COMMUNIQUÉ DE PRESSE


Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2025

TotalEnergies affiche un cash-flow de 6,6 G$ sur le trimestre,
porté par la croissance de ses productions d’énergies, démontrant la
robustesse de la Compagnie dans un environnement baissier
et maintient le retour à l’actionnaire

Variation Variation
2T25 1S25
vs 1T25 vs 1S24
(1)
Marge brute d'autofinancement (CFFO) (G$) 6,6 -5% 13,6 -15%
(1)
Résultat net ajusté (part TotalEnergies)
- en milliards de dollars (G$) 3,6 -15% 7,8 -21%

- en dollar par action (dilué) 1,57 -14% 3,41 -18%

Résultat net (part TotalEnergies) (G$) 2,7 -30% 6,5 -31%
(1)
EBITDA ajusté (G$) 9,7 -8% 20,2 -11%
1(1
)

Paris, le 24 juillet 2025 - Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 23 juillet 2025 sous la
présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le
deuxième trimestre 2025. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« TotalEnergies a généré au deuxième trimestre des résultats financiers robustes : ainsi le cash-flow s’est
établi à 6,6 G$ en baisse de seulement 5 % malgré un prix du brut en baisse de 10 % notamment grâce à la
croissance de sa production d’hydrocarbures accrétive. La Compagnie affiche sur le trimestre un résultat net
ajusté de 3,6 G$ portant le résultat à 7,8 G$ sur le semestre.
Au cours du premier semestre, TotalEnergies a poursuivi avec succès l’exécution de sa stratégie multi-
énergies équilibrée, s’appuyant sur une croissance soutenue de sa production d’hydrocarbures et
d’électricité, grâce à :
- une production de 2,53 Mbep/j, en croissance de plus de 3 % sur un an, alimentée notamment par le
démarrage du champ de Ballymore, aux Etats-Unis, ainsi que de celui de Mero-4, au Brésil, avec un
trimestre d’avance ;
- une production d’électricité de près de 23 TWh d’électricité, en croissance de plus de 20 % sur un an.
Au deuxième trimestre 2025, l’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 2,0 G$ et
un cash-flow de 3,8 G$, bénéficiant de l’accrétivité des projets démarrés en 2024 et 2025. La Compagnie a
poursuivi la gestion active de son portefeuille à bas coûts et faibles émissions en cédant des participations non-
core dans des projets non-opérés au Nigéria et au Brésil, et en faisant une entrée dans de nouvelles licences
d’exploration aux Etats-Unis, en Malaisie, en Indonésie et en Algérie.
Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,0 G$ et un cash-flow de 1,2 G$
ce trimestre, reflétant la baisse de 10 % du prix moyen de vente de GNL en ligne avec l’évolution du prix du
brut et la faible volatilité des marchés pour les activités de négoce de gaz. La Compagnie a renforcé son
portefeuille GNL avec la signature d’un accord pour l’achat de 1,5 Mt/an de GNL sur le Train 4 de Rio Grande
LNG et s’est par ailleurs positionnée sur le projet Ksi Lisims sur le Pacifique au Canada.
Le secteur Integrated Power affiche un résultat opérationnel net ajusté et un cash-flow de près de 0,6 G$
sur le trimestre, conduisant à un cash-flow de 1,2 G$ sur le premier semestre, en ligne avec la guidance
annuelle. Conformément à son modèle d’affaire, la Compagnie a cédé 50 % de son portefeuille d’actifs
renouvelables au Portugal.


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

1
L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 0,8 G$ et un cash-flow de 1,5 G$, reflétant l’amélioration
de la marge de raffinage, quoique restant à un niveau faible, et du taux d’utilisation des raffineries. Les
résultats de l’Aval bénéficient par ailleurs de l’effet positif de la saisonnalité de l’activité du Marketing &
Services, dont les résultats sont supérieurs à ceux du deuxième trimestre 2024.

Sur le premier semestre 2025, les investissements nets s’établissent à 11,6 G$, dont 2,2 G$ d’acquisitions
nettes de cessions, notamment liées à l’acquisition de VSB. La Compagnie prévoit que ses investissements
nets seront dans la guidance de 17 à 17,5 G$ pour l’année étant donné le programme de cessions prévues
au second semestre. Le gearing normalisé(1), qui n’intègre pas les effets saisonniers de variation du besoin en
fonds de roulement et du rythme des investissements, s’établit à 15 %.

Confiant dans la capacité de la Compagnie à atteindre son objectif de croissance en 2025 tout en maintenant la
qualité de son bilan, le Conseil d’administration a confirmé la distribution d’un deuxième acompte sur dividende de
0,85 €/action au titre de l’exercice 2025 en hausse de près de 7,6 % par rapport à 2024. Il a en outre décidé
d’autoriser des rachats d’actions jusqu’à 2 G$ pour le troisième trimestre.

Le Conseil s’est par ailleurs réjoui du succès de l’opération d’augmentation de capital réservée aux salariés
qui porte à près de 9 % leur participation au capital, soulignant leur confiance dans la stratégie de la
Compagnie.




2
1. Faits marquants (2)*
Amont
 Démarrage de la production du champ offshore de Mero-4, au Brésil, d’une capacité de 180 kb/j
 Démarrage de la production du champ offshore de Ballymore, aux Etats-Unis, d’une capacité de 75 kb/j
 Cession de la participation non opérée de 12,5 % dans le champ de Bonga, au Nigéria
 Cession à Shell de la participation non-opérée de 20 % dans le projet Gato do Mato au Brésil en échange
d’une hausse à 48 % de la participation dans le champ opéré de Lapa
 Acquisition d’une participation de 25 % dans un portefeuille de 40 permis d’exploration offshore opérés
par Chevron, aux États-Unis
 Acquisition à Petronas de participations dans plusieurs blocs offshore, en Malaisie et en Indonésie
 Acquisition d’une participation de 25 % dans le Bloc 53, au Suriname
 Attribution du permis d’exploration d’Ahara, en Algérie

Aval
 Annonce de l’arrêt du cracker NC2 à l’horizon de la fin de l’année 2027, sur la plateforme d’Anvers, dans
un contexte de surcapacité pétrochimique en Europe

Integrated LNG
 Signature d’un accord avec NextDecade pour l’achat de 1,5 Mt/an de GNL sur 20 ans provenant du futur
train 4 de Rio Grande LNG, au Texas
 Signature d’accords avec Western LNG en vue d’une prise de participation et d’un futur offtake dans le
projet Ksi Lisims, au Canada
 Accord avec CMA CGM pour la création d’une coentreprise logistique de soutage de GNL à Rotterdam,
TotalEnergies fournissant jusqu'à 360 000 tonnes de GNL par an

Integrated Power
 Finalisation de l'acquisition du développeur de projets renouvelables VSB, en Allemagne
 Finalisation de la cession de 50 % d’un portefeuille de 604 MW d'actifs renouvelables au Portugal
 Finalisation de l’acquisition de 50 % du portefeuille renouvelable d’AES, en République Dominicaine
 Acquisition de 350 MW de projets solaires et 85 MW de projets de batteries, au Royaume-Uni
 Obtention d’une concession pour développer une ferme éolienne offshore de 1 GW, en Allemagne
 Signature d’un accord avec RGE pour le développement d’un projet solaire avec batteries, en Indonésie,
pour alimenter le marché local et celui de Singapour

Réduction d’empreinte carbone et molécules bas carbone
 Signature d’un accord pour la cession de 50 % de la participation dans PGB, leader du biogaz en Pologne
 Signature d’un accord avec Quatra pour la fourniture sur 15 ans de 60 000 tonnes par an d’huiles usagées
à destination des bioraffineries de TotalEnergies

Innovation et Performance
 Création d’un laboratoire d’innovation commun avec Mistral AI pour étendre l'application de l'IA et
améliorer la performance des activités de TotalEnergies, notamment dans le domaine des énergies bas
carbone




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



2T25 1S25
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,
2T25 1T25 vs 2T24 1S25 1S24 vs
le résultat par action et le nombre d’actions
1T25 1S24
(1)
9 690 10 504 -8% 11 073 EBITDA ajusté 20 194 22 566 -11%

4 390 4 792 -8% 5 339 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs 9 182 10 939 -16%

1 974 2 451 -19% 2 667 Exploration-Production 4 425 5 217 -15%

1 041 1 294 -20% 1 152 Integrated LNG 2 335 2 374 -2%

574 506 +13% 502 Integrated Power 1 080 1 113 -3%

389 301 +29% 639 Raffinage-Chimie 690 1 601 -57%

412 240 +72% 379 Marketing & Services 652 634 +3%

702 715 -2% 636 Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence 1 417 1 257 +13%
(3)
41,5% 41,4% 40,4% Taux moyen d'imposition 41,4% 39,0%
(1)
3 578 4 192 -15% 4 672 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) 7 770 9 784 -21%
(4)
1,57 1,83 -14% 1,98 Résultat net ajusté dilué par action (dollars) 3,41 4,14 -18%
(5)
1,38 1,74 -21% 1,85 Résultat net ajusté dilué par action (euros) 3,12 3,82 -18%

2 224 2 246 -1% 2 328 Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) 2 236 2 333 -4%


2 687 3 851 -30% 3 787 Résultat net (part TotalEnergies) 6 538 9 508 -31%

(1)
4 819 4 501 +7% 4 410 Investissements organiques 9 320 8 482 +10%
(1)
1 813 420 x4,3 220 Acquisitions nettes de cessions 2 233 (280) ns
(1)
6 632 4 921 +35% 4 630 Investissements nets 11 553 8 202 +41%

(1)
6 618 6 992 -5% 7 777 Marge brute d'autofinancement (CFFO) 13 610 15 945 -15%
(1)
6 943 7 276 -5% 7 895 Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) 14 220 16 207 -12%

5 960 2 563 x2,3 9 007 Flux de trésorerie d’exploitation 8 523 11 176 -24%
(1)
Ratio d’endettement de 17,9% au 30 juin 2025, contre 14,3% au 31 mars 2025 et 10,2% au 30 juin 2024.




*




(3)
Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés
mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
(4)
Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres
subordonnés à durée indéterminée.
(5)
Taux de change moyen €-$ : 1,1338 au 2ème trimestre 2025, 1,0523 au 1er trimestre 2025, 1,0767 au 2ème trimestre 2024, 1,0927 au 1er semestre 2025
et 1,0813 au 1er semestre 2024.

