附录 99.1
运营和财务审查及前景
本附录中的 “TotalEnergies”、“TotalEnergies 公司” 和 “公司” 等术语用于指代TotalEnergies SE以及由TotalEnergies SE直接或间接控制的合并实体。
本附录第1-40页中有关TotalEnergies2023年第二季度和截至2023年6月30日的六个月的财务信息来自TotalEnergies截至2023年6月30日的未经审计的合并资产负债表、2023年第二季度和截至2023年6月30日的六个月的未经审计的收益表、综合收益、现金流和业务分部信息以及截至6月30日的六个月未经审计的股东权益变动合并报表，2023 年在本展览的第 33 页及其后各页上。
以下讨论应与上述财务报表以及TotalEnergies于2023年3月24日向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的截至2022年12月31日止年度的20-F表年度报告中提供的信息，包括TotalEnergies经审计的合并财务报表和相关附注一起阅读。
| A. | 关键人物 |
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 以百万美元计，除有效税率外 | 对 | ||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 2Q22 |
| 每股收益和股票数量 |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 |
56,271 | 62,603 | 74,774 | -25% | 销售 | 118,874 | 143,380 | -17% | |||||||
4,088 |
| 5,557 |
| 5,692 |
| -28% | 净收入（TotalEnergies 份额） |
| 9,645 |
| 10,636 |
| -9% | |
267 |
| 960 |
| (1,546) |
| ns | 来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| 1,227 |
| (1,503) |
| ns | |
11,105 | 14,167 | 18,737 | -41% | 调整后 EBITDA(1)(2) | 25,272 | 36,161 | -30% | |||||||
5,582 |
| 6,993 |
| 10,500 |
| -47% | 调整后的净营业收入(3)来自业务领域 |
| 12,575 |
| 19,958 |
| -37% | |
2,349 |
| 2,653 |
| 4,719 |
| -50% | 勘探与生产 |
| 5,002 |
| 9,734 |
| -49% | |
1,330 |
| 2,072 |
| 2,215 |
| -40% | 综合液化天然气 |
| 3,402 |
| 5,348 |
| -36% | |
450 | 370 | 340 | +32% | 集成电源 | 820 | 258 | x3.2 | |||||||
1,004 |
| 1,618 |
| 2,760 |
| -64% | 炼油与化工 |
| 2,622 |
| 3,880 |
| -32% | |
449 |
| 280 |
| 466 |
| -4% | 营销与服务 |
| 729 |
| 738 |
| -1% | |
1.64 |
| 2.21 |
| 2.16 |
| -24% | 全面摊薄后每股收益 (美元) |
| 3.86 |
| 4.02 |
| -4% | |
2,448 |
| 2,479 |
| 2,592 |
| -6% | 完全摊薄后的加权平均股数（百万股） |
| 2,460 |
| 2,602 |
| -5% | |
4,271 |
| 3,433 |
| 2,819 |
| +51% | 有机投资(4) |
| 7,704 |
| 4,800 |
| +60% | |
320 |
| 2,987 |
| 2,076 |
| -85% | 净收购(5) |
| 3,307 |
| 2,998 |
| +10% | |
4,591 |
| 6,420 |
| 4,895 |
| -6% | 净投资(6) |
| 11,011 |
| 7,798 |
| +41% | |
9,900 | 5,133 | 16,284 | -39% | 经营活动产生的现金流(7) | 15,033 | 23,901 | -37% | |||||||
其中 | ||||||||||||||
2,125 |
| (3,419) |
| 2,498 |
| -15% |
| 营运资金（增加）减少 |
| (1,294) |
| (2,425) |
| ns |
(112) | (153) | (399) | ns | 财务费用 | (265) | (767) | ns |
| (1) | 调整后的业绩定义为使用重置成本的收入，对特殊项目进行了调整，不包括公允价值变动的影响；调整项目见第22页。 |
| (2) | 调整后的息税折旧摊销前利润是一项非公认会计准则衡量标准。调整后息税折旧摊销前利润的定义见本附录第31页及其后各页的 “词汇表”。净收益（TotalEnergies份额）与调整后息税折旧摊销前利润的对账载于本附录第22页的 “净收益（TotalEnergies份额）与调整后息税折旧摊销前利润的对账”。 |
| (3) | 调整后的业绩定义为使用重置成本的收入，对特殊项目进行了调整，不包括公允价值变动的影响；调整项目见第22页。 |
| (4) | 有机投资 = 净投资，不包括收购、资产出售和其他拥有非控股权益的业务。 |
| (5) | 净收购=收购——资产出售——与非控股权益的其他交易（见第27页）。 |
| (6) | 净投资=有机投资+净收购（参见第27页的 “投资——撤资”）。 |
| (7) | 另见 “C. TotalEnergies 业绩——现金流”。各种现金流数字的对账表载于本附录第27页的 “现金流” 下。 |
1
环境、温室气体排放 (GHG) 和生产的关键数据
环境* — 液体和天然气价格变现、炼油利润率
|
|
| 2Q23 |
|
|
|
|
| 2H23 | |||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | ||||||||
78.1 |
| 81.2 |
| 113.9 |
| -31% | 布伦特 ($/b) |
| 79.7 |
| 107.9 |
| -26% | |
2.3 |
| 2.8 |
| 7.5 |
| -69% | Henry Hub ($/Mbtu) |
| 2.5 |
| 6.1 |
| -58% | |
10.5 |
| 16.1 |
| 22.2 |
| -53% | NBP ($/Mbtu) ** |
| 13.3 |
| 27.2 |
| -51% | |
10.9 |
| 16.5 |
| 27.0 |
| -60% | JKM ($/Mbtu) *** |
| 13.7 |
| 29.1 |
| -53% | |
72.0 |
| 73.4 |
| 102.9 |
| -30% | 液体平均价格 (美元/桶) 合并子公司 |
| 72.7 |
| 96.3 |
| -25% | |
5.98 |
| 8.89 |
| 11.01 |
| -46% | 天然气平均价格（美元/百万英热单位）合并子公司 |
| 7.48 |
| 11.65 |
| -36% | |
9.84 |
| 13.27 |
| 13.96 |
| -30% | 液化天然气的平均价格（美元/百万英热单位）合并子公司和权益关联公司 |
| 11.59 |
| 13.77 |
| -16% | |
42.7 |
| 87.8 |
| 145.7 |
| -71% | 可变成本利润率——欧洲炼油，VCM（美元/吨）**** |
| 65.0 |
| 101.0 |
| -36% |
*指标显示在第32页。
** | NBP（National Balancing Point）是英国的虚拟天然气交易点，用于转让实物天然气的权利，被广泛用作欧洲天然气市场的价格基准。NBP由英国输电网络运营商National Gas plc运营。 |
*** | JKM（日韩标价）衡量亚洲液化天然气现货交易的价格。它基于新加坡时间 16:30 亚洲交易日收盘后收集的现货市场交易和/或买入和卖出价中报告的价格。 |
**** | 该指标表示TotalEnergies在欧洲的炼油可变成本的平均利润率（等于TotalEnergies欧洲成品油销售额与原油购买量之间的差额以及相关的可变成本除以吨为单位的提炼量）。 |
温室气体排放 (GHG)(1)
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 2Q23 |
| 范围 1+2 排放 (mtCo)2e) |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H23 |
9.1 |
| 9.1 |
| 9.6 |
| -6% | 来自运营设施的范围 1+2(2) |
| 18.2 |
| 19.3 |
| -6% | |
7.9 |
| 7.6 |
| 8.1 |
| -2% | 其中石油和天然气 |
| 15.5 |
| 16.0 |
| -3% | |
1.1 |
| 1.5 |
| 1.5 |
| -27% | 其中 CCGT |
| 2.6 |
| 3.3 |
| -21% | |
12.5 |
| 12.8 |
| 13.4 |
| -7% | 范围 1+2-股权份额 |
| 25.3 |
| 27.4 |
| -8% |
23 年第 2 季度和 23 年第 1 季度的估计排放量。
2023年第二季度，范围1+2设施的排放量同比下降了6％，这是由于欧洲需求减少以及勘探和生产设施燃烧量持续下降的背景下，燃气发电厂的使用量减少了。
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 2Q23 |
| 甲烷排放 (kTch)4) |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H23 |
8 |
| 9 |
| 10 |
| -19% | 运营设施的甲烷排放 |
| 18 |
| 20 |
| -13% | |
10 |
| 11 |
| 13 |
| -22% |
| 甲烷排放-股权份额 |
| 21 |
| 24 |
| -15% |
23 年第 2 季度和 23 年第 1 季度的估计排放量。
范围 3 排放 (mtCo)2e) |
| 1H23 |
| 2022 |
来自全球石油、生物燃料和天然气的范围 3(3) |
| 美国东部标准时间 180 |
| 389 |
(1) | 《京都议定书》中的六种温室气体，即一氧化碳2，CH4, N2O、氢氟碳化物、全氟碳化合物和硫化物6, 其各自的GWP (全球变暖潜能值) 如2007年IPCC报告所述.氢氟碳化物、全氟碳化物和硫化物6在公司的排放中几乎不存在，或者被视为非物质排放，因此不计算在内。 |
(2) | 范围 1+2 运营设施的温室气体排放量定义为报告范围中包含的场地或活动的温室气体直接排放量（定义见公司 2023 年 3 月 24 日提交的 2022 年20-F表年度报告）和归因于引入能源（电力、热力、蒸汽）的间接排放总和，不包括购买的工业气体（H2). |
(3) | TotalEnergies报告了范围3的温室气体排放，类别11，对应于与客户使用能源产品（即燃烧产品以获取能量）相关的间接温室气体排放。公司遵循IPIECA发布的石油和天然气行业报告指南，该指南符合温室气体协议的方法。为了避免重复计算，这种方法在石油、生物燃料和天然气价值链中占据了最大的产量，即两种产量或对最终客户的销售量中较高的一个。2023年每个价值链的最高点将根据全年实现情况进行评估，TotalEnergies将逐步提供季度估计。 |
2
生产*
| 2Q23 |
|
|
|
|
| 1H23 | |||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 碳氢化合物生产 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
2,471 |
| 2,524 | 2,738 | -10% | 碳氢化合物产量 (kboe/d) |
| 2,498 |
| 2,791 |
| -10% | |||
1,416 |
| 1,398 | 1,268 | +12% | 石油（包括沥青）(kb/d) |
| 1,407 |
| 1,287 |
| +9% | |||
1,055 | 1,126 | 1,470 | -28% | 气体（包括冷凝水和相关的液化天然气）(kboe/d) | 1,091 | 1,504 | -27% | |||||||
2,471 | 2,524 | 2,738 | -10% | 碳氢化合物产量 (kboe/d) | 2,498 | 2,791 | -10% | |||||||
1,571 | 1,562 | 1,483 | +6% | 液体 (kb/d) | 1,567 | 1,505 | +4% | |||||||
4,845 | 5,191 | 6,835 | -29% | 气体 (mcf/d) | 5,017 | 6,997 | -28% | |||||||
2,471 | 2,524 | 2,412 | +2% | 不包括Novatek在内的碳氢化合物产量 (kboe/d) | 2,498 | 2,460 | +2% |
* 公司产量 = 勘探与生产生产 + 液化天然气综合生产。
2023年第二季度，碳氢化合物产量为每天247.1万桶石油当量（kboe/d），同比增长2％（不包括Novatek），其中包括：
| ● | +4％归因于初创企业和扩张，包括尼日利亚的Ikike、巴西的Mero 1、挪威的Johan Sverdrup第二阶段和阿曼的Block 10， |
| ● | +1% 是由于尼日利亚和利比亚安全状况的改善， |
| ● | +1% 的价格效应， |
| ● | -1％的投资组合效应，主要与泰国Bongkot运营许可证的终止、俄罗斯Termokarstovoye的退出有关，但进入巴西的Sepia和Atapu以及阿拉伯联合酋长国的SARB Umm Lulu生产田部分抵消了这一点， |
| ● | -3% 是由于田地自然衰退。 |
与2023年第一季度相比，产量下降了2％，这主要是由于计划在北海进行维护作业以及Bongkot在泰国的运营许可证终止，但被进入阿拉伯联合酋长国SARB Umm Lulu生产领域的全部影响以及挪威Johan Sverdrup第二阶段的扩大所抵消。
B.业务部门业绩分析
各业务部门的财务信息是根据内部报告制度报告的，显示用于管理和衡量TotalEnergies业绩的内部分部信息，这些信息由TotalEnergies的主要运营决策机构，即执行委员会进行审查。
管理层提供调整后的财务指标，以帮助投资者更好地了解公司的经济表现，同时根据国际财务报告准则公布的公司财务业绩。调整项目分为三种类型：库存估值效应、公允价值变动影响和特殊项目。
库存估值影响：根据国际会计准则第2号，TotalEnergies根据先入先出（FIFO）方法对财务报表中的石油产品库存进行估值，而其他库存则使用加权平均成本法进行估值。在FIFO方法下，库存成本基于购置或制造的历史成本，而不是当前的重置成本。在动荡的能源市场中，这可能会对报告的收入产生重大的扭曲影响。因此，炼油与化工以及营销与服务板块的调整后业绩是根据重置成本法列报的。这种方法用于评估细分市场的业绩，促进细分市场的表现与其主要竞争对手的表现的可比性。在接近后进先出（LIFO）方法的替代成本方法中，根据库存的性质，收益表中库存值的变化是使用一个时期与另一个时期之间的月末价格差异或该期间的平均价格来确定的历史价值。库存估值效应是FIFO和重置成本方法下的结果之间的差异。
3
公允价值变动的影响：作为调整项目列报的公允价值变动的影响反映了TotalEnergies执行委员会使用的内部绩效衡量标准与根据国际财务报告准则对这些交易的会计核算之间的差异。《国际财务报告准则》要求使用期末现货价格按其公允价值记录交易库存。为了最好地反映通过衍生品交易对经济风险敞口的管理，用于衡量业绩的内部指标包括基于远期价格的交易库存估值。TotalEnergies在其交易活动中签订了存储合约，其未来影响以公允价值记录在TotalEnergies的内部经济表现中。《国际财务报告准则》不承认这种公允价值效应。此外，TotalEnergies进入衍生工具以风险管理某些运营合约或资产。根据国际财务报告准则，这些衍生品按公允价值入账，而基础业务交易则在发生时入账。内部指标推迟衍生品的公允价值以与交易发生量相匹配。
特殊项目：由于其不寻常的性质或特殊意义，某些符合 “特殊项目” 条件的交易不包括在业务部门数字中。一般而言，特殊项目涉及重大、罕见或不寻常的交易。在某些情况下，某些交易，例如重组成本或资产处置，被认为不代表正常业务流程，尽管它们可能发生在前几年，也可能在接下来的几年中再次发生，但可能符合特殊项目的资格。
有关按细分市场影响营业收入和净营业收入的调整的更多信息，以及分部数字与TotalEnergies中期合并财务报表中报告的数字的对账情况，请参阅本附录的第46页及其后各页。
TotalEnergies根据不包括调整项目的绩效指标来衡量细分市场层面的业绩，例如调整后的收入和ROACE，以便于分析财务业绩和比较不同时期的收入。这些绩效指标的定义见本附录第31页及其后各页的 “词汇表”。
在合并和分部间调整之前，财务信息按业务部门细分。
业务部门之间的销售价格接近市场价格。
液化天然气和电力综合价值链的盈利增长是TotalEnergis战略的两个关键轴心。
为了提高这些业务的知名度，董事会决定，从2023年第一季度起，液化天然气和综合电力业绩（以前归类为天然气、可再生能源和电力（iGRP）综合板块，将分成两个细分市场单独报告。
各业务部门财务信息的新报告结构已经到位，自2023年1月1日起生效。它基于以下五个业务领域：
- | 勘探-生产部分； |
- | 涵盖液化天然气生产和贸易活动以及沼气、氢气和天然气交易活动的综合液化天然气部门； |
- | 综合电力部门，涵盖发电、储能、电力交易以及 B2B-B2C 的天然气和电力分配； |
- | 炼油和化工板块构成了主要的工业中心，包括炼油、石化和特种化学品业务。该部分还包括石油供应、贸易和海运等活动； |
- | 营销与服务部门，包括石油产品领域的全球供应和营销活动； |
此外，企业板块还包括持股、运营和财务活动。
这份新的分部报告是根据国际财务报告准则第8号编制的，其原则与TotalEnergies执行委员会遵循的内部报告相同。
4
对于综合液化天然气和综合电力部门，准备该细分市场信息的原则如下：
- | 自2022年以来，与液化天然气、天然气和电力活动的集中市场准入相关的资产负债表头寸（包括追加保证金）的管理已完全包含在综合液化天然气领域。 |
- | 天然气和液化天然气头寸公允价值变动的影响将分配给液化天然气综合板块的营业收入。 |
- | 权力头寸公允价值变动的影响分配给综合电力板块的营业收入。 |
由于公司内部组织结构的变化影响了业务板块的构成，2021年和2022年的分部报告数据已重报。
5
B.1 勘探与生产
1。生产
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | |||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 碳氢化合物生产 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
2,033 |
| 2,061 |
| 2,276 | -11% | EP (kboe/d) |
| 2,047 |
| 2,314 |
| -12% | ||
1,512 |
| 1,500 |
| 1,430 | +6% | 液体 (kb/d) |
| 1,506 |
| 1,449 |
| +4% | ||
2,778 |
| 3,012 |
| 4,602 | -40% | 气体 (mcf/d) |
| 2,895 |
| 4,706 |
| -38% | ||
2,033 |
| 2,061 |
| 2,007 | +1% | EP 不包括 Novatek (kboe/d) |
| 2,047 |
| 2,040 |
| – |
2。结果
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | |||||||
对 | 以百万美元计，净营业税除外 | 对 | ||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 所得税和有效税率 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
1,434 |
| 1,954 |
| 2,521 | -43% | 外部销售 |
| 3,388 |
| 4,672 |
| -27% | ||
4,263 |
| 5,854 |
| 8,454 | -50% | 营业收入 |
| 10,117 |
| 16,054 |
| -37% | ||
2,359 |
| 2,524 |
| 910 | x2.6 | 净营业收入 |
| 4,883 |
| 4,889 |
| 0% | ||
(15) |
| 68 |
| (3,668) | ns | 来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
| 53 |
| (3,426) |
| ns | ||
49.7% | 57.1% | 47.2% | – | 有效税率* | 53.9% | 47.1% | – | |||||||
(1,889) |
| (3,398) |
| (3,876) | ns | 净营业收入税 |
| (5,287) |
| (7,739) |
| ns | ||
(10) |
| 129 |
| 3,809 | ns | 影响净营业收入的调整 |
| 119 |
| 4,845 |
| ns | ||
2,349 |
| 2,653 |
| 4,719 | -50% | 调整后的净营业收入** |
| 5,002 |
| 9,734 |
| -49% | ||
149 |
| 135 |
| 287 | -48% | 包括来自股权关联公司的收入 |
| 284 |
| 642 |
| -56% | ||
2,424 |
| 2,134 |
| 1,873 | +29% | 有机投资 |
| 4,558 |
| 3,299 |
| +38% | ||
176 |
| 1,938 |
| 2,225 | -92% | 净收购 |
| 2,114 |
| 2,541 |
| -17% | ||
2,600 |
| 4,072 |
| 4,098 | -37% | 净投资 |
| 6,672 |
| 5,840 |
| +14% |
* | 调整后净营业收入税/（调整后的净营业收入——股权关联公司的收入——投资获得的股息——商誉减值+调整后净营业收入税）。 |
** | 从本附录第 46 页开始的业务部门信息中显示的调整项目的详细信息。 |
勘探与生产净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为23.59亿美元，同比下降7％， |
