TotalEnergies SE : Résultats du troisième trimestre 2024

TotalEnergies démontre la résilience de son modèle intégré dans un environnement pétrolier baissier et affiche un résultat net ajusté de 4,1 G$ sur le 3^ème trimestre et de 13,9 G$ sur les 9 premiers mois de l’année

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

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

	3T24	Variation vs 2T24	9M24	Variation vs 9M23
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)⁽¹⁾
- en milliards de dollars (G$)	4,1	-13%	13,9	-23%
- en dollar par action	1,74	-12%	5,87	-19%
Résultat net (part TotalEnergies) (G$)	2,3	-39%	11,8	-28%
EBITDA ajusté⁽¹⁾ (G$)	10,0	-9%	32,6	-15%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)⁽¹⁾ (G$)	6,8	-12%	22,8	-17%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)	7,2	-20%	18,3	-25%

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 30 octobre 2024 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le troisième trimestre 2024. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Dans un environnement pétrolier baissier, avec des marges de raffinage en fort repli, TotalEnergies démontre la résilience de son modèle multi-énergies intégré en affichant un résultat net ajusté de 4,1 G$ et un cash-flow de 6,8 G$ au troisième trimestre 2024.

Cette résilience est portée en premier lieu par l’Exploration-Production qui affiche un résultat opérationnel net ajusté solide de 2,5 G$ en repli de seulement 7 %, un cash-flow stable à 4,3 G$ et une rentabilité des capitaux employés de 15,6 %. La production Amont s’établit à 2,41 Mbep/j sur le trimestre, bénéficiant de la montée en puissance du projet Mero 2 au Brésil, compensant partiellement les manques à produire sur Ichthys LNG et en Libye. Au troisième trimestre, TotalEnergies a mis en production le projet pétrolier à forte marge d’Anchor aux Etats-Unis, ainsi que le projet gazier Fenix en Argentine. La Compagnie a également lancé le projet GranMorgu au Suriname, qui contribuera à soutenir l’objectif de croissance de 3 % par an à horizon 2030.

Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,1 G$ et un cash-flow de 0,9 G$, la faible volatilité des marchés ne favorisant pas les activités de négoce gaz et GNL. TotalEnergies poursuit avec succès la commercialisation de ses ressources GNL avec la signature ce trimestre de plusieurs contrats de vente à moyen terme en Asie.

Compte tenu de la très forte baisse des marges de raffinage en Europe (-66 % par rapport au deuxième trimestre) et dans le reste du monde, l’Aval affiche ce trimestre un résultat opérationnel net ajusté de 0,6 G$ et un cash-flow de 1,2 G$, en baisse d’environ 40 % par rapport au deuxième trimestre, les activités de marketing et de négoce compensant le très fort repli du raffinage.

Le secteur Integrated Power contribue également à la résilience du résultat de la Compagnie. Il affiche un résultat opérationnel net ajusté de 0,5 G$ et un cash-flow de plus de 0,6 G$. Sur les neuf premiers mois de l’année, le cash-flow croît de 35 % par rapport à 2023 et s’établit à 1,95 G$, en ligne avec la guidance annuelle de plus de 2,5 G$. TotalEnergies a poursuivi au cours de ce trimestre le déploiement de son modèle intégré électricité avec la mise en service de deux centrales solaires géantes avec batteries au Texas, l’acquisition d’une centrale à gaz au Royaume-Uni, le renforcement de ses partenariats avec Adani en Inde et avec RWE dans l’éolien offshore en Allemagne et aux Pays-Bas.