4
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

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

67,9 75,7 -10% 85,0 Brent ($/b) 71,9 84,1 -15%

3,5 3,9 -9% 2,3 Henry Hub ($/Mbtu) 3,7 2,2 +66%

11,9 14,4 -18% 10,0 TTF ($/Mbtu) 13,2 9,4 +40%

12,2 14,1 -13% 11,2 JKM ($/Mbtu) 13,1 10,3 +28%
(6),(7)
Prix moyen de vente liquides ($/b)
65,6 72,2 -9% 81,0 68,7 79,9 -14%
Filiales consolidées
(6),(8)
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)
5,63 6,60 -15% 5,05 6,13 5,08 +21%
Filiales consolidées
(6),(9)
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)
9,10 10,00 -9% 9,32 9,55 9,46 +1%
Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence
(6),(10)
35,3 29,4 +20% 44,9 Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) 32,4 58,3 -44%



*
3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)
2T25 1S25
(12)
2T25 1T25 vs 2T24 Émissions Scope 1+2 (MtCO2e) 1S25 1S24 vs
1T25 1S24
(1)
8,0 8,4 -5% 7,7 Scope 1+2 des installations opérées 16,4 15,9 +3%

7,1 7,2 -1% 7,0 dont Oil & Gas 14,3 14,1 +1%

0,9 1,2 -25% 0,7 dont CCGT 2,1 1,8 +17%
(1)
10,6 11,1 -5% 10,3 Scope 1+2 périmètre ESRS 21,7 21,2 +2%

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Émissions de Méthane (ktCH4) 1S25 1S24 vs
1T25 1S24
(1)
6 6 - 7 Émissions de méthane des installations opérées 11 15 -27%

Émissions trimestrielles estimées.


Les émissions Scope 1+2 des installations opérées sont en baisse de 5 % sur le trimestre, principalement
en raison d’une moindre activité des centrales à gaz.

Les émissions de Scope 3 (13) Catégorie 11 du premier semestre 2025 sont estimées à environ 170 Mt CO2e.




(6)
Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
(7)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
(8)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
(9)
Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
(10)
Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/t), utilise un panier de pétroles bruts, des
rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.
(11)
Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO2, CH4, N2O, les HFC, les PFC et le SF6,
avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) à 100 ans respectifs tel que donnés par le sixième rapport du GIEC de 2021. Les HFC, PFC et le
SF6 sont quasiment absents des émissions de la Compagnie ou considérés comme non matériels et ne sont donc plus comptabilisés à partir de 2018.
Ramené en équivalent CO2, le protoxyde d’azote (N2O) représente moins de 1 % du Scope 1+2 de 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 et des émissions indirectes liées aux imports d’énergie (électricité, chaleur, vapeur) nets des ventes éventuelles d’énergie, sans
inclure les gaz industriels achetés (H2). En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 2 suivant la méthode
dite « 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 2025 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.

5
3.3 Production (14)*

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Production d'hydrocarbures 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

2 503 2 558 -2% 2 441 Production d'hydrocarbures (kbep/j) 2 531 2 451 +3%

1 343 1 355 -1% 1 318 Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) 1 349 1 320 +2%

1 160 1 203 -4% 1 123 Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) 1 182 1 131 +4%


2 503 2 558 -2% 2 441 Production d'hydrocarbures (kbep/j) 2 531 2 451 +3%

1 506 1 516 -1% 1 477 Liquides (kb/j) 1 511 1 480 +2%

5 395 5 655 -5% 5 180 Gaz (Mpc/j) 5 524 5 215 +6%



La production d’hydrocarbures a été de 2 503 milliers de barils équivalent pétrole par jour au deuxième
trimestre 2025, en hausse de 2,5 % sur un an, en raison des éléments suivants :
 +5,5 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero-2, Mero-3 et
Mero-4 au Brésil, Fenix en Argentine, Tyra au Danemark et Anchor et Ballymore aux Etats-Unis,
 -2,5 % principalement lié à un niveau plus élevé de maintenances planifiées ce trimestre,
 +2,0 % d’effet périmètre, notamment lié aux acquisitions de SapuraOMV, en Malaisie et d’intérêts
dans des permis gaziers dans le bassin de l’Eagle Ford au Texas, et d’effet prix,
 -2,5 % lié au déclin naturel des champs.




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

6
4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Production d'hydrocarbures 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

1 956 1 976 -1% 1 943 EP (kbep/j) 1 966 1 956 +1%

1 437 1 442 - 1 413 Liquides (kb/j) 1 440 1 416 +2%

2 767 2 848 -3% 2 829 Gaz (Mpc/j) 2 807 2 883 -3%



4.1.2 Résultats

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

1 974 2 451 -19% 2 667 Résultat opérationnel net ajusté 4 425 5 217 -15%
Quote-part du résultat net ajusté des
176 150 +17% 207 326 352 -7%
sociétés mises en équivalence
(15)
50,1% 49,4% 46,9% Taux moyen d'imposition 49,7% 47,7%

(1)
3 053 2 684 +14% 2 585 Investissements organiques 5 737 4 626 +24%
(1)
162 116 +40% 57 Acquisitions nettes de cessions 278 93 x3
(1)
3 215 2 800 +15% 2 642 Investissements nets 6 015 4 719 +27%

(1)
3 760 4 291 -12% 4 353 Marge brute d'autofinancement (CFFO) 8 051 8 831 -9%

3 675 3 266 +13% 4 535 Flux de trésorerie d’exploitation 6 941 8 125 -15%

*
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 1 974 M$, en baisse de 480 M$
sur le trimestre, reflétant pour 400 M$ la sensibilité liée à l’environnement (prix moyen de vente des liquides
en retrait de 7 $/b vs premier trimestre 2025).

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 3 760 M$, en baisse de 530 M$ sur le trimestre,
reflétant également la sensibilité liée à l’environnement.




(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).

7
4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Production d'hydrocarbures pour le GNL 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

547 582 -6% 498 Integrated LNG (kbep/j) 565 495 +14%

69 74 -7% 64 Liquides (kb/j) 71 64 +12%

2 628 2 807 -6% 2 351 Gaz (Mpc/j) 2 717 2 332 +17%

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 GNL (Mt) 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

10,6 10,6 -1% 8,8 Ventes totales de GNL 21,2 19,5 +9%

3,9 4,0 -3% 3,6 incl. Ventes issues des quotes-parts de production* 7,9 7,8 +1%

incl. Ventes par TotalEnergies issues des
9,4 9,4 - 7,6 18,8 16,9 +11%
quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers
* Les quotes-parts de production de la Compagnie peuvent être vendues par TotalEnergies ou par les joint-ventures.


La production d'hydrocarbures pour le GNL est en baisse de 6 % sur le trimestre, notamment en raison de
maintenances planifiées sur Snøhvit en Norvège et sur Malaysia LNG qui a impacté la production de SK408.

Les ventes de GNL sont stables sur le trimestre.

4.2.2 Résultats

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars, sauf le prix moyen de vente GNL 1S25 1S24 vs
1T25 1S24
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) *
9,10 10,00 -9% 9,32 9,55 9,46 +1%
Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence

1 041 1 294 -20% 1 152 Résultat opérationnel net ajusté 2 335 2 374 -2%
Quote-part du résultat net ajusté des
513 535 -4% 421 1 048 915 +15%
sociétés mises en équivalence

(1)
743 752 -1% 624 Investissements organiques 1 495 1 164 +28%

(1)
110 140 -21% 198 Acquisitions nettes de cessions 250 186 +34%

(1)
853 892 -4% 822 Investissements nets 1 745 1 350 +29%

(1)
1 159 1 249 -7% 1 220 Marge brute d'autofinancement (CFFO) 2 408 2 568 -6%

539 1 743 -69% 431 Flux de trésorerie d’exploitation 2 282 2 141 +7%

* 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 1 041 M$, en baisse de 20 % sur
le trimestre, en raison de la baisse du prix moyen de vente de GNL, reflétant l’évolution du prix du brut, et
d’activités de négoce de gaz faisant face à une faible volatilité.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) du secteur Integrated LNG s’est établie à 1 159 M$, en baisse
de 7 %, reflétant la baisse du prix moyen de vente de GNL.




8
4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Integrated Power 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

11,6 11,3 +2% 9,1 Production nette d'électricité (TWh) * 22,9 18,6 +23%

8,4 6,8 +23% 6,8 dont à partir de sources renouvelables 15,2 12,8 +18%

3,2 4,5 -29% 2,2 dont à partir de capacités flexibles à gaz 7,7 5,8 +33%

24,0 22,7 +5% 19,6 Capacités nettes installées de génération électrique (GW) ** 24,0 19,6 +22%

17,4 16,2 +7% 13,8 dont renouvelables 17,4 13,8 +26%

6,5 6,5 - 5,8 dont capacités flexibles à gaz 6,5 5,8 +13%

104,1 97,5 +7% 87,4 Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable (GW) **,*** 104,1 87,4 +19%

30,2 27,8 +9% 24,0 dont capacités installées 30,2 24,0 +26%

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

2,7 2,8 - 2,8 Clients gaz - BtB et BtC (Million) ** 2,7 2,8 -

10,5 14,5 -27% 11,1 Ventes électricité - BtB et BtC (TWh) 25,0 26,0 -4%

14,9 35,7 -58% 18,9 Ventes gaz - BtB et BtC (TWh) 50,6 54,6 -7%

* Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.
** Données à fin de période.
*** Dont 19,25 % 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 de 28 % sur un an, à 11,6 TWh, portée par la croissance de
la production à partir de sources renouvelables et l’acquisition de capacités flexibles à gaz au Royaume-Uni
en 2024.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 30,2 GW à la fin du second trimestre
2025, en croissance de 26 % sur un an, soit 6,2 GW supplémentaires.

4.3.2 Résultats

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

574 506 +13% 502 Résultat opérationnel net ajusté 1 080 1 113 -3%
Quote-part du résultat net ajusté des
22 44 -50% 35 66 (4) ns
sociétés mises en équivalence

(1)
421 645 -35% 596 Investissements organiques 1 066 1 539 -31%

(1)
1 568 238 x6,6 (88) Acquisitions nettes de cessions 1 806 647 x2,8

(1)
1 989 883 x2,3 508 Investissements nets 2 872 2 186 +31%

(1)
562 597 -6% 623 Marge brute d'autofinancement (CFFO) 1 159 1 315 -12%

799 (399) ns 1 647 Flux de trésorerie d’exploitation 400 1 398 -71%



Le secteur Integrated Power affiche un résultat opérationnel net ajusté de 574 M$ et une marge brute
d’autofinancement (CFFO) de 562 M$ sur le trimestre, conduisant à une marge brute d’autofinancement
(CFFO) de 1,2 G$ sur le premier semestre, en ligne avec la guidance annuelle.




9
4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

801 541 +48% 1 018 Résultat opérationnel net ajusté 1 342 2 235 -40%

(1)
532 386 +38% 568 Investissements organiques 918 1 088 -16%

(1)
(27) (75) ns 56 Acquisitions nettes de cessions (102) (1 202) ns

(1)
505 311 +62% 624 Investissements nets 816 (114) ns

(1)
1 483 1 117 +33% 1 776 Marge brute d'autofinancement (CFFO) 2 600 3 546 -27%

1 515 (1 415) ns 3 191 Flux de trésorerie d’exploitation 100 954 -90%




4.5 Raffinage-Chimie

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

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Volumes raffinés et taux d’utilisation 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

1 589 1 549 +3% 1 511 Total volumes raffinés (kb/j) 1 569 1 468 +7%

463 435 +7% 430 France 449 406 +11%

632 627 +1% 636 Reste de l'Europe 629 627 -

494 487 +1% 446 Reste du monde 491 435 +13%

90% 87% 84% Taux d’utilisation sur bruts traités* 89% 82%

* Sur la base de la capacité de distillation en début d'année, hors la raffinerie africaine SIR (cédée) à partir du 3ème trimestre 2024 et la raffinerie africaine
Natref (cédée) au cours du 4ème trimestre 2024.