| ● | 2023年上半年为48.83亿美元，与2022年上半年持平。 |
勘探与生产调整后的净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为23.49亿美元，同比下降11％，这主要是由于石油和天然气价格下跌， |
| ● | 2023年上半年为50.02亿美元，与2022年上半年相比下降了49％。 |
勘探与生产板块调整后的净营业收入不包括特殊项目。2023年第二季度，排除特殊项目对该细分市场调整后的净营业收入产生了1000万美元的负面影响，而2022年第二季度的正面影响为38.09亿美元。
该细分市场来自经营活动的现金流为：
| ● | 2023年第二季度为40.47亿美元，同比下降11％， |
| ● | 2023年上半年为85.83亿美元，与2022年上半年相比下降了41％。 |
营运资金变动前该细分市场的运营现金流除与租赁有关的费用外，不收取任何财务费用（DACF）1是：
| ● | 2023年第二季度为43.64亿美元，同比下降11％，这主要是由于天然气和石油价格下跌， |
| ● | 2023年上半年为92.71亿美元，与2022年上半年相比下降了37％。 |
1营运资金变动前的运营现金流和债务调整后现金流（DACF）的定义见本附录第31页及其后各页的 “词汇表”。经营活动产生的现金流与债务调整后现金流（DACF）的对账载于本附录第28页及其后各页的 “按细分市场划分的现金流”。有关重置成本方法的信息，请参阅上面的 “B. 业务部门业绩分析”。
6
B.2 一体化液化天然气
1. 制作
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 2Q22 |
| 液化天然气碳氢化合物生产 |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 |
438 |
| 463 |
| 462 |
| -5% | 综合液化天然气 (kboe/d) |
| 451 |
| 477 |
| -6% | |
59 | 62 | 53 | +11% | 液体 (kb/d) | 61 | 56 | +7% | |||||||
2,067 |
| 2,179 |
| 2,233 |
| -7% | 气体 (mcf/d) |
| 2,122 |
| 2,291 |
| -7% | |
438 |
| 463 |
| 405 |
| +8% | 不包括Novatek在内的综合液化天然气 (kboe/d) |
| 451 |
| 419 |
| +8% |
|
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | ||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | Mt 中的液化天然气 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
11.0 |
| 11.0 |
| 11.7 |
| -6% | 液化天然气总销量 |
| 22.0 |
| 24.9 |
| -12% | |
3.6 |
| 4.0 |
| 4.1 |
| -12% | 包括股权生产的销售额* |
| 7.6 |
| 8.6 |
| -12% | |
10.0 |
| 9.9 |
| 10.2 |
| -2% | 包括TotalEnergies通过股票生产和第三方收购实现的销售额 |
| 19.9 |
| 22.2 |
| -10% |
| * | 公司的股权产量可能由TotalEnergies或合资企业出售。 |
2023年第二季度和2023年上半年，液化天然气的碳氢化合物产量同比增长了8％，这是由于尼日利亚安全状况改善以及挪威的Snöhvit在2022年第二季度重启后，天然气的供应增加。
由于欧洲需求减少，液化天然气销售同比下降，受益于弗里波特液化天然气的重启，按季度保持稳定。
2. 结果
|
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | ||||||
对 | 以百万美元计，净营业税除外 | 对 | ||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 收入 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
2,020 |
| 4,872 |
| 3,901 | -48% | 外部销售 |
| 6,892 |
| 9,408 |
| -27% | ||
724 |
| 1,138 |
| 1,421 | -49% | 营业收入 |
| 1,862 |
| 3,262 |
| -43% | ||
1,059 |
| 1,737 |
| 1,755 | -40% | 净营业收入 |
| 2,796 |
| 840 |
| x3.3 | ||
472 |
| 804 |
| 626 | -25% | 来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
| 1,276 |
| (1,869) |
| ns | ||
(137) |
| (205) |
| (292) | ns | 净营业收入税 |
| (342) |
| (553) |
| ns | ||
271 |
| 335 |
| 460 | -41% | 影响净营业收入的调整 |
| 606 |
| 4,508 |
| -87% | ||
1,330 |
| 2,072 |
| 2,215 | -40% | 调整后的净营业收入* |
| 3,402 |
| 5,348 |
| -36% | ||
432 |
| 786 |
| 1,192 | -64% | 包括来自股权关联公司的收入 |
| 1,218 |
| 2,596 |
| -53% | ||
382 |
| 396 |
| 171 | x2.2 | 有机投资 |
| 779 |
| 110 |
| x7.1 | ||
205 |
| 759 |
| (36) | ns | 净收购 |
| 964 |
| (56) |
| ns | ||
587 |
| 1,155 |
| 135 | x4.3 | 净投资 |
| 1,743 |
| 54 |
| x32.3 |
* | 从本附录第 46 页开始的业务部门信息中显示的调整项目的详细信息。 |
7
综合液化天然气净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为10.59亿美元，同比下降39％， |
| ● | 2023年上半年为27.96亿美元，与2022年上半年相比增长了3.3倍。 |
经调整后的综合液化天然气净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为13.3亿美元，同比下降28％（不包括Novatek），同比下降36％，这主要是由于液化天然气现货和远期液化天然气价格下跌， |
| ● | 2023年上半年为34.02亿美元，同比下降26％（不包括Novatek），这要归因于价格下跌和液化天然气销售下跌，以及2022年第一季度的出色交易业绩。 |
iLNG板块调整后的净营业收入不包括特殊项目和公允价值变动的影响。2023年第二季度，排除特殊项目对该细分市场调整后的净营业收入产生了2.71亿美元的积极影响，而2022年第二季度的积极影响为4.6亿美元。
该细分市场来自经营活动的现金流为：
| ● | 2023年第二季度为13.32亿美元，同比下降62％， |
| ● | 2023年上半年为48.68亿美元，与2022年上半年相比下降了19％。 |
该细分市场在营运资金前的运营现金流发生变化，不包括与租赁相关的财务费用（DACF）2是：
| ● | 2023年第二季度为18.01亿美元，同比下降15％（不包括Novatek），由于液化天然气价格下跌，同比下降13％，但2023年交付的液化天然气货物在2022年获得的利润率提高部分抵消了这一点， |
| ● | 出于同样的原因，2023年上半年为38.82亿美元，同比下降16％（不包括Novatek）。 |
2营运资金变动前的运营现金流和债务调整后现金流（DACF）的定义见本附录第31页及其后各页的 “词汇表”。经营活动产生的现金流与债务调整后现金流（DACF）的对账载于本附录第28页及其后各页的 “按细分市场划分的现金流”。有关重置成本方法的信息，请参阅上面的 “B. 业务部门业绩分析”。
8
B.3 集成电源
1. 产能、产量、客户和销售额
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 2Q22 |
| 集成电源 |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 |
74.7 |
| 70.4 |
| 50.7 |
| +47% | 可再生能源发电总容量 (GW) 投资组合 (1),(2) |
| 74.7 |
| 50.7 |
| +47% | |
19.0 |
| 17.9 |
| 11.6 |
| +63% | o/w 装机容量 |
| 19.0 |
| 11.6 |
| +63% | |
5.7 |
| 6.2 |
| 5.2 |
| +11% | 施工中的装载能力 |
| 5.7 |
| 5.2 |
| +11% | |
50.0 |
| 46.3 |
| 33.9 |
| +47% | 开发中的O/W能力 |
| 50.0 |
| 33.9 |
| +47% | |
46.9 |
| 44.4 |
| 38.4 |
| +22% | 可再生能源发电净容量 (GW) 投资组合 (2) |
| 46.9 |
| 38.4 |
| +22% | |
8.9 |
| 8.4 |
| 5.8 |
| +53% | o/w 装机容量 |
| 8.9 |
| 5.8 |
| +53% | |
3.9 |
| 4.0 |
| 3.7 |
| +7% | 施工中的装载能力 |
| 3.9 |
| 3.7 |
| +7% | |
34.1 |
| 32.0 |
| 28.9 |
| +18% | 开发中的O/W能力 |
| 34.1 |
| 28.9 |
| +18% | |
5.8 |
| 5.8 |
| 5.8 |
| – | 燃气发电总装机容量 (GW) (2) |
| 5.8 |
| 5.8 |
| – | |
4.3 |
| 4.3 |
| 4.3 |
| – | 燃气发电净装机容量 (GW) (2) |
| 4.3 |
| 4.3 |
| – | |
8.2 |
| 8.4 |
| 7.7 |
| +8% | 净发电量 (TWh) (3) |
| 16.6 |
| 15.2 |
| +9% | |
4.2 |
| 3.8 |
| 2.5 |
| +69% | 包括利用可再生能源发电 |
| 8.1 |
| 4.7 |
| +70% | |
6.0 |
| 6.0 |
| 6.2 |
| -3% | 客户力量 — btB 和 btC（百万） (2) |
| 6.0 |
| 6.2 |
| -3% | |
2.8 |
| 2.8 |
| 2.7 |
| +1% | 客户气体 — btB 和 btC（百万） (2) |
| 2.8 |
| 2.7 |
| +1% | |
11.5 |
| 15.5 |
| 12.3 |
| -7% | 销售能力 — btB 和 btC (TwH) |
| 27.0 |
| 28.6 |
| -6% | |
19.2 |
| 37.3 |
| 19.1 |
| – | 销售气体 — btB 和 btC (TwH) |
| 56.4 |
| 54.1 |
| +4% |
(1) | 包括自2021年第一季度起阿达尼绿色能源有限公司总产能的20％，自2022年第三季度起Clearway Energy Group总产能的50％以及自2023年第一季度起Casa dos Ventos总产能的49％。 |
(2) | 期末数据。 |
(3) | 太阳能、风能、水力发电和联合循环燃气轮机 (CCGT) 发电厂。 |
净发电量为：
| ● | 2023年第二季度为8.2 TWh，同比增长8％，原因是可再生能源发电量的增长被需求减少背景下灵活容量的减少部分抵消， |
| ● | 出于同样的原因，2023年上半年为16.6 TWh，同比增长9％。 |
截至2023年第二季度末，可再生能源发电总装机容量为19吉瓦，同比增长超过1吉瓦，其中包括在美国安装的0.5吉瓦和英国Seagreen海上风电项目的0.3吉瓦的连接。
2。结果
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 以百万美元计，净营业税除外 | 对 | ||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 2Q22 |
| 收入 |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 |
6,249 |
| 8,555 |
| 6,380 |
| -2% | 外部销售 |
| 14,804 |
| 13,167 |
| 12% | |
534 |
| 362 |
| (575) |
| ns | 营业收入 |
| 896 |
| (604) |
| ns | |
243 |
| 181 |
| (346) |
| ns | 净营业收入 |
| 424 |
| (413) |
| ns | |
(250) |
| (70) |
| 197 |
| ns | 来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
| (320) |
| 192 |
| ns | |
(41) |
| (111) |
| 32 |
| ns | 净营业收入税 |
| (152) |
| (1) |
| ns | |
207 |
| 189 |
| 686 |
| -70% | 影响净营业收入的调整 |
| 396 |
| 671 |
| -41% | |
450 |
| 370 |
| 340 |
| +32% | 调整后的净营业收入* |
| 820 |
| 258 |
| x3.2 | |
23 |
| 56 |
| 27 |
| -15% | 包括来自股权关联公司的收入 |
| 79 |
| 53 |
| +49% | |
753 |
| 577 |
| 170 |
| x4.4 | 有机投资 |
| 1,330 |
| 489 |
| x2.7 | |
(42) |
| 519 |
| (22) |
| ns |
| 净收购 |
| 477 |
| 639 |
| -25% |
711 |
| 1,096 |
| 148 |
| x4.8 | 净投资 |
| 1,807 |
| 1,128 |
| +60% |
* | 从本附录第 46 页开始的业务部门信息中显示的调整项目的详细信息。 |
9
综合电力净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为2.43亿美元，同比增长34％， |
| ● | 2023年上半年为4.24亿美元，而2022年上半年为4.13亿美元。 |
Integrated Power调整后的净营业收入为4.5亿美元，同比增长22％，这要归功于其综合电力投资组合的表现。
Integrated Power板块调整后的净营业收入不包括特殊项目和公允价值变动的影响。2023年第二季度，排除特殊项目对该细分市场调整后的净营业收入产生了2.07亿美元的积极影响，而2022年第二季度的积极影响为6.86亿美元。
自2022年实施集中管理以来，综合液化天然气板块报告的该细分市场来自经营活动（不包括追加保证金）的现金流为：
| ● | 2023年第二季度为22.84亿美元，而2023年第一季度为12.85亿美元， |
| ● | 2023年上半年为9.99亿美元，而2022年上半年为17.36亿美元。 |
该细分市场在营运资金前的运营现金流发生变化，不包括与租赁相关的财务费用（DACF）3是：
| ● | 2023年第二季度为4.91亿美元，同比增长12％， |
| ● | 2023年上半年为9.31亿美元，是2022年上半年的2.7倍。 |
3营运资金变动前的运营现金流和债务调整后现金流（DACF）的定义见本附录第31页及其后各页的 “词汇表”。经营活动产生的现金流与债务调整后现金流（DACF）的对账载于本附录第28页及其后各页的 “按细分市场划分的现金流”。有关重置成本方法的信息，请参阅上面的 “B. 业务部门业绩分析”。
10
B.4 下游（炼油和化工以及营销与服务）
1。结果
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | |||||||
对 | 以百万美元计，净营业税除外 | 对 | ||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 收入 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
46,561 |
| 47,214 |
| 61,968 | -25% | 外部销售 |
| 93,775 |
| 116,125 |
| -19% | ||
1,306 |
| 1,708 |
| 4,958 | -74% | 营业收入 |
| 3,014 |
| 7,955 |
| -62% | ||
1,024 |
| 1,559 |
| 4,243 | -76% | 净营业收入 |
| 2,583 |
| 6,604 |
| -61% | ||
67 |
| 295 |
| 447 | -85% | 来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
| 362 |
| 561 |
| -35% | ||
(349) |
| (444) |
| (1,162) | ns | 净营业收入税 |
| (793) |
| (1,912) |
| ns | ||
429 |
| 339 |
| (1,017) | ns | 影响净营业收入的调整 |
| 768 |
| (1,986) |
| ns | ||
1,453 |
| 1,898 |
| 3,226 | -55% | 调整后的净营业收入* |
| 3,351 |
| 4,618 |
| -27% | ||
686 |
| 290 |
| 586 | +17% | 有机投资 |
| 976 |
| 878 |
| +11% | ||
(19) |
| (229) |
| (91) | ns | 净收购 |
| (248) |
| (125) |
| ns | ||
667 |
| 61 |
| 495 | +35% | 净投资 |
| 728 |
| 753 |
| -3% |
| * | 从本附录第 46 页开始的业务部门信息中显示的调整项目的详细信息。 |
B.5 炼油与化工
1.炼油厂和石化产品的吞吐量和利用率
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | |||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 炼油厂吞吐量和利用率* | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
1,472 |
| 1,403 |
| 1,575 | -7% | 炼油厂总吞吐量 (kb/d) |
| 1,437 |
| 1,448 |
| -1% | ||
364 |
| 357 |
| 395 | -8% | 法国 |
| 360 |
| 324 |
| +11% | ||
601 |
| 596 |
| 648 | -7% | 欧洲其他地区 |
| 598 |
| 627 |
| -5% | ||
507 |
| 450 |
| 532 | -5% | 世界其他地区 |
| 479 |
| 497 |
| -4% | ||
82% | 78% | 88% |
| 利用率仅基于原油** |
| 80% | 81% |
|
* | 包括营销与服务板块中报告的非洲炼油厂。 |
** | 基于年初的蒸馏能力。 |
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | |||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 石化产品产量和利用率 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
1,157 |
| 1,295 |
| 1,206 | -4% | 单体* (kt) |
| 2,452 |
| 2,611 |
| -6% | ||
963 |
| 1,111 |
| 1,187 | -19% | 聚合物 (kt) |
| 2,074 |
| 2,461 |
| -16% | ||
67% | 75% | 71% | – |
| 蒸汽裂解器利用率** | 71% | 78% | – |
* | 烯烃。 |
** | 基于今年年初蒸汽裂解的烯烃产量及其处理能力。 |
炼油吞吐量为：
| ● | 2023年第二季度同比下降7％，这主要是由于比利时安特卫普炼油厂的计划维护和计划外停工，以及与法国诺曼底炼油厂高库存水平相关的物流限制， |
| ● | 2023年上半年同比下降1％，这反映了法国东格斯炼油厂在2022年第二季度重启。 |
鉴于法国罢工的结束，本季度加工原油的利用率上升至82％。
由于全球需求放缓，2023年第二季度聚合物产量同比下降19％，2023年上半年同比下降16％。
11
2。结果
|
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | ||||||
对 | 以百万美元计，净营业税除外 | 对 | ||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 收入 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
24,849 |
| 24,855 |
| 35,061 |
| -29% | 外部销售 |
| 49,704 |
| 66,069 |
| -25% | |
812 |
| 1,426 |
| 4,029 |
| -80% | 营业收入 |
| 2,238 |
| 6,331 |
| -65% | |
628 |
| 1,153 |
| 3,512 |
| -82% | 净营业收入 |
| 1,781 |
| 5,445 |
| -67% | |
3 |
| 52 |
| 349 |
| -99% | 来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
| 55 |
| 505 |
| -89% | |
(187) |
| (325) |
| (866) |
| ns | 净营业收入税 |
| (512) |
| (1,391) |
| ns | |
376 |
| 465 |
| (752) |
| ns | 影响净营业收入的调整 |
| 841 |
| (1,565) |
| ns | |
1,004 |
| 1,618 |
| 2,760 |
| -64% | 调整后的净营业收入* |
| 2,622 |
| 3,880 |
