Information financière trimestrielle / Information financière du troisième trimestre

Résultats du troisième trimestre 2026

TotalEnergies tire une nouvelle fois parti de son modèle intégré et de sa diversification géographique pour afficher un résultat net ajusté de 9,1 G$ et un cash-flow de 12,3 G$, en forte hausse sur le trimestre

• Ratio d’endettement inférieur à 10 % dès la fin du troisième trimestre 2026
• Nouvelle opération d’augmentation de capital réservée aux salariés avec une décote de 20 % sur le prix des actions
• Maintien de l’acompte sur dividende à 0,90 €/action
• Rachat d’actions de 2,5 G$ pour le 4e trimestre 2026 et le 1er trimestre 2027

Ratio d’endettement¹ de 9,1 % au 30 septembre 2026 contre 13,1 % au 30 juin 2026.

Paris, le 29 octobre 2026 - Le Conseil d’administration de TotalEnergies SE, réuni le 28 octobre 2026 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes de la Compagnie pour le troisième trimestre 2026. À cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Dans un environnement de prix élevés, marqué par des marges de raffinage à des niveaux historiques et un marché du gaz haussier, TotalEnergies tire une nouvelle fois pleinement parti de son modèle intégré et de sa diversification géographique pour afficher au troisième trimestre un résultat net ajusté de 9,1 G$ et un cash-flow de 12,3 G$, en forte hausse par rapport au trimestre précédent.
La production Oil & Gas du troisième trimestre s’établit à 2,474 Mbep/j, en croissance de plus de 3 % par rapport au trimestre précédent, bénéficiant notamment d’un moindre impact du conflit au Moyen-Orient limité à environ 5 % seulement de la production totale de la Compagnie en moyenne sur le trimestre. Sur un an, la croissance de la production hors impact du Moyen-Orient dépasse 4 %, soutenue par la montée en puissance des projets démarrés depuis 2025. Par ailleurs, avec les décisions d’investissement des projets Cronos à Chypre, Ima au Nigéria, Umm Shaif Gas Cap aux Émirats arabes unis et Absheron Ph2 en Azerbaïdjan prises ce trimestre, tous les projets participant à l’atteinte de l’objectif de croissance de la production de plus de 3 % par an à horizon 2030 sont désormais en phase d’exécution.
L’Exploration-Production affiche un résultat opérationnel net ajusté de 3,2 G$ et un cash-flow de 5,4 G$, reflétant la croissance de la production et la sensibilité au prix du pétrole en baisse et du gaz en hausse par rapport au trimestre précédent. La Compagnie a finalisé son entrée sur la licence PEL83 en Namibie comprenant la découverte Mopane, a participé à trois découvertes d’exploration en Norvège (Grimsnes) et en Angola (Bloc 0 et Bloc 17 – Violeta 4). En outre, TotalEnergies démontre une fois de plus son leadership dans la maîtrise des coûts, avec des coûts opératoires de 4,7 $/bep, ancrés sous les 5 $/bep.
Le secteur Integrated LNG réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1,9 G$ et un cash-flow de 1,7 G$ au troisième trimestre 2026, en très forte hausse, bénéficiant notamment de l’augmentation de 20 % du prix moyen de vente du GNL et de la surperformance des activités de négoce de GNL et de gaz dans un marché haussier.

