TotalEnergies SE : Résultats du quatrième trimestre 2025 et de l’année 2025

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

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

4T25

Variation

vs 3T25

2025

Variation

vs 2024

7,2

+2%

27,8

-7%

3,8

-4%

15,6

-15%

1,73

-3%

6,89

-11%

2,9

-21%

13,1

-17%

10,1

-2%

40,6

-6%

Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 10 février 2026 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le quatrième trimestre 2025. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Avec un cash-flow stable à 7,2 G$ , TotalEnergies démontre une nouvelle fois sa capacité à résister à la baisse du prix des hydrocarbures grâce à la croissance accrétive de sa production Amont de 3,9 % en 2025, dépassant la guidance annoncée à plus de 3 %.

Sur l’année 2025, la Compagnie affiche un résultat net ajusté de 15,6 G$ et un cash-flow de 27,8 G$ dans un environnement marqué par un repli des prix du pétrole de 15%. Le résultat net IFRS est de 13,1 G$, en baisse de 17 %. La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie cette année à 12,6 %, au meilleur des majors pour la quatrième année consécutive. TotalEnergies a poursuivi de manière disciplinée la mise en œuvre de sa stratégie équilibrée de croissance en investissant 17,1 G$ en 2025, dont 37 % pour les nouveaux projets Oil & Gas et environ 3,5 G$ dans les énergies bas-carbone, dont près de 3 G$ dans l’électricité. TotalEnergies termine l’année 2025 avec un ratio d’endettement de 15 %, soulignant la bonne santé financière de l’entreprise.

La production Oil & Gas du quatrième trimestre s’est établie à 2,545 Mbep/j, en croissance de près de 5 % d’une année sur l’autre. L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 1,8 G$ et un cash-flow de 3,6 G$ sur le trimestre. Sur l’année 2025, l’Exploration-Production a généré un résultat opérationnel net ajusté de 8,4 G$ et un cash-flow de 15,6 G$. En 2025, la croissance de la production de TotalEnergies a bénéficié du démarrage et de la montée en puissance de sept projets majeurs (Mero-2, Mero-3 et Mero-4 au Brésil, Anchor et Ballymore aux Etats-Unis, Fenix en Argentine et Tyra au Danemark). La croissance accrétive de la production Amont a permis de compenser 5 $/b sur les 11 $/b de baisse constatés sur l’année. La Compagnie a maintenu ses coûts opératoires à 5 $/b en 2025 et a poursuivi la réduction de ses émissions opérées de méthane de plus de 20 % sur l’année.

Avec un taux de renouvellement de 116 % en 2025, TotalEnergies maintient la durée de vie de ses réserves prouvées à plus de 12 ans et a alimenté son portefeuille de projets pour le futur. TotalEnergies a ainsi conclu un accord avec Galp pour entrer à 40 % et comme opérateur dans le permis prolifique PEL83, comprenant la découverte de Mopane. La Compagnie a de plus enrichi son portefeuille d’exploration en entrant dans de nouvelles licences en Algérie, aux Etats-Unis, au Nigéria, en Malaisie, en Indonésie, au Guyana et au Libéria. TotalEnergies a poursuivi la gestion active de son portefeuille Amont avec notamment la signature d’un accord de fusion de ses actifs matures en mer du Nord britannique avec NEO NEXT et la cession de participations dans des projets non-opérés au Nigéria et au Brésil.

Le résultat opérationnel net ajusté et le cash-flow du secteur Integrated LNG sont stables par rapport au troisième trimestre 2025, respectivement à 0,9 G$ et 1,2 G$. Ces résultats sont portés par une hausse de la production (redémarrage d’Ichthys LNG) et des ventes de GNL, compensant une baisse du prix moyen de vente du GNL de 5 % sur le trimestre. Sur l’année 2025, Integrated LNG génère un résultat opérationnel net ajusté de 4,1 G$ et un cash-flow de 4,7 G$. La Compagnie a poursuivi son intégration sur la chaîne de valeur du GNL aux États-Unis avec la décision d’investissement dans le train 4 du projet Rio Grande LNG incluant l’achat de 1,5 Mt/an de GNL et l’acquisition de nouveaux intérêts gaziers Amont dans le bassin d’Anadarko.

Au quatrième trimestre, le secteur Integrated Power a confirmé sa performance des trimestres précédents avec un résultat opérationnel net ajusté à 564 M$ et un cash-flow en forte hausse, à 788 M$. Sur l’année 2025, le cash-flow s’élève à 2,6 G$, en ligne avec l’objectif annoncé. La rentabilité des capitaux moyens employés est de 10 %. La production nette d’électricité s’établit à 48 TWh en hausse de 17 % sur l’année, contribuant à réduire l’intensité carbone moyenne de l’ensemble des produits énergétiques vendus par la Compagnie à ses clients (-18,5 % par rapport à 2015). Afin d’accélérer sa stratégie d’intégration gaz-électricité en Europe, TotalEnergies a conclu un accord avec EPH en vue d’acquérir 50 % d’un portefeuille d’actifs flexibles de production d’électricité, d’une capacité brute supérieure à 14 GW. Par ailleurs, en 2025, TotalEnergies a recyclé 2 G$ de capital en cédant 50 % d’un portefeuille de 2,7 GW de capacité brute (Etats-Unis, Portugal, Grèce, France), en ligne avec son modèle d’affaires dans les énergies renouvelables.

L’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,3 G$, en hausse de 26 % sur le trimestre, et un cash-flow de 2,0 G$, en hausse de 19 % sur le trimestre, tirant parti de la hausse de plus de 30 % de la marge de raffinage en Europe sur le trimestre. Sur l’année 2025, le résultat opérationnel net ajusté de l’Aval s’établit à 3,8 G$ et le cash-flow à 6,2 G$, les résultats du secteur Raffinage-Chimie ayant pu capturer l’amélioration des marges de raffinage dans la deuxième moitié de l’année, le Marketing et Services bénéficiant quant à lui de l’amélioration continue de ses marges unitaires.

Au vu de la solidité de la génération de cash-flow de la Compagnie et de la qualité de son bilan, malgré les incertitudes sur l’environnement, le Conseil d’administration propose à l’assemblée générale des actionnaires, prévue le 29 mai 2026, la distribution d’un solde de dividende de 0,85 €/action au titre de l’exercice 2025 portant le dividende au titre de 2025 à 3,40 €/action, soit une hausse de 5,6 % par rapport au dividende de l’exercice 2024, reflétant les rachats d’actions réalisés en 2025 (7,5 G$ pour un pay-out de 55 %). En outre, le Conseil a confirmé la guidance de rachats d’actions pour 2026 entre 3 G$ et 6 G$ sur l’année pour un prix du brut entre 60 et 70 $/b et un taux de change autour de 1,20 $/€. Considérant un environnement de prix à l'évolution incertaine, il a autorisé des rachats d’actions à hauteur de 750 M$ au premier trimestre 2026 en ligne avec l’hypothèse budgétaire (60 $/b), conservant ainsi la capacité d’ajuster le niveau des rachats d’actions au cours de l’année 2026 en fonction de l'évolution des prix. »

1. Faits marquants (2)

Corporate

Amont

Integrated LNG

Integrated Power

Réduction d’empreinte carbone et énergies bas carbone

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

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

10 066

10 295

-2%

10 529

40 555

43 143

-6%

4 633

4 659

-1%

4 992

18 474

20 566

-10%

1 805

2 169

-17%

2 305

8 399

10 004

-16%

922

852

+8%

1 432

4 109

4 869

-16%

564

571

-1%

575

2 215

2 173

+2%

1 001

687

+46%

318

2 378

2 160

+10%

341

380

-10%

362

1 373

1 360

+1%

739

692

+7%

706

2 848

2 669

+7%

38,8%

37,7%

41,3%

39,8%

39,4%

3 837

3 980

-4%

4 406

15 587

18 264

-15%

1,73

1,77

-3%

1,90

6,89

7,77

-11%

1,48

1,50

-1%

1,78

6,10

7,18

-15%

2 176

2 200

-1%

2 282

2 214

2 315

-4%

2 906

3 683

-21%

3 956

13 127

15 758

-17%

4 019

3 473

+16%

3 839

16 812

16 423

+2%

(1 573)

(381)

279

1 406

-80%

2 446

3 092

-21%

3 863

17 091

17 829

-4%

7 168

7 061

+2%

7 151

27 839

29 917

-7%

7 593

7 443

+2%

7 398

29 255

30 614

-4%

10 471

8 349

+25%

12 507

27 343

30 854

-11%

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

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

63,7

69,1

-8%

74,7

69,1

80,8

-14%

4,1

3,1

32%

3,0

3,6

2,4

+50%

10,3

11,3

-9%

13,6

12,0

11,0

+9%

10,6

11,7

-9%

14,0

12,2

11,9

+2%

61,37

66,55

-8%

71,80

66,18

77,11

-14%

5,11

5,50

-7%

6,26

5,72

5,54

+3%

8,48

8,91

-5%

10,37

9,14

9,80

-7%

11,4

8,4

36%

3,4

7,1

5,3

+35%

3.2 Émissions de gaz à effet de serre (11)

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

8,3

8,4

-1%

9,6

33,1

34,3

-3%

7,0

7,1

-1%

7,9

28,4

29,4

-3%

1,3

1,7

4,7

4,9

-4%

11,2

11,0

+2%

12,4

43,9

44,9

-2%

4T25

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

6,0

5,0

+20%

7,0

22,5

28,9

-22%

Émissions trimestrielles estimées.