| -32% | |
454 |
| 198 |
| 313 |
| +45% | 有机投资 |
| 652 |
| 510 |
| +28% | |
(15) |
| 5 |
| (34) |
| ns | 净收购 |
| (10) |
| (34) |
| ns | |
439 |
| 203 |
| 279 |
| +57% | 净投资 |
| 642 |
| 476 |
| +35% |
* | 从本附录第 46 页开始的业务部门信息中显示的调整项目的详细信息。 |
炼油与化工净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为6.28亿美元，同比下降46％， |
| ● | 2023年上半年为17.81亿美元，与2022年上半年相比下降了67％。 |
炼油和化工调整后的净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为10.04亿美元，同比下降38％，这反映了欧洲炼油利润率下降受中国出口的影响，以及欧洲封锁后俄罗斯的重组速度快于预期，尽管在本季度末受到对美国汽油出口增加和欧洲从中国进口柴油减少的支持， |
| ● | 出于同样的原因，2023年上半年为26.22亿美元，同比下降32％。 |
炼油和化工板块调整后的净营业收入不包括任何税后库存估值影响和特殊项目。2023年第二季度，排除库存估值影响对该细分市场调整后的净营业收入产生了3.32亿美元的积极影响，而2022年第二季度的负面影响为7.52亿美元。2023年第二季度，排除特殊项目对该细分市场调整后的净营业收入产生了4,400万美元的积极影响，而2022年第二季度没有影响。
该细分市场来自经营活动的现金流为：
| ● | 2023年第二季度为19.23亿美元，而2023年第一季度为8.51亿美元， |
| ● | 2023年上半年为10.72亿美元，与2022年上半年相比下降了77％。 |
该细分市场在营运资金前的运营现金流发生变化，不包括与租赁相关的财务费用（DACF）4是：
| ● | 2023年第二季度为13.29亿美元，同比下降55％， |
| ● | 2023年上半年为30.62亿美元，与2022年上半年相比下降了30％，因为2022年第二季度受益于特殊条件。 |
4营运资金变动前的运营现金流和债务调整后现金流（DACF）的定义见本附录第31页及其后各页的 “词汇表”。经营活动产生的现金流与债务调整后现金流（DACF）的对账载于本附录第28页及其后各页的 “按细分市场划分的现金流”。有关重置成本方法的信息，请参阅上面的 “B. 业务部门业绩分析”。
12
B.6 市场营销与服务
1.石油产品销售
|
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | ||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 以 kb/d 为单位的销售额* | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
1,397 |
| 1,360 |
| 1,477 |
| -5% | 市场营销和服务总销售额 |
| 1,379 |
| 1,464 |
| -6% | |
799 |
| 757 |
| 817 |
| -2% | 欧洲 |
| 778 |
| 804 |
| -3% | |
598 |
| 602 |
| 660 |
| -9% | 世界其他地区 |
| 600 |
| 661 |
| -9% |
| * | 不包括贸易和批量炼油销售。 |
石油产品的销售额在2023年第二季度同比下降了5％，在2023年上半年下降了6％，原因是欧洲商业和工业客户的需求减少以及与出售埃及50％的燃料分销业务相关的投资组合效应被航空业务的复苏部分抵消。
2。结果
|
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | ||||||
对 | 以百万美元计，净营业税除外 | 对 | ||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 收入 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
27,712 |
| 22,359 |
| 26,907 |
| -3% | 外部销售 |
| 44,071 |
| 50,056 |
| -12% | |
494 |
| 282 |
| 929 |
| -47% | 营业收入 |
| 776 |
| 1,624 |
| -52% | |
396 |
| 406 |
| 731 |
| -46% | 净营业收入 |
| 802 |
| 1,159 |
| -31% | |
64 |
| 243 |
| 98 |
| -35% | 来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
| 307 |
| 56 |
| x5.4 | |
(162) |
| (119) |
| (296) |
| ns | 净营业收入税 |
| (281) |
| (521) |
| ns | |
53 |
| (126) |
| (265) |
| ns | 影响净营业收入的调整 |
| (73) |
| (421) |
| ns | |
449 |
| 280 |
| 466 |
| -4% | 调整后的净营业收入* |
| 729 |
| 738 |
| -1% | |
232 |
| 92 |
| 273 |
| -15% | 有机投资 |
| 324 |
| 368 |
| -12% | |
(4) |
| (234) |
| (57) |
| ns | 净收购 |
| (238) |
| (91) |
| ns | |
228 |
| (142) |
| 216 |
| +6% | 净投资 |
| 86 |
| 277 |
| -69% |
| * | 从本附录第 46 页开始的业务部门信息中显示的调整项目的详细信息。 |
营销与服务净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为3.96亿美元，同比下降2％， |
| ● | 2023年上半年为8.02亿美元，与2022年上半年相比下降了31％。 |
13
营销与服务调整后的净营业收入为：
| ● | 2023年第二季度为4.49亿美元，同比下降4％， |
| ● | 2023年上半年为7.29亿美元，同比略有下降，与销售额下降一致。 |
营销与服务板块调整后的净营业收入不包括任何税后库存估值影响和特殊项目。2023年第二季度，排除库存估值影响对该细分市场调整后的净营业收入产生了4,500万美元的积极影响，而2022年第二季度的负面影响为2.75亿美元。2023年第二季度，排除特殊项目对该细分市场调整后的净营业收入产生了800万美元的积极影响，而2022年第二季度的积极影响为1000万美元。
该细分市场来自经营活动的现金流为：
| ● | 2023年第二季度为6.65亿美元，同比增长15％， |
| ● | 2023年上半年为800万美元，而2022年上半年为14.78亿美元。 |
该细分市场在营运资金前的运营现金流发生变化，不包括与租赁相关的财务费用（DACF）5是：
| ● | 2023年第二季度为7.56亿美元，同比增长29％， |
| ● | 2023年上半年为12.12亿美元，与2022年上半年相比增长了16％，原因是2022年受到价格上涨对石油产品库存估值的税收影响的负面影响。 |
5营运资金变动前的运营现金流和债务调整后现金流（DACF）的定义见本附录第31页及其后各页的 “词汇表”。经营活动产生的现金流与债务调整后现金流（DACF）的对账载于本附录第28页及其后各页的 “按细分市场划分的现金流”。有关重置成本方法的信息，请参阅上面的 “B. 业务部门业绩分析”。
14
C.总能量结果
1.净收入（TotalEnergies 份额）
2023年第二季度的净收入（TotalEnergies的份额）为40.88亿美元，比2022年第二季度的56.92亿美元下降28％。调整后净收入6（TotalEnergies的份额）在2023年第二季度为49.56亿美元，而2022年第二季度为97.96亿美元，这是由于天然气价格和炼油利润率的下跌。
调整后的净收益不包括税后库存影响、特殊项目和公允价值变动的影响7。净收入调整82023年第二季度为8.68亿美元，主要包括：
| ● | (5) 亿美元与减值有关，尤其是肯尼亚的上游资产和台湾的云林海上风电项目， |
| ● | (0.4) 亿美元的库存效应。 |
2.完全稀释的股票和股票回购
截至2023年6月30日，摊薄后的股票数量为24.43亿股。
作为其股东回报政策的一部分，TotalEnergies回购了：
| ● | 2023年第二季度将以20亿美元的价格注销3,280万股股票， |
| ● | 2023年上半年将以40亿美元的价格注销6,500万股股票。 |
3.收购-资产出售
收购是：
| ● | 2023年第二季度为4.82亿美元，主要与收购卡塔尔NFS液化天然气项目9.375％的股份、在尼日利亚续订OML 130许可证以及在美国启动RGLNG项目后收购NextDecade5.06％的股份有关， |
| ● | 2023年上半年为37.38亿美元，主要与上述项目有关，以及收购阿拉伯联合酋长国SARB和Umm Lulu特许经营权20％的权益，收购卡塔尔NFE液化天然气项目6.25％的股份，以及与巴西Casa dos Ventos合资企业34％的股份。 |
撤资有：
| ● | 2023年第二季度为1.62亿美元，主要用于出售Maxeon的股票， |
| ● | 2023年上半年为4.31亿美元，主要用于上述项目以及出售埃及营销与服务子公司50％的股份。 |
4。现金流
2023年第二季度，来自经营活动的现金流为99亿美元，而营运资金变动前的运营现金流为84.85亿美元92023年第二季度，这反映了营运资金需求减少了15亿美元，这主要是由于库存减少、天然气和电力营销业务支付的季节性以及应纳税额和纳税时间表减少的影响，尤其是在勘探与生产领域。
2023年第二季度，TotalEnergies的运营活动现金流为99亿美元，与2022年第二季度的162.84亿美元相比下降了39％。
6调整后的净收入是公司为评估公司的经营业绩和了解其运营趋势而提出的非公认会计准则指标。调整后净营业收入的定义见本附录第31页的 “词汇表”。
7详情显示在本展览的第 22 页。
8详情见本展览的第 22 页和第 38 页及其后各页。
9营运资金变动前的运营现金流是非公认会计准则衡量标准。营运资金变动前运营现金流的定义见本附录第31页的 “词汇表”。本附录第27页的 “现金流” 项下列出了营运资金变动前来自经营活动的现金流与运营现金流的对账。有关重置成本方法的信息，请参阅 “B. 业务部门业绩分析”。
15
2023年第二季度，使用重置成本法确定的营运资金变化减少了14.15亿美元，而2022年第二季度减少了30.51亿美元，不包括Integrated LNG和Integrated Power合同的按市值计价的影响，包括可再生能源项目销售的资本收益，包括股权关联公司的有机贷款偿还。
根据国际财务报告准则，2023年第二季度的营运资金变动减少了21.25亿美元。国际财务报告准则和重置成本法之间的7.1亿美元差额对应于以下调整：（i）2.52亿美元的税前库存估值效应，（ii）加上Integrated LNG和Integrated Power合同的按市值计价效应4.05亿美元，（iv）加上股权关联公司的有机贷款还款1800万美元。
营运资金变动前的运营现金流102023年第二季度为84.85亿美元，与2022年第二季度的132.33亿美元相比下降了36％。
营运资金变动前的运营现金流，不包括与租赁相关的财务费用（DACF）112023年第二季度为85.96亿美元，与2022年第二季度的136.31亿美元相比下降了37％。
TotalEnergies 的净现金流12是：
| ● | 2023年第二季度为38.94亿美元，而2023年第一季度为32.01亿美元，这反映了现金流减少11.36亿美元，被2023年第二季度净投资减少18.29亿美元至45.91亿美元所抵消， |
| ● | 2023年上半年为70.95亿美元，而去年同期为170.61亿美元，这反映了2023年上半年现金流减少了67.53亿美元，净投资增加32.13亿美元，达到11.11亿美元。 |
D.盈利能力
截至2023年6月30日的十二个月中，股本回报率为25.2％。
| 2022年7月1日 |
| 2022年4月1日 |
| 2021年7月1日 | |
以百万美元计 | 2023年6月30日 | 2023年3月31日 | 2022年6月30日 | |||
调整后净收益 |
| 29,351 |
| 34,219 |
| 30,716 |
调整后股东的平均权益 |
| 116,329 |
| 115,233 |
| 113,333 |
股本回报率 (ROE) |
| 25.2% | 29.7% | 27.1% |
平均资本使用回报率 (ROACE)13在截至2023年6月30日的十二个月中，为22.4％。
| 2022年7月1日 |
| 2022年4月1日 |
| 2021年7月1日 | |
以百万美元计 | 2023年6月30日 | 2023年3月31日 | 2022年6月30日 | |||
调整后的净营业收入 |
| 30,776 |
| 35,712 |
| 32,177 |
平均使用资本 |
| 137,204 |
| 140,842 |
| 139,377 |
咆哮 |
| 22.4% | 25.4% | 23.1% |
10营运资金变动前的运营现金流是非公认会计准则衡量标准。营运资金变动前运营现金流的定义见本附录第31页的 “词汇表”。本附录第27页的 “现金流” 项下列出了营运资金变动前来自经营活动的现金流与运营现金流的对账。有关重置成本方法的信息，请参阅 “B. 业务部门业绩分析”。
11债务调整后现金流（DACF）是一项非公认会计准则衡量标准。债务调整后现金流（DACF）的定义见本附录第31页的 “词汇表”。经营活动产生的现金流与债务调整后现金流（DACF）的对账载于本附录第27页的 “现金流” 下。有关重置成本方法的信息，请参阅 “B. 业务部门业绩分析”。
12净现金流是非公认会计准则衡量标准。净现金流的定义见本附录第31页的 “词汇表”。经营活动产生的现金流与净现金流的对账载于本附录第27页的 “现金流” 下。
13平均资本使用回报率（ROACE）是一项非公认会计准则衡量标准。平均使用资本回报率（ROACE）的定义可在本展览第31页的 “词汇表” 中找到。
16
E.2023 年年度敏感度*
|
|
| 估计的 | |||
预计影响 | 对现金的影响 | |||||
在调整后的净额上 | 流自 | |||||
改变 | 营业收入 | 运营 | ||||
美元 |
| +/-每欧元 0.1 美元 |
| -/+ 0.1 B$ |
| ~0 B$ |
液体平均价格** |
| +/- 10$/b |
| +/- 2.5 B$ |
| +/- 3.0 B$ |
欧洲天然气价格 — NBP /TTF |
| +/-2 $/Mbtu |
| +/- 0.4 B$ |
| +/- 0.4 B$ |
可变成本利润率，欧洲炼油 (VCM) |
| +/- 10 $/t |
| +/- 0.4 B$ | +/- 0.5 B$ |
| * | 敏感度在去年第四季度业绩公布后每年修订一次。灵敏度是根据对2023年TotalEnergies投资组合的假设估算得出的。实际结果可能与基于这些灵敏度的应用的估计值有很大差异。美元-欧元敏感度对调整后净营业收入的影响主要归因于炼油和化工公司。 |
** | 在80美元/桶的布伦特原油环境中。 |
F.总结与展望
在欧佩克+行动的支持下，油价几个月来一直保持在75美元/桶左右。随着夏季驾驶季节的持续以及全球航空旅行的持续复苏，对石油产品的需求应得到支持。
由于欧洲库存过高，欧洲天然气价格目前约为10美元/百万英热单位。亚洲的需求复苏和欧洲供应能力的紧张支撑了2023/2024年冬季的远期价格超过15美元/百万英热单位。
鉴于近几个月石油和天然气价格的变化以及对价格公式的滞后影响，TotalEnergies预计，其液化天然气平均销售价格将在2023年第三季度在9至10美元/百万英热单位之间。
TotalEnergies预计2023年第三季度的碳氢化合物产量约为2.5 mBoe/d，这主要得益于阿塞拜疆Absheron油田的启动。炼油厂的利用率应保持在 80% 以上。
该公司确认2023年净投资额在160亿至180亿美元之间的预期，其中包括50亿美元的低碳能源。
17
前瞻性陈述
本文件可能包含1995年《私人证券诉讼改革法》所指的前瞻性陈述，特别是与TotalEnergies的财务状况、经营业绩、业务活动和产业战略有关的陈述。本文件还可能包含有关TotalEnergies的观点、目标、改进领域和目标的陈述，包括与气候变化和碳中和（净零排放）有关的声明。雄心壮志表达了TotalEnergies所期望的结果，其中规定，要部署的手段不仅仅取决于TotalEnergies。这些前瞻性陈述通常可以通过使用未来时态或条件时态或前瞻性词语来识别，例如 “设想”、“打算”、“预期”、“相信”、“考虑”、“计划”、“期望”、“认为”、“目标” 或类似术语。本文件中包含的此类前瞻性陈述基于在给定的经济、竞争和监管环境中编制的经济数据、估计和假设，截至本文件发布之日，TotalEnergies认为这些陈述是合理的。
这些前瞻性陈述不是历史数据，不应解释为保证所宣布的观点、目标或目标得以实现。由于不确定性，特别是与经济、金融、竞争和监管环境有关的不确定性，或者由于风险因素的发生，例如原油和天然气的价格波动、石油产品需求和价格的变化、生产结果和储量估计的变化、实现成本的能力，它们将来可能会被证明是不准确的，并且可能会随着实际结果与最初估计的结果之间存在显著差异而演变或修改削减和运营在不适当地干扰业务运营的情况下提高效率、法律和法规的变化，包括与环境和气候有关的法律和法规、货币波动以及经济和政治发展、市场状况的变化、市场份额的丧失和消费者偏好的变化，以及 COVID-19 疫情等流行病。此外，某些财务信息基于估计，特别是在评估资产的可收回价值和与之相关的资产的潜在减值时。
除了根据适用的证券法的要求披露重要信息的持续义务外，TotalEnergies没有任何意图或义务在本文件发布后更新前瞻性陈述，即使新的信息、未来事件或其他情况使这些陈述不正确或具有误导性。
有关其他因素，您应阅读 “第 3 项。-3.1 风险因素”、“第 4 项” 中规定的信息。公司信息”，“第5项。运营和财务回顾与展望” 和 “第11项。TotalEnergies截至2022年12月31日止年度的20-F表中关于市场风险的定量和定性披露”。
18
按细分市场划分的运营信息
公司产量（勘探与生产+一体化液化天然气）
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 混合液体和气体 | 对 | ||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 | 2Q22 |
| 各地区产量 (kboe/d) |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 | |
537 |
| 583 |
| 907 | -41% | 欧洲 |
| 559 |
| 933 |
| -40% | ||
481 |
| 494 |
| 460 | +5% | 非洲 |
| 488 |
| 479 |
| +2% | ||
767 |
| 718 |
| 680 | +13% | 中东和北非 |
| 743 |
| 675 |
| +10% | ||
443 |
| 441 |
| 420 | +5% | 美洲 |
| 442 |
| 403 |
| +10% | ||
243 |
| 288 |
| 271 | -10% | 亚太地区 |
| 266 |
| 301 |
| -12% | ||
2,471 |
| 2,524 |
| 2,738 | -10% | 总产量 |
| 2,498 |
| 2,791 |
| -10% | ||
338 |
| 344 |
| 690 | -51% | 包括股权关联公司 |
| 341 |
| 702 |
| -51% |
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 | 2Q22 |
| 各地区液体产量 (kb/d) |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 | |
227 |
| 235 |
| 267 | -15% | 欧洲 |
| 231 |
| 283 |
| -18% | ||
359 |
| 371 |
| 351 | +2% | 非洲 |
| 365 |
| 362 |
| +1% | ||
615 |
| 578 |
| 546 | +13% | 中东和北非 |
| 596 |
| 542 |
| +10% | ||
268 |
| 263 |
| 231 | +16% | 美洲 |
| 266 |
| 216 |
| +23% | ||
102 |
| 116 |
| 88 | +16% | 亚太地区 |
| 109 |
| 102 |
| +6% | ||
1,571 |
| 1,562 |
| 1,483 | +6% | 总产量 |
| 1,567 |
| 1,505 |
| +4% | ||
153 |
| 150 |
| 201 | -24% | 包括股权关联公司 |
| 152 |
| 206 |
| -26% |
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 | 2Q22 |
| 各地区天然气产量 (mcf/d) |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 | |
1,671 |
| 1,879 |
| 3,440 | -51% | 欧洲 |
| 1,774 |
| 3,498 |
| -49% | ||
610 |
| 615 |
| 545 | +12% | 非洲 |
| 612 |
| 594 |
| +3% | ||
834 |
| 772 |
| 742 | +12% | 中东和北非 |
| 803 |
| 734 |
| +9% | ||
976 |
| 994 |
| 1,063 | -8% | 美洲 |
| 985 |
| 1,052 |
| -6% | ||
754 |
| 931 |
| 1,045 | -28% | 亚太地区 |
| 843 |
| 1,119 |
| -25% | ||
4,845 |
| 5,191 |
| 6,835 | -29% | 总产量 |
| 5,017 |
| 6,997 |
| -28% | ||
1,004 |
| 1,054 |
| 2,633 | -62% | 包括股权关联公司 |
| 1,029 |
| 2,673 |
| -62% |
19
下游（炼油和化工以及营销与服务）
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 | 2Q22 |
| 各地区石油产品销售额 (kb/d) |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 | |