Compte tenu de ces résultats solides, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2024 d’un montant de 0,79 € par action, en hausse de près de 7 % par rapport à 2023, et a autorisé des rachats d’actions¹ de 2 G$ au quatrième trimestre 2024, afin d’atteindre 8 milliards de dollars sur l’année. »

1. Faits marquants ⁽²⁾

Amont

Démarrage de la production de Mero-3, au Brésil, d’une capacité de 180 000 b/j
Démarrage de la production d’Anchor, dans le Golfe du Mexique, d’une capacité de 75 000 b/j
Démarrage de la production du champ gazier de Fenix, en Argentine, d’une capacité de 10 Mm³/j
Lancement du projet pétrolier GranMorgu, sur le bloc 58 au Suriname, d’une capacité de 220 000 b/j
Retrait des blocs offshore 11B/12B et 5/6/7 en Afrique du Sud
Finalisation de la cession des actifs du Brunei
Découverte de nouvelles ressources de gaz à condensat sur le champ offshore Harald, au Danemark

Aval

Signature des accords en vue de la cession de la participation de 50 % dans Total Parco Pakistan Ltd à Gunvor
Signature des accords en vue de la cession des activités de distribution de carburant au Brésil à SIM Distribuidora

Integrated LNG

Acquisition auprès de Lewis Energy d’actifs gaziers en production, dans le bassin d’Eagle Ford au Texas
Signatures de contrats de vente de GNL :
- 1,1 Mt/an sur 10 ans avec BOTAŞ pour livraison en Turquie à partir de 2027,
- 0,2 Mt/an sur 7 ans avec HD Hyundai Chemical pour livraison en Corée du Sud à partir de 2027,
- Extension de 5 ans du contrat de 1,25 Mt/an avec CNOOC pour livraison en Chine, jusqu’en 2034

Integrated Power

Démarrage de deux centrales solaires avec batteries au Texas, d’une capacité combinée de 1,2 GW
Investissement dans un nouveau portefeuille solaire de plus d’1 GW avec Adani Green en Inde
Prise de participation de 50 % dans deux projets éoliens offshore de 2 GW chacun, en Allemagne
Accord avec Scatec pour l’acquisition de participations dans des projets d’hydroélectricité en Afrique
Signature d’un contrat Clean Firm Power avec Saint-Gobain, pour la fourniture de 875 GWh sur 5 ans

Décarbonation et molécules bas-carbone

Accord avec Air France-KLM pour la fourniture de 1,5 Mt de SAF sur 10 ans
Signature d’un contrat d’affrètement pour un navire de soutage en GNL, destiné notamment à Marsa LNG, en Oman
Lancement d’un projet pilote d’éolienne flottante visant à alimenter en électricité renouvelable la plateforme de Culzean, située en mer du Nord britannique
Accord avec Anew Climate et Aurora Sustainable Lands pour le développement de projets visant la préservation durable des forêts, puits de carbone naturels
Investissement dans le « Japan Hydrogen Fund » dédié au développement de l’hydrogène bas carbone

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

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars, sauf le taux d'imposition, le résultat par action et le nombre d’actions	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
10 048	11 073	-9%	13 062	EBITDA ajusté ⁽¹⁾	32 614	38 334	-15%
4 635	5 339	-13%	6 808	Résultat opérationnel net ajusté des secteurs	15 574	19 383	-20%
2 482	2 667	-7%	3 138	Exploration-Production	7 699	8 140	-5%
1 063	1 152	-8%	1 342	Integrated LNG	3 437	4 744	-28%
485	502	-3%	506	Integrated Power	1 598	1 326	+21%
241	639	-62%	1 399	Raffinage-Chimie	1 842	4 021	-54%
364	379	-4%	423	Marketing & Services	998	1 152	-13%
706	636	+11%	662	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 963	2 403	-18%
38,0%	40,4%	-	33,4%	Taux moyen d'imposition ⁽³⁾	38,7%	37,5%	-
4 074	4 672	-13%	6 453	Résultat net ajusté (part TotalEnergies) ⁽¹⁾	13 858	17 950	-23%
1,74	1,98	-12%	2,63	Résultat net ajusté dilué par action (dollars) ⁽⁴⁾	5,87	7,24	-19%
1,58	1,85	-15%	2,41	Résultat net ajusté dilué par action (euros) ⁽⁵⁾	5,40	6,68	-19%
2 310	2 328	-1%	2 423	Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)	2 327	2 448	-5%