Les émissions de méthane des installations opérées sont en baisse de 22 % en 2025 sur un an et de 65 % par rapport à l’année de référence 2020 principalement en raison de la réduction continue du torchage et des émissions fugitives sur les installations de l’Exploration-Production.

Les émissions Scope 1+2 des installations opérées Oil & Gas sont en baisse de 3 % en 2025 par rapport à 2024 et ce malgré une hausse de la production de près de 4 %.

Les émissions de Scope 3 (13) Catégorie 11 de 2025 sont estimées à 335 Mt CO 2e, en baisse de 2 % sur un an.

3.3 Production (14)

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

2 545

2 508

+1%

2 427

2 529

2 434

+4%

1 404

1 407

1 292

1 378

1 314

+5%

1 141

1 101

+4%

1 135

1 151

1 120

+3%

2 545

2 508

+1%

2 427

2 529

2 434

+4%

1 555

1 553

1 445

1 533

1 468

+4%

5 381

5 182

+4%

5 323

5 402

5 211

+4%

La production d’hydrocarbures a été de 2 529 milliers de barils équivalent pétrole par jour en 2025, en hausse de près de 4 % sur un an, en raison des éléments suivants :

4. Analyse des résultats des secteurs

4.1 Exploration-Production

4.1.1 Production

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

2 002

2 026

-1%

1 933

1 990

1 947

+2%

1 485

1 501

-1%

1 385

1 467

1 408

+4%

2 779

2 782

2 924

2 794

2 880

-3%

4.1.2 Résultats

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

1 805

2 169

-17%

2 305

8 399

10 004

-16%

211

177

+19%

207

714

742

-4%

51,7%

48,5%

50,5%

49,9%

47,8%

1 905

1 922

-1%

2 104

9 564

9 060

+6%

(530)

(53)

(258)

(305)

(207)

1 375

1 869

-26%

1 846

9 259

8 853

+5%

3 611

3 984

-9%

3 945

15 646

17 049

-8%

3 821

4 187

-9%

4 500

14 949

17 388

-14%

Au quatrième trimestre 2025, pour le secteur de l’Exploration-Production :

Sur l’année 2025, la marge brute d’autofinancement (CFFO) de l’Exploration-Production s’établit à 15 646 M$, tirant parti de la croissance accrétive de la production compensant 5 $/b de baisse du Brent pour ne refléter qu’une baisse de 8 % sur un an.

4.2 Integrated LNG

4.2.1 Production

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

543

482

+13%

494

539

487

+11%

+36%

+11%

2 602

2 400

+8%

2 399

2 608

2 331

+12%

4T25

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

12,2

10,4

+17%

10,8

43,9

39,8

+10%

3,9

3,4

+15%

3,8

15,1

15,5

-2%

10,8

9,2

+18%

9,4

38,8

34,7

+12%

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

La production d'hydrocarbures pour le GNL est en hausse de 13 % sur le trimestre, principalement en raison du redémarrage d’Ichthys LNG en Australie.

Les ventes de GNL sont en hausse de 1,8 Mt sur le trimestre, portées par le redémarrage d’Ichthys et une activité spot accrue.

4.2.2 Résultats

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

8,48

8,91

-5%

10,37

9,14

9,80

-7%

922

852

+8%

1 432

4 109

4 869

-16%

394

423

-7%

525

1 865

1 978

-6%

744

330

x2,3

554

2 569

2 169

+18%

(134)

1 116

165

1 367

-88%

793

196

1 670

2 734

3 536

-23%

1 156

1 134

+2%

1 447

4 698

4 903

-4%

2 102

789

x2,7

2 214

5 173

5 185

* 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.

Au quatrième trimestre 2025, pour le secteur Integrated LNG :

Sur l’année 2025, la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’est établie à 4,7 G$, soutenue par une croissance de 10 % de la production et des ventes, dans un environnement de faible volatilité et de prix moyen de vente de GNL en baisse.

4.3 Integrated Power

4.3.1 Productions, capacités, clients et ventes

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

12,6

11,4

48,1

41,1

+17%

8,1

8,2

-1%

6,5

31,4

26,0

+21%

4,5

+1%

4,9

16,7

15,1

+11%

26,0

25,2

+3%

21,5

26,0

21,5

+21%

19,0

18,7

+2%

15,1

19,0

15,1

+26%

7,0

6,5

+8%

6,5

7,0

6,5

+9%

108,7

106,0

+3%

97,2

108,7

97,2

+12%

34,1

32,3

+6%

26,0

34,1

26,0

+31%

6,0

6,1

6,0

6,1

-1%

2,7

2,8

2,7

2,8

-2%

13,2

10,6

+25%

13,8

48,8

50,7

-4%

27,0

11,6

x2,3

30,1

89,2

98,6

-9%

* Solaire, éolien, hydroélectricité et capacités flexibles à gaz.

** Données à fin de période.

*** Dont 17,25 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.

La production nette d'électricité est stable sur le trimestre, à 12,6 TWh.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable atteint 34,1 GW à la fin de l’année 2025, soit plus de 8 GW supplémentaires sur un an.

4.3.2 Résultats

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

564

571

-1%

575

2 215

2 173

+2%

(25)

211

525

596

-12%

109

2 187

2 355

-7%

(1 070)

(147)

(662)

589

1 514

-61%

(545)

449

(553)

2 776

3 869

-28%

788

611

+29%

604

2 558

2 555

1 300

674

+93%

1 201

2 374

2 972

-20%

Le secteur Integrated Power affiche sur le trimestre un résultat opérationnel net ajusté de 564 M$ et une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 788 M$, en forte hausse, portée par la finalisation des farm-downs aux Etats-Unis et en Grèce et la réception de dividendes de sociétés mises en équivalence.

Sur l’année 2025, la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 2,6 G$, en ligne avec la guidance annuelle. Elle se décompose entre les activités de production (incluant renouvelables et centrales à gaz) pour 55 % et les activités de commercialisation (B2B, B2C et trading) pour 45 %.

4.4 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

4.4.1 Résultats

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

1 342

1 067

+26%

680

3 751

3 520

+7%

731

590

+24%

1 013

2 239

2 662

-16%

(46)

(45)

(172)

(193)

(1 262)

685

545

+26%

841

2 046

1 400

+46%

1 970

1 653

+19%

1 356

6 223

6 079

+2%

3 068

3 126

-2%

4 610

6 294

6 709

-6%

4.5 Raffinage-Chimie

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

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

1 489

1 478

+1%

1 432

1 526

1 472

+4%

502

481

+4%

424

470

422

+12%

572

595

-4%

541

606

605

415

402

+3%

467

449

446

+1%

84%

82%

86%

83%

* 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.

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

1 227

1 326

-7%

1 233

4 967

5 082

-2%

1 184

1 174

+1%

1 080

4 658

4 433

+5%

79%

84%

79%

* Oléfines.

** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année, hors Lavera (cédé) à partir du 2 ème trimestre 2024.

Les volumes raffinés sont en hausse de 1 % sur le trimestre et de 4 % sur l’année 2025, du fait d’une disponibilité élevée des unités.

La production de produits pétrochimiques est en baisse de 7 % sur le trimestre pour les monomères, en raison notamment d’un grand arrêt sur le cracker de Ras Laffan au Qatar, et stable pour les polymères.

4.5.2 Résultats

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

11,4

8,4

+36%

3,4

7,1

5,3

+35%

1 001

687

+46%

318

2 378

2 160

+10%

508

387

+31%

581

1 464

1 711

-14%

(1)

(2)

(92)

(27)

(173)

507

385

+32%

489

1 437

1 538

-7%

1 378

1 015

+36%

822

3 798

3 760

+1%

1 716

2 839

-40%

3 832

3 459

3 808

-9%

* Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/b), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies. Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à 1 001 M$ sur le trimestre et la marge brute d’autofinancement (CFFO) à 1 378 M$, en hausse de plus de 300 M$ par rapport au troisième trimestre 2025, la Compagnie ayant capturé la hausse des marges de raffinage en Europe grâce à une exécution efficace de ses grands arrêts et du bon fonctionnement des unités.

Sur l’année, le résultat opérationnel net ajusté et la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établissent à 2 378 M$ et 3 798 M$, la hausse des marges de raffinage compensant la baisse des marges pétrochimiques.

4.6 Marketing & Services

4.6.1 Ventes de produits pétroliers

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

1 247

1 269

-2%

1 312

1 276

1 342

-5%

723

744

-3%

724

743

752

-1%

524

525

587

533

591

-10%

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

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 5 % sur l’année, reflétant le recentrage du portefeuille sur les activités à plus forte marge.

4.6.2 Résultats

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

341

380

-10%

362

1 373

1 360

+1%

223

203

+10%

432

775

951

-19%

(45)

(43)

(80)

(166)

(1 089)

178

160

+11%

352

609

(138)

592

638

-7%

534

2 425

2 319

+5%

1 352

287

x4,7

778

2 835

2 901

-2%

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’élève à 341 M$ et la marge brute d’autofinancement (CFFO) à 592 M$ au quatrième trimestre 2025, respectivement en baisse de 10 % et de 7 % par rapport au troisième trimestre 2025, reflétant la saisonnalité de l’activité.

Sur l’ensemble de l’année 2025, le résultat opérationnel net ajusté est stable et la marge brute d’autofinancement (CFFO) s’établit à 2 425 M$ sur l’année, en hausse de 5 %, l’amélioration des marges unitaires faisant plus que compenser des volumes en baisse de 5 %.

5. Résultats de TotalEnergies

5.1 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs atteint :

5.2 Résultat net ajusté (1) (part TotalEnergies)

Le résultat net ajusté part TotalEnergies s’établit à 3 837 M$ au quatrième trimestre 2025 contre 3 980 M$ au troisième trimestre.

