalEnergies
(non audité)
4ème trimestre 2025
Exploration - Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage - Chimie
Marketing & Services
Holding
Éliminations de consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 260
2 427
5 707
21 616
19 625
(11)
–
50 624
Chiffre d'affaires intersecteurs
8 753
2 237
877
6 878
167
37
(18 949)
–
Droits d'accises
–
–
–
(203)
(4 496)
–
–
(4 699)
Produits des ventes
10 013
4 664
6 584
28 291
15 296
26
(18 949)
45 925
Charges d'exploitation
(4 758)
(3 617)
(6 332)
(27 025)
(14 656)
(199)
18 949
(37 638)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers
(2 346)
(444)
(336)
(367)
(248)
(35)
–
(3 776)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments
258
469
90
24
14
(8)
–
847
Impôts du résultat opérationnel net
(1 501)
(182)
77
(114)
(165)
(1)
–
(1 886)
Ajustements (a)
(139)
(32)
(481)
(192)
(100)
(26)
–
(970)
Résultat opérationnel net ajusté
1 805
922
564
1 001
341
(191)
–
4 442
Ajustements (a)
(970)
Coût net de la dette nette
(544)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(22)
Résultat net - part TotalEnergies
2 906
(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel net du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel net du secteur Integrated Power.
4ème trimestre 2025
Exploration - Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage - Chimie
Marketing & Services
Holding
Éliminations de consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
1 881
1 130
1 155
542
326
161
–
5 195
Désinvestissements
663
12
880
35
148
23
–
1 761
Flux de trésorerie d'exploitation
3 821
2 102
1 300
1 716
1 352
180
–
10 471
Informations par secteur d'activité
TotalEnergies
(non audité)
1er trimestre 2025
Exploration - Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage - Chimie
Marketing & Services
Holding
Éliminations de consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires externe
1 569
3 088
5 967
22 627
19 001
2
–
52 254
Chiffre d'affaires intersecteurs
8 727
3 252
684
6 811
156
25
(19 655)
–
Droits d'accises
–
–
–
(112)
(4 243)
–
–
(4 355)
Produits des ventes
10 296
6 340
6 651
29 326
14 914
27
(19 655)
47 899
Charges d'exploitation
(3 800)
(4 956)
(6 185)
(28 648)
(14 374)
(192)
19 655
(38 500)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers
(1 950)
(391)
(75)
(339)
(217)
(26)
–
(2 998)
Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments
133
565
44
(8)
(10)
(36)
–
688
Impôts du résultat opérationnel net
(2 328)
(275)
(73)
(83)
(98)
74
–
(2 783)
Ajustements (a)
(100)
(11)
(144)
(53)
(25)
(22)
–
(355)
Résultat opérationnel net ajusté
2 451
1 294
506
301
240
(131)
–
4 661
Ajustements (a)
(355)
Coût net de la dette nette
(385)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(70)
Résultat net - part TotalEnergies
3 851
(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.
La gestion des positions bilancielles (dont les appels de marge) liée à l'accès centralisé aux marchés pour les activités GNL, gaz et électricité est incluse dans le secteur integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions gaz et GNL sont affectées au résultat opérationnel net du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel net du secteur Integrated Power.
1er trimestre 2025
Exploration - Production
Integrated LNG
Integrated Power
Raffinage - Chimie
Marketing & Services
Holding
Éliminations de consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
3 047
902
936
242
172
34
–
5 333
Désinvestissements
358
10
58
6
97
(1)
–
528
Flux de trésorerie d'exploitation
3 266
1 743
(399)
(1 983)
568
(632)
–
2 563
Indicateurs Alternatifs de Performance
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1. Tableau de passage des flux de trésorerie d’investissement aux investissements nets
1.1 Exploration-Production
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'investissement ( a ) *
2 398
1 218
2 689
-11%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )
–
–
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )
–
–
–
ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) **
–
–
–
ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
71
108
109
-35%
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
28
49
2
x14
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )
2 497
1 375
2 800
-11%
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )
(227)
(530)
116
ns
Acquisitions ( g )
222
79
445
-50%
Cessions ( i )
449
609
329
36%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
–
–
–
ns
Dont investissements organiques ( h )
2 724
1 905
2 684
1%
Exploration capitalisée
68
88
109
-37%
Augmentation des prêts non courants
52
36
82
-37%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME
(13)
(54)
(29)
ns
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)
–
–
–
ns
*Les flux de trésorerie d’investissement n’incluent pas les augmentations d’immobilisations corporelles résultant de l’accord de portage d’Apache sur le projet GranMorgu du bloc offshore 58 au Suriname qui ont donné lieu à un financement spécifique des fournisseurs comptabilisé en dettes financières. Ces augmentations s’établissent à 218 millions de dollars au 1 er trimestre 2026. Le règlement de ces fournisseurs est classé en flux de financement
**Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
1.2 Integrated LNG
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'investissement ( a )
498
1 118
892
-44%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )
–
(331)
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )
1
–
1
ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *
–
–
–
ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
3
6
(1)
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
–
–
–
ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )
502
793
892
-44%
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )
92
49
140
-34%
Acquisitions ( g )
92
352
144
-36%
Cessions ( i )
–
303
4
-100%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
–
–
–
ns
Dont investissements organiques ( h )
410
744
752
-45%
Exploration capitalisée
5
11
2
x2,5
Augmentation des prêts non courants
69
211
182
-62%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME
(150)
(40)
(5)
ns
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)
–
–
–
ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1.3 Integrated Power
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'investissement ( a )
683
275
878
-22%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )
–
–
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )
48
–
5
x9,6
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *
14
(821)
–
ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
1
1
–
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
–
–
–
ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )
746
(545)
883
-16%
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )
(77)
(1 070)
238
ns
Acquisitions ( g )
3
35
245
-99%
Cessions ( i )
80
1 105
7
x11,4
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
(18)
308
–
ns
Dont investissements organiques ( h )
823
525
645
28%
Exploration capitalisée
–
–
–
ns
Augmentation des prêts non courants
101
215
268
-62%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME
(72)
(83)
(46)
ns
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)
(4)
(513)
–
ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
1.4 Raffinage-Chimie
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'investissement ( a )
593
507
236
x2,5
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )
–
–
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )
–
–
–
ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *
–
–
–
ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
–
–
–
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
–
–
–
ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )
593
507
236
x2,5
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )
75
(1)
–
ns
Acquisitions ( g )
75
1
–
ns
Cessions ( i )
–
2
–
ns
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
–
–
–
ns
Dont investissements organiques ( h )
518
508
236
x2,2
Exploration capitalisée
–
–
–
ns
Augmentation des prêts non courants
69
67
10
x6,9
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME
(23)
(33)
(6)
ns
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)
–
–
–
ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
1.5 Marketing & Services
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'investissement ( a )
100
178
75
33%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )
–
–
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( c )
–
–
–
ns
Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *
–
–
–
ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )
–
–
–
ns
Dépenses liées aux crédits carbone ( f )
–
–
–
ns
Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )
100
178
75
33%
Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i )
(36)
(45)
(75)
ns
Acquisitions ( g )
–
(1)
2
-100%
Cessions ( i )
36
44
77
-53%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession
–
–
–
ns
Dont investissements organiques ( h )
136
223
150
-9%
Exploration capitalisée
–
–
–
ns
Augmentation des prêts non courants
10
27
18
-44%
Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME
(13)
(43)
(17)
ns
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part TotalEnergies)
–
–
–
ns
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire
2. Tableau de passage des flux de trésorerie d’exploitation à la marge brute d’autofinancement
2.1 Exploration-Production
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )
2 969
3 821
3 266
-9%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )
(1 595)
210
(1 025)
ns
Effet de stock ( c )
–
–
–
ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
–
–
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
–
–
–
ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
4 564
3 611
4 291
6%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
2.2 Integrated LNG
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )
(1 120)
2 102
1 743
ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *
(2 904)
946
495
ns
Effet de stock ( c )
–
–
–
ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
–
–
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
1
–
1
ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
1 785
1 156
1 249
43%
*La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
2.3 Integrated Power
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )
(145)
1 300
(399)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *
(649)
724
(991)
ns
Effet de stock ( c )
–
–
–
ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
22
212
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
48
–
5
x9,6
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
574
788
597
-4%
*La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power.