1,709 |
| 1,600 |
| 1,814 | -6% | 欧洲* |
| 1,655 |
| 1,724 |
| -4% | ||
599 |
| 667 |
| 734 | -18% | 非洲 |
| 633 |
| 747 |
| -15% | ||
918 |
| 849 |
| 922 | – | 美洲 |
| 883 |
| 849 |
| +4% | ||
665 |
| 623 |
| 705 | -6% | 世界其他地区 |
| 644 |
| 618 |
| +4% | ||
3,892 |
| 3,739 |
| 4,176 | -7% | 合并销售总额* |
| 3,815 |
| 3,939 |
| -3% | ||
424 |
| 387 |
| 409 | +4% | 包括批量销售 |
| 405 |
| 409 |
| -1% | ||
2,070 |
| 1,992 |
| 2,290 | -10% | 包括交易* |
| 2,031 |
| 2,065 |
| -2% |
* | 23 年第一季度数据重报 |
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 | 2Q22 |
| 石化产品产量* (千吨) |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 | |
1,026 |
| 1,047 |
| 1,023 | – | 欧洲 |
| 2,073 |
| 2,282 |
| -9% | ||
619 |
| 607 |
| 603 | +3% | 美洲 |
| 1,226 |
| 1,240 |
| -1% | ||
475 |
| 753 |
| 768 | -38% |
| 中东和亚洲 |
| 1,228 |
| 1,549 |
| -21% |
* | 烯烃、聚合物。 |
20
集成电源
| 2Q23 |
| 1Q23 | |||||||||||||||||
|
| 陆上 |
| 离岸 |
|
|
|
| 陆上 |
| 离岸 |
|
| |||||||
总装机发电量 (GW)(1),(2) | 太阳能 |
| 风 |
| 风 | 其他 | 总计 | 太阳能 |
| 风 |
| 风 | 其他 | 总计 | ||||||
法国 |
| 0.8 |
| 0.6 |
| 0.0 |
| 0.1 |
| 1.6 |
| 0.8 |
| 0.6 |
| 0.0 |
| 0.2 |
| 1.5 |
欧洲其他地区 |
| 0.2 |
| 1.1 |
| 0.8 |
| 0.0 |
| 2.1 |
| 0.2 |
| 1.1 |
| 0.5 |
| 0.0 |
| 1.8 |
非洲 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.2 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.2 |
中东 |
| 1.2 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 1.2 |
| 1.2 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 1.2 |
北美 |
| 3.5 |
| 2.1 |
| 0.0 |
| 0.1 |
| 5.6 |
| 3.0 |
| 2.1 |
| 0.0 |
| 0.1 |
| 5.1 |
南美洲 |
| 0.4 |
| 1.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 1.4 |
| 0.4 |
| 0.9 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 1.3 |
印度 |
| 5.1 |
| 0.4 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 5.5 |
| 5.0 |
| 0.4 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 5.4 |
亚太地区 |
| 1.4 |
| 0.0 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 1.5 |
| 1.3 |
| 0.0 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 1.5 |
总计 |
| 12.5 |
| 5.2 |
| 1.0 |
| 0.3 |
| 19.0 |
| 12.0 |
| 5.0 |
| 0.7 |
| 0.3 |
| 17.9 |
| 2Q23 |
| 1Q23 | |||||||||||||||||
|
| 陆上 |
| 离岸 |
|
|
|
| 陆上 |
| 离岸 |
|
| |||||||
建筑业可再生能源发电总容量 (GW) (1),(2) | 太阳能 | 风 |
| 风 | 其他 | 总计 | 太阳能 |
| 风 |
| 风 | 其他 | 总计 | |||||||
法国 |
| 0.2 | 0.1 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.3 |
| 0.2 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.4 | |
欧洲其他地区 |
| 0.1 | 0.0 |
| 0.3 |
| 0.0 |
| 0.5 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 0.6 |
| 0.0 |
| 0.7 | |
非洲 |
| 0.0 | 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 | |
中东 |
| 0.1 | 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 | |
北美 |
| 2.8 | 0.1 |
| 0.0 |
| 0.5 |
| 3.4 |
| 2.7 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 0.5 |
| 3.4 | |
南美洲 |
| 0.1 | 0.2 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.3 |
| 0.1 |
| 0.6 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.7 | |
印度 |
| 0.4 | 0.1 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.5 |
| 0.4 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.5 | |
亚太地区 |
| 0.0 | 0.0 |
| 0.5 |
| 0.0 |
| 0.6 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.5 |
| 0.0 |
| 0.6 | |
总计 |
| 3.8 | 0.5 |
| 0.9 |
| 0.6 |
| 5.7 |
| 3.6 |
| 0.9 |
| 1.2 |
| 0.5 |
| 6.2 | |
2Q23 | 1Q23 | |||||||||||||||||||
|
| 陆上 |
| 离岸 |
|
|
|
| 陆上 |
| 离岸 |
|
| |||||||
开发中的可再生能源发电总容量 (GW) (1),(2) | 太阳能 | 风 | 风 | 其他 | 总计 | 太阳能 | 风 | 风 | 其他 | 总计 | ||||||||||
法国 | 1.0 | 0.6 | 0.0 | 0.0 | 1.6 | 0.9 | 0.2 | 0.0 | 0.0 | 1.2 | ||||||||||
欧洲其他地区 |
| 5.4 |
| 0.4 |
| 4.4 |
| 0.1 |
| 10.3 |
| 3.6 |
| 0.4 |
| 4.4 |
| 0.1 |
| 8.4 |
非洲 |
| 0.6 |
| 0.3 |
| 0.0 |
| 0.1 |
| 1.0 |
| 0.7 |
| 0.3 |
| 0.0 |
| 0.1 |
| 1.1 |
中东 |
| 0.4 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.4 |
| 0.5 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 0.5 |
北美 |
| 9.0 |
| 3.2 |
| 4.1 |
| 5.1 |
| 21.3 |
| 10.7 |
| 2.8 |
| 4.1 |
| 4.5 |
| 22.1 |
南美洲 |
| 1.6 |
| 1.6 |
| 0.0 |
| 0.4 |
| 3.6 |
| 1.3 |
| 0.5 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 1.8 |
印度 |
| 4.2 |
| 0.1 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 4.3 |
| 4.6 |
| 0.2 |
| 0.0 |
| 0.0 |
| 4.8 |
亚太地区 |
| 3.2 |
| 0.4 |
| 2.9 |
| 0.9 |
| 7.5 |
| 2.4 |
| 0.4 |
| 2.9 |
| 0.7 |
| 6.4 |
总计 |
| 25.5 |
| 6.6 |
| 11.4 |
| 6.5 |
| 50.0 |
| 24.7 |
| 4.8 |
| 11.4 |
| 5.4 |
| 46.3 |
(1) | 包括Adani Green Energy Limited总产能的20％、Clearway Energy Group的50％以及自23年第一季度起Casa dos Ventos的49％的股份。 |
(2) | 期末数据。 |
21
净收入调整项目（能源总份额）
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 | 以百万美元计 |
| 1H23 |
| 1H22 | |
(377) |
| (159) |
| (4,546) | 影响净收入的特殊项目（TotalEnergies 份额） |
| (536) |
| (9,539) | |
– |
| 203 |
| – | 出售资产的收益（亏损） |
| 203 |
| – | |
(5) |
| – |
| (8) | 重组费用 |
| (5) |
| (11) | |
(469) |
| (60) |
| (3,719) | 损伤 |
| (529) |
| (8,780) | |
97 |
| (302) |
| (819) | 其他 |
| (205) |
| (748) | |
(380) |
| (391) |
| 993 | 税后库存效应：FIFO 与重置成本 |
| (771) |
| 2,033 | |
(111) |
| (434) |
| (551) | 公允价值变动的影响 |
| (545) |
| (631) | |
(868) |
| (984) |
| (4,104) | 影响净收入的调整总额 |
| (1,852) |
| (8,137) |
净收益（能源总份额）与调整后息税折旧摊销前利润的对账
|
|
| 23 年第二季度 vs |
|
|
|
| 1H23 vs | ||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 以百万美元计 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
4,088 |
| 5,557 |
| 5,692 |
| -28% | 净收益——总能源份额 |
| 9,645 |
| 10,636 |
| -9% | |
868 |
| 984 |
| 4,104 |
| -79% | 减去：净收入调整项目（TotalEnergies 份额） |
| 1,852 |
| 8,137 |
| -77% | |
4,956 |
| 6,541 |
| 9,796 |
| -49% | 调整后净收益——总能源份额 |
| 11,497 |
| 18,773 |
| -39% | |
|
|
|
| 调整后的项目 | ||||||||||
61 |
| 74 |
| 89 |
| -31% | 增加：非控股权益 |
| 135 |
| 165 |
| -18% | |
2,715 |
| 4,090 |
| 5,274 |
| -49% | 加：所得税 |
| 6,805 |
| 9,998 |
| -32% | |
2,959 |
| 3,026 |
| 3,038 |
| -3% | 加：有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| 5,985 |
| 6,186 |
| -3% | |
92 |
| 99 |
| 98 |
| -6% | 加：无形资产的摊销和减值 |
| 191 |
| 194 |
| -2% | |
724 |
| 710 |
| 572 |
| +27% | 加：债务的财务利息 |
| 1,434 |
| 1,034 |
| +39% | |
(402) |
| (373) |
| (130) |
| ns | 减去：来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| (775) |
| (189) |
| ns | |
11,105 |
| 14,167 |
| 18,737 |
| -41% | 调整后 EBITDA |
| 25,272 |
| 36,161 |
| -30% |
22
净收入（总能源份额）与调整后净营业收入和调整后营业收入的对账
2023 年第二季度 |
| 声明 |
|
|
|
|
(M$) | 的收入 | 调整 | 调整后 | |||
销售 |
| 56,271 |
| (76) |
| 56,195 |
消费税 |
| (4,737) |
| 0 |
| (4,737) |
销售收入 |
| 51,534 |
| (76) |
| 51,458 |
扣除库存变动后的采购 |
| (33,864) |
| 485 |
| (33,379) |
其他运营费用 |
| (7,906) |
| 152 |
| (7,754) |
勘探成本 |
| (62) |
| 0 |
| (62) |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| (3,106) |
| 147 |
| (2,959) |
营业收入 |
| 6,596 |
| 708 |
| 7,304 |
其他收入 |
| 116 |
| 0 |
| 116 |
其他费用 |
| (366) |
| 110 |
| (256) |
其他财务收入 |
| 413 |
| (12) |
| 401 |
其他财务费用 |
| (173) |
| 0 |
| (173) |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| 267 |
| 395 |
| 662 |
所得税 |
| (2,487) |
| (228) |
| (2,715) |
减去净负债成本税 |
| 31 |
| (36) |
| (5) |
净营业收入 |
| 4,397 |
| 937 |
| 5,334 |
债务的财务利息 |
| (724) |
| 0 |
| (724) |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| 510 |
| (108) |
| 402 |
净负债成本 |
| (214) |
| (108) |
| (322) |
净负债成本税 |
| (31) |
| 36 |
| 5 |
净负债的净成本 |
| (245) |
| (72) |
| (317) |
合并净收益 |
| 4,152 |
| 865 |
| 5,017 |
总能源份额 |
| 4,088 |
| 868 |
| 4,956 |
非控股权益 |
| 64 |
| (3) |
| 61 |
2023 年第一季度 |
| 声明 |
|
|
|
|
(M$) | 的收入 | 调整 | 调整后 | |||
销售 |
| 62,603 |
| 76 |
| 62,679 |
消费税 |
| (4,370) |
| 0 |
| (4,370) |
销售收入 |
| 58,233 |
| 76 |
| 58,309 |
扣除库存变动后的采购 |
| (38,351) |
| 872 |
| (37,479) |
其他运营费用 |
| (7,785) |
| 33 |
| (7,752) |
勘探成本 |
| (92) |
| (2) |
| (94) |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| (3,062) |
| 36 |
| (3,026) |
营业收入 |
| 8,943 |
| 1,015 |
| 9,958 |
其他收入 |
| 341 |
| (264) |
| 77 |
其他费用 |
| (300) |
| 163 |
| (137) |
其他财务收入 |
| 258 |
| (10) |
| 248 |
其他财务费用 |
| (183) |
| 0 |
| (183) |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| 960 |
| 119 |
| 1,079 |
所得税 |
| (4,071) |
| (19) |
| (4,090) |
减去净负债成本税 |
| (24) |
| (12) |
| (36) |
净营业收入 |
| 5,924 |
| 992 |
| 6,916 |
债务的财务利息 |
| (710) |
| 0 |
| (710) |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| 393 |
| (20) |
| 373 |
净负债成本 |
| (317) |
| (20) |
| (337) |
净负债成本税 |
| 24 |
| 12 |
| 36 |
净负债的净成本 |
| (293) |
| (8) |
| (301) |
合并净收益 |
| 5,631 |
| 984 |
| 6,615 |
总能源份额 |
| 5,557 |
| 984 |
| 6,541 |
非控股权益 |
| 74 |
| 0 |
| 74 |
23
净收入（总能源份额）与调整后净营业收入和调整后营业收入的对账（续）
2022 年第二季度 | 声明 | |||||
(M$) |
| 的收入 |
| 调整 |
| 调整后 |
销售 |
| 74,774 |
| 15 |
| 74,789 |
消费税 |
| (4,329) |
| 0 |
| (4,329) |
销售收入 |
| 70,445 |
| 15 |
| 70,460 |
扣除库存变动后的采购 |
| (45,443) |
| (580) |
| (46,023) |
其他运营费用 |
| (8,041) |
| 421 |
| (7,620) |
勘探成本 |
| (117) |
| 0 |
| (117) |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| (3,102) |
| 64 |
| (3,038) |
营业收入 |
| 13,742 |
| (80) |
| 13,662 |
其他收入 |
| 429 |
| 0 |
| 429 |
其他费用 |
| (1,305) |
| 776 |
| (529) |
其他财务收入 |
| 231 |
| 0 |
| 231 |
其他财务费用 |
| (136) |
| 0 |
| (136) |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| (1,546) |
| 3,490 |
| 1,944 |
所得税 |
| (5,284) |
| 10 |
| (5,274) |
减去净负债成本税 |
| (22) |
| (35) |
| (57) |
净营业收入 |
| 6,109 |
| 4,161 |
| 10,270 |
债务的财务利息 |
| (572) |
| 0 |
| (572) |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| 245 |
| (115) |
| 130 |
净负债成本 |
| (327) |
| (115) |
| (442) |
净负债成本税 |
| 22 |
| 35 |
| 57 |
净负债的净成本 |
| (305) |
| (80) |
| (385) |
合并净收益 |
| 5,804 |
| 4,081 |
| 9,885 |
总能源份额 |
| 5,692 |
| 4,104 |
| 9,796 |
非控股权益 |
| 112 |
| (23) |
| 89 |
24
净收入（总能源份额）与调整后净营业收入和调整后营业收入的对账（续）
2023 年上半场 |
| 声明 |
|
|
| |
(M$) | 的收入 | 调整 | 调整后 | |||
销售 |
| 118,874 |
| 0 |
| 118,874 |
消费税 |
| (9,107) |
| 0 |
| (9,107) |
销售收入 |
| 109,767 |
| 0 |
| 109,767 |
扣除库存变动后的采购 |
| (72,215) |
| 1,357 |
| (70,858) |
其他运营费用 |
| (15,691) |
| 185 |
| (15,506) |
勘探成本 |
| (154) |
| (2) |
| (156) |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| (6,168) |
| 183 |
| (5,985) |
营业收入 |
| 15,539 |
| 1,723 |
| 17,262 |
其他收入 |
| 457 |
| (264) |
| 193 |
其他费用 |
| (666) |
| 273 |
| (393) |
其他财务收入 |
| 671 |
| (22) |
| 649 |
其他财务费用 |
| (356) |
| 0 |
| (356) |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| 1,227 |
| 514 |
| 1,741 |
所得税 |
| (6,558) |
| (247) |
| (6,805) |
减去净负债成本税 |
| 7 |
| (48) |
| (41) |
净营业收入 |
| 10,321 |
| 1,929 |
| 12,250 |
债务的财务利息 |
| (1,434) |
| 0 |
| (1,434) |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| 903 |