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 quatrième trimestre 2025, constitués principalement de :

Le taux moyen d’imposition de TotalEnergies est de :

5.3 Résultat net ajusté (part TotalEnergies) par action

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

Au 31 décembre 2025, le nombre d’actions dilué était de 2 167 millions.

TotalEnergies a procédé au rachat* de :

5.4 Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté :

Les cessions ont représenté :

5.5 Cash-flow net (1)

Le cash-flow net de TotalEnergies ressort à

Le flux de trésorerie d’exploitation est de 10 471 M$ au quatrième trimestre 2025, pour une marge brute d’autofinancement (CFFO) de 7 168 M$, compte tenu de l’amélioration du besoin en fonds de roulement de 3,8 G$.

5.6 Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 13,6 % sur l’année 2025.

Période du 1er janvier 2025

Période du 1er octobre 2024

Période du 1er janvier 2024

au 31 décembre 2025

au 30 septembre 2025

au 31 décembre 2024

15 833

16 431

18 586

116 827

116 051

117 835

13,6%

14,2%

15,8%

La rentabilité des capitaux employés moyens (1) s’est établie à 12,6 % sur l’année 2025.

Période du 1er janvier 2025

Période du 1er octobre 2024

Période du 1er janvier 2024

au 31 décembre 2025

au 30 septembre 2025

au 31 décembre 2024

17 827

18 204

19 974

141 802

146 636

135 174

12,6%

12,4%

14,8%

6. Comptes sociaux de TotalEnergies SE

Le résultat de TotalEnergies SE, société mère, s’établit à 13 721 millions d’euros en 2025, contre 15 275 millions d’euros en 2024.

7. Sensibilités sur l’année 2026 (16)

Variation

Impact estimé sur le résultat opérationnel net ajusté

Impact estimé sur la marge brute d'autofinancement

+/- 0,1 $ par €

-/+ 0,1 G$

~0 G$

+/- 10 $/b

+/- 2,3 G$

+/- 2,8 G$

+/- 2 $/Mbtu

+/- 0,4 G$

+/- 1 $/b

+/- 0,3 G$

+/- 0,4 G$

8. Perspectives

En ce début d’année 2026, les marchés pétroliers demeurent volatils dans un contexte géopolitique en constante évolution. Les fondamentaux demeurent inchangés par ailleurs : la demande mondiale devrait croître d’environ 0,9 million de barils par jour (AIE – janvier 2026), tirée par l’activité des pays non-OCDE et la demande pétrochimique ; dans le même temps, la croissance de l’offre ralentit dans les pays non-OPEP, l’OPEP+ ayant par ailleurs décidé de stabiliser sa politique de quotas en ce début d’année 2026.

Les prix du gaz européens du premier trimestre sur les marchés forward se situent autour de 11-12 $/MBtu, dans un contexte de consommation hivernale importante et de niveaux de stockage plus bas que la moyenne saisonnière constatée depuis 2022.

En 2026, la Compagnie entend poursuivre la mise en œuvre de sa stratégie de transition équilibrée et rentable ancrée sur ses deux piliers de croissance : les hydrocarbures et l’électricité.

La Compagnie prévoit ainsi d’augmenter sa production globale d’énergies (pétrole, gaz et électricité) de 5 % sur l’année tout en continuant à réduire les émissions de ses opérations avec notamment un objectif d’atteindre une baisse de 70 % de ses émissions de méthane en 2026 par rapport à 2020.

Sur son premier pilier de croissance, TotalEnergies prévoit d’augmenter sa production de pétrole et de gaz de 3 % en 2026, soutenue par la montée en puissance des projets démarrés en 2025, les démarrages attendus en 2026 (notamment Lapa au Brésil, Ratawi en Irak, North Field East au Qatar, TFT II & Sud en Algérie, Tilenga en Ouganda). Ces nouveaux barils devraient permettre une croissance du cash-flow de 7 % à 60 $/b, plus élevée que la croissance de la production. La Compagnie entend conserver son avantage compétitif en maintenant ses coûts de production sous les 5 $/b grâce à une forte discipline dans ses opérations. Au premier trimestre 2026, la production d’hydrocarbures est attendue au-dessus de 2,6 Mbep/j.

En ce début d’année, les marges de raffinage s’établissent autour de 5 $/b, dans un contexte de prix du brut volatil. La Compagnie prévoit de bénéficier de l’amélioration de la disponibilité de certaines plateformes qui ont sous-performé en 2025 et prévoit ainsi une augmentation du taux d’utilisation des raffineries autour de 88 % au premier trimestre 2026, en l’absence de grands arrêts.

Le secteur Integrated LNG devrait poursuivre en 2026 sa croissance avec la mise en production du projet North Field East au Qatar (2 Mtpa d’enlèvement) et Costa Azul sur la côte pacifique nord-américaine (1,7 Mtpa d’enlèvement). Cette croissance, combinée à des ventes de GNL de plus de 44 Mt sur l’année 2026, devrait compenser la baisse attendue des prix du GNL et ainsi permettre au secteur de générer à 60 $/b (Brent) et 10 $/MBtu (TTF) un cash-flow équivalent à celui généré en 2025. 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 proche de 8,5 $/MBtu au premier trimestre 2026.

Sur son second pilier de croissance, TotalEnergies prévoit que sa production d’électricité croîtra d’environ 25 % en 2026 pour dépasser les 60 TWh, compte tenu notamment de la finalisation de l’acquisition d’EPH, attendue mi-2026, permettant à la Compagnie d’accélérer sa stratégie d’intégration gaz-électricité en Europe. Sur l’année, le cash-flow d’Integrated Power est attendu à plus de 3 G$ pour des investissements de 2,5 à 3 G$.

En 2026, TotalEnergies prévoit des investissements nets d’environ 15 G$ dont environ 3 G$ dédiés aux énergies bas-carbone, principalement l’électricité. En réintégrant un équivalent annuel de plus de 1 G$ sur cinq ans liés à l’acquisition d’actifs flexibles d’EPH en actions, l’effort d’investissement dans les énergies bas carbone s’établit ainsi à environ 4 G$ en 2026. La Compagnie met en œuvre son plan pluriannuel de cash savings (Capex + Opex), visant à présent 12,5 G$ sur 2026-2030, dont 2,5 G$ prévus en 2026.

Dans un scénario à 60 $/b de Brent, 10 $/MBtu de TTF et 5 $/b d’ERM, la Compagnie prévoit de générer un cash-flow supérieur à 26 G$ en s’appuyant sur la croissance accrétive de sa production, l’amélioration de la performance de l’Aval et la croissance d’Integrated Power. Dans ce contexte, la Compagnie devrait maintenir un retour à l’actionnaire attractif tout en préservant la solidité de son bilan, avec un objectif de ratio d’endettement autour de 15% à fin 2026. Au regard de la saisonnalité observée ces dernières années, une augmentation transitoire de l’ordre de 2 à 3 G$ du besoin en fonds de roulement est attendue au 1er trimestre 2026.

Patrick Pouyanné, Président-directeur général et Jean-Pierre Sbraire, directeur Financier, présenteront les Résultats 2025 et Objectifs 2026 de TotalEnergies, mercredi 11 février 2026, 15h00 (heure de Paris).

La présentation et la retransmission vidéo en anglais de l’évènement sont disponibles sur totalenergies.com.

Vous pouvez également composer le +33 (0) 1 70 37 71 66, +44 (0) 33 0551 0200 ou +1 786 697 3501.

L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site de la Compagnie totalenergies.com à l’issue de l’événement.

* * * *

9. Principales données opérationnelles des secteurs

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

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

546

515

+6%

589

538

569

-5%

442

433

+2%

437

431

450

-4%

840

864

-3%

790

851

807

+5%

459

476

-4%

401

449

375

+20%

258

220

+18%

210

260

233

+11%

2 545

2 508

+1%

2 427

2 529

2 434

+4%

360

361

369

371

361

+3%

4T25

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

212

204

+4%

228

209

225

-7%

318

317

318

314

325

-4%

676

696

-3%

627

681

644

+6%

251

249

+1%

193

230

180

+28%

+13%

+6%

1 555

1 553

1 445

1 533

1 468

+4%

153

161

-5%

151

159

152

+4%

4T25

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

1 796

1 675

+7%

1 951

1 777

1 862

-5%

628

588

+7%

620

591

630

-6%

928

889

937

894

+5%

1 154

1 260

-8%

1 154

1 216

1 080

+13%

875

731

+20%

709

881

745

+18%

5 381

5 182

+4%

5 323

5 402

5 211

+4%

1 132

1 120

+1%

1 181

1 165

1 135

+3%

9.2 Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

1 774

1 839

-4%

1 820

1 798

1 842

-2%

517

566

-9%

614

579

587

-1%

958

978

-2%

970

1 017

1 021

921

1 128

-18%

975

962

768

+25%

4 170

4 510

-8%

4 380

4 356

4 218

+3%

366

354

+3%

343

361

384

-6%

2 557

2 887

-11%

2 725

2 719

2 492

+9%

4T25

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

985

976

+1%

875

3 777

3 719

+2%

775

773

701

2 992

2 867

+4%

651

751

-13%

737

2 856

2 929

-3%

* Oléfines, polymères.