2 294	3 787	-39%	6 676	Résultat net (part TotalEnergies)	11 802	16 321	-28%

4 102	4 410	-7%	4 283	Investissements organiques ⁽¹⁾	12 584	11 987	+5%
1 662	220	x7,5	808	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	1 382	4 115	-66%
5 764	4 630	+24%	5 091	Investissements nets ⁽¹⁾	13 966	16 102	-13%

6 821	7 777	-12%	9 340	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	22 766	27 446	-17%
7 009	7 895	-11%	9 551	Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) ⁽¹⁾	23 215	27 922	-17%
7 171	9 007	-20%	9 496	Flux de trésorerie d’exploitation	18 347	24 529	-25%
Ratio d’endettement ⁽¹⁾ de 12,9% au 30 septembre 2024 contre 10,2% au 30 juin 2024 et 12,3% au 30 septembre 2023.

3. Principales données d’environnement, d’émissions de gaz à effet de serre et de production

3.1 Environnement – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23		9M24	9M23	9M24 vs 9M23
80,3	85,0	-5%	86,7	Brent ($/b)	82,8	82,1	+1%
2,2	2,3	-4%	2,7	Henry Hub ($/Mbtu)	2,2	2,6	-14%
11,1	9,7	14%	10,6	NBP ($/Mbtu)	9,8	12,4	-21%
13,0	11,2	16%	12,5	JKM ($/Mbtu)	11,2	13,3	-16%
77,0	81,0	-5%	78,9	Prix moyen de vente liquides ($/b) ^(6),(7) Filiales consolidées	78,9	74,9	+5%
5,78	5,05	14%	5,47	Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) ^(6),(8) Filiales consolidées	5,30	6,80	-22%
9,91	9,32	6%	9,56	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) ^(6),(9) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9,61	10,92	-12%
15,4	44,9	-66%	100,6	Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) ^(6),(10)	44,0	77,2	-43%

3.2 Émissions de gaz à effet de serre ⁽¹¹⁾

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Émissions Scope 1+2 (MtCO2e)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
8,8	7,7	+14%	8,5	Scope 1+2 des installations opérées ⁽¹²⁾	24,7	26,7	-7%
7,4	7,0	+6%	7,5	dont Oil & Gas	21,5	23,1	-7%
1,4	0,7	+100%	1,0	dont CCGT	3,2	3,6	-11%
11,7	10,8	+8%	12,1	Scope 1+2 périmètre patrimonial	34,2	37,4	-9%
Émissions trimestrielles estimées.

Sur le trimestre, les émissions Scope 1+2 des installations opérées se montent à 8,8 millions de tonnes, du fait notamment de la hausse de la production d’électricité issue des centrales à gaz aux Etats-Unis et en Europe.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 7 % sur les neuf premiers mois de 2024, grâce notamment à la baisse continue du torchage sur les installations de l’Exploration-Production, à la mise en œuvre de projets de réduction d’émissions au Raffinage-Chimie et à la moindre utilisation des centrales à gaz en Europe.

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Émissions de Méthane (ktCH4)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
7	7	-	7	Émissions de méthane des installations opérées	22	25	-12%
8	8	-	9	Émissions de méthane périmètre patrimonial	25	30	-17%
Émissions trimestrielle estimées.
				Émissions Scope 3 (MtCO2e)	9M24	2023
				Scope 3 Pétrole, Biocarburants et Gaz Monde ⁽¹³⁾	est. 260	355

3.3 Production ⁽¹⁴⁾

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production d'hydrocarbures	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
2 409	2 441	-1%	2 476	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 437	2 490	-2%
1 324	1 318	-	1 399	Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)	1 321	1 404	-6%
1 086	1 123	-3%	1 077	Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)	1 116	1 086	+3%

2 409	2 441	-1%	2 476	Production d'hydrocarbures (kbep/j)	2 437	2 490	-2%
1 466	1 477	-1%	1 561	Liquides (kb/j)	1 475	1 565	-6%
5 093	5 180	-2%	4 921	Gaz (Mpc/j)	5 174	4 985	+4%

La production d’hydrocarbures s’élève à 2 409 milliers de barils équivalent pétrole par jour au troisième trimestre 2024, en baisse de 1 % sur le trimestre, bénéficiant de la montée en puissance du projet Mero 2 au Brésil, compensant partiellement les arrêts non planifiés sur Ichthys LNG et pour des raisons de sécurité en Libye.