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

1 164 1 250 -7% 1 248 Monomères* (kt) 2 414 2 535 -5%

1 127 1 173 -4% 1 109 Polymères (kt) 2 300 2 185 +5%

74% 78% 79% Taux d’utilisation des vapocraqueurs ** 76% 76%

* 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
2ème trimestre 2024.


Les volumes raffinés sont en hausse de 3 % sur le trimestre.

La production de produits pétrochimiques est en baisse de 7 % sur les monomères et de 4 % sur les
polymères en raison notamment d’une maintenance planifiée sur la plateforme de Normandie et de la
faiblesse des marchés européens.




10
4.5.2 Résultats

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars, sauf l'ERM 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

35,3 29,4 +20% 44,9 Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) ($/t) * 32,4 58,3 -44%


389 301 +29% 639 Résultat opérationnel net ajusté 690 1 601 -57%

(1)
333 236 +41% 382 Investissements organiques 569 801 -29%

(1)
(24) - ns (95) Acquisitions nettes de cessions (24) (115) ns

(1)
309 236 +31% 287 Investissements nets 545 686 -21%

(1)
772 633 +22% 1 117 Marge brute d'autofinancement (CFFO) 1 405 2 408 -42%

887 (1 983) ns 1 541 Flux de trésorerie d’exploitation (1 096) (588) 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 389 M$ sur le trimestre, en hausse
de 29 %, reflétant une légère amélioration des marges de raffinage et du taux d’utilisation des raffineries.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 772 M$ sur le trimestre, en hausse de 22 % pour les
mêmes raisons.


4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Ventes en kb/j* 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

1 324 1 266 +5% 1 363 Total des ventes du Marketing & Services 1 295 1 338 -3%

790 714 +11% 773 Europe 753 744 +1%

534 551 -3% 591 Reste du monde 543 594 -9%

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


Les ventes de produits pétroliers sont en hausse de 5 % sur le trimestre du fait de la saisonnalité des marchés
du transport en Europe.


4.6.2 Résultats

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

412 240 +72% 379 Résultat opérationnel net ajusté 652 634 +3%

(1)
199 150 +33% 186 Investissements organiques 349 287 +22%

(1)
(3) (75) ns 151 Acquisitions nettes de cessions (78) (1 087) ns

(1)
196 75 x2,6 337 Investissements nets 271 (800) ns

(1)
711 484 +47% 659 Marge brute d'autofinancement (CFFO) 1 195 1 138 +5%

628 568 +11% 1 650 Flux de trésorerie d’exploitation 1 196 1 542 -22%



Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 412 M$ au deuxième trimestre
2025, en croissance de 72 % sur le trimestre, bénéficiant d’un effet saisonnier positif et de meilleures marges
unitaires.

La marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 711 M$, en hausse de 47 % sur le trimestre pour les
mêmes raisons.




11
5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs atteint 4 390 M$ au deuxième trimestre 2025 comparé à
4 792 M$ au premier trimestre, principalement en raison de la baisse des prix du pétrole et du gaz.

5.2 Résultat net ajusté (1) (part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’établit à 3 578 M$ au deuxième trimestre 2025 contre 4 192 M$
au premier trimestre, pour les mêmes raisons.

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 -0,9 G$ au deuxième trimestre 2025,
constitués principalement de :
 -0,6 G$ d’effets de variation de juste valeur et de variation de stocks,
 -0,2 G$ de dépréciations et provisions exceptionnelles, notamment liées au projet d’adaptation de la
plateforme d’Anvers pour le secteur Raffinage-Chimie.

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est stable à 41,5 % au deuxième trimestre 2025 contre 41,4 %
au premier trimestre 2025.

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à :
 1,57 $ au deuxième trimestre 2025, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions
de 2 224 millions, contre 1,83 $ au premier trimestre 2025,
 3,41 $ au premier semestre 2025, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions
de 2 236 millions, contre 4,14 $ un an plus tôt.

Au 30 juin 2025, le nombre d’actions dilué était de 2 220 millions.

TotalEnergies a procédé au rachat* de :
 28,5 millions d’actions au deuxième trimestre 2025, pour un montant de 1,7 G$,
 62 millions d’actions au premier semestre 2025, pour un montant de 3,7 G$.

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :
 2 106 M$ au deuxième trimestre 2025, notamment liés à la finalisation de l’acquisition de VSB et à
l’acquisition d’un portefeuille d’actifs renouvelables en République Dominicaine,
 2 942 M$ au premier semestre 2025, notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi qu’à l’acquisition
d’une participation supplémentaire de 10 % dans le champ de Moho au Congo, de SN Power, et de
projets renouvelables au Canada.

Les cessions ont représenté :
 293 M$ au deuxième trimestre 2025, notamment liés à la cession de 50 % d’un portefeuille d'actifs
renouvelables au Portugal,
 709 M$ au premier semestre 2025, notamment liés aux éléments ci-dessus ainsi qu’à la cession de
participations dans les permis de Nkossa et Nsoko II au Congo et des activités de distribution de
carburants au Brésil.




* Ces rachats d’actions incluent les rachats couvrant les plans d’attribution d’action aux employés.

12
5.5 Cash-flow net (1)

Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à -14 M$ au deuxième trimestre 2025 contre 2 071 M$ le trimestre
précédent, compte tenu de la baisse de 374 M$ de la marge brute d’autofinancement (CFFO) et de la hausse
de 1 711 M$ des investissements nets sur le trimestre, pour atteindre 6 632 M$.

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 5 960 M$ au deuxième trimestre 2025, pour une marge brute
d’autofinancement (CFFO) de 6 618 M$, impacté par une augmentation du besoin en fonds de roulement de
0,5 G$ compte tenu de l'effet défavorable de l'évolution de la baisse des cours sur les dettes fiscales et du
paiement sur le trimestre de la taxe sur la plus-value de cession des réseaux de distribution en Allemagne à
Alimentation Couche-Tard, partiellement atténués par l'effet de la saisonnalité sur l'activité de fourniture de
gaz et électricité en Europe.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 14,1 % sur la période du 1er juillet 2024 au 30 juin 2025.


Période du 1er juillet 2024 Période du 1er avril 2024 Période du 1er juillet 2023
En millions de dollars
au 30 juin 2025 au 31 mars 2025 au 30 juin 2024
(1)
Résultat net ajusté (part TotalEnergies) 16 535 17 636 21 769

Capitaux propres retraités moyens 117 441 116 758 116 286

Rentabilité des capitaux propres (ROE) 14,1% 15,1% 18,7%


La rentabilité des capitaux employés moyens(1) s’est établie à 12,4 % sur la période du 1er juillet 2024 au 30
juin 2025.

Période du 1er juillet 2024 Période du 1er avril 2024 Période du 1er juillet 2023
En millions de dollars
au 30 juin 2025 au 31 mars 2025 au 30 juin 2024
(1)
Résultat opérationnel net ajusté 18 184 19 125 23 030
(1)
Capitaux Employés moyens 146 456 144 629 138 776
(1)
ROACE 12,4% 13,2% 16,6%




6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE
Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 4 098 millions d’euros au deuxième trimestre 2025,
contre 3 726 millions d’euros au premier trimestre.


7. Sensibilités sur l’année 2025 (16)*
Impact estimé sur le Impact estimé sur la
Variation résultat opérationnel marge brute
net ajusté d'autofinancement
Dollar +/- 0,1 $ par € -/+ 0,1 G$ ~0 G$
(17)
Prix moyen de vente liquides +/- 10 $/b +/- 2,3 G$ +/- 2,8 G$

Prix du gaz européen - TTF +/- 2 $/Mbtu +/- 0,4 G$ +/- 0,4 G$

Indicateur de marge de raffinage européen (ERM) +/- 10 $/t +/- 0,4 G$ +/- 0,5 G$
†




(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 2025. 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 70-80 $/b.

13
8. Perspectives
Dans un contexte géopolitique et macroéconomique instable (guerre des tarifs douaniers), les marchés du
pétrole demeurent volatils, avec des prix oscillant entre 60 et 70 $/b, faisant face à une offre abondante
alimentée par la décision de l'OPEP+ de remettre sur le marché certaines réductions volontaires de
production et à une faible demande liée au ralentissement de la croissance économique mondiale.

Les marges de raffinage et de pétrochimie font face à des surcapacités structurelles au regard d’une
demande qui reste faible. Cependant, compte tenu de la demande estivale traditionnellement plus forte
(driving season), les marges de raffinages se situent au-delà de 50 $/t en ce début de troisième trimestre.

Les prix du gaz européens sur les marchés forward demeurent soutenus autour de 12 $/Mbtu au troisième
trimestre 2025 et pour l’hiver 2025/26, dans un contexte de reconstitution des stocks en Europe. Compte
tenu de l’évolution des prix du pétrole et du gaz ces derniers mois et de l’effet de décalage sur les formules
de prix, TotalEnergies anticipe un prix moyen de vente du GNL de 9 à 9,5 $/Mbtu au troisième trimestre
2025.

La production d’hydrocarbures au troisième trimestre 2025 est attendue en croissance de plus de 3 % par
rapport au troisième trimestre 2024, en ligne avec l’objectif annuel de la Compagnie de croissance de la
production de plus de 3 % en 2025 par rapport à 2024.

Le taux d’utilisation des raffineries devrait se situer entre 80 et 85 % au troisième trimestre 2025 compte tenu
de maintenances programmées sur les plateformes d’Anvers, de Port Arthur et de HTC.

La Compagnie prévoit que ses investissements nets seront dans la guidance de 17 à 17,5 G$ pour l’année
étant donné le programme de cessions prévues au second semestre.