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
2.4 Raffinage-Chimie
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )
1 564
1 716
(1 983)
ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )
(1 501)
559
(2 543)
ns
Effet de stock ( c )
1 349
(221)
(73)
ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
–
–
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
–
–
–
ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
1 716
1 378
633
x2,7
2.5 Marketing & Services
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
1er trimestre 2026
vs
2026
2025
2025
1er trimestre 2025
Flux de trésorerie d'exploitation ( a )
1 068
1 352
568
88%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )
148
838
118
25%
Effet de stock ( c )
500
(78)
(34)
ns
Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )
–
–
–
ns
Remboursement organique de prêts SME ( e )
–
–
–
ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
( f = a - b - c + d + e )
420
592
484
-13%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
3. Réconciliation des capitaux employés (bilan) et calcul du ROACE
(en millions de dollars)
Exploration - Production
Integrated
LNG
Integrated Power
Raffinage - Chimie
Marketing & Services
Corporate
Éliminations de consolidation
Compagnie
Résultat opérationnel net ajusté 1er trimestre 2026
2 576
1 318
545
1 599
262
(308)
–
5 992
Résultat opérationnel net ajusté 4ème trimestre 2025
1 805
922
564
1 001
341
(191)
–
4 442
Résultat opérationnel net ajusté 3ème trimestre 2025
2 169
852
571
687
380
(80)
–
4 579
Résultat opérationnel net ajusté 2ème trimestre 2025
1 974
1 041
574
389
412
(245)
–
4 145
Résultat opérationnel net ajusté ( a )
8 524
4 133
2 254
3 676
1 395
(824)
–
19 158
Bilan au 31 mars 2026
Immobilisations corporelles et incorporelles
86 781
30 462
14 613
13 042
6 846
883
–
152 627
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence
5 617
17 618
10 482
4 370
1 036
–
–
39 123
Autres actifs non courants
2 032
2 266
1 713
628
1 012
72
–
7 723
Stocks
1 681
1 567
581
16 239
3 864
–
–
23 932
Clients et comptes rattachés
6 597
12 141
4 804
21 891
8 814
1 477
(32 747)
22 977
Autres créances
7 197
19 160
5 029
8 906
3 292
3 074
(12 781)
33 877
Fournisseurs et comptes rattachés
(6 442)
(13 101)
(6 019)
(37 509)
(10 982)
(1 125)
32 485
(42 693)
Autres créditeurs et dettes diverses
(11 794)
(17 710)
(5 119)
(14 784)
(6 255)
(4 893)
13 043
(47 512)
Besoin en fonds de roulement
(2 761)
2 057
(724)
(5 257)
(1 267)
(1 467)
–
(9 419)
Provisions et autres passifs non courants
(23 691)
(4 703)
(1 553)
(3 421)
(1 218)
929
–
(33 657)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés
337
–
1
–
42
–
–
380
Capitaux employés (Bilan)
68 315
47 700
24 532
9 362
6 451
417
–
156 777
Moins effet de stock
–
–
–
(1 817)
(514)
–
–
(2 331)
Capitaux employés au coût de remplacement ( b )
68 315
47 700
24 532
7 545
5 937
417
–
154 446
Bilan au 31 mars 2025
Immobilisations corporelles et incorporelles
84 198
29 006
13 997
12 203
6 716
672
–
146 792
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence
4 181
16 501
9 988
3 967
1 050
–
–
35 687
Autres actifs non courants
3 668
2 140
1 500
659
1 030
223
–
9 220
Stocks
1 653
996
568
12 521
3 299
–
–
19 037
Clients et comptes rattachés
5 753
9 845
6 635
21 697
8 307
1 149
(28 504)
24 882
Autres créances
7 634
7 788
4 295
2 371
2 687
4 043
(6 395)
22 423
Fournisseurs et comptes rattachés
(6 612)
(10 862)
(7 559)
(35 562)
(9 514)
(808)
28 363
(42 554)
Autres créditeurs et dettes diverses
(10 737)
(8 054)
(3 988)
(4 983)
(5 475)
(5 804)
6 536
(32 505)
Besoin en fonds de roulement
(2 309)
(287)
(49)
(3 956)
(696)
(1 420)
–
(8 717)
Provisions et autres passifs non courants
(24 645)
(4 362)
(1 697)
(3 377)
(1 146)
910
–
(34 317)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés
304
–
1
–
85
–
–
390
Capitaux employés (Bilan)
65 397
42 998
23 740
9 496
7 039
385
–
149 055
Moins effet de stock
–
–
–
(1 092)
(199)
–
–
(1 291)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( c )
65 397
42 998
23 740
8 404
6 840
385
–
147 764
ROACE en pourcentage ( a / moyenne ( b + c ) )
12,7%
9,1%
9,3%
46,1%
21,8%
12,7%
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)
4. Réconciliation du résultat net de l’ensemble consolidé au résultat opérationnel net ajusté
(en millions de dollars)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
2026
2025
2025
Résultat net de l'ensemble consolidé ( a )
5 932
2 928
3 921
Coût net de la dette nette ( b )
(520)
(544)
(385)
Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net
(1 031)
(678)
(122)
Plus ou moins-value de cession
252
203
–
Charges de restructuration
(22)
(54)
–
Dépréciations et provisions exceptionnelles
(1 148)
(667)
–
Autres éléments
(113)
(160)
(122)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d'impôt
1 551
(237)
(78)
Effet des variations de juste valeur
(60)
(55)
(155)
Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c )
460
(970)
(355)
Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c )
5 992
4 442
4 661