9.3 Integrated Power

9.3.1 Production nette d’électricité

4T25

3T25

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Gaz

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Gaz

Autres

Total

0,2

0,3

1,4

0,0

2,0

0,3

0,2

0,6

0,0

1,1

0,1

0,5

0,3

1,9

0,0

2,9

0,2

0,4

0,2

1,5

0,1

2,5

0,0

0,1

0,0

0,1

0,2

0,4

0,3

0,5

1,0

0,5

1,0

2,6

1,4

0,5

2,1

4,0

0,1

1,2

1,3

0,1

1,0

1,1

2,5

0,2

2,7

2,2

0,5

2,8

0,3

0,0

0,2

0,6

0,4

0,0

0,5

4,6

2,8

0,5

4,5

0,2

12,6

5,0

2,6

0,3

4,5

0,2

12,6

9.3.2 Capacités nettes installées de génération électrique

4T25

3T25

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Gaz

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Gaz

Autres

Total

0,8

0,5

2,7

0,2

4,2

0,7

0,5

2,7

0,2

4,1

0,6

1,0

0,3

2,1

0,1

4,1

0,6

1,1

0,3

2,1

0,2

4,2

0,1

0,2

0,0

0,1

0,5

0,3

0,8

0,5

0,3

0,8

3,0

0,9

2,0

0,5

6,4

3,3

0,9

1,5

0,5

6,2

0,5

1,2

1,7

0,4

1,1

1,5

6,7

0,6

7,2

6,4

0,6

7,0

1,2

0,0

0,2

1,4

1,1

0,0

0,2

1,3

13,4

4,1

0,5

7,0

1,0

26,0

13,0

4,2

0,5

6,5

1,0

25,2

9.3.3 Capacités brutes de génération électrique renouvelable

4T25

3T25

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

1,4

0,9

0,0

0,2

2,5

1,3

0,9

0,0

0,2

2,4

0,7

1,7

1,1

0,3

3,8

0,6

1,6

1,1

0,3

3,7

0,3

0,0

0,4

0,7

0,1

0,0

0,3

0,4

1,3

0,0

1,3

0,0

1,3

7,3

2,3

0,0

1,0

10,6

6,9

2,3

0,0

1,0

10,3

0,6

1,8

0,0

2,4

0,5

1,8

0,0

2,2

9,7

0,6

0,0

10,3

9,1

0,7

0,0

9,7

1,8

0,0

0,6

0,0

2,5

1,7

0,0

0,6

0,0

2,4

23,1

7,3

1,8

1,9

34,1

21,5

7,2

1,8

32,3

4T25

3T25

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

0,1

0,2

0,0

0,3

0,2

0,0

0,4

0,7

0,1

0,8

0,4

2,1

0,5

0,1

0,8

0,3

1,7

0,2

0,1

0,0

0,4

0,5

0,1

0,0

0,1

0,7

1,7

0,2

0,0

2,0

1,7

0,2

0,0

2,0

0,8

0,0

0,5

1,3

1,2

0,0

0,2

1,3

0,7

0,1

0,0

0,3

1,1

0,8

0,2

0,0

0,3

1,3

0,8

0,0

0,8

1,4

0,0

1,4

0,3

0,0

0,3

0,4

0,0

0,4

5,5

0,8

1,2

8,3

6,7

0,8

0,9

9,2

4T25

3T25

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

0,9

0,5

1,5

0,1

2,9

1,0

0,5

1,5

0,0

2,9

5,9

1,8

14,3

3,6

25,6

5,8

1,8

14,3

3,2

25,1

0,3

0,2

0,0

0,5

0,3

0,2

0,0

0,5

1,1

0,0

1,1

0,5

0,0

0,5

10,8

3,8

4,1

5,4

24,2

10,4

3,6

4,1

5,3

23,4

1,3

0,0

2,6

1,3

0,0

2,7

1,6

0,0

1,6

0,1

0,0

1,7

3,0

1,1

2,6

1,1

7,8

3,0

1,1

2,6

1,1

7,7

24,9

8,8

22,5

10,1

66,3

23,9

8,5

22,5

9,6

64,4

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

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

3T25

4T24

2025

2024

2 906

3 683

3 956

13 127

15 758

(644)

(93)

(413)

(1 185)

(1 219)

203

284

(25)

487

1 372

(51)

(7)

(6)

(58)

(27)

(661)

(286)

(232)

(1 156)

(1 976)

(135)

(84)

(150)

(458)

(588)

(232)

(32)

216

(610)

(339)

(55)

(172)

(253)

(665)

(948)

(931)

(297)

(450)

(2 460)

(2 506)

3 837

3 980

4 406

15 587

18 264

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

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

2 906

3 683

-21%

3 956

13 127

15 758

-17%

931

297

x3,1

450

2 460

2 506

-2%

3 837

3 980

-4%

4 406

15 587

18 264

-15%

-55%

246

322

-24%

2 273

2 281

2 872

9 587

11 209

-14%

3 184

3 277

-3%

2 715

12 565

11 667

+8%

104

-5%

107

382

389

-2%

833

808

+3%

786

3 182

3 016

+6%

(196)

(235)

(422)

(994)

(1 724)

10 066

10 295

-2%

10 529

40 555

43 143

-6%

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

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

45 925

43 844

+5%

47 115

182 344

195 610

-7%

(29 164)

(26 940)

(30 305)

(115 200)

(126 000)

(7 783)

(7 555)

(7 094)

(30 468)

(29 485)

(177)

(64)

(242)

(419)

(528)

592

303

+95%

280

1 686

725

x2,3

(144)

(101)

(34)

(694)

(317)

299

324

-8%

296

1 339

1 304

+3%

(221)

(208)

(193)

(881)

(835)

739

692

+7%

706

2 848

2 669

+7%

10 066

10 295

-2%

10 529

40 555

43 143

-6%

(3 184)

(3 277)

(2 715)

(12 565)

(11 667)

(99)

(104)

(107)

(382)

(389)

(833)

(808)

(786)

(3 182)

(3 016)

196

235

-17%

422

994

1 724

-42%

(2 273)

(2 281)

(2 872)

(9 587)

(11 209)

(36)

(80)

(65)

(246)

(322)

(931)

(297)

(450)

(2 460)

(2 506)

2 906

3 683

-21%

3 956

13 127

15 758

-17%

10.3 Investissements – Désinvestissements

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

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

3 434

3 203

+7%

3 745

18 131

17 332

+5%

(331)

-100%

(2)

105

x3,6

(821)

(242)

(52)

(1 284)

(52)

115

+37%

152

397

471

-16%

x24,5

+49%

2 446

3 092

-21%

3 863

17 091

17 829

-4%

(1 573)

(381)

279

1 406

-80%

507

474

+7%

1 233

3 923

4 646

-16%

2 080

855

x2,4

1 209

3 644

3 240

+12%

308

121

x2,5

495

x19

4 019

3 473

+16%

3 839

16 812

16 423

+2%

+34%

122

322

516

-38%

559

408

+37%

625

1 960

2 210

-11%

(259)

(449)

(619)

(1 067)

(1 083)

(513)

(121)

(26)

(789)

(26)

* 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

3T25

4T25

3T25

4T24

2025

2024

2025

2024

10 471

8 349

25%

12 507

27 343

30 854

-11%

3 814

1 382

x2,8

5 072

634

1 491

-57%

(299)

(55)

282

(733)

(525)

212

(6)

292

-100%

(2)

105

x3,6

7 168

7 061

+2%

7 151

27 839

29 917

-7%

(425)

(382)

(247)

(1 416)

(697)

7 593

7 443

+2%

7 398

29 255

30 614

-4%

4 019

3 473

+16%

3 839

16 812

16 423

+2%

3 149

3 588

-12%

3 312

11 027

13 494

-18%

2 446

3 092

-21%

3 863

17 091

17 829

-4%

4 722

3 969

+19%

3 288

10 748

12 088

-11%

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

10.5 Ratio d’endettement

31/12/2025

9/30/2025

31/12/2024

10 162

11 830

7 929

388

568

664

(3 093)

(4 607)

(6 536)

40 944

41 296

35 711

(1 991)

(1 168)

(1 027)

(26 202)

(23 415)

(25 844)

20 215

24 553

10 930

114 883

115 281

117 858

2 640

2 384

2 397

117 523

117 665

120 255

14,7%

17,3%

8,3%

8 567

8 827

8 272

19,7%

22,1%

13,8%

* Hors créances et dettes de location.

** Y compris appels de marges initiales (initial margins) versés dans le cadre des activités de la Compagnie sur les marchés organisés.

10.6 Rentabilité des capitaux employés moyens

Exploration- Production

Integrated LNG

Integrated Power

Raffinage-Chimie

Marketing & Services

Compagnie

8 399

4 109

2 215

2 378

1 373

17 827

64 430

41 477

21 739

5 564

6 870

138 125

65 096

44 409

24 134

7 035

6 845

145 479

13,0%

9,6%

9,7%

37,8%

20,0%

12,6%

10.7 Retour à l’actionnaire (Pay-out)

2025

9M25

2024

8 121

5 961

7 717

7 496

5 997

7 970

55%

56%

50%

GLOSSAIRE

Acquisitions nettes de cessions : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Acquisitions nettes de cessions correspondent aux acquisitions moins les cessions (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les actionnaires car il met en évidence l’allocation des flux de trésorerie utilisés pour accroître le portefeuille d’actifs de la Compagnie via des opportunités de croissance externe.