La production d’hydrocarbures du troisième trimestre 2024 est en hausse de 1 % sur un an (hors Canada) en raison des éléments suivants :

+2 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero 2 au Brésil, Tommeliten Alpha et Eldfisk North en Norvège, Akpo West au Nigéria, Bloc 10 en Oman,
+3 % lié à la meilleure disponibilité des installations,
-1 % lié à des interruptions de production pour raisons de sécurité en Libye,
-3 % lié au déclin naturel des champs.

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production d'hydrocarbures	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 944	1 943	-	2 043	EP (kbep/j)	1 952	2 045	-5%
1 414	1 413	-	1 507	Liquides (kb/j)	1 415	1 506	-6%
2 830	2 829	-	2 865	Gaz (Mpc/j)	2 865	2 885	-1%

4.1.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
2 482	2 667	-7%	3 138	Résultat opérationnel net ajusté	7 699	8 140	-5%
183	207	-12%	125	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	535	409	+31%
45,1%	46,9%	-	44,6%	Taux moyen d'imposition ⁽¹⁵⁾	46,9%	50,7%	-

2 330	2 585	-10%	2 557	Investissements organiques ⁽¹⁾	6 956	7 115	-2%
(42)	57	ns	(514)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	51	1 600	-97%
2 288	2 642	-13%	2 043	Investissements nets ⁽¹⁾	7 007	8 715	-20%

4 273	4 353	-2%	5 165	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	13 104	14 436	-9%
4 763	4 535	+5%	4 240	Flux de trésorerie d’exploitation	12 888	12 823	+1%

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 2 482 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 7 % sur le trimestre, en lien avec la baisse des prix du pétrole partiellement compensée par la hausse des prix du gaz.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4 273 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 2 % sur le trimestre.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production d'hydrocarbures pour le GNL	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
465	498	-7%	433	Integrated LNG (kbep/j)	485	445	+9%
52	64	-19%	54	Liquides (kb/j)	60	59	+2%
2 263	2 351	-4%	2 056	Gaz (Mpc/j)	2 309	2 100	+10%

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	GNL (Mt)	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
9,5	8,8	+8%	10,5	Ventes totales de GNL	29,0	32,5	-11%
3,8	3,6	+5%	3,7	incl. Ventes issues des quotes-parts de production*	11,6	11,2	+3%
8,4	7,6	+11%	9,4	incl. Ventes par TotalEnergies issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers	25,3	29,3	-14%
* 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 baisse de 7 % sur le trimestre, notamment en raison d’une maintenance non planifiée sur Ichthys LNG.

Les ventes de GNL sont en hausse de 8 % sur le trimestre, notamment du fait de la hausse des volumes spots dans un contexte saisonnier de reconstitution des stocks.

4.2.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars, sauf le prix moyen de vente GNL	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
9,91	9,32	+6%	9,56	Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) * Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence	9,61	10,92	-12%

1 063	1 152	-8%	1 342	Résultat opérationnel net ajusté	3 437	4 744	-28%
538	421	+28%	385	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	1 453	1 603	-9%

451	624	-28%	495	Investissements organiques ⁽¹⁾	1 615	1 273	+27%
65	198	-67%	84	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	251	1 048	-76%
516	822	-37%	579	Investissements nets ⁽¹⁾	1 866	2 321	-20%