| (128) |
| 775 |
净负债成本 |
| (531) |
| (128) |
| (659) |
净负债成本税 |
| (7) |
| 48 |
| 41 |
净负债的净成本 |
| (538) |
| (80) |
| (618) |
合并净收益 |
| 9,783 |
| 1,849 |
| 11,632 |
总能源份额 |
| 9,645 |
| 1,852 |
| 11,497 |
非控股权益 |
| 138 |
| (3) |
| 135 |
2022 年上半场 |
| 声明 |
|
|
|
|
(M$) | 的收入 | 调整 | 调整后 | |||
销售 |
| 143,380 |
| 3 |
| 143,383 |
消费税 |
| (8,985) |
| 0 |
| (8,985) |
销售收入 |
| 134,395 |
| 3 |
| 134,398 |
扣除库存变动后的采购 |
| (85,091) |
| (1,694) |
| (86,785) |
其他运营费用 |
| (15,664) |
| 635 |
| (15,029) |
勘探成本 |
| (978) |
| 725 |
| (253) |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| (6,781) |
| 595 |
| (6,186) |
营业收入 |
| 25,881 |
| 264 |
| 26,145 |
其他收入 |
| 572 |
| (22) |
| 550 |
其他费用 |
| (3,595) |
| 2,797 |
| (798) |
其他财务收入 |
| 434 |
| (84) |
| 350 |
其他财务费用 |
| (271) |
| 0 |
| (271) |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| (1,503) |
| 5,308 |
| 3,805 |
所得税 |
| (10,088) |
| 90 |
| (9,998) |
减去净负债成本税 |
| (20) |
| (77) |
| (97) |
净营业收入 |
| 11,410 |
| 8,276 |
| 19,686 |
债务的财务利息 |
| (1,034) |
| 0 |
| (1,034) |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| 459 |
| (270) |
| 189 |
净负债成本 |
| (575) |
| (270) |
| (845) |
净负债成本税 |
| 20 |
| 77 |
| 97 |
净负债的净成本 |
| (555) |
| (193) |
| (748) |
合并净收益 |
| 10,855 |
| 8,083 |
| 18,938 |
总能源份额 |
| 10,636 |
| 8,137 |
| 18,773 |
非控股权益 |
| 219 |
| (54) |
| 165 |
25
销售收入与调整后息税折旧摊销前利润和净收入（总能源份额）的对账
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 2Q22 |
| 以百万美元计 |
| 1H23 |
| 1H22 | 1H22 | |
调整后的项目 | ||||||||||||||
51,458 |
| 58,309 |
| 70,460 |
| -27% |
| 销售收入 |
| 109,767 |
| 134,398 | -18% | |
(33,379) |
| (37,479) |
| (46,023) |
| ns |
| 扣除库存变动后的采购 |
| (70,858) |
| (86,785) | ns | |
(7,754) |
| (7,752) |
| (7,620) |
| ns |
| 其他运营费用 |
| (15,506) |
| (15,029) | ns | |
(62) |
| (94) |
| (117) |
| ns |
| 勘探成本 |
| (156) |
| (253) | ns | |
116 |
| 77 |
| 429 |
| -73% |
| 其他收入 |
| 193 |
| 550 | -65% | |
(164) |
| (38) |
| (431) |
| ns |
| 其他费用，不包括无形资产的摊销和减值 |
| (202) |
| (604) | ns | |
401 |
| 248 |
| 231 |
| +74% |
| 其他财务收入 |
| 649 |
| 350 | +85% | |
(173) |
| (183) |
| (136) |
| ns |
| 其他财务费用 |
| (356) |
| (271) | ns | |
662 |
| 1,079 |
| 1,944 |
| -66% |
| 来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| 1,741 |
| 3,805 | -54% | |
11,105 |
| 14,167 |
| 18,737 |
| -41% |
| 调整后 EBITDA |
| 25,272 |
| 36,161 | -30% | |
| 调整后的项目 | |||||||||||||
(2,959) |
| (3,026) |
| (3,038) |
| ns |
| 减去：有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| (5,985) |
| (6,186) | ns | |
(92) |
| (99) |
| (98) |
| ns |
| 减去：无形资产摊销 |
| (191) |
| (194) | ns | |
(724) |
| (710) |
| (572) |
| ns |
| 减去：债务的财务利息 |
| (1,434) |
| (1,034) | ns | |
402 |
| 373 |
| 130 |
| x3.1 |
| 加：来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| 775 |
| 189 | x4.1 | |
(2,715) | (4,090) | (5,274) | ns | 减去：所得税 | (6,805) | (9,998) | ns | |||||||
(61) | (74) | (89) | ns | 减去：非控股权益 | (135) | (165) | ns | |||||||
(868) |
| (984) |
| (4,104) |
| ns |
| 加：调整——TotalEnergies 份额 |
| (1,852) |
| (8,137) | ns | |
4,088 |
| 5,557 |
| 5,692 |
| -28% |
| 净收益——总能源份额 |
| 9,645 |
| 10,636 | -9% |
26
投资 — 撤资
2Q23 | 1H23 | |||||||||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 | 2Q22 |
| 以百万美元计 |
| 1H23 |
| 1H22 |
| 1H22 | |
4,271 |
| 3,433 |
| 2,819 | +51% | 有机投资 (a) |
| 7,704 |
| 4,800 |
| +60% | ||
328 |
| 205 |
| 98 | x3.3 | 资本化勘探 |
| 533 |
| 212 |
| x2.5 | ||
366 |
| 374 |
| 277 | +32% | 非流动贷款增加 |
| 740 |
| 511 |
| +45% | ||
(84) |
| (229) |
| (174) | ns | 偿还非流动贷款，不包括股权关联公司偿还的有机贷款 |
| (313) |
| (609) |
| ns | ||
– |
| – |
| (190) | -100% | 可再生能源项目的债务变化（TotalEnergies 份额） |
| – |
| (190) |
| -100% | ||
482 |
| 3,256 |
| 2,464 | -80% | 收购 (b) |
| 3,738 |
| 3,864 |
| -3% | ||
162 |
| 269 |
| 388 | -58% | 资产出售 (c) |
| 431 |
| 866 |
| -50% | ||
(35) |
| (3) |
| 176 | ns | 可再生能源项目的债务变动（合作伙伴份额） |
| (38) |
| 174 |
| ns | ||
320 |
| 2,987 |
| 2,076 | -85% | 净收购 |
| 3,307 |
| 2,998 |
| +10% | ||
4,591 |
| 6,420 |
| 4,895 | -6% | 净投资额 (a + b-c) |
| 11,011 |
| 7,798 |
| +41% | ||
– | – | – | ns | 其他与非控股权益的交易 (d) | – | – | ns | |||||||
(18) |
| 6 |
| (238) | ns | 股权关联公司偿还有机贷款 (e) |
| (12) |
| (725) |
| ns | ||
(35) |
| (3) |
| 366 | ns | 可再生能源项目融资产生的债务变化* (f) |
| (38) |
| 364 |
| ns | ||
64 |
| 60 |
| 37 | +73% | 与资本化租赁合同挂钩的资本支出 (g) |
| 124 |
| 73 |
| +70% | ||
1 | 1 | 4 | -75% | 与碳信用额相关的支出 (h) | 2 | 4 | -50% | |||||||
4,473 |
| 6,362 |
| 4,982 | -10% | 用于投资活动的现金流 |
| 10,835 |
| 7,360 |
| +47% |
* | 可再生能源项目的债务变化（TotalEnergies股份和合作伙伴份额）。 |
现金流
|
|
| 2Q23 |
|
|
|
| 1H23 | ||||||
对 | 对 | |||||||||||||
2Q23 | 1Q23 | 2Q22 | 2Q22 | 以百万美元计 | 1H23 | 1H22 | 1H22 | |||||||
9,900 |
| 5,133 |
| 16,284 | -39% | 经营活动产生的现金流 |
| 15,033 |
| 23,901 |
| -37% | ||
1,720 |
| (3,989) |
| 2,161 | -20% | 减去营运资金（增加）减少额** |
| (2,269) |
| (2,614) |
| ns | ||
(252) |
| (502) |
| 1,151 | ns | 库存效应降低 |
| (754) |
| 2,406 |
| ns | ||
(35) |
| (3) |
| (23) | ns | 减少可再生能源项目销售产生的资本收益 |
| (38) |
| (25) |
| ns | ||
(18) |
| 6 |
| (238) | ns | 减去股权关联公司偿还的自然贷款 |
| (12) |
| (725) |
| ns | ||
8,485 |
| 9,621 |
| 13,233 | -36% | 营运资金变动前的运营现金流 (a) * |
| 18,106 |
| 24,859 |
| -27% | ||
(112) |
| (153) |
| (399) | ns | 财务费用 |
| (265) |
| (767) |
| ns | ||
8,596 |
| 9,774 |
| 13,631 | -37% | 营运资金变动前的运营现金流（不包括财务费用）（DACF） |
| 18,371 |
| 25,626 |
| -28% | ||
4,271 |
| 3,433 |
| 2,819 | +51% | 有机投资 (b) |
| 7,704 |
| 4,800 |
| +60% | ||
4,214 |
| 6,188 |
| 10,414 | -60% | 扣除有机投资后的自由现金流，不包括净资产出售 (a-b) |
| 10,402 |
| 20,059 |
| -48% | ||
4,591 |
| 6,420 |
| 4,895 | -6% | 投资净额 (c) |
| 11,011 |
| 7,798 |
| +41% | ||
3,894 |
| 3,201 |
| 8,338 | -53% | 净现金流量 (a-c) |
| 7,095 |
| 17,061 |
| -58% |
| * | 营运资金变动前的运营现金流定义为按重置成本计算的营运资金变动之前的运营活动现金流，不包括综合液化天然气和综合电力行业合同的按市值计价的影响，包括出售可再生能源项目的资本收益。重报了历史数据，以抵消综合液化天然气和综合电力行业合约公允估值的影响。 |
** | 列报了营运资金的变化，不包括综合液化天然气和综合电力行业合同的按市值计价的影响。 |
27
按细分市场划分的现金流
勘探与生产部门
以百万美元计 |
| 2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 1H23 |
| 1H22 |
经营活动产生的现金流 |
| 4,047 |
| 4,536 |
| 8,768 |
| 8,583 |
| 14,536 |
减去营运资金（增加）减少额 |
| (317) |
| (371) |
| 1,384 |
| (688) |
| (127) |
库存效应降低 |
| – |
| – |
| – |
| – |
| – |
减少可再生能源项目销售产生的资本收益 |
| – |
| – |
| – |
| – |
| – |
减去股权关联公司偿还的自然贷款 |
| – |
| – |
| 1 |
| – |
| (23) |
= 营运资金变动前的运营现金流，不包括与租赁相关的财务费用（DACF） |
| 4,364 |
| 4,907 |
| 7,383 |
| 9,271 |
| 14,686 |
一体化液化天然气部门
以百万美元计 |
| 2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 1H23 |
| 1H22 |
经营活动产生的现金流 |
| 1,332 |
| 3,536 |
| 3,802 |
| 4,868 |
| 6,021 |
减去（增加）营运资金减少额* |
| (469) |
| 1,456 |
| 1,926 |
| 987 |
| 2,120 |
库存效应降低 |
| – |
| – |
| – |
| – |
| – |
减少可再生能源项目销售产生的资本收益 |
| – |
| – |
| – |
| – |
| – |
减去股权关联公司偿还的自然贷款 |
| – |
| (1) |
| (236) |
| (1) |
| (703) |
= 营运资金变动前的运营现金流，不包括与租赁相关的财务费用（DACF） |
| 1,801 |
| 2,081 |
| 2,112 |
| 3,882 |
| 4,604 |
* 列报的营运资金变化不包括综合液化天然气和综合电力行业合同的按市值计价的影响。
集成电源段
以百万美元计 |
| 2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 1H23 |
| 1H22 |
经营活动产生的现金流 |
| 2,284 |
| (1,285) |
| 168 |
| 999 |
| (1,736) |
减去（增加）营运资金减少额* |
| 1,844 |
| (1,715) |
| (57) |
| 129 |
| (2,052) |
库存效应降低 |
| – |
| – |
| – |
| – |
| – |
减少可再生能源项目销售产生的资本收益 |
| (35) |
| (3) |
| (23) |
| (38) |
| (25) |
减去股权关联公司偿还的自然贷款 |
| (16) |
| (7) |
| – |
| (23) |
| – |
= 营运资金变动前的运营现金流，不包括与租赁相关的财务费用（DACF） |
| 491 |
| 440 |
| 248 |
| 931 |
| 341 |
* 列报的营运资金变化不包括综合液化天然气和综合电力行业合同的按市值计价的影响。
炼油与化工板块
以百万美元计 |
| 2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 1H23 |
| 1H22 |
经营活动产生的现金流 |
| 1,923 |
| (851) |
| 3,526 |
| 1,072 |
| 4,633 |
减去营运资金（增加）减少额 |
| 788 |
| (2,183) |
| (209) |
| (1,395) |
| (1,486) |
库存效应降低 |
| (192) |
| (415) |
| 775 |
| (607) |
| 1,722 |
减少可再生能源项目销售产生的资本收益 |
| – |
| – |
| – |
| – |
| – |
减去股权关联公司偿还的自然贷款 |
| (2) |
| 14 |
| (3) |
| 12 |
| 1 |
= 营运资金变动前的运营现金流，不包括与租赁相关的财务费用（DACF） |
| 1,329 |
| 1,733 |
| 2,963 |
| 3,062 |
| 4,396 |
营销与服务部门
以百万美元计 |
| 2Q23 |
| 1Q23 |
| 2Q22 |
| 1H23 |
| 1H22 |
经营活动产生的现金流 |
| 665 |
| (673) |
| 580 |
| (8) |
| 1,478 |
减去营运资金（增加）减少额 |
| (31) |
| (1,042) |
| (381) |
| (1,073) |
| (254) |
库存效应降低 |
| (60) |
| (87) |
| 376 |
| (147) |
| 684 |
减少可再生能源项目销售产生的资本收益 |
| – |
| – |
| – |
| – |
| – |
减去股权关联公司偿还的自然贷款 |
| – |
| – |
| – |
| – |
| – |
= 营运资金变动前的运营现金流，不包括与租赁相关的财务费用（DACF） |
| 756 |
| 456 |
| 585 |
| 1,212 |
| 1,048 |
28
传动装置14比率
以百万美元计 |
| 06/30/2023 | 03/31/2023 | 06/30/2022 | ||
目前的借款 (1) |
| 13,980 | 16,280 | 14,589 | ||
其他流动金融负债 |
| 443 | 597 | 401 | ||
流动金融资产 (1),(2) | (6,397) | (7,223) | (7,697) | |||
归类为待售的净金融资产 (1) |
| (41) | (38) | (14) | ||
非流动金融债务 (1) |
| 33,387 | 34,820 | 39,233 | ||
非流动金融资产 (1) |
| (1,264) | (1,101) | (692) | ||
现金和现金等价物 |
| (25,572) | (27,985) | (32,848) | ||
净负债 (a) |
| 14,536 | 15,350 | 12,972 | ||
股东权益——道达尔能源的股份 |
| 113,682 | 115,581 | 116,688 | ||
非控股权益 |
| 2,770 | 2,863 | 3,309 | ||
股东权益 (b) |
| 116,452 | 118,444 | 119,997 | ||
净负债与资本比率 = a/(a+b) |
| 11.1% | 11.5% | 9.8% | ||
租赁 (c) | 8,090 | 8,131 | 7,963 | |||
净债务与资本的比率，包括租赁 (a+c)/(a+b+c) |
| 16.3% | 16.5% | 14.9% |
(1) 不包括租赁应收账款和租赁债务。
(2) 包括作为公司在有组织市场活动的一部分而持有的初始利润。
平均使用资本回报率（ROACE）15
截至2023年6月30日的十二个月
探索和 | 已集成 | 炼油和 | 市场营销 | |||||||||
以百万美元计 |
| 制作 |
| 综合液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| & 服务 |
| 公司 |
调整后的净营业收入 |
| 12,747 |
| 9,223 |
| 1,537 |
| 6,044 |
| 1,541 |
| 30,776 |
2022 年 6 月 30 日已用资本* |
| 70,248 |
| 41,606 |
| 12,568 |
| 7,958 |
| 7,475 |
| 137,035 |
2023 年 6 月 30 日已用资本* |
| 68,530 |
| 34,598 |
| 17,804 |
| 9,698 |
| 8,796 |
| 137,372 |
咆哮15 |
| 18.4% | 24.2% |
| 10.1% | 68.5% | 18.9% | 22.4% |
* 按重置成本计算（不包括税后库存影响）。
截至 2023 年 3 月 31 日的十二个月
探索和 | 已集成 | 炼油和 | 市场营销 | |||||||||
以百万美元计 |
| 制作 |
| 综合液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| & 服务 |
| 公司 |
调整后的净营业收入 |
| 15,117 |
| 10,108 |
| 1,427 |
| 7,800 |
| 1,558 |
| 35,712 |
2022 年 3 月 31 日已用资本* |
| 71,518 |
| 44,803 |
| 9,937 |
| 8,847 |
| 7,751 |
| 141,853 |
截至 2023 年 3 月 31 日已用资本* |
| 67,658 |
| 34,183 |
| 18,982 |
| 10,115 |
| 8,811 |
| 139,830 |
咆哮15 |
| 21.7% | 25.6% |
| 9.9% | 82.3% | 18.8% | 25.4% |
* | 按重置成本（不包括税后库存影响）计算。 |
14 资产负债是一项非公认会计准则衡量标准。的定义 传动装置可在本展览第 31 页的 “词汇表” 中找到。
15平均资本使用回报率（ROACE）是一项非公认会计准则衡量标准。平均使用资本回报率（ROACE）的定义可在本展览第 31 页的 “词汇表” 中找到。
29
ROACE 的和解
在截至年底的2023年6月30日 |
| 在截至年底的2023年6月30日 |
(M$) |
| (M$) |
2022年第三季度调整后的净营业收入 |
| 10,313 |
2022年第四季度调整后的净营业收入 |
| 8,213 |
2023年第一季度调整后的净营业收入 |
| 6,916 |
2023年第二季度调整后的净营业收入 |
| 5,334 |
调整后的净营业收入 |
| 30,776 |
截至2022年6月30日的资产负债表 |
|
|
不动产、厂房和设备，无形资产，净额 |
| 138,474 |
对股权关联公司的投资和贷款 |