Capitaux Employés (CMO) : indicateur alternatif de performance. Ils sont calculés au coût de remplacement et font référence aux capitaux employés (bilan) moins l’effet de stock. Les capitaux employés (bilan) désignent la somme des éléments suivants : (i) Immobilisations corporelles, incorporelles (ii) sociétés mises en équivalence : titres et prêts (iii) autres actifs non courants, (iv) besoin en fonds de roulement qui est la somme des stocks nets, créances nettes, autres actifs courants, dettes fournisseurs, autres créditeurs et charges à payer (v) provisions et autres passifs non courants et (vi) actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés. Les Capitaux Employés peuvent constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires, en leur donnant un éclairage sur le montant des capitaux investis par la Compagnie ou par ses secteurs pour conduire ses opérations. Les Capitaux Employés sont utilisés pour calculer la Rentabilité des Capitaux Employés moyens (ROACE).

Cash-flow après Investissements Organiques : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow après Investissements Organiques correspond à la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Organiques. Les Investissements Organiques correspondent aux Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car il représente les flux de trésorerie d’exploitation générés par l'entreprise après l’allocation de trésorerie pour les Investissements Organiques.

Cash-flow net (ou free cash-flow) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le cash-flow net correspond à la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) moins les Investissements Nets. Le cash-flow net peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que pour les actionnaires car il représente les flux de trésorerie générés par les opérations de la Compagnie après l’allocation de trésorerie pour les Investissements Organiques et les Acquisitions nettes de cessions (acquisitions - cessions - autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle). Cet indicateur de performance correspond aux flux de trésorerie disponibles pour rembourser la dette et affecter de la trésorerie à la distribution de dividendes aux actionnaires ou au rachat d'actions.

DACF (Debt Adjusted Cash-Flow) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. Le DACF est défini comme la Marge Brute d’Autofinancement (CFFO) hors frais financiers. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile tant pour les décideurs, les analystes que les actionnaires car il correspond aux fonds théoriquement disponibles dont dispose la Compagnie pour les investissements, le remboursement de la dette et les distributions aux actionnaires, et facilite ainsi la comparaison des résultats d'exploitation de la Compagnie avec ceux d'autres entreprises, indépendamment de leur structure de capital et de leurs besoins en fonds de roulement.

EBITDA (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization ou bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement) ajusté : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Il correspond au résultat ajusté avant amortissement et dépréciations des immobilisations incorporelles, corporelles et des droits miniers, charge d’impôt et coût de la dette nette, soit l’ensemble des produits et charges opérationnels et quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mesurer et comparer la rentabilité de la Compagnie avec celle des entreprises de services publics (secteur de l’énergie).

Investissements nets : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Investissements Nets incluent le flux de trésorerie d’investissement, les opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle, la variation de la dette liée au financement de projets renouvelables, les dépenses liées aux crédits carbone et les investissements liés aux contrats de location capitalisés et excluent le remboursement organique des prêts des sociétés mises en équivalence. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mettre en évidence la trésorerie affectée aux opportunités de croissance, tant internes qu'externes, montrant ainsi, lorsqu'il est combiné avec le tableau des flux de trésorerie de la Compagnie préparé selon les IFRS, comment la trésorerie est générée et allouée au sein de l’organisation. Les Investissements Nets sont la somme des Investissements Organiques et des Acquisitions nettes de cessions tous deux définis dans le Glossaire.

Investissements organiques : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’investissement. Les Investissements Organiques désignent les Investissements Nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle. Les Investissements Organiques peuvent constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car ils mettent en évidence les flux de trésorerie utilisés par la Compagnie pour accroître son portefeuille d'actifs, hors sources de croissance externe.

Marge Brute d’Autofinancement ou Cash-Flow From Operations excluding working capital (CFFO) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le flux de trésorerie d’exploitation. La Marge Brute d’Autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur des secteurs Integrated LNG et Integrated Power, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables et les remboursements de prêts organiques des sociétés mises en équivalence.

Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour les aider à comprendre l’évolution de la marge brute d’autofinancement au fil des périodes sur une base cohérente en comparaison avec la performance des pairs. La combinaison de cet indicateur de performance et des résultats de la Compagnie préparés conformément aux IFRS permet une compréhension plus complète des facteurs et des tendances affectant les activités et les performances de la Compagnie. Cet indicateur de performance est utilisé par la Compagnie comme base pour l'allocation de ses flux de trésorerie et notamment pour déterminer la part des cash-flows affectée aux distributions aux actionnaires.

Périmètre opéré : activités, sites et actifs industriels dont TotalEnergies SE ou l’une de ses filiales a le contrôle opérationnel, c’est-à-dire a la responsabilité de la conduite des opérations pour le compte de l’ensemble des partenaires. Sur le périmètre opéré, les indicateurs sont reportés à 100 %, quelle que soit la part patrimoniale détenue par la Compagnie dans l'actif.

Périmètre ESRS : les émissions de GES du périmètre ESRS correspondent aux émissions à 100 % des sites opérés auxquelles s’ajoutent les émissions en part patrimoniale des actifs non opérés et consolidés financièrement hors sociétés mises en équivalence.

Ratio d’endettement : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le ratio entre le total des dettes financières et le total des capitaux propres. Le ratio d’endettement est un ratio entre la dette nette et les capitaux propres, qui est calculé de la façon suivante : dette nette hors contrat de location / (capitaux propres + dette nette hors contrat de location). Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour évaluer la solidité financière du bilan de la Compagnie.

Ratio d’endettement normalisé : indicateur défini comme le ratio d’endettement excluant l’impact de la variation d’éléments saisonniers, notamment sur le besoin en fonds de roulement.

Résultat net ajusté (part TotalEnergies) : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net (part TotalEnergies). Le Résultat Net Ajusté (part TotalEnergies) se définit comme le Résultat Net (part TotalEnergies) moins les éléments d’ajustement sur le Résultat Net (part TotalEnergies). Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non récurrents. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et des éléments non récurrents.

Résultat opérationnel net ajusté : indicateur alternatif de performance dont l’agrégat IFRS le plus proche est le Résultat Net. Le Résultat Opérationnel Net Ajusté correspond au Résultat Net avant coût net de la dette nette c’est-à-dire le coût de la dette nette retraité de l’impact de l’impôt, moins les éléments d’ajustement. Les éléments d’ajustement sont l’effet de stock, l’effet des variations de juste valeur et les éléments non récurrents. Le résultat opérationnel net ajusté peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour faciliter l'analyse de la performance opérationnelle de la Compagnie en supprimant l’impact des résultats non opérationnels et des éléments non récurrents. Il est utilisé pour évaluer la Rentabilité des Capitaux Employés Moyens (ROACE) comme expliqué ci-dessous.

Retour à l’actionnaire (Pay-out) : indicateur alternatif de performance. Il se définit comme le ratio entre les dividendes et les rachats d'actions destinées à être annulées rapporté à la Marge Brute d’Autofinancement. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires car il indique la part de la Marge Brute d’Autofinancement distribuée à l’actionnaire.

Return on Average Capital Employed (ROACE) ou Rentabilité des Capitaux Employés moyens : indicateur alternatif de performance. Il se définit comme le rapport entre le Résultat Opérationnel Net Ajusté et les Capitaux Employés moyens au coût de remplacement entre le début et la fin de la période. Cet indicateur peut constituer un outil d’analyse utile pour les décideurs, les analystes et les actionnaires pour mesurer la rentabilité des Capitaux Employés moyens par la Compagnie dans le cadre de ses opérations et est utilisé par la Compagnie pour comparer sa performance en interne et en externe avec celle de ses pairs.

Avertissement :

Les termes « TotalEnergies », « société TotalEnergies » et « Société » qui figurent dans ce document sont utilisés pour désigner TotalEnergies SE et les entités consolidées que TotalEnergies SE contrôle directement ou indirectement. De même, les termes « nous », « nos » et « notre » peuvent également être utilisés pour faire référence à ces entités ou à leurs collaborateurs. Les entités dans lesquelles TotalEnergies détient directement ou indirectement une participation sont des personnes morales distinctes et autonomes.

Ce communiqué de presse présente les résultats du quatrième trimestre 2025 et de l’exercice 2025, issus des comptes consolidés de TotalEnergies au 31 décembre 2025 (non audités). Les procédures d’audit par les Commissaires aux Comptes sont en cours. Les états financiers consolidés (non audités) sont disponibles sur le site de la Société, www.totalenergies.com. Ce document ne constitue pas le rapport financier annuel au sens de l’article L.451-1-2 du Code monétaire et financier.

Ce document peut contenir des déclarations prospectives (incluant des forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie de TotalEnergies et les attentes concernant les rendements pour les actionnaires, notamment en ce qui concerne les dividendes futurs et les rachats d’actions. Ce document peut également contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions de TotalEnergies, notamment en ce qui concerne le changement climatique et la neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime un résultat souhaité par TotalEnergies, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre pour l’atteindre ne dépendent pas uniquement de TotalEnergies. Ces déclarations prospectives peuvent être identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « sera », « devrait », « pourrait », « serait », « peut », « vraisemblablement », « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « considérer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition », « s’engager », « viser » ou toute terminologie similaire. Ces déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données économiques, hypothèses et estimations établies dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par TotalEnergies à la date de publication du présent document. Ces déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes à l’avenir et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison notamment des incertitudes liées à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que, notamment, les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations dans la production et l’estimation des réserves, la capacité à réduire les coûts et à améliorer l’efficacité opérationnelle sans perturber indûment les opérations, les changements législatifs et réglementaires, notamment en matière d’environnement et de climat, les fluctuations monétaires, les innovations technologiques, les conditions et événements météorologiques, ainsi que les évolutions sociodémographiques, économiques et politiques, les changements dans les conditions de marché, la perte de parts de marché, les modifications des préférences des consommateurs ou les pandémies, ainsi que les autres facteurs de risque décrits régulièrement dans les documents de la Société, notamment son Document d’enregistrement universel déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers, son rapport annuel (Form 20-F) déposé auprès de la Securities and Exchange Commission (« SEC »), ainsi que les autres rapports déposés ou transmis à la SEC.