888	1 220	-27%	1 648	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	3 456	5 530	-38%
830	431	+93%	872	Flux de trésorerie d’exploitation	2 971	5 740	-48%
* Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence. Ne prend pas en compte les activités de négoce de GNL.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Integrated LNG s’est établi à 1 063 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 8 % sur le trimestre, en lien avec la baisse de la production d’hydrocarbures pour le GNL, les activités de négoce de gaz n’ayant par ailleurs pas pu tirer profit de marchés peu volatils.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 888 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 27 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons ainsi qu’en raison d’un effet timing de l’ordre de 200 M$ sur le paiement des dividendes reçus de certaines sociétés mises en équivalence.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Integrated Power	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
11,1	9,1	+23%	8,9	Production nette d'électricité (TWh) *	29,7	25,5	+17%
6,7	6,8	-1%	5,4	dont à partir de sources renouvelables	19,6	13,5	+45%
4,4	2,2	+96%	3,5	dont à partir de capacités flexibles à gaz	10,2	12,0	-15%
21,6	19,6	+10%	15,9	Capacités nettes installées de génération électrique (GW) **	21,6	15,9	+36%
14,5	13,8	+5%	11,6	dont renouvelables	14,5	11,6	+25%
7,1	5,8	+23%	4,3	dont capacités flexibles à gaz	7,1	4,3	+67%
89,6	87,4	+2%	80,5	Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) ,*	89,6	80,5	+11%
24,2	24,0	+1%	20,2	dont capacités installées	24,2	20,2	+20%
6,0	6,0	-	6,0	Clients électricité - BtB et BtC (Million) **	6,0	6,0	+1%
2,8	2,8	+1%	2,8	Clients gaz - BtB et BtC (Million) **	2,8	2,8	-
10,9	11,1	-1%	11,2	Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)	36,9	38,2	-3%
13,9	18,9	-27%	13,8	Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)	68,4	70,2	-3%
* Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.
** Données à fin de période.
*** Dont 20 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.

La production nette d'électricité s’établit à 11,1 TWh au troisième trimestre 2024, en hausse de 23 % sur le trimestre, du fait notamment de l’augmentation de la production d’électricité issue de capacités flexibles aux Etats-Unis et de l’acquisition de la centrale de West Burton au Royaume-Uni ce trimestre.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 24,2 GW à la fin du troisième trimestre 2024, en croissance de 0,2 GW sur le trimestre.

4.3.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
485	502	-3%	506	Résultat opérationnel net ajusté	1 598	1 326	+21%
29	35	-17%	37	Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence	25	116	-78%

707	596	+19%	578	Investissements organiques ⁽¹⁾	2 246	1 908	+18%
1 529	(88)	ns	1 354	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	2 176	1 831	+19%
2 236	508	x4,4	1 932	Investissements nets ⁽¹⁾	4 422	3 739	+18%

636	623	+2%	516	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 951	1 447	+35%
373	1 647	-77%	1 936	Flux de trésorerie d’exploitation	1 771	2 935	-40%

La stabilité sur le trimestre du résultat opérationnel net ajusté et de la marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power, respectivement à 485 M$ et à 636 M$, valide la pertinence du modèle intégré sur la chaine de valeur de l’électricité, l’ensemble des activités (renouvelables, actifs flexibles, marketing aux clients) contribuant positivement aux résultats.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated Power s’établit à 1 951 M$ sur les neuf premiers mois de l’année, en hausse de 35 % sur un an en lien avec la croissance de l’activité.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
605	1 018	-41%	1 822	Résultat opérationnel net ajusté	2 840	5 173	-45%

561	568	-1%	625	Investissements organiques ⁽¹⁾	1 649	1 601	+3%
112	56	+100%	(115)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(1 090)	(363)	ns
673	624	+8%	510	Investissements nets ⁽¹⁾	559	1 238	-55%

1 177	1 776	-34%	2 205	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	4 723	6 479	-27%
1 145	3 191	-64%	2 266	Flux de trésorerie d’exploitation	2 099	3 330	-37%

4.5 Raffinage-Chimie

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

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Volumes raffinés et taux d’utilisation*	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 539	1 511	+2%	1 489	Total volumes raffinés (kb/j)	1 468	1 456	+1%
451	430	+5%	489	France	406	404	+1%
625	636	-2%	589	Reste de l'Europe	627	596	+5%
463	446	+4%	410	Reste du monde	435	456	-5%
86%	84%		84%	Taux d’utilisation sur bruts traités**	83%	81%
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année, hors la raffinerie africaine SIR (cédée) à partir du 3ème trimestre 2024.