L’Aval réalise un trimestre record avec un résultat opérationnel net ajusté de 4,1 G$ et un cash-flow de 4,6 G$, en hausse de près de 2 G$ par rapport au trimestre précédent. La hausse de près de 10 % des traitements des raffineries a permis de pleinement capturer les marges de raffinage historiquement élevées en Europe et dans le monde, les activités de négoce de pétrole maintenant une surperformance comparable à celle enregistrée aux deux trimestres précédents. Dans ce contexte de prix élevés, la Compagnie agit pour la sécurité d’approvisionnement du continent européen en maximisant l’utilisation de ses raffineries et en participant à l’importation de diesel depuis le Moyen-Orient. TotalEnergies a par ailleurs annoncé un renforcement de ses mesures de soutien aux consommateurs et aux acteurs économiques français face à la hausse des prix du diesel liée au conflit au Moyen-Orient.
Le secteur Integrated Power affiche un résultat opérationnel net ajusté de 0,6 G$ et un cash-flow de près de 0,8 G$, en hausse, bénéficiant d’une croissance de sa production de plus de 20 % au troisième trimestre et de la contribution attendue des actifs de TTEP sur un trimestre complet.
Les investissements nets s’établissent à 3,3 G$ au troisième trimestre et à 11,2 G$ sur les neuf premiers mois de l’année, en ligne avec la guidance annuelle de 15 G$. Le ratio d’endettement s’établit à 9,1 % en amélioration de 4 points par rapport au deuxième trimestre, bénéficiant d’un cash-flow disponible de plus de 6 G$ après dividendes.
Le Conseil d’administration s’est félicité de la très bonne performance opérationnelle de l’ensemble des secteurs de l’entreprise qui ont permis de capturer les prix élevés du marché. Il a autorisé une nouvelle opération d’augmentation de capital réservée aux salariés qui bénéficieront d’une décote de 20 % sur le prix des actions. Dans le cadre de l’objectif de distribution de 40 % du cash-flow aux actionnaires, il a confirmé le maintien du troisième acompte sur dividende au niveau de 0,90 €/action au titre de l’exercice 2026, en hausse de 5,9 % par rapport à 2025, ainsi que des rachats d’actions pour annulation à 2,5 G$ pour le quatrième trimestre et pour le premier trimestre 2027. »

1. Faits marquants²*

Amont

• Namibie : finalisation de la transaction avec Galp portant sur l’acquisition par TotalEnergies d’une participation opérée de 40 % dans la licence PEL83, comprenant la découverte Mopane
• US : acquisition d’une participation de 25 % dans un portefeuille de 26 permis d’exploration aux US
• Angola :
  • Mise en production accélérée de la découverte d’Acacia-5 sur le Bloc 17
  • Acquisition d’une participation opérée de 40 % dans deux blocs d’exploration
• Azerbaïdjan : Décision Finale d’Investissement du développement d’Absheron Ph2
• Émirats arabes unis : Décision Finale d’Investissement du développement d’Umm Shaif Gas Cap, pour une production de plus de 600 Mpc/j de gaz d’ici 2030 et la valorisation des condensats associés
• Nigéria : cession à Vaaris d’une participation non-opérée de 10 % dans la JV Renaissance
• Afrique : signature d’un accord de partenariat avec Global Infrastructure Partners (GIP), portant sur des actifs d’infrastructures énergétiques en Afrique, pour une valeur de 1,8 G$
• Partenariat de 3 ans avec Mistral pour le développement de modèles de frontière d’intelligence artificielle dédiés à l’exploration et à l’ingénierie des réservoirs

Integrated LNG

• Papouasie Nouvelle Guinée : création d’une JV de commercialisation du GNL avec la société nationale Kumul Petroleum portant sur 2,4 Mt/an de GNL et signature d’un accord d’offtake de GNL pour un volume de 1,5 Mt/an
• Chypre : Décision Finale d’Investissement du champ gazier de Cronos pour un début de production en 2028
• Nigéria : Décision Finale d’Investissement du champ gazier d’Ima pour alimenter Nigeria LNG à partir de 2028

Integrated Power

• Europe :
  • Acquisition du portefeuille de 4 GW d’actifs renouvelables onshore de Shell
  • Cession à KKR de 50 % d’un portefeuille d’actifs développés de 1,2 GW
• États-Unis : apport par TotalEnergies d’un portefeuille de 700 MW de renouvelables à la JV avec KKR (50/50)

Aval

• France : rachat de l’ensemble des parts de l’usine de recyclage chimique de plastiques de Grandpuits

2. Principales données financières issues des comptes consolidés de TotalEnergies¹

Ratio d’endettement¹ de 9,1 % au 30 septembre 2026 contre 13,1 % au 30 juin 2026 et 17,3 % au 30 septembre 2025.

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

3.2 Émissions de gaz à effet de serre¹¹

Émissions trimestrielles estimées.

Les émissions de Scope 3¹³ Catégorie 11 des neuf premiers mois de 2026 sont estimées à 243 Mt CO2e.

3.3 Production¹⁴*

Au troisième trimestre, la production d’hydrocarbures a été de 2 474 milliers de barils équivalent pétrole par jour, en hausse de plus de 3 % par rapport au deuxième trimestre, bénéficiant d’un retour progressif à la normale de la production de pétrole au Moyen-Orient.