Les décisions relatives à de futurs acomptes sur dividende ou dividendes annuels définitifs, postérieurs à l’acompte sur dividende payable le 2 avril 2026 (ou le 23 avril 2026 pour les détenteurs inscrits au registre américain), n’ont pas encore été arrêtées par le Conseil d’administration ou approuvées par les actionnaires en assemblée générale. Les attentes de la direction concernant les dividendes futurs constituent des déclarations prospectives et ne sont pas contraignantes. Le Conseil d’administration conserve toute latitude pour décider de distribuer un acompte sur dividende, en déterminer le montant et la date de versement, ainsi que pour arrêter le dividende qui sera soumis à l’approbation des actionnaires en assemblée générale, en fonction de divers facteurs, notamment les résultats financiers de TotalEnergies, la solidité de son bilan, ses besoins de trésorerie et en terme de liquidité, ses perspectives, les prix des matières premières et tout autre élément jugé pertinent par le Conseil d’administration.

Les lecteurs ne doivent pas considérer les déclarations prospectives comme des données exactes, mais comme l’expression du point de vue de la Société à la date de publication du présent document. TotalEnergies et ses filiales n’ont aucune obligation, ne prennent aucun engagement et déclinent expressément toute responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou de toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou d’événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Par ailleurs, la Société n’a pas vérifié et n’est pas tenue de vérifier les données provenant de tiers contenues dans ce document ou utilisées pour les hypothèses, estimations ou, plus généralement, les données prospectives publiées dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités de TotalEnergies, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TotalEnergies sont décrites dans la version la plus récente du Document d’enregistrement universel déposé par TotalEnergies SE auprès de l’Autorité des marchés financiers et dans le rapport annuel (20-F) déposé auprès de la SEC. En outre, les développements relatifs au changement climatique et à d’autres enjeux environnementaux ou sociaux présentés dans ce document reposent sur différents cadres de référence et prennent en considération les intérêts de diverses parties prenantes, lesquels sont susceptibles d’évoluer indépendamment de notre volonté. Par ailleurs, nos informations publiées sur ces thématiques, y compris celles relatives au changement climatique et à d’autres enjeux environnementaux ou sociaux, peuvent inclure des éléments qui ne sont pas nécessairement considérés comme « significatifs » (« material ») au sens des lois américaines sur les valeurs mobilières applicables aux obligations d’information auprès de la SEC, ni au regard du droit des marchés financiers concernés.

En complément des indicateurs définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement décrits ci-après (résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), le cash-flow net, le cash-flow après investissements organiques, le ratio d’endettement normalisé, la rentabilité des capitaux propres (Return on Equity – ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens (Return on Average Capital Employed – ROACE), le ratio d’endettement (gearing ratio), la marge brute d’autofinancement, le DACF (debt adjusted cash-flow), ainsi que le taux de retour à l’actionnaire (payout). Ces indicateurs sont destinés à faciliter l’analyse de la performance financière de TotalEnergies et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et évaluer la performance de TotalEnergies.

Les informations financières sectorielles sont présentées conformément au système de reporting interne et reflètent les données sectorielles internes utilisées pour gérer et évaluer la performance de TotalEnergies. TotalEnergies évalue sa performance au niveau de chaque secteur d’activité sur la base du résultat net opérationnel ajusté.

Ces éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.

(ii) l’effet de stock

Conformément à IAS 2, TotalEnergies valorise ses stocks de produits pétroliers selon la méthode du FIFO (First-in, First-out) et celui des autres stocks selon la méthode PMP (Prix Moyen Pondéré). Selon la méthode FIFO, le stock est valorisé au coût historique d’acquisition ou de production plutôt qu’au coût de remplacement. En cas de volatilité des marchés de l’énergie, cette méthode de valorisation peut avoir un effet de distorsion important sur le résultat.

Par conséquent, les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents de la Compagnie.

Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non par référence à la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement.

(iii) l’effet des variations de juste valeur

L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour les stocks du trading et les contrats de stockage, à des différences entre la mesure interne de la performance utilisée par le Comité exécutif de TotalEnergies et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.

Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward.

Dans le cadre de ses activités de trading, TotalEnergies conclut par ailleurs des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne de TotalEnergies, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.

Enfin, TotalEnergies utilise des instruments dérivés dans le but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs opérationnels. En application des normes IFRS, ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au dénouement des transactions.

Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et hors effet des variations de juste valeur.

Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars convertis sur la base des taux de change moyen euro/US dollar (€/$) des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité tenue en euros.

Avertissement aux investisseurs américains – Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TotalEnergies, File N° 1-10888, disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault – 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur le site internet de la Société totalenergies.com. Ce document est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.

(1)

Se référer au Glossaire pages 24 & 25 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.

(2)

Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.

(3)

Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).

(4)

Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.

(5)

Taux de change moyen €-$ : 1,1634 au 4 ème trimestre 2025, 1,1681 au 3 ème trimestre 2025, 1,0681 au 4 ème trimestre 2024, 1,1300 en 2025, 1,0824 en 2024.

(6)

Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.

(7)

Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.

(8)

Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.

(9)

Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.

(10)

Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/b), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.

(11)

Les gaz à effet de serre (GES) désignent les six gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO 2, CH 4, N 2O, les HFC, les PFC et le SF 6, 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 SF 6 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 CO 2, le protoxyde d’azote (N 2O) 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 (H 2). 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. Pour TotalEnergies en 2025, le calcul des émissions de GES Scope 3 pour la chaîne de valeur pétrole prend en compte les ventes de produits pétroliers (supérieures à la production) et, pour la chaîne de valeur gaz, la production de gaz commercialisable et de condensats (supérieure aux ventes de gaz soit sous forme de GNL, soit dans le cadre de marketing aux clients B2B/B2C). À ces ventes ou production est appliqué un facteur d’émission stœchiométrique (oxydation des molécules en dioxyde de carbone) pour obtenir une quantité d’émission. Conformément au Technical Guidance for Calculating Scope 3 Emissions Supplement to the Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard qui définit les utilisateurs finaux comme les consommateurs et clients professionnels qui utilisent les produits finaux et au guide IPIECA Estimating petroleum industry value chain (Scope 3) greenhouse gas emissions en application duquel le reporting des émissions liées aux produits énergétiques achetés pour revente à des utilisateurs non finaux (c’est-à-dire pour du négoce) est optionnel, TotalEnergies ne rapporte pas les émissions associées aux activités de négoce.

(14)

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

(15)

Ces rachats d’actions sont nets de frais et taxes et incluent les rachats couvrant les plans d’attribution d’actions aux employés.

(16)

Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TotalEnergies de son portefeuille 2026. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie.

(17)

Environnement Brent à 60-70 $/b.

(18)

Données à fin de période.

(19)

Dont 17,25 % des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd, 50 % des capacités brutes de Clearway Energy Group, et 49 % des capacités brutes de Casa dos Ventos.

(20)

Données à fin de période.

Comptes TotalEnergies

Comptes consolidés du quatrième trimestre et de l’année 2025, normes IFRS

50 624

48 691

52 508

(4 699)

(4 847)

(5 393)

45 925

43 844

47 115

(29 536)

(27 191)

(30 342)

(7 925)

(7 591)

(7 219)

(177)

(64)

(242)

(3 776)

(3 280)

(2 715)

806

778

306

(821)

(528)

(341)

(833)

(808)

(786)

233

265

449

(600)

(543)

(337)

324

366

319

(221)

(208)

(193)

759

602

597

(1 830)

(2 423)

(2 929)

2 928

3 762

4 019

2 906

3 683

3 956

1,31

1,65

1,72

1,30

1,64

1,70

2 928

3 762

4 019

(2)

(3)

(161)

(96)

142

(2)

(5 125)

(33)

(81)

(4 950)

(133)

(230)

3 594

(46)

(346)

1 732

(3)

(13)

(98)

(112)

(4)

(1)

(441)

(266)

(596)

4 947

(299)

(677)

(3)

2 629

3 085

4 016

2 596

3 001

4 001

201 196

214 550

(18 852)

(18 940)

182 344

195 610

(116 740)

(127 664)

(30 914)

(29 860)

(419)

(999)

(13 312)

(12 025)

2 375

2 112

(1 927)

(1 281)

(3 182)

(3 016)

1 115

1 786

(2 067)

(1 230)

1 437

1 403

(881)

(835)

2 553

1 575

(9 092)

(10 775)

13 357

16 031

13 127

15 758

230

273

5,84

6,74

5,78

6,69

13 357

16 031

(193)

144

8 737

(4 163)

8 637

(3 953)

(7 072)

2 759

(1 060)

3 119

(32)

(484)

(246)

255

(814)

(8 331)

4 787

306

834

13 663

16 865

13 356

16 636

307

229

37 345

37 764

34 238

114 694

115 198

109 095

38 090

36 968

34 405

1 914

2 046

1 665

3 270

2 426

2 305

3 358

3 633

3 202

2 915

2 990

4 006

201 586

201 025

188 916

16 663

17 058

18 868

18 559

19 735

19 281

20 437

21 833

23 687

3 332

4 884

6 914

26 202

23 415

25 844

4 276

4 009

1 977

89 469

90 934

96 571

291 055

291 959

285 487

7 059

7 577

125 860

125 073

135 496

(14 033)

(13 853)

(15 259)

(4 003)

(2 998)

(9 956)