| 28,210 |
其他非流动资产 |
| 9,196 |
营运资金 |
| 2,693 |
准备金和其他非流动负债 |
| (37,883) |
归类为待售资产和负债 |
| 243 |
已用资本（资产负债表） |
| 140,932 |
库存估值影响较小 |
| (3,897) |
已用资本（业务部门信息） |
| 137,035 |
截至2023年6月30日的资产负债表 |
|
|
不动产、厂房和设备，无形资产，净额 |
| 135,891 |
对股权关联公司的投资和贷款 |
| 30,425 |
其他非流动资产 |
| 7,412 |
营运资金 |
| (7,401) |
准备金和其他非流动负债 |
| (34,404) |
归类为待售资产和负债 |
| 7,157 |
已用资本（资产负债表） |
| 139,080 |
库存估值影响较小 |
| (1,708) |
已用资本（业务部门信息） |
| 137,372 |
ROACE 的百分比 |
| 22.4% |
截至2023年3月31日的年度 |
| 截至2023年3月31日的年度 |
(M$) |
| (M$) |
2022年第二季度调整后的净营业收入 |
| 10,270 |
2022年第三季度调整后的净营业收入 |
| 10,313 |
2022年第四季度调整后的净营业收入 |
| 8,213 |
2023年第一季度调整后的净营业收入 |
| 6,916 |
调整后的净营业收入 |
| 35,712 |
截至2022年3月31日的资产负债表 |
|
|
不动产、厂房和设备，无形资产，净额 |
| 136,954 |
对股权关联公司的投资和贷款 |
| 29,334 |
其他非流动资产 |
| 9,822 |
营运资金 |
| 3,591 |
准备金和其他非流动负债 |
| (35,540) |
归类为待售资产和负债 |
| 775 |
已用资本（资产负债表） |
| 144,936 |
库存估值影响较小 |
| (3,083) |
已用资本（业务部门信息） |
| 141,853 |
截至2023年3月31日的资产负债表 |
| |
不动产、厂房和设备，无形资产，净额 |
| 140,733 |
对股权关联公司的投资和贷款 |
| 29,997 |
其他非流动资产 |
| 8,690 |
营运资金 |
| (3,547) |
准备金和其他非流动负债 |
| (34,410) |
归类为待售资产和负债 |
| 463 |
已用资本（资产负债表） |
| 141,926 |
库存估值影响较小 |
| (2,096) |
已用资本（业务部门信息） |
| 139,830 |
ROACE 的百分比 |
| 25.4% |
30
词汇表
调整后的息税折旧摊销前利润（扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益）是一项非公认会计准则财务指标，其最直接可比的国际财务报告准则指标是净收益。它是指在有形和无形资产以及矿产权益的折旧、耗尽和减值前的调整后收益、所得税支出和净负债成本，即所有营业收入和股权关联公司对净收入的贡献。该指标可以成为决策者、分析师和股东衡量和比较公司与公用事业公司的盈利能力的宝贵工具。
调整后的净收入是非公认会计准则财务指标，其最直接可比的《国际财务报告准则》指标是净收入。调整后的净收入是指净收入减去净收入调整项目。调整项目包括库存估值影响、公允价值变动的影响和特殊项目。该指标可以成为决策者、分析师和股东评估公司经营业绩并通过消除非运营业绩和特殊项目影响来了解其经营趋势的宝贵工具。
调整后的净营业收入是一项非公认会计准则财务指标，其最直接可比的《国际财务报告准则》指标是净收入。调整后的净营业收入是指净营业收入减去调整项目。净营业收入是指扣除净负债净成本前的净收入，即扣除其税收影响的净负债成本。该指标可以通过消除非运营业绩和特殊项目的影响，成为决策者、分析师和股东评估公司经营业绩和了解其运营趋势的宝贵工具，并用于评估已用资本回报率（ROACE），如下所述。
调整后的营业收入是一项非公认会计准则财务指标，其最具可比性的国际财务报告准则指标是营业收入。调整后的营业收入是指营业收入减去调整项目。营业收入是指扣除股权关联公司和其他项目的净收入（亏损）和净营业收入税前的净营业收入。通过消除非经营业绩和特殊项目的影响，该指标可以成为决策者、分析师和股东评估公司经营业绩并了解其经营趋势的宝贵工具。
债务调整后现金流（DACF）是一项非公认会计准则财务指标，其最直接可比的国际财务报告准则指标是经营活动产生的现金流。DACF的定义是营运资金变动之前的运营现金流，不包括财务费用。该指标可以成为决策者、分析师和股东的宝贵工具，因为它与公司理论上可用于投资、偿还债务和向股东分配的资金相对应，因此便于将公司的经营业绩与其他注册人的经营业绩进行比较，不受资本结构和营运资金要求的影响。除特殊情况外，DACF在细分市场层面不包括财务费用，但与租赁相关的费用除外。该子指标可以成为决策者、分析师和股东的宝贵工具，因为它对应于我们排除财务费用后该细分市场在理论上产生的资金，但与租赁相关的费用除外。
扣除有机投资后的自由现金流，不含净资产出售是一项非公认会计准则财务指标，其最直接可比的《国际财务报告准则》衡量标准是经营活动产生的现金流。扣除有机投资后的自由现金流，不含净资产销售额是指营运资金变动前的运营现金流减去有机投资。有机投资是指净投资，不包括收购、资产出售和其他与非控股权益的交易。对于决策者、分析师和股东来说，该指标可以成为宝贵的工具，因为它说明了企业后为有机投资分配现金所产生的运营现金流。
资产负债是一种非公认会计准则财务指标，其最直接可比的《国际财务报告准则》衡量标准是金融负债总额与总权益的比率。资产负债是净负债与资本的比率，其计算方法是净负债（不包括租赁）与权益+净负债（不包括租赁）的比率。该指标可以成为决策者、分析师和股东评估公司资产负债表实力的宝贵工具。
净现金流是一项非公认会计准则财务指标，其最直接可比的《国际财务报告准则》指标是经营活动产生的现金流。净现金流是指营运资金变动前的运营现金流减去净投资。净投资是一项非公认会计准则财务指标，其最直接可比的《国际财务报告准则》指标是投资活动中使用的现金流。净投资是指用于投资活动的现金流，包括与非控股权益的其他交易，包括可再生能源项目融资产生的债务变化，包括与碳信用相关的支出，不包括股权关联公司的有机贷款还款，不包括与资本化租赁合同相关的资本支出。对于决策者、分析师和股东来说，净现金流可以成为宝贵的工具，因为它说明了公司运营在为有机投资和净收购（收购——资产出售——其他拥有非控股权益的业务）分配现金后产生的现金流。该绩效指标对应于可用于偿还债务和将现金分配给股东分配或股票回购的现金流。
31
营运资金变动前的运营现金流是一项非公认会计准则财务指标，其最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是经营活动产生的现金流。营运资金变动前的运营现金流定义为按重置成本计算的营运资金变动之前的运营活动现金流，不包括综合天然气和综合电力合同的按市值计价的影响，包括可再生能源项目销售的资本收益，包括股权关联公司的有机贷款还款。对于决策者、分析师和股东来说，该指标可以成为帮助了解经营活动现金流变化的宝贵工具，不包括不同时期营运资金变化的影响，并与同行公司的业绩相结合，这种方式与公司根据公认会计原则编制的业绩结合起来看，可以更全面地了解影响公司业务和业绩的因素和趋势。公司使用该绩效指标作为其现金流分配的基础，尤其是用于指导分配给股东的现金流份额。
平均资本使用回报率（ROACE）是一项非公认会计准则财务指标，其最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是期初和期末之间净营业收入与平均使用资本的比率。ROACE是调整后的净营业收入与期初和期末之间按重置成本计算的平均资本的比率。该指标可以成为决策者、分析师和股东衡量公司业务运营中使用的资本盈利能力的宝贵工具，公司使用该指标将其内部和外部业绩与同行进行基准评估。
主要指标
|
|
| 2Q23 |
| 1Q23 |
| 4Q22 |
| 3Q22 |
| 2Q22 | |
€/$ |
| 1.08 |
| 1.07 |
| 1.02 |
| 1.01 |
| 1.06 | ||
布伦特 |
| ($/b) |
| 78.1 |
| 81.2 |
| 88.8 |
| 100.8 |
| 113.9 |
液体平均价格* |
| ($/b) |
| 72.0 |
| 73.4 |
| 80.6 |
| 93.6 |
| 102.9 |
平均汽油价格* (1) |
| ($/mbtu) |
| 5.98 |
| 8.89 |
| 12.74 |
| 16.83 |
| 11.01 |
液化天然气平均价格** (1) |
| ($/mbtu) |
| 9.84 |
| 13.27 |
| 14.83 |
| 21.51 |
| 13.96 |
可变成本利润率，欧洲炼油*** |
| ($/t) |
| 42.7 |
| 87.8 |
| 73.6 |
| 99.2 |
| 145.7 |
* | 合并关联公司的销售额（美元）/销量。 |
** | 合并关联公司和权益关联公司的销售额（美元）/销量。 |
(1) | 未考虑天然气和液化天然气交易活动，预计与2021年第三季度相比，这些交易活动的业绩将大幅提高，从而抓住了在当前高天然气现货价格环境中大型液化天然气交易组合产生的优化机会。 |
*** | 该指标代表TotalEnergies欧洲炼油业务实现的可变成本的平均利润率（等于TotalEnergies欧洲炼油实现的精炼产品销售额与原油购买量之间的差额以及相关的可变成本，除以炼油厂的吨吞吐量）。 |
免责声明：数据基于TotalEnergies的报告，未经审计。
32
合并收益表
总能量
（未经审计）
| 2和25美分硬币 |
| 1st25美分硬币 |
| 2和25美分硬币 | |
(M$)(a) | 2023 | 2023 | 2022 | |||
销售 | | | | |||
消费税 | ( | ( | ( | |||
销售收入 | | | | |||
扣除库存变动后的采购 | ( | ( | ( | |||
其他运营费用 | ( | ( | ( | |||
勘探成本 | ( | ( | ( | |||
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 | ( | ( | ( | |||
其他收入 | | | | |||
其他费用 | ( | ( | ( | |||
债务的财务利息 | ( | ( | ( | |||
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 | | | | |||
净负债成本 | ( | ( | ( | |||
其他财务收入 | | | | |||
其他财务费用 | ( | ( | ( | |||
来自股权关联公司的净收益（亏损） | | | ( | |||
所得税 | ( | ( | ( | |||
合并净收益 | | | | |||
总能源份额 | | | | |||
非控股权益 | | | | |||
每股收益 ($) | | | | |||
全面摊薄后每股收益 (美元) | | | |
(a) 每股金额除外。
33
综合收益综合表
总能量
（未经审计）
| 2和25美分硬币 |
| 1st25美分硬币 |
| 2和25美分硬币 | |
(M$) | 2023 | 2023 | 2022 | |||
合并净收益 | | | | |||
其他综合收入 |
| |||||
精算收益和亏损 | | | | |||
股票工具投资公允价值的变化 | ( | | ( | |||
税收影响 | ( | ( | ( | |||
母公司生成的货币折算调整 | ( | | ( | |||
不可重新归类为损益的项目 | | | ( | |||
货币折算调整 | ( | ( | | |||
现金流对冲 | | | | |||
外币基差的变化 | | ( | | |||
股权关联公司其他综合收益的份额，净额 | | ( | | |||
其他 | ( | | ( | |||
税收影响 | ( | ( | ( | |||
可能重新归类为损益的项目 | | ( | | |||
其他综合收益总额（净额） | | | | |||
综合收入 | | | | |||
总能源份额 | | | | |||
非控股权益 | | | |
34
合并收益表
总能量
（未经审计）
| 1st一半 |
| 1st一半 | |
(M$)(a) | 2023 | 2022 | ||
销售 | | | ||
消费税 | ( | ( | ||
销售收入 | | | ||
扣除库存变动后的采购 | ( | ( | ||
其他运营费用 | ( | ( | ||
勘探成本 | ( | ( | ||
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 | ( | ( | ||
其他收入 | | | ||
其他费用 | ( | ( | ||
债务的财务利息 | ( | ( | ||
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 | | | ||
净负债成本 | ( | ( | ||
其他财务收入 | | | ||
其他财务费用 | ( | ( | ||
来自股权关联公司的净收益（亏损） | | ( | ||
所得税 | ( | ( | ||
合并净收益 | | | ||
总能源份额 | | | ||
非控股权益 | | | ||
每股收益 ($) | | | ||
全面摊薄后每股收益 (美元) | | |
(a) 每股金额除外。
35
综合收益综合表
总能量
（未经审计）
| 1st一半 |
| 1st一半 | |
(M$) | 2023 | 2022 | ||
合并净收益 | | | ||
其他综合收入 | ||||
精算收益和亏损 | | | ||
股票工具投资公允价值的变化 | | ( | ||
税收影响 | ( | ( | ||
母公司生成的货币折算调整 | | ( | ||
不可重新归类为损益的项目 | | ( | ||
货币折算调整 | ( | | ||
现金流对冲 | | | ||
外币基差的变化 | | | ||
股权关联公司其他综合收益的份额，净额 | ( | | ||
其他 | ( | ( | ||
税收影响 | ( | ( | ||
可能重新归类为损益的项目 | | | ||
其他综合收益总额（净额） | | | ||
综合收入 | | | ||
总能源份额 | | | ||
非控股权益 | | |
36
合并资产负债表
总能量
| 6月30日 |
| 3月31日 |
| 十二月三十一日 |
| 6月30日 | |
2023 | 2023 | 2022 | 2022 | |||||
(M$) | （未经审计） | （未经审计） | （未经审计） | |||||
资产 |
|
|
|
| ||||
非流动资产 |
|
|
|
|
|
|
|
|
无形资产，净额 |
| |
| |
| |
| |
不动产、厂房和设备，净额 |
| |
| |
| |
| |
股权关联公司：投资和贷款 |
| |
| |
| |
| |
其他投资 |
| |
| |
| |
| |
非流动金融资产 |
| |
| |
| |
| |
递延所得税 |
| |
| |
| |
| |
其他非流动资产 |
| |
| |
| |
| |
非流动资产总额 |
| |
| |
| |
| |
流动资产 |
|
|
|
|
|
| ||
库存，净额 |
| |
| |
| |
| |
应收账款，净额 |
| |
| |
| |
| |
其他流动资产 |
| |
| |
| |
| |
流动金融资产 |
| |
| |
| |
| |
现金和现金等价物 |
| |
| |
| |
| |
归类为待售资产 |
| |
| |
| |
| |
流动资产总额 |
| |
| |
| |
| |
总资产 |
| |
| |
| |
| |
负债和股东权益 |
|
|
|
|
|
| ||
股东权益 |
|
|
|
|
|
| ||
普通股 |
| |
| |
| |
| |
实收盈余和留存收益 |
| |
| |
| |
| |
货币折算调整 |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
库存股 |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
股东权益总额——道达尔能源的份额 |
| |
| |
| |
| |
非控股权益 |
| |
| |
| |
| |
股东权益总额 |
| |
| |
| |
| |
非流动负债 |
|
|
|
|
|
| ||
递延所得税 |
| |
| |
| |
| |
雇员福利 |
| |
| |
| |
| |
准备金和其他非流动负债 |
| |
| |
| |
| |
非流动金融债务 |
| |
| |
| |
| |
非流动负债总额 |
| |
| |
| |
| |
流动负债 |
|
|
|
| ||||
应付账款 |
| |
| |
| |
| |
其他债权人和应计负债 |
| |
| |
| |
| |
当期借款 |
| |
| |
| |
| |
其他流动金融负债 |
| |
| |
| |
| |
与归类为待售资产直接相关的负债 |
| |
| |
| |
| |
流动负债总额 |
| |
| |
| |
| |
负债和股东权益总额 |
| |
| |
| |
| |
37
合并现金流量表
总能量
（未经审计）
| 2和25美分硬币 |
| 1st25美分硬币 |
| 2和25美分硬币 | |
(M$) | 2023 | 2023 | 2022 | |||
来自经营活动的现金流 |
|
|
| |||
合并净收益 | | | | |||
折旧、损耗、摊销和减值 | | | | |||
非流动负债、估值补贴和递延税 | | | | |||
资产处置的 (收益) 损失 | ( | ( | ( | |||
未分配关联公司的股权收益 | | ( | | |||
营运资金（增加）减少 | | ( | | |||
其他变动，净额 | | | | |||
经营活动产生的现金流 | | | | |||
用于投资活动的现金流 |
| |||||
无形资产和不动产、厂房和设备增设 | ( | ( | ( | |||
收购子公司，扣除收购的现金 | ( | ( | ( | |||
对股权关联公司和其他证券的投资 | ( | ( | ( | |||
非流动贷款增加 | ( | ( | ( | |||
支出总额 | ( | ( | ( | |||
处置无形资产和不动产、厂房和设备所得收益 | | | | |||
出售子公司的收益，扣除出售的现金 | | | | |||
处置非流动投资的收益 | | | | |||
偿还非流动贷款 | | | | |||
撤资总额 | | | | |||
用于投资活动的现金流 | ( | ( | ( | |||
用于融资活动的现金流 |
| |||||
股票发行（偿还）： |
| |||||
-母公司股东 | | - | | |||
-国库股 | ( | ( | ( | |||
已支付的股息： | ||||||
-母公司股东 | ( | ( | ( | |||
-非控股权益 | ( | ( | ( | |||
永久次级票据的净发行（还款） | ( | - | ( | |||
永久次级票据的付款 | ( | ( | ( | |||
其他涉及非控股权益的交易 | ( | ( | ( | |||
非流动债务的净发行（偿还） | ( | | | |||
当前借款增加（减少） | ( | ( | ( | |||
流动金融资产和负债增加（减少） | | | ( | |||
来自（用于）融资活动的现金流 | ( | ( | ( | |||
现金和现金等价物的净增加（减少） | ( | ( | | |||
汇率的影响 | | | ( | |||
期初的现金和现金等价物 | | | | |||
期末的现金和现金等价物 | | | |
38
合并现金流量表
总能量
（未经审计）
| 1st一半 |
| 1st一半 | |
(M$) | 2023 | 2022 | ||
来自经营活动的现金流 |
|
| ||
合并净收益 | | | ||
折旧、损耗、摊销和减值 | | | ||
非流动负债、估值补贴和递延税 | | | ||
资产处置的 (收益) 损失 | ( | ( | ||
未分配关联公司的股权收益 | | | ||
营运资金（增加）减少 | ( | ( | ||
其他变动，净额 | | | ||
经营活动产生的现金流 | | | ||
用于投资活动的现金流 |
|
| ||
无形资产和不动产、厂房和设备增设 | ( | ( | ||
收购子公司，扣除收购的现金 | ( | ( | ||
对股权关联公司和其他证券的投资 | ( | ( | ||
非流动贷款增加 | ( | ( | ||
支出总额 | ( | ( | ||
处置无形资产和不动产、厂房和设备所得收益 | | | ||
出售子公司的收益，扣除出售的现金 | | | ||
处置非流动投资的收益 | | | ||
偿还非流动贷款 | | | ||
撤资总额 | | | ||
用于投资活动的现金流 | ( | ( | ||
用于融资活动的现金流 |
|
| ||
股票发行（偿还）： |
|
| ||
-母公司股东 | | | ||
-国库股 | ( | ( | ||
已支付的股息： | ||||
-母公司股东 | ( | ( | ||
-非控股权益 | ( | ( | ||
永久次级票据的净发行（还款） | ( | - | ||
永久次级票据的付款 | ( | ( | ||
其他涉及非控股权益的交易 | ( | ( | ||
非流动债务的净发行（偿还） | | | ||
当前借款增加（减少） | ( | ( | ||
流动金融资产和负债增加（减少） | | | ||
来自（用于）融资活动的现金流 | ( | ( | ||
现金和现金等价物的净增加（减少） | ( | | ||
汇率的影响 | | ( | ||
期初的现金和现金等价物 | | | ||
期末的现金和现金等价物 | | |
39
合并股东权益变动表
总能量
（未经审计）
付费 | 股东 | |||||||||||||||||
剩余和 | 货币 | 股权- | 非- | 总计 | ||||||||||||||
已发行普通股 | 保留 | 翻译 | 库存股 | 总能量 | 控制 | 股东们 | ||||||||||||
(M$) |
| 数字 |
| 金额 |
| 收入 |
| 调整 |
| 数字 |
| 金额 |
| 分享 |
| 利益 |
| 公正 |
截至2022年1月1日 | |
| | | ( | ( |
| ( | | | | |||||||
2022年上半年的净收入 | - |
| - | | - | - |
| - | | | | |||||||
其他综合收入 | - |
| - | | ( | - |
| - | | ( | | |||||||
综合收入 | - |
| - | | ( | - |
| - | | | | |||||||
分红 | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | ( | ( | |||||||
普通股的发行 | |
| | | - | - |
| - | | - | | |||||||
购买库存股 | - |
| - | - | - | ( |
| ( | ( | - | ( | |||||||
出售库存股(a) | - |