****

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

****

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




14
9. Principales données opérationnelles des secteurs

9.1 Production de la Compagnie (Exploration-Production + Integrated LNG)

2T25 1S25
Production combinée liquides/gaz
2T25 1T25 vs 2T24 1S25 1S24 vs
1T25
par zone géographique (kbep/j) 1S24

522 571 -9% 561 Europe 547 566 -3%

424 424 - 449 Afrique 424 456 -7%

850 849 - 825 Moyen-Orient et Afrique du Nord 849 820 +4%

436 424 +3% 358 Amériques 430 355 +21%

271 290 -6% 248 Asie Pacifique 281 254 +10%

2 503 2 558 -2% 2 441 Production totale 2 531 2 451 +3%

374 390 -4% 359 dont filiales mises en équivalence 382 352 +8%


2T25 1S25
Production de liquides
2T25 1T25 vs 2T24 1S25 1S24 vs
1T25
par zone géographique (kb/j) 1S24

203 216 -6% 225 Europe 209 225 -7%

309 312 -1% 325 Afrique 310 328 -5%

673 680 -1% 660 Moyen-Orient et Afrique du Nord 677 656 +3%

217 202 +8% 167 Amériques 210 168 +24%

104 106 -2% 100 Asie Pacifique 105 103 +2%

1 506 1 516 -1% 1 477 Production totale 1 511 1 480 +2%

158 163 -3% 150 dont filiales mises en équivalence 161 152 +6%


2T25 1S25
Production de gaz
2T25 1T25 vs 2T24 1S25 1S24 vs
1T25
par zone géographique (Mpc/j) 1S24

1 720 1 920 -10% 1 814 Europe 1 819 1 841 -1%

579 567 +2% 620 Afrique 573 634 -10%

973 920 +6% 904 Moyen-Orient et Afrique du Nord 947 900 +5%

1 214 1 237 -2% 1 061 Amériques 1 225 1 032 +19%

909 1 011 -10% 781 Asie Pacifique 960 808 +19%

5 395 5 655 -5% 5 180 Production totale 5 524 5 215 +6%

1 173 1 237 -5% 1 127 dont filiales mises en équivalence 1 205 1 085 +11%




15
9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

2T25 1S25
Ventes de produits raffinés
2T25 1T25 vs 2T24 1S25 1S24 vs
1T25
par zone géographique (kb/j) 1S24

1 904 1 677 +14% 1 840 Europe 1 790 1 807 -1%

616 618 - 558 Afrique 617 575 +7%

1 057 1 073 -2% 989 Amériques 1 065 1 011 +5%

856 945 -9% 639 Reste du monde 901 675 +33%

4 432 4 313 +3% 4 026 Total des ventes 4 373 4 068 +7%

379 344 +10% 397 dont ventes massives raffinage 362 399 -9%

2 729 2 703 +1% 2 266 dont négoce international 2 716 2 331 +16%



2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 Production de produits pétrochimiques* (kt) 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

832 984 -15% 900 Europe 1 816 1 890 -4%

750 694 +8% 756 Amériques 1 444 1 401 +3%

709 745 -5% 702 Moyen-Orient et Asie 1 454 1 430 +2%

* Oléfines, polymères.




16
9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

2T25 1T25

Eolien Eolien en Eolien Eolien en
Production nette d'électricité (TWh) Solaire Gaz Autres Total Solaire Gaz Autres Total
terrestre mer terrestre mer
France 0,2 0,2 - 0,5 0,0 1,0 0,1 0,2 - 1,9 0,0 2,2

Reste de l'Europe 0,2 0,5 0,2 1,0 0,1 2,0 0,1 0,6 0,3 1,6 0,1 2,6

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

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

Amérique du Nord 1,3 0,6 - 1,4 - 3,3 0,7 0,5 - 0,9 - 2,1

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

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

Asie Pacifique 0,4 0,0 0,1 - - 0,5 0,3 0,0 0,2 - - 0,5

Total 5,1 2,8 0,3 3,2 0,2 11,6 3,8 2,4 0,5 4,5 0,1 11,3




9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

2T25 1T25
Capacités nettes installées de Eolien Eolien en Eolien Eolien en
(18) Solaire Gaz Autres Total Solaire Gaz Autres Total
génération électrique (GW) terrestre mer terrestre mer
France 0,8 0,5 - 2,7 0,2 4,2 0,8 0,4 - 2,7 0,2 4,0

Reste de l'Europe 0,5 1,0 0,3 2,1 0,2 4,0 0,6 1,0 0,3 2,1 0,2 4,1

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

Moyen Orient 0,5 - - 0,3 - 0,8 0,4 - - 0,3 - 0,8

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

Amérique du Sud 0,4 1,0 - - - 1,4 0,4 0,9 - - - 1,3

Inde 6,0 0,6 - - - 6,6 5,5 0,6 - - - 6,1

Asie Pacifique 1,1 0,0 0,2 - - 1,3 1,1 0,0 0,2 - - 1,3

Total 12,2 4,0 0,5 6,5 0,8 24,0 11,2 3,8 0,5 6,5 0,7 22,7


*




(18)
Données à fin de période.

17
9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

2T25 1T25
Capacités brutes installées de génération Eolien Eolien Eolien Eolien
Solaire Autres Total Solaire Autres Total
électrique renouvelable (GW) (19),(20) terrestre en mer terrestre en mer
France 1,3 0,9 0,0 0,2 2,3 1,2 0,7 0,0 0,2 2,1

Reste de l'Europe 0,6 1,5 1,1 0,3 3,5 0,6 1,3 1,1 0,3 3,2

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

Moyen Orient 1,3 0,0 0,0 0,0 1,3 1,2 0,0 0,0 0,0 1,2

Amérique du Nord 6,1 2,3 0,0 0,8 9,3 5,6 2,2 0,0 0,7 8,4

Amérique du Sud 0,4 1,5 0,0 0,0 1,9 0,4 1,4 0,0 0,0 1,8

Inde 8,5 0,6 0,0 0,0 9,2 7,7 0,6 0,0 0,0 8,4

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

Total 20,0 6,8 1,8 1,6 30,2 18,4 6,2 1,8 1,4 27,8


2T25 1T25

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

France 0,3 0,1 0,0 0,0 0,4 0,3 0,0 0,0 0,0 0,3

Reste de l'Europe 0,5 0,2 0,8 0,3 1,9 0,5 0,1 0,8 0,3 1,8

Afrique 0,5 0,1 0,0 0,1 0,7 0,4 0,1 0,0 0,1 0,7

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

Amérique du Nord 1,2 0,0 0,0 0,5 1,7 1,3 0,0 0,0 0,5 1,9

Amérique du Sud 0,9 0,4 0,0 0,2 1,4 0,4 0,5 0,0 0,2 1,1

Inde 1,6 0,0 0,0 0,0 1,6 2,2 0,0 0,0 0,0 2,2

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

Total 6,7 1,1 0,8 1,2 9,8 6,7 1,1 0,8 1,2 9,9



2T25 1T25

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

France 1,0 0,5 0,0 0,0 1,6 0,9 0,3 0,0 0,1 1,3

Reste de l'Europe 6,4 1,7 14,3 2,9 25,3 4,6 0,6 13,3 2,5 20,9

Afrique 0,5 0,2 0,0 0,0 0,7 0,5 0,2 0,0 0,0 0,7

Moyen Orient 0,6 0,0 0,0 0,0 0,6 0,8 0,0 0,0 0,0 0,8

Amérique du Nord 10,9 3,7 4,1 4,6 23,3 10,6 3,0 4,1 4,4 22,1

Amérique du Sud 1,2 1,4 0,0 0,0 2,6 1,7 1,4 0,0 0,0 3,1

Inde 2,0 0,1 0,0 0,0 2,1 2,3 0,1 0,0 0,0 2,4

Asie Pacifique 3,2 1,1 2,6 1,1 7,9 3,4 1,1 3,0 1,1 8,5

Total 25,8 8,6 21,0 8,6 64,1 24,8 6,6 20,4 8,1 59,8


*




(19)
Dont 19,25 % 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.

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

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


2T25 1T25 2T24 En millions de dollars 1S25 1S24


2 687 3 851 3 787 Résultat net (part TotalEnergies) 6 538 9 508

(340) (108) (274) Eléments non-récurrents du résultat net (part TotalEnergies) (448) 531

- - (110) Plus ou moins value de cession - 1 397

- - (11) Charges de restructuration - (11)

(209) - - Dépréciations et provisions exceptionnelles (209) (644)

(131) (108) (153) Autres éléments (239) (211)

(268) (78) (320) Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt (346) (196)

(283) (155) (291) Effet des variations de juste valeur (438) (611)

(891) (341) (885) Total des éléments d’ajustement du résultat net (part TotalEnergies) (1 232) (276)

3 578 4 192 4 672 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) 7 770 9 784




19
10.2 Réconciliation de l’EBITDA ajusté avec les états financiers consolidés

10.2.1 Tableau de passage du résultat net part TotalEnergies à l’EBITDA ajusté

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

2 687 3 851 -30% 3 787 Résultat net (part TotalEnergies) 6 538 9 508 -31%

891 341 x2,6 885 Moins: éléments d'ajustement du résultat net (part TotalEnergies) 1 232 276 x4,5

3 578 4 192 -15% 4 672 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) 7 770 9 784 -21%

Éléments ajustés

60 70 -14% 67 Plus: intérêts ne conférant pas le contrôle 130 167 -22%

2 328 2 705 -14% 2 977 Plus: charge / (produit) d'impôt 5 033 5 968 -16%
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
3 106 2 998 +4% 2 962 6 104 5 904 +3%
corporelles et droits miniers
Plus: amortissements et dépréciations des immobilisations
96 83 +16% 87 179 179 -
incorporelles
816 725 +13% 725 Plus: coût de l'endettement financier brut 1 541 1 433 +8%
Moins: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
(294) (269) ns (417) (563) (869) ns
trésorerie
9 690 10 504 -8% 11 073 EBITDA Ajusté 20 194 22 566 -11%



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

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

Éléments ajustés

44 676 47 899 -7% 49 183 Produits des ventes 92 575 101 066 -8%

(28 533) (30 563) ns (31 314) Achats, nets de variation de stocks (59 096) (64 839) ns

(7 588) (7 542) ns (7 664) Autres charges d'exploitation (15 130) (15 244) ns

(97) (81) ns (97) Charges d'exploration (178) (185) ns

544 247 x2,2 146 Autres produits 791 386 x2

Autres charges hors amortissements et dépréciations des
(233) (216) ns (37) (449) (162) ns
immobilisations incorporelles
422 294 +44% 433 Autres produits financiers 716 715 -

(203) (249) ns (213) Autres charges financières (452) (428) ns

702 715 -2% 636 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 1 417 1 257 +13%

9 690 10 504 -8% 11 073 EBITDA Ajusté 20 194 22 566 -11%

Éléments ajustés
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
(3 106) (2 998) ns (2 962) (6 104) (5 904) ns
corporelles et droits miniers
Moins: amortissements et dépréciations des immobilisations
(96) (83) ns (87) (179) (179) ns
incorporelles
(816) (725) ns (725) Moins: coût de l'endettement financier brut (1 541) (1 433) ns

Plus: produits et charges de trésorerie et d'équivalents de
294 269 +9% 417 563 869 -35%
trésorerie
(2 328) (2 705) ns (2 977) Moins: produit (charge) d'impôt (5 033) (5 968) ns

(60) (70) ns (67) Moins: intérêts ne conférant pas le contrôle (130) (167) ns

(891) (341) ns (885) Plus: éléments d'ajustements (part TotalEnergies) (1 232) (276) ns

2 687 3 851 -30% 3 787 Résultat net (part TotalEnergies) 6 538 9 508 -31%




20
10.3 Investissements – Désinvestissements

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

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

6 689 4 805 39% 4 558 Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 11 494 8 025 +43%

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

54 6 x9 (29) Remboursement organique de prêts SME ( c ) 60 (26) ns

(221) - ns - Variation de dettes de projets renouvelables ( d ) * (221) - ns

90 108 -17% 97 Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) 198 200 -1%