114 883

115 281

117 858

2 640

2 384

2 397

117 523

117 665

120 255

12 634

12 830

12 114

2 018

1 991

1 753

17 322

20 096

19 872

48 995

49 552

43 533

80 969

84 469

77 272

38 065

38 062

39 932

36 344

35 266

35 961

12 038

13 820

10 024

388

568

664

5 728

2 109

1 379

92 563

89 825

87 960

291 055

291 959

285 487

2 928

3 762

4 019

3 996

3 405

2 971

316

272

(655)

(603)

(66)

(203)

(195)

3 867

1 600

5 201

222

108

239

10 471

8 349

12 507

(4 153)

(3 812)

(3 680)

(140)

(932)

(343)

(215)

(313)

(559)

(408)

(658)

(5 195)

(4 435)

(5 583)

730

613

314

451

133

654

321

(8)

220

259

494

650

1 761

1 232

1 838

(3 434)

(3 203)

(3 745)

(1 506)

(2 349)

(1 977)

(2 160)

(2 216)

(1 998)

(81)

(89)

(18)

1 165

(122)

(26)

(82)

313

(17)

611

3 682

(1 985)

(1 962)

(4 136)

686

529

(965)

(4 244)

(2 408)

(7 937)

2 793

2 738

825

(6)

253

(653)

23 415

20 424

25 672

26 202

23 415

25 844

Exercice

2024

13 357

16 031

13 847

13 107

924

190

(1 568)

(1 497)

(923)

124

1 284

2 364

422

535

27 343

30 854

(16 953)

(14 909)

(1 999)

(2 439)

(1 288)

(2 127)

(1 960)

(2 275)

(22 200)

(21 750)

1 713

727

855

2 167

329

347

1 172

1 177

4 069

4 418

(18 131)

(17 332)

492

521

(7 714)

(7 995)

(8 121)

(7 717)

(482)

(322)

(1 139)

(457)

(303)

(314)

285

(67)

7 981

7 532

(4 153)

(5 142)

3 220

(464)

(9 934)

(14 425)

(722)

(903)

1 080

(516)

25 844

27 263

26 202

25 844

2 412 251 835

7 616

126 857

(13 701)

(60 543 213)

(4 019)

116 753

2 700

119 453

15 758

273

16 031

2 436

(1 558)

878

(44)

834

18 194

(1 558)

16 636

229

16 865

(7 756)

(455)

(8 211)

10 833 187

492

521

(120 463 232)

(7 995)

(395)

6 071 266

395

556

(25 405 361)

(68)

(1 595)

25 405 361

1 663

(576)

(272)

(67)

(9)

(10)

(19)

2 397 679 661

7 577

135 496

(15 259)

(149 529 818)

(9 956)

117 858

2 397

120 255

13 127

230

13 357

(997)

1 226

229

306

12 130

1 226

13 356

307

13 663

(8 135)

(348)

(8 483)

11 149 053

462

492

(122 637 294)

(7 526)

(414)

6 221 412

414

585

(202 243 171)

(548)

(12 704)

202 243 171

13 064

(188)

(1 219)

(320)

(1)

286

285

(20)

(19)

(2)

(21)

2 206 585 543

7 059

125 860

(14 033)

(63 702 529)

(4 003)

114 883

2 640

117 523

1 260

2 427

5 707

21 616

19 625

(11)

50 624

8 753

2 237

877

6 878

167

(18 949)

(203)

(4 496)

(4 699)

10 013

4 664

6 584

28 291

15 296

(18 949)

45 925

(4 758)

(3 617)

(6 332)

(27 025)

(14 656)

(199)

18 949

(37 638)

(2 346)

(444)

(336)

(367)

(248)

(35)

(3 776)

258

469

(8)

847

(1 501)

(182)

(114)

(165)

(1)

(1 886)

(139)

(32)

(481)

(192)

(100)

(26)

(970)

1 805

922

564

1 001

341

(191)

4 442

(970)

(544)

(22)

2 906

1 881

1 130

1 155

542

326

161

5 195

663

880

148

1 761

3 821

2 102

1 300

1 716

1 352

180

10 471

1 392

1 995

3 955

21 205

20 138

48 691

8 892

1 587

434

7 122

234

(18 307)

(201)

(4 646)

(4 847)

10 284

3 582

4 389

28 126

15 726

(18 307)

43 844

(4 200)

(2 880)

(3 863)

(27 069)

(14 916)

(225)

18 307

(34 846)

(2 145)

(376)

(103)

(380)

(243)

(33)

(3 280)

522

492

(52)

(24)

(3)

1 010

(2 055)

(97)

(110)

(143)

(177)

115

(2 467)

237

(131)

(310)

(78)

(14)

(22)

(318)

2 169

852

571

687

380

(80)

4 579

(318)

(499)

(79)

3 683

2 409

611

773

402

205

4 435

622

465

1 232

4 187

789

674

2 839

287

(427)

8 349

1 496

2 890

6 137

21 540

20 440

52 508

9 382

2 968

765

7 207

168

(20 560)

(193)

(5 200)

(5 393)

10 878

5 858

6 902

28 554

15 408

(20 560)

47 115

(4 754)

(4 431)

(6 536)

(27 616)

(14 772)

(254)

20 560

(37 803)

(1 853)

(326)

(28)

(250)

(227)

(31)

(2 715)

548

(90)

688

(2 163)

(288)

(70)

(139)

(215)

(60)

(2 935)

(157)

(71)

(281)

141

(78)

(23)

(469)

2 305

1 432

575

318

362

(173)

4 819

(469)

(331)

(63)

3 956

1 983

1 904

529

630

458

5 583

295

247

1 038

132

106

1 838

4 500

2 214

1 201

3 832

778

(18)

12 507

5 590

10 096

19 587

87 207

78 708

201 196

35 234

8 945

2 696

27 817

734

132

(75 558)

(770)

(18 082)

(18 852)

40 824

19 041

22 283

114 254

61 360

140

(75 558)

182 344

(17 335)

(15 085)

(20 859)

(110 737)

(58 697)

(918)

75 558

(148 073)

(8 419)

(1 608)

(622)

(1 606)

(932)

(125)

(13 312)

971

2 104

422

(82)

3 557

(7 677)

(720)

(133)

(352)

(608)

245

(9 245)

(35)

(377)

(1 124)

(770)

(157)

(93)

(2 556)

8 399

4 109

2 215

2 378

1 373

(647)

17 827

(2 556)

(1 914)

(230)

13 127

10 523

3 520

5 367

1 537

937

316

22 200

1 723

512

1 366

100

328

4 069

14 949

5 173

2 374

3 459

2 835

(1 447)

27 343

5 655

9 885

22 127

93 515

83 341

214 550

38 546

10 591

2 348

31 480

819

268

(84 052)

(784)

(18 156)

(18 940)

44 201

20 476

24 475

124 211

66 004

295

(84 052)

195 610

(19 124)

(15 530)

(22 936)

(120 424)

(63 551)

(1 010)

84 052

(158 523)

(8 001)

(1 251)

(344)

(1 442)

(870)

(117)

(12 025)

325

2 051

(837)

(114)

1 457

2 974

(8 466)

(1 073)

(255)

(414)

(526)

(10 645)

(1 069)

(196)

(2 070)

(343)

1 154

(59)

(2 583)

10 004

4 869

2 173

2 160

1 360

(592)

19 974

(2 583)

(1 360)

(273)

15 758

9 225

3 912

5 328

1 896

1 190

199

21 750

840

425

1 431

366

1 328

4 418

17 388

5 185

2 972

3 808

2 901

(1 400)

30 854

Indicateurs Alternatifs de Performance

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)

TotalEnergies

(non audité)

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

1.1 Exploration-Production

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

1 218

1 787

1 688

-28%

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

8 800

8 385

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )

Remboursement organique de prêts SME ( c )

-100%

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

108

138

-22%

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

386

418

-8%

x2,5

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

49%

1 375

1 869

1 846

-26%

Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )

9 259

8 853

(530)

(53)

(258)

dont acquisitions nettes ( g - i )

(305)

(207)

522

x7,2

Acquisitions ( g )

1 239

534

x2,3

609

575

269

x2,3

Cessions ( i )

1 544

741

x2,1

Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession

1 905

1 922

2 104

-9%

Dont investissements organiques ( h )

9 564

9 060

119

-26%

Exploration capitalisée

298

483

-38%

-12%

Augmentation des prêts non courants

198

196

(54)

(47)

(26)

Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME

(179)

(98)

Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies

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

1.2 Integrated LNG

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

1 118

146

1 657

-33%

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

3 008

3 487

-14%

(331)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )

(331)

Remboursement organique de prêts SME ( c )

x15,7

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

-54%

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

-78%

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

793

196

1 670

-53%

Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )

2 734

3 536

-23%

(134)

1 116

-96%

dont acquisitions nettes ( g - i )

165

1 367

-88%

352

(60)

1 149

-69%

Acquisitions ( g )

546

1 417

-61%

303

x9,2

Cessions ( i )

381

x7,6

Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession

744

330

554

34%

Dont investissements organiques ( h )

2 569

2 169

18%

x3,7

Exploration capitalisée

-27%

211

174

269

-22%

Augmentation des prêts non courants

754

809

-7%

(40)

(345)

(214)

Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME

(415)

(372)

Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies

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

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)

TotalEnergies

(non audité)

1.3 Integrated Power

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

275

692

(509)

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

4 001

3 897

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )

(1)

-100%

Remboursement organique de prêts SME ( c )

x3,4

(821)

(242)

(52)

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

(1 284)

(52)

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

-86%

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

(545)