| - | ( | - | |
| | - | - | - | |||||||
基于股份的支付 | - |
| - | | - | - |
| - | | - | | |||||||
取消共享 | ( |
| ( | ( | - | |
| | - | - | - | |||||||
永久次级票据的净发行（还款） | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | - | ( | |||||||
永久次级票据的付款 | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | - | ( | |||||||
其他具有非控股权益的业务 | - |
| - | | — | - |
| - | | ( | ( | |||||||
其他物品 | - |
| - | ( | — | - |
| - | ( | | ( | |||||||
截至2022年6月30日 | |
| | | ( | ( |
| ( | | | | |||||||
2022年下半年的净收入 | - |
| - | | - | - |
| - | | | | |||||||
其他综合收入 | - |
| - | ( | | - |
| - | ( | | ( | |||||||
综合收入 | - |
| - | | | - |
| - | | | | |||||||
分红 | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | ( | ( | |||||||
普通股的发行 | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | - | ( | |||||||
购买库存股 | - |
| - | - | - | ( |
| ( | ( | - | ( | |||||||
出售库存股(a) | - |
| - | ( | - | |
| | - | - | - | |||||||
基于股份的支付 | - |
| - | | - | - |
| - | | - | | |||||||
取消共享 | - |
| - | - | - | - |
| - | - | - | - | |||||||
永久次级票据的净发行（还款） | - |
| - | - | - | - |
| - | - | - | - | |||||||
永久次级票据的付款 | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | - | ( | |||||||
其他具有非控股权益的业务 | - |
| - | | | - |
| - | | | | |||||||
其他物品 | - |
| - | | - | - |
| - | | ( | ( | |||||||
截至2022年12月31日 | |
| | | ( | ( |
| ( | | | | |||||||
2023年上半年的净收入 | - |
| - | | - | - |
| - | | | | |||||||
其他综合收入 | - |
| - | | | - |
| - | | ( | | |||||||
综合收入 | - |
| - | | | - |
| - | | | | |||||||
分红 | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | ( | ( | |||||||
普通股的发行 | |
| | | - | - |
| - | | - | | |||||||
购买库存股 | - |
| - | - | - | ( |
| ( | ( | - | ( | |||||||
出售库存股(a) | - |
| - | ( | - | |
| | - | - | - | |||||||
基于股份的支付 | - |
| - | | - | - |
| - | | - | | |||||||
取消共享 | ( |
| ( | ( | - | |
| | - | - | - | |||||||
永久次级票据的净发行（还款） | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | - | ( | |||||||
永久次级票据的付款 | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | - | ( | |||||||
其他具有非控股权益的业务 | - |
| - | | ( | - |
| - | | ( | ( | |||||||
其他物品 | - |
| - | ( | - | - |
| - | ( | - | ( | |||||||
截至2023年6月30日 | |
| | | ( | ( |
| ( | | | | |||||||
(a)
40
总能量
合并财务报表附注
在 2023 年的前六个月里
（未经审计）
1) 编制合并财务报表的依据
这个 合并财务报表是根据欧盟通过的《国际财务报告准则》(IFRS) 和国际会计准则理事会 (IASB) 发布的《国际财务报告准则》编制的。
截至2023年6月30日，TotalEnergies SE及其子公司（公司）的中期合并财务报表以美元列报，是根据国际会计准则（IAS）第34号 “中期财务报告” 编制的。
适用于2023年6月30日合并财务报表的会计原则与截至2022年12月31日的财务报表所用的会计原则一致。
根据国际财务报告准则编制截至2023年6月30日的收盘财务报表，要求总管理层做出影响合并财务报表及其附注中报告的信息的估计、假设和判断。
这些估计、假设和判断是根据历史经验和在编制财务报表之日被认为合理的其他因素作出的。它们由总管理层持续审查，因此可以根据情况的变化或新的信息进行修订。
主要的估计、判断和假设涉及在石油和天然气活动、资产减值、雇员福利、资产退休义务和所得税方面应用成功努力方法估算碳氢化合物储量。截至2022年12月31日的合并财务报表附注中描述了这些估计和假设。
截至2022年12月31日的合并财务报表受到俄乌冲突的影响。除与亚马尔液化天然气有关的资产外，俄罗斯的资产已完全贬值。截至2023年6月30日，在没有任何新事件的情况下，资产估值中考虑的评估和判断仍然有效。
不同的估计、假设和判断可能会对所报告的信息产生重大影响，实际结果可能与合并财务报表及其附注中包含的金额有所不同。
此外，当任何会计准则或解释都没有涉及特定交易的会计处理时，公司总管理层会运用其判断来定义和适用会计政策，这些政策提供与国际财务报告准则一般概念一致的信息：忠实表现、相关性和重要性。
2) 公司结构变动
2.1) 主要收购和撤资
| Ø | 勘探与生产 |
| ● | 2023年3月，TotalEnergies与CEPSA签署了一项协议，收购CEPSA在阿拉伯联合酋长国的上游资产，生效日期为2023年1月1日。要收购的资产是： |
| o | a |
SARB 和 Umm Lulu 的特许权包括
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| o | a |
穆巴拉兹特许权包括
SARB和Umm Lulu的交易已于2023年3月15日完成。在Cosmo决定根据协议条款于2023年4月21日对拟议交易行使优先拒绝权之后，Mubarraz的交易尚未完成。
| Ø | 综合液化天然气 |
| ● | 2022年6月12日，在征求有关North Field East（NFE）液化天然气项目合作伙伴选择的提案后，TotalEnergies 获得了 |
| Ø | 集成电源 |
| ● | 2022年10月26日，TotalEnergies和巴西领先的可再生能源开发商Casa dos Ventos（CDV）宣布创建 |
2.2) 主要业务合并
| Ø | 勘探与生产 |
| ● | 收购SARB和Umm Lulu海上特许权的参与权益 |
根据国际财务报告准则第3号 “业务合并”，TotalEnergies正在根据现有信息评估可识别的收购资产、负债和或有负债的公允价值。收购后的第二季度已经完成了初步的收购价格分配，该评估将在收购之日后的12个月内完成。
2.3) 撤资项目
| Ø | 勘探与生产 |
2023年4月27日，TotalEnergies宣布与Suncor Energy Inc.签署协议，出售TotalEnergies EP Canada Ltd的全部股份，代价包括
1商业运营日期
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2023年5月26日，康菲石油公司已通知TotalEnergies，它正在行使其优先购买权
康菲石油公司行使抢占权后，TotalEnergies和Suncor继续讨论出售TotalEnergies EP Canada Ltd股票的问题，包括Fort Hills的营运权益和相关的物流。
截至2023年6月30日，资产和负债已在合并资产负债表中分别归类为 “归类为待售资产”，金额为美元
| Ø | 营销与服务 |
2023年3月16日，TotalEnergies和Alimentation Couche-Tard签署了涵盖TotalEnergies在四个欧洲国家的零售网络的协议。作为该协议的一部分，TotalEnergies将与比利时和卢森堡的Couche-Tard联手，转移其在德国和荷兰的网络。
此计划中的交易基于企业价值为
截至2023年6月30日，资产和负债已在合并资产负债表中分别归类为 “归类为待售资产”，金额为美元
3) 业务部门信息
业务板块的描述
各业务部门的财务信息是根据内部报告制度报告的，显示用于管理和衡量TotalEnergies业绩的内部分部信息，这些信息由公司的主要运营决策机构，即执行委员会进行审查。
在合并和分部间调整之前，营业利润和资产按业务部门细分。
业务部门之间的销售价格接近市场价格。
液化天然气和电力综合价值链的盈利增长是TotalEnergies战略的两个关键轴心。
为了提高这些业务的知名度，董事会决定，从2023年第一季度起，液化天然气和综合电力业绩（以前归类为综合天然气、可再生能源和电力（iGRP）板块，将分成两个细分市场单独报告。
各业务部门财务信息的新报告结构已经到位，自2023年1月1日起生效。它基于以下内容
- | 勘探-生产部分； |
- | 综合液化天然气板块，涵盖液化天然气生产和贸易活动以及沼气、氢气和天然气贸易活动； |
- | 综合电力部门，涵盖发电、储能、电力交易以及 B2B-B2C 的天然气和电力分配； |
43
- | 炼油和化工板块构成了主要的工业中心，包括炼油、石化和特种化学品业务。该部分还包括石油供应、贸易和海运等活动； |
- | 营销与服务部门，包括石油产品领域的全球供应和营销活动； |
此外，企业板块还包括持股、运营和财务活动。
这份新的分部报告是根据国际财务报告准则第8号编制的，其原则与TotalEnergies执行委员会遵循的内部报告相同。
对于综合液化天然气和综合电力板块，准备该细分市场信息的原则如下：
- | 自2022年以来，与液化天然气、天然气和电力活动的集中市场准入相关的资产负债表头寸（包括追加保证金）的管理已完全包含在综合液化天然气板块中。 |
- | 天然气和液化天然气头寸公允价值变动的影响将分配给综合液化天然气板块的营业收入。 |
- | 权力头寸公允价值变动的影响分配给Integrated Power板块的营业收入。 |
由于公司内部组织结构的变化影响了业务板块的构成，2021年和2022年的分部报告数据已重报。
调整项目
不包括调整项目的绩效指标，例如调整后的营业收入、调整后的净营业收入和调整后的净收入，旨在便于分析财务业绩和比较各期之间的收入。
调整项目包括：
| (i) | 特殊物品 |
由于其不寻常的性质或特殊意义，某些符合 “特殊项目” 条件的交易被排除在业务部门数字之外。一般而言，特殊项目涉及重大、罕见或不寻常的交易。但是，在某些情况下，重组成本或资产处置等不被视为代表正常业务过程的交易，尽管它们可能发生在前几年或未来几年内可能再次发生，但可能被视为特殊项目。
| (ii) | 库存估值效应 |
炼油与化工和营销与服务板块的调整后业绩是根据重置成本法列报的。这种方法用于评估细分市场的表现，并促进细分市场的表现与竞争对手的表现的可比性。
在接近LIFO（Last-In，First-Out）方法的重置成本法中，根据库存的性质，收益表中库存价值的变化是使用一个时期与另一个时期之间的月末价格差异或该期间的平均价格而不是历史价值来确定的。库存估值效应是根据FIFO（First-In，First-Out）计算的结果与重置成本方法之间的差异。
44
| (iii) | 公允价值变动的影响 |
作为调整项目列报的公允价值变动的影响反映了TotalEnergies管理层使用的内部业绩衡量标准与根据国际财务报告准则对这些交易进行会计处理之间的差异。
《国际财务报告准则》要求使用期末现货价格按其公允价值记录交易库存。为了最好地反映通过衍生品交易对经济风险敞口的管理，用于衡量业绩的内部指标包括基于远期价格的交易库存估值。
TotalEnergies在其交易活动中签订了存储合约，其未来影响以公允价值记录在公司的内部经济表现中。《国际财务报告准则》不承认这种公允价值效应。
此外，TotalEnergies进入衍生工具以风险管理某些运营合约或资产。根据国际财务报告准则，这些衍生品按公允价值入账，而基础业务交易则在发生时入账。内部指标推迟衍生品的公允价值以与交易发生量相匹配。
调整后的业绩（调整后的营业收入、调整后的净营业收入、调整后的净收入）定义为重置成本结果，根据特殊项目和公允价值变动的影响进行调整。
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3.1) 按业务部门划分的信息
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| ( |
| - |
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净负债的净成本 |
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| ( | ||||||||
非控股权益 |
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|
|
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| ( | ||||||||
调整后净收益——总能源份额 |
|
| |
2和2023 年季度 | 探索 | 炼油 | 市场营销 | |||||||||||||
& | 已集成 | 已集成 | & | & | ||||||||||||
(M$) |
| 制作 |
| 液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| 服务 |
| 企业 |
| 公司间 |
| 总计 |
支出总额 |
| | |
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| - |
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撤资总额 |
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| - |
| | |
经营活动产生的现金流 |
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| ( |
| - |
| |
48
2和2022 年季度 | 探索 | 炼油 | 市场营销 | |||||||||||||
& | 已集成 | 已集成 | & | & | ||||||||||||
(M$) |
| 制作 |
| 液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| 服务 |
| 企业 |
| 公司间 |
| 总计 |
外部销售 |
| | |
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| - |
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细分市场间销售 |
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| ( |
| - | |
消费税 |
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销售收入 |
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| ( |
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运营费用 |
| ( | ( |
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有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
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营业收入 |
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来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
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净营业收入税 |
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净营业收入 |
| | |
| ( |
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| | |
净负债的净成本 |
|
| ( | |||||||||||||
非控股权益 |
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| ( | |||||||||||||
净收益——总能源份额 |
|
| |
2和2022 年季度（调整）(a) | 探索 | 炼油 | 市场营销 | |||||||||||||
& | 已集成 | 已集成 | & | & | ||||||||||||
(M$) |
| 制作 |
| 液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| 服务 |
| 企业 |
| 公司间 |
| 总计 |
外部销售 |
| - | ( |
| - | - |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
细分市场间销售 |
| - | - |
| - | - |
| - |
| - |
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| - | ||
消费税 |
| - | - |
| - | - |
| - |
| - |
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| - | ||
销售收入 |
| - | ( |
| - | - |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
运营费用 |
| ( | |
| ( | |
| |
| ( |
| - |
| | ||
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| ( | ( |
| - | - |
| ( |
| - |
| - |
| ( | ||
营业收入 (b) |
| ( | |
| ( | |
| |
| ( |
| - |
| | ||
来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
| ( | ( |
| | |
| ( |
| - |
| - |
| ( | ||
净营业收入税 |
| | ( |
| | ( |
| ( |
| |
| - |
| | ||
净营业收入 (b) |
| ( | ( |
| ( | |
| |
| ( |
| - |
| ( | ||
净负债的净成本 |
|
| | |||||||||||||
非控股权益 |
|
| ( | |||||||||||||
净收益——总能源份额 |
|
| ( | |||||||||||||
(a) 调整包括特殊项目、库存估值影响和公允价值变动的影响。 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
(b) 其中存货估值的影响 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||
-关于营业收入 |
| - |
| - |
| |
| |
| - |
| - | - | |||
-按净营业收入计算 |
| - |
| - |
| |
| |
| - |
| - | - |
2和2022 年季度（调整后） | 探索 | 炼油 | 市场营销 | |||||||||||||
& | 已集成 | 已集成 | & | & | ||||||||||||
(M$) |
| 制作 |
| 液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| 服务 |
| 企业 |
| 公司间 |
| 总计 |
外部销售 |
| | |
| |
| |
| |
| |
| - |
| | |
细分市场间销售 |
| | |
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| |
| |
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| ( |
| - | |
消费税 |
| - | - |
| - |
| ( |
| ( |
| - |
| - |
| ( | |
销售收入 |
| | |
| |
| |
| |
| |
| ( |
| | |
运营费用 |
| ( | ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| |
| ( | |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| ( | ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| - |
| ( | |
调整后的营业收入 |
| | |
| |
| |
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| ( |
| - |
| | |
来自股权关联公司和其他项目的净收益（亏损） |
| | |
| |
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| - |
| | |
净营业收入税 |
| ( | ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| - |
| ( | |
调整后的净营业收入 |
| | |
| |
| |