20 2 x10 4 Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) 22 3 x7,3

6 632 4 921 35% 4 630 Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 11 553 8 202 +41%

1 813 420 x4,3 220 Dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) 2 233 (280) ns

2 106 836 x2,5 544 Acquisitions ( g ) 2 942 1 618 +82%

293 416 -29% 324 Cessions ( i ) 709 1 898 -63%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part
67 - ns - 67 - ns
partenaire et plus-value de cession
4 819 4 501 7% 4 410 Dont investissements organiques ( h ) 9 320 8 482 +10%

37 111 -66% 101 Exploration capitalisée 148 247 -40%

425 568 -25% 589 Augmentation des prêts non courants 993 1 127 -12%

Remboursement des prêts non courants,
(256) (103) ns (178) (359) (324) ns
hors remboursement organique de prêts SME
Variation de dettes de projets renouvelables
(154) - ns - (154) - ns
quote-part TotalEnergies
* 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

2T25 1S25
2T25 1T25 vs 2T24 En millions de dollars 1S25 1S24 vs
1T25 1S24

5 960 2 563 x2,3 9 007 Flux de trésorerie d’exploitation ( a ) 8 523 11 176 -24%

(246) (4 316) ns 1 669 Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) * (4 562) (4 452) ns

(272) (107) ns (468) Effet de stock ( c ) (379) (343) ns

86 - ns - Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) 86 - ns

54 6 x9 (29) Remboursement organique de prêts SME ( e ) 60 (26) ns

Marge brute d'autofinancement (CFFO)
6 618 6 992 -5% 7 777 13 610 15 945 -15%
(f=a-b-c+d+e)
(325) (284) ns (118) Frais financiers (610) (262) ns

6 943 7 276 -5% 7 895 Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF) 14 220 16 207 -12%


4 819 4 501 +7% 4 410 Investissements organiques ( g ) 9 320 8 482 +10%

1 799 2 491 -28% 3 367 Cash flow après investissements organiques ( f - g ) 4 290 7 463 -43%


6 632 4 921 +35% 4 630 Investissements nets ( h ) 11 553 8 202 +41%

(14) 2 071 ns 3 147 Cash flow net ( f - h ) 2 057 7 743 -73%

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




21
10.5 Ratio d’endettement

En millions de dollars 30/06/2025 31/03/2025 30/06/2024

Dettes financières courantes * 12 570 10 983 9 358

Autres passifs financiers courants 861 897 461
,
Actifs financiers courants * ** (4 872) (5 892) (6 425)

Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés * 41 41 (61)

Dettes financières non courantes * 39 161 37 862 34 726

Actifs financiers non courants * (1 410) (953) (1 166)

Total trésorerie et équivalents de trésorerie (20 424) (22 837) (23 211)

Dette nette ( a ) 25 927 20 101 13 682

Capitaux propres (part TotalEnergies) 116 642 117 956 117 379

Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle) 2 360 2 465 2 648

Capitaux propres ( b ) 119 002 120 421 120 027

Ratio d'endettement = a / ( a + b ) 17,9% 14,3% 10,2%

Dette nette de location ( c ) 8 907 8 533 8 012

Ratio d'endettement y compris dette nette de location ( a+c )/( a+b+c ) 22,6% 19,2% 15,3%

* 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.


Le ratio d’endettement s’établit à 17,9 % à fin juin 2025, compte tenu de l’effet saisonnier de la variation du
besoin en fonds de roulement et du rythme des investissements. Hors ces effets, le ratio d’endettement
normalisé s’établit à 15 %.


10.6 Rentabilité des capitaux employés moyens

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


Résultat opérationnel net ajusté 9 212 4 830 2 140 1 249 1 378 18 184

Capitaux employés au 30/06/2024 65 809 38 708 21 861 8 728 6 954 140 180

Capitaux employés au 30/06/2025 67 042 44 300 27 033 8 827 7 325 152 732

ROACE 13,9% 11,6% 8,8% 14,2% 19,3% 12,4%


10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)

En millions de dollars 1S25 1S24 2024

Dividendes payés (actionnaires de la société mère) 3 745 3 756 7 717

Rachat d’actions propres hors frais et taxes 3 726 4 000 7 970

Payout ratio 54% 45% 50%




22
GLOSSAIRE
Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie
d’investissement. Les Acquisitions nettes 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 compatibilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de
projets renouvelables et les remboursements de prêts organiques des sociétés mises en équivalence.
Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour les aider à comprendre
l’évolution de la marge brute d’autofinancement au fil des périodes sur une base cohérente en comparaison avec la performance des
pairs. La combinaison de cet indicateur de performance et des résultats de la Compagnie préparés conformément aux IFRS permet
une compréhension plus complète des facteurs et des tendances affectant les activités et les performances de la Compagnie. Cet
indicateur de performance est utilisé par la Compagnie comme base pour l'allocation de ses flux de trésorerie et notamment pour
déterminer la part des cash-flows affectée aux distributions aux actionnaires.




23
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.




24
Avertissement :
Les termes « TotalEnergies », « compagnie TotalEnergies » et « Compagnie » qui figurent dans ce document sont utilisés pour désigner TotalEnergies
SE et les entités consolidées que TotalEnergies SE contrôle directement ou indirectement. De même, les termes « nous », « nos », « notre » peuvent
également être utilisés pour faire référence à ces entités ou à leurs collaborateurs. Les entités dans lesquelles TotalEnergies SE détient directement ou
indirectement une participation sont des personnes morales distinctes et autonomes.
Ce document ne constitue pas le rapport financier semestriel qui fera l’objet d’une publication spécifique, conformément à l’article L. 451-1-2 III du Code
monétaire et financier et à la réglementation britannique applicable, disponible sur le site totalenergies.com. Ce communiqué de presse présente les
résultats du deuxième trimestre 2025 et du premier semestre 2025, issus des comptes consolidés de TotalEnergies SE au 30 juin 2025 (non audités). Les
procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. Les annexes aux comptes consolidés (non audités) sont disponibles sur le
site totalenergies.com.
Ce document peut contenir des déclarations prospectives (incluant des forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de
1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie de TotalEnergies. Il peut notamment contenir
des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies y compris en matière climatique et de neutralité carbone
(zéro émission nette). Une ambition exprime une volonté de TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre ne dépendent pas que de
TotalEnergies. Ces déclarations prospectives peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère
prospectif tels que « sera », « devrait », « pourrait », « serait », « peut », « pourrait », « vraisemblablement », « envisager », « avoir l’intention », « anticiper
», « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « engager », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les
déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un
contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date du présent document. Ces
déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou
ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif
entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et
réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel,
l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser
des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les
domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux de change, les innovations technologiques, les conditions et événements
météorologiques, ainsi que les évolutions socio-démographiques, économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de
parts de marché et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines
informations financières reposent sur des estimations notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles
dépréciations d’actifs. Les lecteurs ne doivent pas considérer les déclarations prospectives comme des données exactes mais comme l’expression de
point de vue de la Compagnie à la date de publication du présent document. TotalEnergies SE et ses filiales n’ont aucune obligation, ne prennent aucun
engagement et décline toute responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison
d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce
document. Par ailleurs, la Compagnie ne vérifie pas et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de tiers contenues dans ce 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 par ailleurs décrits dans les
versions les plus actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et du
Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »). Enfin, les développements portant sur les
questions relatives au changement climatique et d’autres questions environnementales ou sociales contenus dans ce document sont fondés sur divers
référentiels et l’intérêts des diverses parties prenantes qui sont susceptibles d’évoluer indépendamment de notre volonté. En outre, nos disclosures sur
ces questions, y compris celles liées au climat et d’autres questions environnementales ou sociales, peuvent inclure des informations qui ne sont pas
nécessairement significatives ("material") au sens des lois américaines sur les valeurs mobilières pour les besoins des rapports de la SEC ou au sens des
réglementations boursières applicables.
L’information financière sectorielle est présentée selon les principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit l’information sectorielle interne
définie pour gérer et mesurer les performances de TotalEnergies. En complément des indicateurs définis par les normes IFRS, certains indicateurs
alternatifs de performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement (résultat opérationnel
ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens
(ROACE), le ratio d’endettement, la marge brute d’autofinancement (MBA), le DACF (debt adjusted cash flow) et le taux de retour à l’actionnaire. Ces
indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent
aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la performance de TotalEnergies.
Les éléments d’ajustement comprennent :
(i) les éléments non récurrents
En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non récurrents » sont exclues des
informations par secteur d'activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou
inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme
représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire
au cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.
(ii) l’effet de stock
Conformément à IAS 2, TotalEnergies valorise ses stocks de produits pétroliers selon la méthode du FIFO (First-in, First-out) et celui des autres stocks
selon la méthode PMP (Prix Moyen Pondéré). Selon la méthode FIFO, le stock est valorisé au coût historique d’acquisition ou de production plutôt qu’au
coût de remplacement. En cas de volatilité des marchés de l’énergie, cette méthode de valorisation peut avoir un effet de distorsion important sur le résultat.
Par conséquent, les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de
remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des
principaux concurrents de la Compagnie.
Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est
déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des
stocks concernés et non par référence à la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la
méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement.
(iii) l’effet des variations de juste valeur
L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour les stocks du trading et les contrats de stockage, à des différences
entre la mesure interne de la performance utilisée par le Comité exécutif de TotalEnergies et la comptabilisation de ces transactions selon les normes
IFRS.
Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter
au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance
intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward.
Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut par ailleurs des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste
valeur dans la performance économique interne de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.
Enfin, TotalEnergies utilise des instruments dérivés dans le but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs opérationnels. En application
des normes IFRS, ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées
lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au dénouement des transactions.
Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se définissent comme les résultats
au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et hors effet des variations de juste valeur.
Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars convertis sur la base des taux de
change moyen euro/US dollar (€/$) des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité tenue en euros.
Avertissement aux investisseurs américains – La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier séparément les réserves
prouvées, probables et possibles qu'elles auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document peut contenir certains termes que les
recommandations de la SEC nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes
"réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TotalEnergies SE, File N ° 1-10888,
disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur notre site Internet totalenergies.com.
Ce document est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.




25
Comptes TotalEnergies

Comptes consolidés du deuxième trimestre 2025, normes IFRS




26
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ

TotalEnergies
(non audité)

2ème trimestre 1er trimestre 2ème trimestre
(en millions de dollars)(a) 2025 2025 2024

Chiffre d'affaires 49 627 52 254 53 743
Droits d'accises (4 951) (4 355) (4 560)
Produits des ventes 44 676 47 899 49 183


Achats, nets de variation de stocks (29 158) (30 855) (32 117)
Autres charges d'exploitation (7 834) (7 564) (7 729)
Charges d'exploration (97) (81) (97)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers (3 258) (2 998) (2 976)
Autres produits 544 247 3
Autres charges (287) (291) (251)


Coût de l'endettement financier brut (816) (725) (725)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie 327 290 408
Coût de l'endettement financier net (489) (435) (317)


Autres produits financiers 429 318 459
Autres charges financières (203) (249) (213)


Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 529 663 627

Produit (Charge) d'impôt (2 106) (2 733) (2 725)
Résultat net de l'ensemble consolidé 2 746 3 921 3 847
Part TotalEnergies 2 687 3 851 3 787
Intérêts ne conférant pas le contrôle 59 70 60
Résultat net par action (en $) 1,18 1,69 1,61
Résultat net dilué par action (en $) 1,17 1,68 1,60

(a) Excepté pour les résultats nets par action.