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 314	1 248	+5%	1 330	Monomères* (kt)	3 850	3 782	+2%
1 167	1 109	+5%	1 070	Polymères (kt)	3 352	3 145	+7%
85%	79%	-	75%	Taux d’utilisation des vapocraqueurs **	79%	72%
* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année, hors Lavera (cédé) à partir du 2^ème trimestre 2024.

Les volumes raffinés sont en hausse de 2 % sur le trimestre, bénéficiant notamment du redémarrage de la raffinerie de Donges.

Le taux d’utilisation sur bruts traités s’établit à 86 % au troisième trimestre.

4.5.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars, sauf l'ERM	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
15,4	44,9	-66%	100,6	Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) *	44,0	77,2	-43%

241	639	-62%	1 399	Résultat opérationnel net ajusté	1 842	4 021	-54%

329	382	-14%	386	Investissements organiques ⁽¹⁾	1 130	1 038	+9%
34	(95)	ns	(97)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(81)	(107)	ns
363	287	+26%	289	Investissements nets ⁽¹⁾	1 049	931	+13%

530	1 117	-53%	1 618	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	2 938	4 680	-37%
564	1 541	-63%	2 060	Flux de trésorerie d’exploitation	(24)	3 132	ns
* Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies. Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 241 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 62 % sur le trimestre, compte tenu de la très forte baisse des marges de raffinage en Europe (-66 % par rapport au deuxième trimestre) et dans le reste du monde.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 530 M$ au troisième trimestre 2024, en baisse de 53 % sur le trimestre, pour les mêmes raisons.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	Ventes en kb/j*	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
1 383	1 363	+1%	1 399	Total des ventes du Marketing & Services	1 353	1 386	-2%
795	773	+3%	792	Europe	761	783	-3%
588	591	-1%	608	Reste du monde	592	603	-2%
* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage.

Les ventes de produits pétroliers sont stables au troisième trimestre 2024 par rapport au deuxième trimestre.

4.6.2 Résultats

3T24	2T24	3T24 vs 2T24	3T23	En millions de dollars	9M24	9M23	9M24 vs 9M23
364	379	-4%	423	Résultat opérationnel net ajusté	998	1 152	-13%

232	186	+25%	239	Investissements organiques ⁽¹⁾	519	563	-8%
78	151	-48%	(18)	Acquisitions nettes de cessions ⁽¹⁾	(1 009)	(256)	ns
310	337	-8%	221	Investissements nets ⁽¹⁾	(490)	307	ns

647	659	-2%	587	Marge brute d'autofinancement (CFFO) ⁽¹⁾	1 785	1 799	-1%
581	1 650	-65%	206	Flux de trésorerie d’exploitation	2 123	198	x10,7

Les résultats du secteur Marketing & Services sont stables sur le trimestre, avec un résultat opérationnel net ajusté de 364 M$ et une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 647 M$.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs atteint :

4 635 M$ au troisième trimestre 2024, contre 5 339 M$ au deuxième trimestre 2024, princi

Contacts

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

Read full story here

TotalEnergies SE : Résultats du troisième trimestre 2024

ByWebSupport@BusinessWire.com

By WebSupport@BusinessWire.com

Related Post

Etats-Unis : La Fed baisse ses taux directeurs

Quels sont les impacts de l’IA sur les grandes fonctions de l’entreprise en France ?

Spread & tensions politiques autour du budget 2025

Et Aussi

La Fed et l’imminente paralysie de l’Etat américain jettent un froid sur les marchés financiers

Etats-Unis : La Fed baisse ses taux directeurs

France – après la censure

Quels sont les impacts de l’IA sur les grandes fonctions de l’entreprise en France ?