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| ( |
| - |
| | |
净负债的净成本 |
|
| ( | |||||||||||||
非控股权益 |
|
| ( | |||||||||||||
调整后净收益——总能源份额 |
|
| |
2和2022 年季度 | 探索 | 炼油 | 市场营销 | |||||||||||||
& | 已集成 | 已集成 | & | & | ||||||||||||
(M$) |
| 制作 |
| 液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| 服务 |
| 企业 |
| 公司间 |
| 总计 |
支出总额 |
| | |
| |
| |
| |
| |
| - |
| | |
撤资总额 |
| | |
| |
| |
| |
| |
| - |
| | |
经营活动产生的现金流 |
| | |
| |
| |
| |
| ( |
| - |
| |
49
3.2) 按业务部门核对信息与合并财务报表
合并 | ||||||
1st2023 年半 | 的声明 | |||||
(M$) |
| 调整后 |
| 调整(a) |
| 收入 |
销售 | | - | | |||
消费税 |
| ( |
| - |
| ( |
销售收入 |
| |
| - |
| |
扣除库存变动后的采购 |
| ( |
| ( |
| ( |
其他运营费用 |
| ( |
| ( |
| ( |
勘探成本 |
| ( |
| |
| ( |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| ( |
| ( |
| ( |
其他收入 |
| |
| |
| |
其他费用 |
| ( |
| ( |
| ( |
债务的财务利息 |
| ( |
| - |
| ( |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| |
| |
| |
净负债成本 |
| ( |
| |
| ( |
其他财务收入 |
| |
| |
| |
其他财务费用 |
| ( |
| - |
| ( |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| |
| ( |
| |
所得税 |
| ( |
| |
| ( |
合并净收益 |
| |
| ( |
| |
总能源份额 |
| |
| ( |
| |
非控股权益 |
| |
| |
| |
(a) 调整包括特殊项目、库存估值影响和公允价值变动的影响。
合并 | ||||||
1st2022 年半 | 的声明 | |||||
(M$) |
| 调整后 |
| 调整(a) |
| 收入 |
销售 | | ( | | |||
消费税 |
| ( |
| - |
| ( |
销售收入 |
| |
| ( |
| |
扣除库存变动后的采购 |
| ( |
| |
| ( |
其他运营费用 |
| ( |
| ( |
| ( |
勘探成本 |
| ( |
| ( |
| ( |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| ( |
| ( |
| ( |
其他收入 |
| |
| |
| |
其他费用 |
| ( |
| ( |
| ( |
债务的财务利息 |
| ( |
| - |
| ( |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| |
| |
| |
净负债成本 |
| ( |
| |
| ( |
其他财务收入 |
| |
| |
| |
其他财务费用 |
| ( |
| - |
| ( |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| |
| ( |
| ( |
所得税 |
| ( |
| ( |
| ( |
合并净收益 |
| |
| ( |
| |
总能源份额 |
| |
| ( |
| |
非控股权益 |
| |
| |
| |
(a) 调整包括特殊项目、库存估值影响和公允价值变动的影响。
50
| 合并 | |||||
2和2023 年季度 | 声明 | |||||
(M$) |
| 调整后 |
| 调整(a) |
| 的收入 |
销售 |
| |
| |
| |
消费税 |
| ( |
| - | ( | |
销售收入 |
| |
| |
| |
扣除库存变动后的采购 |
| ( |
| ( |
| ( |
其他运营费用 |
| ( |
| ( |
| ( |
勘探成本 |
| ( |
| - |
| ( |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| ( |
| ( |
| ( |
其他收入 |
| |
| - |
| |
其他费用 |
| ( |
| ( |
| ( |
债务的财务利息 |
| ( |
| - |
| ( |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| |
| |
| |
净负债成本 |
| ( |
| |
| ( |
其他财务收入 |
| |
| |
| |
其他财务费用 |
| ( |
| - |
| ( |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| |
| ( |
| |
所得税 |
| ( |
| |
| ( |
合并净收益 |
| |
| ( |
| |
总能源份额 |
| |
| ( |
| |
非控股权益 |
| |
| |
| |
(a) 调整包括特殊项目、存货估值影响和公允价值变动的影响。
| 合并 | |||||
2和2022 年季度 | 声明 | |||||
(M$) |
| 调整后 |
| 调整(a) |
| 的收入 |
销售 |
| |
| ( |
| |
消费税 |
| ( |
| - | ( | |
销售收入 |
| |
| ( |
| |
扣除库存变动后的采购 |
| ( |
| |
| ( |
其他运营费用 |
| ( |
| ( |
| ( |
勘探成本 |
| ( |
| - |
| ( |
有形资产和矿产权益的折旧、损耗和减值 |
| ( |
| ( |
| ( |
其他收入 |
| |
| - |
| |
其他费用 |
| ( |
| ( |
| ( |
债务的财务利息 |
| ( |
| - |
| ( |
来自现金和现金等价物的财务收入和支出 |
| |
| |
| |
净负债成本 |
| ( |
| |
| ( |
其他财务收入 |
| |
| - |
| |
其他财务费用 |
| ( |
| - |
| ( |
来自股权关联公司的净收益（亏损） |
| |
| ( |
| ( |
所得税 |
| ( |
| ( |
| ( |
合并净收益 |
| |
| ( |
| |
总能源份额 |
| |
| ( |
| |
非控股权益 |
| |
| |
| |
(a) 调整包括特殊项目、库存估值影响和公允价值变动的影响。
51
3.3) 调整项目
调整项目的详情见下表。
营业收入调整
| 探索 | 炼油 | 市场营销 |
| ||||||||||||
& | 已集成 | 已集成 | & | & | ||||||||||||
(M$) |
|
| 制作 |
| 液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| 服务 |
| 企业 |
| 总计 | |
2和2023 年季度 | 库存估值效应 | - | - | - | ( | ( | - | ( | ||||||||
公允价值变动的影响 | - | ( | | - | - | - | ( | |||||||||
| 重组费用 |
| - | - |
| - |
| - |
| - |
| - |
| - | ||
| 资产减值和拨备费用 |
| ( | - |
| - |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
资产处置的收益（亏损） | – | – | – | – | – | – | – | |||||||||
| 其他物品 |
| ( | ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( | ||
总计 |
| ( | ( |
| |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( | |||
2和2022 年季度 |
| 库存估值效应 |
| - | - | - | | | - | | ||||||
| 公允价值变动的影响 |
| - | | ( | - | - | - | ( | |||||||
| 重组费用 |
| - | - |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产减值和拨备费用 |
| ( | ( |
| - |
| - |
| |
| - |
| ( | ||
| 其他物品 |
| ( | - |
| ( |
| - |
| ( |
| ( |
| ( | ||
总计 |
| ( | |
| ( |
| |
| |
| ( |
| | |||
1st2023 年半 |
| 库存估值效应 |
| - | - |
| - |
| ( |
| ( |
| - |
| ( | |
| 公允价值变动的影响 |
| - | ( |
| |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 重组费用 |
| - | - |
| - |
| - |
| - |
| - |
| - | ||
| 资产减值和拨备费用 |
| ( | - |
| - |
| ( |
| - |
| - |
| ( | ||
资产处置的收益（亏损） | – | – | – | – | ( | – | ( | |||||||||
| 其他物品 |
| ( | ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( | ||
总计 |
| ( | ( |
| |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( | |||
1st2022 年半 |
| 库存估值效应 |
| - | - |
| - |
| |
| |
| - |
| | |
| 公允价值变动的影响 |
| - | |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 重组费用 |
| - | - |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产减值和拨备费用 |
| ( | ( |
| - |
| - |
| ( |
| ( |
| ( | ||
| 其他物品 |
| ( | - |
| ( |
| - |
| ( |
| ( |
| ( | ||
总计 |
| ( | |
| ( |
| |
| |
| ( |
| ( |
52
净收益、总能源份额的调整
探索 | 炼油 | 市场营销 |
| |||||||||||||
& | 已集成 | 已集成 | & | & | ||||||||||||
(M$) |
|
| 制作 |
| 液化天然气 |
| 权力 |
| 化学品 |
| 服务 |
| 企业 |
| 总计 | |
2和2023 年季度 | 库存估值效应 | - | - | - | ( | ( | - | ( | ||||||||
公允价值变动的影响 | - | ( | | - | - | - | ( | |||||||||
| 重组费用 |
| - | - |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产减值和拨备费用 |
| ( | - |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产处置的收益（亏损） |
| - | - | - |
| - |
| - |
| - |
| - | |||
| 其他物品 |
| | |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| | ||
总计 |
| | ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( | |||
2和2022 年季度 |
| 库存估值效应 |
| - | - | - | | | - | | ||||||
| 公允价值变动的影响 |
| - | | ( | - | - | - | ( | |||||||
| 重组费用 |
| - | - |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产减值和拨备费用 |
| ( | ( |
| - |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产处置的收益（亏损） |
| - | - | - |
| - |
| - |
| - |
| - | |||
| 其他物品 |
| ( | ( |
| - |
| - |
| ( |
| ( |
| ( | ||
总计 |
| ( | ( |
| ( |
| |
| |
| ( |
| ( | |||
1st2023 年半 |
| 库存估值效应 |
| - | - |
| - |
| ( |
| ( |
| - |
| ( | |
| 公允价值变动的影响 |
| - | ( |
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| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 重组费用 |
| - | - |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产减值和拨备费用 |
| ( | - |
| ( |
| ( |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产处置的收益（亏损） |
| - | - | - |
| - |
| |
| - |
| | |||
| 其他物品 |
| | |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( | ||
总计 |
| ( | ( |
| ( |
| ( |
| |
| ( |
| ( | |||
1st2022 年半 |
| 库存估值效应 |
| - | - |
| - |
| |
| |
| - |
| | |
| 公允价值变动的影响 |
| - | |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 重组费用 |
| - | - |
| ( |
| - |
| - |
| - |
| ( | ||
| 资产减值和拨备费用 |
| ( | ( |
| - |
| - |
| ( |
| ( |
| ( | ||
| 资产处置的收益（亏损） |
| - | - | - |
| - |
| - |
| - |
| - | |||
| 其他物品 |
| ( | ( |
| - |
| ( |
| ( |
| ( |
| ( | ||
总计 |
| ( | ( |
| ( |
| |
| |
| ( |
| ( | |||
53
4) 股东权益
库存股（TotalEnergies SE 直接持有的道达尔能源股票）
| 2022年12月31日 |
| 2023年6月30日 | |
库存股数量 |
| |
| |
股本百分比 |
| |||
其中哪些股票是为了取消这些股票而收购的 | |
| | |
其中，分配给TotalEnergies的股票为公司员工的股票绩效计划 |
| |
| |
其中哪些股票打算分配给新的股票表现或购买期权计划 |
| | |
分红
2023年5月26日的股东大会批准了按欧元分配普通股息
2022 年普通股息 |
| 第一期中期 |
| 第二次临时报告 |
| 第三次临时报告 |
| 决赛 |
金额 | € | € | € | € | ||||
设定日期 | 2022年4月27日 | 2022年7月27日 | 2022年10月26日 | 2023年5月26日 | ||||
除息日 | 2022年9月21日 | 2023年1月2日 | 2023年3月22日 | 2023年6月21日 | ||||
付款日期 | 2022年10月3日 | 2023年1月12日 | 2023年4月3日 | 2023年7月3日 |
2022年特别中期股息
每股金额 |
| € |
除息日 | 2022年12月6日 | |
付款日期 | 2022年12月16日 |
董事会会在2023年4月26日的会议上将2023财年的第一笔中期股息定为欧元
此外，董事会会在2023年7月26日的会议上将2023财年的第二次中期股息定为欧元
2023 年股息 |
| 第一期中期 |
| 第二次临时报告 |
金额 | € | € | ||
设定日期 | 2023年4月26日 | 2023年7月26日 | ||
除息日 | 2023年9月20日 | 2024年1月2日 | ||
付款日期 | 2023年10月2日 | 2024年1月12日 |
每股收益（欧元）
以欧元计算的每股收益按该期间的欧元/美元平均汇率折算得出，以欧元计算的每股收益为€
每股收益是根据永久次级票据的报酬计算得出的。
54
永久次级票据
TotalEnergies SE在2023年前六个月没有发行任何永久次级票据。
TotalEnergies SE 全额偿还了名义金额的欧元
其他综合收入
其他综合收益详情如下表所示：
(M$) |
| 1st2023 年半 |
| 1st2022 年半 |
精算收益和亏损 |
| |
| |
股票工具投资公允价值的变化 |
| |
| ( |
税收影响 |
| ( |
| ( |
母公司生成的货币折算调整 |
| |
| ( |
小计项目不可能重新归类为损益 |
| |
| ( |
货币折算调整 |
| ( |
| |
-该期间的未实现收益/（亏损） |
| ( |
| |
-减去净收益中包含的收益/（亏损） |
| ( |
| ( |
现金流对冲 |
| |
| |
-该期间的未实现收益/（亏损） |
| |
| |
-减去净收益中包含的收益/（亏损） |
| ( |
| ( |
外币基差的变化 |
| |
| |
-该期间的未实现收益/（亏损） |
| ( |
| |
-减去净收益中包含的收益/（亏损） |
| ( |
| ( |
股权关联公司其他综合收益的份额，净额 |
| ( |
| |
-该期间的未实现收益/（亏损） |
| ( |
| |
-减去净收益中包含的收益/（亏损） |
| |
| ( |
其他 |
| ( |
| ( |
税收影响 |
| ( |
| ( |
可能重新归类为损益的小计项目 |
| |
| |
其他综合收益总额（净额） |
| |
| |
55
与其他综合收益的各个组成部分相关的税收影响如下：
1st 2023 年半 | 1st 2022 年半 | |||||||||||||
税前 | 税前 |
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(M$) |
| 金额 |
| 税收影响 |
| 净金额 |
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| 金额 |
| 税收影响 |
| 净金额 | |
精算收益和亏损 | | ( | | | ( | | ||||||||
股票工具投资公允价值的变化 | | ( | | ( | | ( | ||||||||
母公司生成的货币折算调整 | | - | | ( | - | ( | ||||||||
小计项目不可能重新归类为损益 | | ( | | ( | ( | ( | ||||||||
货币折算调整 | ( | - | ( | | - | | ||||||||
现金流对冲 | | ( | | | ( | | ||||||||
外币基差的变化 | | ( | | | ( | | ||||||||
股权关联公司其他综合收益的份额，净额 | ( | - | ( | | - | | ||||||||
其他 | ( | - | ( | ( | - | ( | ||||||||
可能重新归类为损益的小计项目 | | ( | | | ( | | ||||||||
其他综合收入总额 | | ( | | | ( | | ||||||||
5) 金融债务
该公司在2023年前六个月没有发行任何新的优先债券。
公司在2023年前六个月偿还了两笔优先债券：
- | 邦德 |
- | 邦德 |
此外，$
6) 关联方
关联方主要是股权关联公司和非合并投资。
2023年前六个月，与关联方的交易没有重大变化。
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7) 其他风险和或有负债
TotalEnergies目前没有发现任何可能对TotalEnergies的资产和负债、业绩、财务状况或运营产生重大影响的特殊事件、争议、风险或或有负债，但下述情况除外。
也门
在也门，巴尔哈夫基地附近安全状况的恶化导致TotalEnergies持股的也门液化天然气公司
莫桑比克
考虑到莫桑比克德尔加杜角省北部安全局势的演变，TotalEnergies已于2021年4月26日确认将从Afungi基地撤出所有莫桑比克液化天然气项目人员。这种情况导致莫桑比克液化天然气项目的运营商TotalEnergies宣布不可抗力。
与气候有关的争议
在法国，公司于2020年1月被某些协会和当地社区传唤到南泰尔法院，要求公司完成其警戒计划，详细确定与全球变暖超过1.5°C相关的风险，并说明与公司活动和第三方使用其产品相关的未来温室气体预期排放量，以获得命令公司立即停止勘探和开采的禁令新的油田或天然气田，到2030年和2050年减少其石油和天然气产量，并减少其直接和间接二氧化碳净值2排放量依据
法国的多个协会向巴黎司法法院提起了对TotalEnergies和TotalEnergies Gaz et Electricité France的民事诉讼，目的是证明自2021年5月TotalEnergies更名后，该公司的企业传播及其宣传活动包含虚假或误导消费者的环境主张。TotalEnergies认为这些指控是没有根据的。
在法国，2023年7月4日，
在美国，TotalEnergies（TotalEnergies EP USA, Inc.和TotalEnergies Marketing USA, Inc.）的美国子公司在许多 “气候诉讼” 案件中被传唤，要求为过去的温室气体排放确定法律责任，并补偿原告公共当局，特别是适应成本。该公司被传唤，还有
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8) 后续事件
2023年6月30日，TotalEnergies持有以下权益
2023年6月29日，公司行使了收购这两家公司所有股份的期权，该期权可在2023年4月1日至2023年6月30日之间的3个月内行使。
股票的收购于2023年7月24日完成，净投资额约为
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