27
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ

TotalEnergies
(non audité)


2ème trimestre 1er trimestre 2ème trimestre
(en millions de dollars) 2025 2025 2024

Résultat net de l'ensemble consolidé 2 746 3 921 3 847


Autres éléments du résultat global


Pertes et gains actuariels 16 - 22
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres 52 12 103
Effet d'impôt (20) 1 (11)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère 5 808 2 882 (683)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en
5 856 2 895 (569)
résultat
Écart de conversion de consolidation (4 692) (2 017) 523
Couverture de flux futurs 165 (833) 593
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère 4 15 -
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt (174) (100) (38)
Autres éléments - 7 (2)
Effet d'impôt (49) 205 (153)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat (4 746) (2 723) 923
Total autres éléments du résultat global (après impôt) 1 110 172 354


Résultat global 3 856 4 093 4 201
Part TotalEnergies 3 752 4 007 4 134
Intérêts ne conférant pas le contrôle 104 86 67




28
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ

TotalEnergies
(non audité)

1er semestre 1er semestre
(en millions de dollars)(a) 2025 2024


Chiffre d'affaires 101 881 110 021
Droits d'accises (9 306) (8 955)
Produits des ventes 92 575 101 066


Achats, nets de variation de stocks (60 013) (65 897)
Autres charges d'exploitation (15 398) (15 372)
Charges d'exploration (178) (185)
Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers (6 256) (5 918)
Autres produits 791 1 761
Autres charges (578) (566)


Coût de l'endettement financier brut (1 541) (1 433)
Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie 617 880
Coût de l'endettement financier net (924) (553)


Autres produits financiers 747 765
Autres charges financières (452) (428)


Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 1 192 645

Produit (Charge) d'impôt (4 839) (5 667)
Résultat net de l'ensemble consolidé 6 667 9 651
Part TotalEnergies 6 538 9 508
Intérêts ne conférant pas le contrôle 129 143
Résultat net par action (en $) 2,88 4,04
Résultat net dilué par action (en $) 2,85 4,02
(a) Excepté pour les résultats nets par action.




29
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ

TotalEnergies

(non audité)

1er semestre 1er semestre
(en millions de dollars) 2025 2024

Résultat net de l'ensemble consolidé 6 667 9 651


Autres éléments du résultat global


Pertes et gains actuariels 16 20
Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres 64 143
Effet d'impôt (19) (19)
Écart de conversion de consolidation de la société-mère 8 690 (2 189)
Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat 8 751 (2 045)
Écart de conversion de consolidation (6 709) 1 622
Couverture de flux futurs (668) 1 400
Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère 19 (15)
Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt (274) (114)
Autres éléments 7 -
Effet d'impôt 156 (372)
Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat (7 469) 2 521
Total autres éléments du résultat global (après impôt) 1 282 476


Résultat global 7 949 10 127
Part TotalEnergies 7 759 10 004
Intérêts ne conférant pas le contrôle 190 123




30
BILAN CONSOLIDÉ
TotalEnergies
30 juin 2025 31 mars 2025 31 décembre 30 juin 2024
2024


(en millions de dollars) (non audité) (non audité) (non audité)


ACTIF

Actifs non courants
Immobilisations incorporelles 36 687 34 543 34 238 33 477
Immobilisations corporelles 116 153 112 249 109 095 109 403
Sociétés mises en équivalence : titres et prêts 36 657 35 687 34 405 32 800
Autres titres 2 176 1 860 1 665 1 740
Actifs financiers non courants 2 691 2 231 2 305 2 469
Impôts différés 3 550 3 360 3 202 3 568
Autres actifs non courants 4 057 4 000 4 006 4 235
Total actifs non courants 201 971 193 930 188 916 187 692

Actifs courants
Stocks 17 275 19 037 18 868 20 189
Clients et comptes rattachés 21 254 24 882 19 281 20 647
Autres créances 24 160 22 423 23 687 20 014
Actifs financiers courants 5 183 6 237 6 914 6 823
Trésorerie et équivalents de trésorerie 20 424 22 837 25 844 23 211
Actifs destinés à être cédés ou échangés 2 550 1 711 1 977 912
Total actifs courants 90 846 97 127 96 571 91 796
Total actif 292 817 291 057 285 487 279 488

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres
Capital 7 262 7 231 7 577 7 577
Primes et réserves consolidées 128 103 128 787 135 496 130 688
Écarts de conversion (13 564) (14 508) (15 259) (14 415)
Actions autodétenues (5 159) (3 554) (9 956) (6 471)
Total des capitaux propres - part TotalEnergies 116 642 117 956 117 858 117 379
Intérêts ne conférant pas le contrôle 2 360 2 465 2 397 2 648
Total des capitaux propres 119 002 120 421 120 255 120 027

Passifs non courants
Impôts différés 12 729 12 621 12 114 12 461
Engagements envers le personnel 1 974 1 824 1 753 1 819
Provisions et autres passifs non courants 20 312 19 872 19 872 20 295
Dettes financières non courantes 47 584 45 858 43 533 42 526
Total passifs non courants 82 599 80 175 77 272 77 101

Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés 39 288 42 554 39 932 36 449
Autres créditeurs et dettes diverses 34 672 32 505 35 961 33 442
Dettes financières courantes 14 637 13 134 10 024 11 271
Autres passifs financiers courants 861 897 664 461
Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés 1 758 1 371 1 379 737
Total passifs courants 91 216 90 461 87 960 82 360
Total passif et capitaux propres 292 817 291 057 285 487 279 488




31
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ

TotalEnergies

(non audité)

2ème trimestre 1er trimestre 2ème trimestre
(en millions de dollars) 2025 2025 2024

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé 2 746 3 921 3 847
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles 3 360 3 086 3 080
Provisions et impôts différés 127 209 (53)
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs (335) 25 182
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence (102) (423) (250)
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement 49 (4 232) 2 013
Autres, nets 115 (23) 188
Flux de trésorerie d'exploitation 5 960 2 563 9 007

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels (4 766) (4 222) (3 699)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise (1 627) (232) (251)
Coût d'acquisition de titres (419) (311) (481)
Augmentation des prêts non courants (425) (568) (621)
Investissements (7 237) (5 333) (5 052)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels 69 301 44
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée 154 117 213
Produits de cession d'autres titres 15 1 56
Remboursement de prêts non courants 310 109 181
Désinvestissements 548 528 494
Flux de trésorerie d'investissement (6 689) (4 805) (4 558)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère 492 - 521
- actions propres (1 707) (2 152) (2 007)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère (1 894) (1 851) (1 853)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle (173) (139) (127)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée - (1 139) (1 622)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée (27) (128) (50)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle (31) (20) (19)
Émission nette d'emprunts non courants 257 3 431 4 319
Variation des dettes financières courantes (356) 150 (5 453)
Variation des actifs et passifs financiers courants 1 287 718 (530)
Flux de trésorerie de financement (2 152) (1 130) (6 821)
Augmentation (diminution) de la trésorerie (2 881) (3 372) (2 372)
Incidence des variations de change 468 365 (57)
Trésorerie en début de période 22 837 25 844 25 640
Trésorerie en fin de période 20 424 22 837 23 211




32
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ
TotalEnergies

(non audité)


1er semestre 1er semestre
(en millions de dollars) 2025 2024

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé 6 667 9 651
Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles 6 446 6 116
Provisions et impôts différés 336 239
(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs (310) (1 428)
Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence (525) 38
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement (4 183) (3 673)
Autres, nets 92 233
Flux de trésorerie d'exploitation 8 523 11 176

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels (8 988) (7 119)
Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise (1 859) (1 010)
Coût d'acquisition de titres (730) (969)
Augmentation des prêts non courants (993) (1 159)
Investissements (12 570) (10 257)
Produits de cession d'actifs corporels et incorporels 370 381
Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée 271 1 431
Produits de cession d'autres titres 16 90
Remboursement de prêts non courants 419 330
Désinvestissements 1 076 2 232
Flux de trésorerie d'investissement (11 494) (8 025)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :
- actionnaires de la société mère 492 521
- actions propres (3 859) (4 013)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère (3 745) (3 756)
- aux intérêts ne conférant pas le contrôle (312) (133)
Émission nette de titres subordonnés à durée indéterminée (1 139) (1 622)
Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée (155) (209)
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle (51) (36)
Émission nette d'emprunts non courants 3 688 4 361
Variation des dettes financières courantes (206) (1 917)
Variation des actifs et passifs financiers courants 2 005 (259)
Flux de trésorerie de financement (3 282) (7 063)
Augmentation (diminution) de la trésorerie (6 253) (3 912)
Incidence des variations de change 833 (140)
Trésorerie en début de période 25 844 27 263
Trésorerie en fin de période 20 424 23 211




33
VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS
TotalEnergies
(non audité)
Actions émises Primes et Écarts Actions autodétenues Capitaux Intérêts ne Capitaux
réserves de propres - conférant propres
consolidées conversion Part pas le
(en millions de dollars) Nombre Montant Nombre Montant TotalEnergies contrôle
Au 1er janvier 2024 2 412 251 835 7 616 126 857 (13 701) (60 543 213) (4 019) 116 753 2 700 119 453
Résultat net du premier semestre
- - 9 508 - - - 9 508 143 9 651
2024
Autres éléments du résultat global - - 1 210 (714) - - 496 (20) 476
Résultat Global - - 10 718 (714) - - 10 004 123 10 127
Dividendes - - (3 929) - - - (3 929) (133) (4 062)
Émissions d'actions 10 833 187 29 492 - - - 521 - 521
Rachats d'actions - - - - (58 719 028) (4 513) (4 513) - (4 513)
Cessions d'actions(a) - - (397) - 6 065 491 397 - - -
Paiements en actions - - 356 - - - 356 - 356

Annulation d'actions (25 405 361) (68) (1 596) - 25 405 361 1 664 - - -
Emission nette de titres
- - (1 679) - - - (1 679) - (1 679)
subordonnés à durée indéterminée
Rémunération des titres
- - (135) - - - (135) - (135)
subordonnés à durée indéterminée
Autres opérations avec les intérêts
- - - - - - - (36) (36)
ne conférant pas le contrôle
Autres éléments - - 1 - - - 1 (6) (5)
Au 30 juin 2024 2 397 679 661 7 577 130 688 (14 415) (87 791 389) (6 471) 117 379 2 648 120 027
Résultat net du second semestre
- - 6 250 - - - 6 250 130 6 380
2024
Autres éléments du résultat global - - 1 226 (844) - - 382 (24) 358
Résultat Global - - 7 476 (844) - - 6 632 106 6 738
Dividendes - - (3 827) - - - (3 827) (322) (4 149)
Émissions d'actions - - - - - - - - -
Rachats d'actions - - - - (61 744 204) (3 482) (3 482) - (3 482)
Cessions d'actions(a) - - 2 - 5 775 (2) - - -
Paiements en actions - - 200 - - - 200 - 200