449

(553)

Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )

2 776

3 869

-28%

(1 070)

(147)

(662)

dont acquisitions nettes ( g - i )

589

1 514

-61%

-51%

Acquisitions ( g )

2 083

2 515

-17%

1 105

159

734

51%

Cessions ( i )

1 494

1 001

49%

308

121

x11,8

Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession

495

x19

525

596

109

x4,8

Dont investissements organiques ( h )

2 187

2 355

-7%

Exploration capitalisée

215

162

300

-28%

Augmentation des prêts non courants

795

979

-19%

(83)

(43)

(323)

Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME

(309)

(439)

(513)

(121)

(26)

Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies

(789)

(26)

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

1.4 Raffinage-Chimie

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

507

385

498

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

1 437

1 530

-6%

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )

(9)

-100%

Remboursement organique de prêts SME ( c )

-100%

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

507

385

489

Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )

1 437

1 538

-7%

(1)

(2)

(92)

dont acquisitions nettes ( g - i )

(27)

(173)

Acquisitions ( g )

-84%

-98%

Cessions ( i )

250

-84%

Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession

508

387

581

-13%

Dont investissements organiques ( h )

1 464

1 711

-14%

Exploration capitalisée

x67

Augmentation des prêts non courants

110

11%

(33)

(15)

(16)

Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME

(61)

(43)

Variation de dette de projets renouvelables quote-part TotalEnergies

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

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)

TotalEnergies

(non audité)

1.5 Marketing & Services

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

178

160

352

-49%

Flux de trésorerie d'investissement ( a )

609

(138)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle ( b )

Remboursement organique de prêts SME ( c )

Variation de dette de projets renouvelables ( d ) *

Capex liés aux contrats de location capitalisés ( e )

Dépenses liées aux crédits carbone ( f )

178

160

352

-49%

Investissements nets ( a + b + c + d + e + f = g - i + h )

609

(138)

(45)

(43)

(80)

dont acquisitions nettes ( g - i )

(166)

(1 089)

(1)

Acquisitions ( g )

103

-98%

-46%

Cessions ( i )

168

1 192

-86%

Variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession

223

203

432

-48%

Dont investissements organiques ( h )

775

951

-19%

Exploration capitalisée

42%

Augmentation des prêts non courants

103

-14%

(43)

(20)

Remboursement des prêts non courants, hors remboursement organique de prêts SME

(81)

(109)

Variation de dette de projets renouvelables quote-part 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

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

3 821

4 187

4 500

-15%

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

14 949

17 388

-14%

210

203

555

-62%

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )

(697)

340

Effet de stock ( c )

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

Remboursement organique de prêts SME ( e )

-100%

3 611

3 984

3 945

-8%

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

15 646

17 049

-8%

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)

TotalEnergies

(non audité)

2.2 Integrated LNG

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

2 102

789

2 214

-5%

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

5 173

5 185

946

(299)

767

23%

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *

522

285

83%

Effet de stock ( c )

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

Remboursement organique de prêts SME ( e )

x15,7

1 156

1 134

1 447

-20%

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

4 698

4 903

-4%

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

2.3 Integrated Power

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

1 300

674

1 201

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

2 374

2 972

-20%

724

604

20%

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b ) *

166

434

-62%

Effet de stock ( c )

212

(6)

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

292

(1)

-100%

Remboursement organique de prêts SME ( e )

x3,4

788

611

604

30%

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

2 558

2 555

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

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)

TotalEnergies

(non audité)

2.4 Raffinage-Chimie

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

1 716

2 839

3 832

-55%

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

3 459

3 808

-9%

559

1 900

2 758

-80%

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )

278

433

-36%

(221)

(76)

243

Effet de stock ( c )

(617)

(377)

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

(9)

-100%

Remboursement organique de prêts SME ( e )

-100%

1 378

1 015

822

68%

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

3 798

3 760

2.5 Marketing & Services

4 ème

trimestre

3 ème

trimestre

4 ème

trimestre

4 ème trimestre 2025

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

4 ème trimestre 2024

2024

1 352

287

778

74%

Flux de trésorerie d'exploitation ( a )

2 835

2 901

-2%

838

(372)

205

x4,1

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement ( b )

526

730

-28%

(78)

Effet de stock ( c )

(116)

(148)

Plus-value de cession de projets renouvelables ( d )

Remboursement organique de prêts SME ( e )

592

638

534

11%

Marge brute d'autofinancement (CFFO)

( f = a - b - c + d + e )

2 425

2 319

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)

TotalEnergies

(non audité)

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

En millions de dollars

Exploration

Production

Integrated

LNG

Integrated

Power

Raffinage

Chimie

Marketing

Services

Corporate

Éliminations

consolidation

Compagnie

Résultat opérationnel net ajusté 4 ème trimestre 2025

1 805

922

564

1 001

341

(191)

4 442

Résultat opérationnel net ajusté 3 ème trimestre 2025

2 169

852

571

687

380

(80)

4 579

Résultat opérationnel net ajusté 2 ème trimestre 2025

1 974

1 041

574

389

412

(245)

4 145

Résultat opérationnel net ajusté 1 er trimestre 2025

2 451

1 294

506

301

240

(131)

4 661

Résultat opérationnel net ajusté ( a )

8 399

4 109

2 215

2 378

1373

(647)

17 827

Bilan au 31 décembre 2025

Immobilisations corporelles et incorporelles

85 692

30 087

15 218

12 974

7 181

887

152 039

Titres et prêts des sociétés mises en équivalence

4 684

17 635

10 633

4 074

1 064

38 090

Autres actifs non courants

1 916

2 597

1 587

790

1 050

247

8 187

Stocks

1 464

1 019

566

10 455

3 159

16 663

Clients et comptes rattachés

5 651

7 694

4 927

17 123

7 136

815

(24 787)

18 559

Autres créances

6 357

6 904

4 566

3 079

3 010

2 308

(5 787)

20 437

Fournisseurs et comptes rattachés

(6 061)

(8 837)

(7 448)

(30 522)

(9 035)

(957)

24 795

(38 065)

Autres créditeurs et dettes diverses

(10 959)

(8 178)

(4 526)

(6 731)

(5 410)

(6 319)

5 779

(36 344)

Besoin en fonds de roulement

(3 548)

(1 398)

(1 915)

(6 596)

(1 140)

(4 153)

(18 750)

Provisions et autres passifs non courants

(22 183)

(4 512)

(1 506)

(3 531)

(1 214)

972

(31 974)

Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés

(1 465)

117

(1 287)

Capitaux employés (Bilan)

65 096

44 409

24 134

7 711

6 995

(2 040)

146 305

Moins effet de stock

(676)

(150)

(826)

Capitaux Employés au coût de remplacement ( b )

65 096

44 409

24 134

7 035

6 845

(2 040)

145 479

Bilan au 31 décembre 2024

Immobilisations corporelles et incorporelles

83 397

27 654

13 034

11 956

6 632

660

143 333

Titres et prêts des sociétés mises en équivalence

3 910

15 986

9 537

3 984

988

34 405

Autres actifs non courants

3 732

1 952

1 316

646

1 116

111

8 873

Stocks

1 456

1 475

547

12 063

3 327

18 868

Clients et comptes rattachés

5 845

8 412

7 466

16 362

7 167

581

(26 552)

19 281

Autres créances

6 663

10 198

4 086

2 208

2 870

2 342

(4 680)

23 687

Fournisseurs et comptes rattachés

(6 632)

(8 888)

(9 222)

(32 204)

(8 642)

(805)

26 461

(39 932)

Autres créditeurs et dettes diverses

(10 241)

(11 060)

(3 363)

(4 992)

(5 329)

(5 747)

4 771

(35 961)

Besoin en fonds de roulement

(2 909)

137

(486)

(6 563)

(607)

(3 629)

(14 057)

Provisions et autres passifs non courants

(24 271)

(4 252)

(1 663)

(3 343)

(1 113)

903

(33 739)

Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - Capitaux employés

571

642

Capitaux employés (Bilan)

64 430

41 477

21 739

6 680

7 086

(1 955)

139 457

Moins effet de stock

(1 116)

(216)

(1 332)

Capitaux Employés au coût de remplacement ( c )

64 430

41 477

21 739

5 564

6 870

(1 955)

138 125

ROACE en pourcentage ( a / moyenne( b + c ))

13,0%

9,6%

9,7%

37,7%

20,0%

12,6%

INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE (Non-GAAP measures)

TotalEnergies

(non audité)

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

4 ème trimestre

3 ème trimestre

4 ème trimestre

(en millions de dollars)

2025

2024

2025

2024

2 928

3 762

4 019

Résultat net de l'ensemble consolidé ( a )

13 357

16 031

(544)

(499)

(331)

Coût net de la dette nette ( b )

(1 914)

(1 360)

(678)

(113)

(425)

Eléments non-récurrents du résultat opérationnel net

(1 274)

(1 249)

203

284

(25)

Plus ou moins-value de cession

487

1 372

(54)

(7)

(6)

Charges de restructuration

(61)

(27)

(667)

(286)

(227)

Dépréciations et provisions exceptionnelles

(1 162)

(1 978)

(160)

(104)

(167)

Autres éléments

(538)

(616)

(237)

(33)

209

Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d'impôt

(617)

(386)

(55)

(172)

(253)

Effet des variations de juste valeur

(665)

(948)

(970)

(318)

(469)

Total des éléments d'ajustement du résultat opérationnel net ( c )

(2 556)

(2 583)

4 442

4 579

4 819

Résultat opérationnel net ajusté ( a - b - c )

17 827

19 974