La production d’hydrocarbures est en baisse de 1 % sur un an, en raison des éléments suivants :

• +4 % lié aux démarrages et à la montée en puissance de projets, notamment Mero-4 et Lapa SW au Brésil, Anchor et Ballymore aux États-Unis, Begonia et Clov Phase 3 en Angola, Mabruk en Libye et Ratawi en Irak,
• +2 % lié à une meilleure disponibilité des installations,
• -2 % lié au déclin naturel des champs,
• -5 % lié à l’impact du conflit au Moyen-Orient.

Hors impact du conflit au Moyen-Orient, la production serait en hausse de plus de 4 % sur un an.

Notes

1. Se référer au Glossaire pages 23 & 24 pour les définitions et informations additionnelles sur les indicateurs alternatifs de performance (Non-GAAP measures) et aux pages 19 et suivantes pour les tableaux de réconciliation.
2. Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
3. Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
4. Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action correspond au rapport entre le résultat net ajusté (part TotalEnergies) diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée et le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice en excluant les actions autodétenues par TotalEnergies SE.
5. Taux de change moyen €-$ : 1,1505 au 3e trimestre 2026, 1,1629 au 2e trimestre 2026, 1,1681 au 3e trimestre 2025, 1,1610 sur les 9 premiers mois de 2026 et 1,1188 sur les 9 premiers mois de 2025.
6. Ne prend pas en compte les activités de négoce de pétrole, de gaz et de GNL, respectivement.
7. Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
8. Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées.
9. Ventes en $ / Ventes en volume pour les filiales consolidées et sociétés mises en équivalence.
10. Cet indicateur de marché pour le raffinage européen, calculé sur la base de prix de marché publics ($/b), utilise un panier de pétroles bruts, des rendements en produits pétroliers et des coûts variables représentatifs de l’outil de raffinage européen de TotalEnergies.
11. Les gaz à effet de serre (GES) désignent les sept gaz à effet de serre du protocole de Kyoto, à savoir le CO2, CH4, N2O, les HFC, les PFC, le SF6 et le NF3, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) à 100 ans respectifs tels que donnés par le rapport du GIEC le plus récent. Les HFC, PFC, le SF6 et le NF3 sont quasiment absents des émissions de la Compagnie et ne sont pas comptabilisés par la Compagnie.
12. Les émissions de GES Scope 1+2 se définissent comme la somme des émissions directes de GES émanant de sites ou d’activités faisant partie du périmètre de reporting des indicateurs liés au changement climatique et des émissions indirectes de GES résultant de la production d’électricité, de vapeur, de chaleur ou de froid achetés ou acquis, et consommés par les sites ou activités faisant partie du périmètre de reporting des indicateurs liés au changement climatique, nettes des ventes éventuelles d’énergie, sans inclure les gaz industriels achetés (H2). En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 2 suivant la méthode fondée sur le marché (market based), comme définie par le GHG Protocol.
13. En l’absence de mention contraire, TotalEnergies rapporte les émissions de GES Scope 3, catégorie 11, qui correspondent aux émissions indirectes de GES liées à la phase d’utilisation directe des produits vendus au cours de leur durée de vie attendue (c’est-à-dire les émissions de scope 1 et de scope 2 des utilisateurs finaux qui ont lieu pendant la combustion des produits énergétiques) conformément à la définition du Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard Supplement to the GHG Protocol. La Compagnie suit les méthodologies sectorielles pour l’oil & gas publiées par l’IPIECA, conformes aux méthodologies du GHG Protocol. Afin d’éviter les doubles comptages, cette méthodologie comptabilise le volume le plus important sur les chaînes de valeur pétrole ou gaz, à savoir soit la production soit les ventes en vue d’un usage final. Le point le plus élevé pour chaque chaine de valeur pour l’année 2026 sera déterminé au regard de la réalisation sur l’ensemble de l’année, TotalEnergies fournissant des estimations au fur et à mesure des trimestres. À ces ventes ou production est appliqué un facteur d’émission stœchiométrique (oxydation des molécules en dioxyde de carbone) pour obtenir une quantité d’émissions. 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.