Annulation d'actions - - 1 - - (1) - - -
Emission nette de titres
- - 1 103 - - - 1 103 - 1 103
subordonnés à durée indéterminée
Rémunération des titres
- - (137) - - - (137) - (137)
subordonnés à durée indéterminée
Autres opérations avec les intérêts
- - - - - - - (31) (31)
ne conférant pas le contrôle
Autres éléments - - (10) - - - (10) (4) (14)

Au 31 décembre 2024 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 semestre
- - 6 538 - - - 6 538 129 6 667
2025
Autres éléments du résultat global - - (474) 1 695 - - 1 221 61 1 282
Résultat Global - - 6 064 1 695 - - 7 759 190 7 949
Dividendes - - (4 072) - - - (4 072) (178) (4 250)
Émissions d'actions 11 149 053 30 462 - - - 492 - 492
Rachats d'actions - - - - (62 261 210) (4 239) (4 239) - (4 239)
Cessions d'actions(a) - - (414) - 6 214 595 414 - - -

Paiements en actions - - 340 - - - 340 - 340

Annulation d'actions (127 622 460) (345) (8 397) - 127 622 460 8 622 (120) - (120)
Emission nette de titres
- - (1 219) - - - (1 219) - (1 219)
subordonnés à durée indéterminée
Rémunération des titres
- - (156) - - - (156) - (156)
subordonnés à durée indéterminée
Autres opérations avec les intérêts
- - - - - - - (51) (51)
ne conférant pas le contrôle
Autres éléments - - (1) - - - (1) 2 1
Au 30 juin 2025 2 281 206 254 7 262 128 103 (13 564) (77 953 973) (5 159) 116 642 2 360 119 002
(a)
Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions de performance.




34
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


2ème trimestre 2025 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Chiffre d'affaires externe 1 369 2 586 3 958 21 759 19 944 11 - 49 627
Chiffre d'affaires intersecteurs 8 862 1 869 701 7 006 177 32 (18 647) -
Droits d'accises - - - (254) (4 697) - - (4 951)
Produits des ventes 10 231 4 455 4 659 28 511 15 424 43 (18 647) 44 676
Charges d'exploitation (4 577) (3 632) (4 479) (27 995) (14 751) (302) 18 647 (37 089)
Amortissements et dépréciations des
(1 978) (397) (108) (520) (224) (31) - (3 258)
immobilisations corporelles et droits miniers
Quote-part du résultat net des sociétés
58 578 340 (42) 113 (35) - 1 012
mises en équivalence et autres éléments
Impôts du résultat opérationnel net (1 793) (166) (27) (12) (168) 57 - (2 109)
Ajustements (a) (33) (203) (189) (447) (18) (23) - (913)
Résultat opérationnel net ajusté 1 974 1 041 574 389 412 (245) - 4 145
Ajustements (a) (913)
Coût net de la dette nette (486)
Intérêts ne conférant pas le contrôle (59)
Résultat net - part TotalEnergies 2 687
(a)
Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

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




2ème trimestre 2025 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Investissements 3 186 877 2 503 351 234 86 - 7 237
Désinvestissements 80 25 347 42 38 16 - 548
Flux de trésorerie d'exploitation 3 675 539 799 887 628 (568) - 5 960




35
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


1er trimestre 2025 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
(en millions de dollars) LNG Power
Production Chimie Services consolidation
Chiffres d'affaires externe 1 569 3 088 5 967 22 627 19 001 2 - 52 254
Chiffres 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
(1 950) (391) (75) (339) (217) (26) - (2 998)
immobilisations corporelles et droits miniers
Quote-part du résultat net des sociétés
133 565 44 (8) (10) (36) - 688
mises en équivalence et autres éléments
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 du secteur Integrated LNG.
Les variations de juste valeur des positions électricité sont affectées au résultat opérationnel du secteur Integrated Power.



1er trimestre 2025 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

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




36
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


2ème trimestre 2024 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Chiffre d'affaires externe 1 416 1 986 4 464 24 516 21 358 3 - 53 743
Chiffre d'affaires intersecteurs 9 796 2 111 369 8 203 164 77 (20 720) -
Droits d'accises - - - (208) (4 352) - - (4 560)
Produits des ventes 11 212 4 097 4 833 32 511 17 170 80 (20 720) 49 183
Charges d'exploitation (4 669) (2 922) (4 506) (31 647) (16 601) (318) 20 720 (39 943)
Amortissements et dépréciations des
(1 907) (310) (105) (416) (208) (30) - (2 976)
immobilisations corporelles et droits miniers
Quote-part du résultat net des sociétés
141 526 26 (13) (84) 29 - 625
mises en équivalence et autres éléments
Impôts du résultat opérationnel net (2 163) (251) (79) (60) (101) (23) - (2 677)
Ajustements (a) (53) (12) (333) (264) (203) (9) - (874)
Résultat opérationnel net ajusté 2 667 1 152 502 639 379 (253) - 5 086
Ajustements (a) (874)
Coût net de la dette nette (365)
Intérêts ne conférant pas le contrôle (60)
Résultat net - part TotalEnergies 3 787
(a)
Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

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




2ème trimestre 2024 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Investissements 2 697 844 769 443 259 40 - 5 052
Désinvestissements 149 29 261 127 (78) 6 - 494
Flux de trésorerie d'exploitation 4 535 431 1 647 1 541 1 650 (797) - 9 007




37
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


1er semestre 2025 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Chiffre d'affaires externe 2 938 5 674 9 925 44 386 38 945 13 - 101 881
Chiffre d'affaires intersecteurs 17 589 5 121 1 385 13 817 333 57 (38 302) -
Droits d'accises - - - (366) (8 940) - - (9 306)
Produits des ventes 20 527 10 795 11 310 57 837 30 338 70 (38 302) 92 575
Charges d'exploitation (8 377) (8 588) (10 664) (56 643) (29 125) (494) 38 302 (75 589)
Amortissements et dépréciations des
(3 928) (788) (183) (859) (441) (57) - (6 256)
immobilisations corporelles et droits miniers
Quote-part du résultat net des sociétés
191 1 143 384 (50) 103 (71) - 1 700
mises en équivalence et autres éléments
Impôts du résultat opérationnel net (4 121) (441) (100) (95) (266) 131 - (4 892)
Ajustements (a) (133) (214) (333) (500) (43) (45) - (1 268)
Résultat opérationnel net ajusté 4 425 2 335 1 080 690 652 (376) - 8 806
Ajustements (a) (1 268)
Coût net de la dette nette (871)
Intérêts ne conférant pas le contrôle (129)
Résultat net - part TotalEnergies 6 538
(a)
Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

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




1er semestre 2025 Exploration Raffinage Marketing Éliminations
Integrated Integrated
- - & Holding de Total
LNG Power
(en millions de dollars) Production Chimie Services consolidation

Investissements 6 233 1 779 3 439 593 406 120 - 12 570
Désinvestissements 438 35 405 48 135 15 - 1 076
Flux de trésorerie d'exploitation 6 941 2 282 400 (1 096) 1 196 (1 200) - 8 523




38
INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ
TotalEnergies
(non audité)


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

Chiffre d'affaires externe 2 734 4 645 11 546 49 049 42 029 18 - 110 021
Chiffre d'affaires intersecteurs 19 531 5 606 1 159 16 346 433 140 (43 215) -
Droits d'accises - - - (378) (8 577) - - (8 955)
Produits des ventes 22 265 10 251 12 705 65 017 33 885 158 (43 215) 101 066
Charges d'exploitation (9 113) (7 706) (12 071) (62 535) (32 697) (547) 43 215 (81 454)
Amortissements et dépréciations des
(3 824) (631) (202) (792) (414) (55) - (5 918)
immobilisations corporelles et droits miniers
Quote-part du résultat net des sociétés
238 1 021 (589) 55 1 396 56 - 2 177
mises en équivalence et autres éléments
Impôts du résultat opérationnel net (4 424) (535) (119) (315) (209) 32 - (5 570)
Ajustements (a) (75) 26 (1 389) (171) 1 327 (13) - (295)
Résultat opérationnel net ajusté 5 217 2 374 1 113 1 601 634 (343) - 10 596
Ajustements (a) (295)
Coût net de la dette nette (650)
Intérêts ne conférant pas le contrôle (143)
Résultat net - part TotalEnergies 9 508
(a)
Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

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




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

Investissements 4 991 1 409 2 508 878 403 68 - 10 257
Désinvestissements 455 79 323 165 1 203 7 - 2 232
Flux de trésorerie d'exploitation 8 125 2 141 1 398 (588) 1 542 (1 442) - 11 176




39
Indicateurs Alternatifs de Performance




40
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


2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
3 106 2 689 2 548 22% Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 5 795 4 536 28%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le
- - - ns - - ns
contrôle ( b )
- - - ns Remboursement organique de prêts SME ( c ) - - ns
- - - ns Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - - ns
89 109 90 -1% Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) 198 180 10%
20 2 4 x5 Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) 22 3 x7.3
3 215 2 800 2 642 22% Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 6 015 4 719 27%
162 116 57 x2.8 dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) 278 93 x3
193 445 160 21% Acquisitions ( g ) 638 487 31%
31 329 103 -70% Cessions ( i ) 360 394 -9%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part
- - - ns - - ns
partenaire et plus-value de cession
3 053 2 684 2 585 18% Dont investissements organiques ( h ) 5 737 4 626 24%
30 109 88 -66% Exploration capitalisée 139 225 -38%
42 82 67 -37% Augmentation des prêts non courants 124 109 14%
Remboursement des prêts non courants, hors
(49) (29) (46) ns (78) (61) ns
remboursement organique de prêts SME
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part
- - - ns - - ns
TotalEnergies)
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire

1.2 Integrated LNG


2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
852 892 815 5% Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 1 744 1 330 31%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le
- - - ns - - ns
contrôle ( b )
- 1 - ns Remboursement organique de prêts SME ( c ) 1 1 ns
- - - ns Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - - ns
1 (1) 7 -86% Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) - 19 -100%
- - - ns Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) - - ns
853 892 822 4% Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 1 745 1 350 29%
110 140 198 -44% dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) 250 186 34%
110 144 199 -45% Acquisitions ( g ) 254 199 28%
- 4 1 -100% Cessions ( i ) 4 13 -69%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part
- - - ns - - ns
partenaire et plus-value de cession
743 752 624 19% Dont investissements organiques ( h ) 1 495 1 164 28%
7 2 13 -46% Exploration capitalisée 9 22 -59%
187 182 153 22% Augmentation des prêts non courants 369 326 13%
Remboursement des prêts non courants, hors
(25) (5) (42) ns (30) (79) ns
remboursement organique de prêts SME
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part
- - - ns - - ns
TotalEnergies)
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire




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




1.3 Integrated Power




2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
2 156 878 508 x4.2 Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 3 034 2 185 39%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le
- - - ns - - ns
contrôle ( b )
54 5 - ns Remboursement organique de prêts SME ( c ) 59 - ns
(221) - - ns Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * (221) - ns
- - - ns Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) - 1 -100%
- - - ns Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) - - ns
1 989 883 508 x3.9 Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 2 872 2 186 31%
1 568 238 (88) ns dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) 1 806 647 x2.8
1 791 245 142 x12.6 Acquisitions ( g ) 2 036 878 x2.3
223 7 230 -3% Cessions ( i ) 230 231 ns
Variation de dette de projets renouvelables quote-part
67 - - ns 67 - ns
partenaire et plus-value de cession
421 645 596 -29% Dont investissements organiques ( h ) 1 066 1 539 -31%
- - - ns Exploration capitalisée - - ns
150 268 239 -37% Augmentation des prêts non courants 418 544 -23%
Remboursement des prêts non courants, hors
(137) (46) (31) ns (183) (92) ns
remboursement organique de prêts SME
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part
(154) - - ns (154) - ns
TotalEnergies)
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire



1.4 Raffinage-Chimie




2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
309 236 316 -2% Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 545 713 -24%
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le
- - - ns - - ns
contrôle ( b )
- - (29) -100% Remboursement organique de prêts SME ( c ) - (27) -100%
- - - ns Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - - ns
- - - ns Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) - - ns
- - - ns Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) - - ns
309 236 287 8% Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 545 686 -21%
(24) - (95) ns dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) (24) (115) ns
11 - 26 -58% Acquisitions ( g ) 11 35 -69%
35 - 121 -71% Cessions ( i ) 35 150 -77%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part
- - - ns - - ns
partenaire et plus-value de cession
333 236 382 -13% Dont investissements organiques ( h ) 569 801 -29%
- - - ns Exploration capitalisée - - ns
17 10 58 -71% Augmentation des prêts non courants 27 65 -58%
Remboursement des prêts non courants, hors
(7) (6) (3) ns (13) (10) ns
remboursement organique de prêts SME
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part
- - - ns - - ns
TotalEnergies)
*Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies et quote-part partenaire




42
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




1.5 Marketing & Services




2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
196 75 337 -42% Flux de trésorerie d'investissement ( a ) 271 (800) ns
Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le
- - - ns - - ns
contrôle ( b )
- - - ns Remboursement organique de prêts SME ( c ) - - ns
- - - ns Variation de dette de projets renouvelables ( d ) * - - ns
- - - ns Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e ) - - ns
- - - ns Dépenses liées aux crédits carbone ( f ) - - ns
196 75 337 -42% Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h ) 271 (800) ns
(3) (75) 151 ns dont acquisitions nettes de cessions ( g - i ) (78) (1 087) ns
1 2 17 -94% Acquisitions ( g ) 3 19 -84%
4 77 (134) ns Cessions ( i ) 81 1 106 -93%
Variation de dette de projets renouvelables quote-part
- - - ns - - ns
partenaire et plus-value de cession
199 150 186 7% Dont investissements organiques ( h ) 349 287 22%
- - - ns Exploration capitalisée - - ns
26 18 57 -54% Augmentation des prêts non courants 44 68 -35%
Remboursement des prêts non courants, hors
(22) (17) (53) ns (39) (79) ns
remboursement organique de prêts SME
Variation de dette de projets renouvelables (quote-part
- - - ns - - ns
TotalEnergies)
*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




2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
3 675 3 266 4 535 -19% Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) 6 941 8 125 -15%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de
(85) (1 025) 182 ns (1 110) (706) ns
roulement ( b )
- - - ns Effet de stock ( c ) - - ns
- - - ns Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - ns
- - - ns Remboursement organique de prêts SME ( e ) - - ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
3 760 4 291 4 353 -14% 8 051 8 831 -9%
(f=a-b-c+d+e)




43
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




2.2 Integrated LNG




2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
539 1 743 431 25% Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) 2 282 2 141 7%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de
(620) 495 (789) ns (125) (426) ns
roulement ( b ) *
- - - ns Effet de stock ( c ) - - ns
- - - ns Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - ns
- 1 - ns Remboursement organique de prêts SME ( e ) 1 1 ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
1 159 1 249 1 220 -5% 2 408 2 568 -6%
(f=a-b-c+d+e)
*La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et
Integrated Power.

2.3 Integrated Power




2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
799 (399) 1 647 -51% Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) 400 1 398 -71%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de
377 (991) 1 024 -63% (614) 83 ns
roulement ( b ) *
- - - ns Effet de stock ( c ) - - ns
86 - - ns Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) 86 - ns
54 5 - ns Remboursement organique de prêts SME ( e ) 59 - ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
562 597 623 -10% 1 159 1 315 -12%
(f=a-b-c+d+e)
*La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et
Integrated Power.




44
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




2.4 Raffinage-Chimie




2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
887 (1 983) 1 541 -42% Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) (1 096) (588) ns
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de
362 (2 543) 788 -54% (2 181) (2 738) ns
roulement ( b )
(247) (73) (393) ns Effet de stock ( c ) (320) (285) ns
- - - ns Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - ns
- - (29) -100% Remboursement organique de prêts SME ( e ) - (27) -100%
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
772 633 1 117 -31% 1 405 2 408 -42%
(f=a-b-c+d+e)



2.5 Marketing & Services




2ème 1er 2ème 2ème trimestre 6 mois 2025
6 mois 6 mois
trimestre trimestre trimestre 2025 vs vs
2ème trimestre
2025 2025 2024 2025 2024 6 mois 2024
2024 (en millions de dollars)
628 568 1 650 -62% Flux de trésorerie d'exploitation ( a ) 1 196 1 542 -22%
Diminution (augmentation) du besoin en fonds de
(58) 118 1 066 ns 60 462 -87%
roulement ( b )
(25) (34) (75) ns Effet de stock ( c ) (59) (58) ns
- - - ns Plus-value de cession de projets renouvelables ( d ) - - ns
- - - ns Remboursement organique de prêts SME ( e ) - - ns
Marge brute d'autofinancement (CFFO)
711 484 659 8% 1 195 1 138 5%
(f=a-b-c+d+e)




45
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




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



Éliminations
Exploration Raffinage Marketing
Integrated Integrated de
En millions de dollars - - & Corporate Compagnie
LNG Power consolidatio
Production Chimie Services
n
Résultat opérationnel net ajusté 2ème trimestre 2025 1 974 1 041 574 389 412 (245) - 4 145
Résultat opérationnel net ajusté 1er trimestre 2025 2 451 1 294 506 301 240 (131) - 4 661
Résultat opérationnel net ajusté 4ème trimestre 2024 2 305 1 432 575 318 362 (173) - 4 819
Résultat opérationnel net ajusté 3ème trimestre 2024 2 482 1 063 485 241 364 (76) - 4 559
Résultat opérationnel net ajusté ( a ) 9 212 4 830 2 140 1 249 1 378 (625) - 18 184




Bilan au 30 juin 2025
Immobilisations corporelles et incorporelles 85 970 29 063 17 159 12 746 7 139 763 - 152 840
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence 4 349 16 955 10 304 3 963 1 086 - - 36 657
Autres actifs non courants 3 685 2 210 1 771 699 1 089 329 - 9 783
Stocks 1 565 1 027 574 10 773 3 336 - - 17 275
Clients et comptes rattachés 5 841 6 227 4 554 20 019 8 369 1 148 (24 904) 21 254
Autres créances 6 848 8 899 5 206 2 723 2 955 5 627 (8 098) 24 160
Fournisseurs et comptes rattachés (6 884) (7 473) (6 333) (32 438) (9 932) (1 049) 24 821 (39 288)
Autres créditeurs et dettes diverses (9 785) (8 541) (4 484) (5 171) (5 385) (9 487) 8 181 (34 672)
Besoin en fonds de roulement (2 415) 139 (483) (4 094) (657) (3 761) - (11 271)
Provisions et autres passifs non courants (25 111) (4 260) (1 719) (3 577) (1 222) 874 - (35 015)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés -
564 193 1 - 84 - - 842
Capitaux employés
Capitaux employés (Bilan) 67 042 44 300 27 033 9 737 7 519 (1 795) - 153 836
Moins effet de stock - - - (910) (194) - - (1 104)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( b ) 67 042 44 300 27 033 8 827 7 325 (1 795) - 152 732




Bilan au 30 juin 2024
Immobilisations corporelles et incorporelles 84 754 24 936 14 078 11 987 6 476 649 - 142 880
Titres et prêts des sociétés mises en équivalence 3 463 15 294 8 921 4 122 1 000 - - 32 800
Autres actifs non courants 3 803 2 424 1 147 731 1 224 214 - 9 543
Stocks 1 486 1 495 577 12 822 3 809 - - 20 189
Clients et comptes rattachés 6 432 5 526 4 766 20 755 8 940 1 073 (26 845) 20 647
Autres créances 6 497 7 876 4 797 2 146 3 141 7 313 (11 756) 20 014
Fournisseurs et comptes rattachés (6 984) (6 429) (5 653) (33 025) (10 387) (775) 26 804 (36 449)
Autres créditeurs et dettes diverses (8 785) (8 614) (4 989) (6 082) (5 762) (11 007) 11 797 (33 442)
Besoin en fonds de roulement (1 354) (146) (502) (3 384) (259) (3 396) - (9 041)
Provisions et autres passifs non courants (24 947) (3 800) (1 807) (3 467) (1 207) 653 - (34 575)
Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés -
90 - 24 - - - - 114
Capitaux employés
Capitaux employés (Bilan) 65 809 38 708 21 861 9 989 7 234 (1 880) - 141 721
Moins effet de stock - - - (1 261) (280) - - (1 541)
Capitaux Employés au coût de remplacement ( c ) 65 809 38 708 21 861 8 728 6 954 (1 880) - 140 180


ROACE en pourcentage ( a / moyenne ( b + c )) 13,9% 11,6% 8,8% 14,2% 19,3% 12,4%




46
INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)
TotalEnergies
(non audité)




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



2ème trimestre 1er trimestre 2ème trimestre 6 mois 6 mois
(en millions de dollars) 2025 2025 2024 2025 2024
Résultat net de l'ensemble consolidé ( a ) 2 746 3 921 3 847 6 667 9 651
Coût net de la dette nette ( b ) (486) (385) (365) (871) (650)
Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net (361) (122) (256) (483) 536
Plus ou moins-value de cession - - (110) - 1 397
Charges de restructuration - - (11) - (11)
Dépréciations et provisions exceptionnelles (209) - - (209) (644)
Autres éléments (152) (122) (135) (274) (206)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d'impôt (269) (78) (327) (347) (220)
Effet des variations de juste valeur (283) (155) (291) (438) (611)
Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c ) (913) (355) (874) (1 268) (295)
Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c ) 4 145 4 661 5 086 8 806 10 596




47