TotalEnergies

TotalEnergies: Unternehmen

Geschichte

TotalEnergies SE entstand 1924 als Compagnie française des pétroles, um Frankreich nach dem Ersten Weltkrieg einen eigenen Zugang zu Erdöl zu sichern. Aus dem national geprägten Explorationsunternehmen entwickelte sich durch internationale Förderprojekte, den Ausbau von Raffinerien und Tankstellennetzen sowie mehrere Übernahmen ein globaler Energiekonzern. Die Fusion mit PetroFina 1999 und die Übernahme von Elf Aquitaine 2000 stärkten die europäische Position erheblich. 2021 benannte sich der Konzern in TotalEnergies um und verankerte damit strategisch den Wandel vom klassischen Ölkonzern zu einem breit aufgestellten Energieunternehmen.

Heute ruht das Geschäftsmodell auf zwei eng verzahnten Säulen: Öl und Gas, insbesondere Flüssigerdgas, sowie integrierte Stromaktivitäten. TotalEnergies fördert weltweit Kohlenwasserstoffe, vermarktet LNG, betreibt Raffinerien und petrochemische Anlagen, handelt mit Rohstoffen und verkauft Kraftstoffe, Schmierstoffe und Chemieprodukte. Zugleich investiert der Konzern in Solar- und Windkraft, Batteriespeicher, Stromhandel, Gas- und Stromversorgung sowie Biogas und kohlenstoffärmere Moleküle. Die wichtigsten Ergebnis- und Umsatztreiber bleiben jedoch die Produktion und Vermarktung von Öl und Gas, die LNG-Handelsplattform sowie das Raffinerie- und Tankstellengeschäft; Strom und erneuerbare Energien bilden den wachstumsstärkeren zweiten Pfeiler.

Im Wettbewerb mit Shell, BP, ExxonMobil und Chevron unterscheidet sich TotalEnergies durch seine vergleichsweise starke LNG-Position, die breite Präsenz in den USA und die frühe Verzahnung von Gas, Stromerzeugung, Handel und Endkundengeschäft. Diese Integration kann Preisschwankungen abfedern und neue Energiegeschäfte schneller skalierbar machen. Gleichzeitig bleibt der Konzern stark von Rohstoffpreisen und geopolitischen Risiken abhängig.

Geschäftsmodell

• Energie entlang der gesamten Kette: TotalEnergies produziert und vermarktet Erdöl, Gas, Biokraftstoffe, Strom, erneuerbare Energien sowie petrochemische und weitere Energieprodukte weltweit.
• Verkauf und Handelsmargen: Einnahmen entstehen durch Energieverkauf, Raffinerie, Handel, Stromlieferverträge, Tankstellen, Gasdistribution und Margen entlang integrierter Wertschöpfungsketten.
• Industrie, Haushalte und Verkehr: Kunden sind Industrieunternehmen, Versorger, Gewerbebetriebe, Autofahrer, Haushalte, Fluggesellschaften, Schifffahrt und öffentliche Einrichtungen weltweit.
• Integriertes Multi-Energie-Modell: Die Verbindung von Förderung, Verarbeitung, Handel, Vertrieb und erneuerbaren Energien schafft Skalenvorteile, robuste Margen und flexible Kapitalallokation.

Geografische Präsenz

• Europa: Mit 45,0 % des Außenumsatzes 2025 ist das übrige Europa der größte Absatzraum. Der Umsatz stieg gegenüber 2024 leicht, unter anderem durch die breite Energievermarktung. Die gesamte europäische und eurasische Förderregion lieferte 2025 rund 538 Tausend Barrel Öläquivalent täglich. Norwegen, Großbritannien und Russland sind wichtige Produktionsstandorte; die Fördergeografie entspricht nicht exakt der Umsatzregion.
• Nordamerika: Nordamerika steuerte 2025 rund 7,2 % des Konzernaußenumsatzes bei, gegenüber 8,3 % im Vorjahr. Energiehandel, LNG und Strom bilden wesentliche Geschäftsaktivitäten. In den USA stieg die Förderung 2025 auf 132 Tausend Barrel Öläquivalent täglich. Zusätzlich baut TotalEnergies LNG-Verflüssigung und erneuerbare Stromerzeugung aus; die Anlagen unterstützen weltweite Absatzmärkte.
• Afrika: Afrika erreichte 2025 rund 9,9 % des Konzernaußenumsatzes, nach 10,2 % im Vorjahr. Tankstellen, Kraftstoffe und regionale Energieversorgung prägen den Absatz. Die Öl- und Gasförderung südlich Nordafrikas betrug 2025 rund 431 Tausend Barrel Öläquivalent täglich. Angola, Nigeria und Kongo sind wichtig; operative Sicherheit beeinflusst die Anlagenverfügbarkeit.

Marktposition & Wettbewerber

• Öl- und Gasförderung: Globaler Energiekonzern. Vorteil: Geografisch verteilte Förderung und integrierter Handel. Wettbewerber: Shell, Exxon Mobil, Chevron
• Flüssigerdgas: Weltweit führende Gruppe. Vorteil: Förderung, LNG-Schiffe, Handel und Absatzverträge. Wettbewerber: Shell, Cheniere Energy, Woodside Energy
• Strom und Erneuerbare: Wachsender Großanbieter. Vorteil: Kombination aus Gas, Erneuerbaren und Stromhandel. Wettbewerber: Iberdrola, RWE, ENGIE
• Raffinerien und Chemie: Integrierter Großanbieter. Vorteil: Eigene Rohölversorgung und globale Produktvermarktung. Wettbewerber: Shell, Valero Energy, Phillips 66
• Kraftstoffvertrieb: Internationaler Anbieter. Vorteil: Etablierte Tankstellenmarken und breite Kundenbasis. Wettbewerber: Shell, BP, Eni

Management

• Patrick Pouyanné (Chairman und Chief Executive Officer): Pouyanné ist seit 2014 Konzernchef und seit 2015 zusätzlich Verwaltungsratsvorsitzender. Zuvor verantwortete er unter anderem Raffinerie und Chemie. Er prägte die Umbenennung zu TotalEnergies und die Strategie aus Öl, Gas und Strom. Im September 2026 bekräftigte der Verwaltungsrat seine Unterstützung für die Fortführung dieser Strategie.
• Jean-Pierre Sbraire (Chief Financial Officer): Sbraire ist seit August 2019 Finanzvorstand. Er begann 1990 im Handels- und Schifffahrtsgeschäft, übernahm später Finanzaufgaben im Fördergeschäft und war Konzern-Treasurer sowie stellvertretender Finanzvorstand. Er verantwortet Kapitalallokation, Finanzierung, Bilanzsteuerung und Finanzberichterstattung während des kapitalintensiven Ausbaus von LNG und Strom.
• Nicolas Terraz (President Exploration & Production): Terraz führt das Fördergeschäft seit September 2021. Vor seinem Eintritt 2001 arbeitete er in französischen Ministerien. Im Konzern leitete er Geschäfte in Myanmar, Frankreich und Nigeria sowie die Afrikaaktivitäten. Heute verantwortet er Exploration, Förderprojekte und Produktionsentwicklung einschließlich neuer Offshorevorhaben und der Erschließung weiterer Gasreserven.
• Stéphane Michel (President Gas, Renewables & Power): Michel leitet Gas, Renewables & Power seit März 2021. Nach Tätigkeiten in der französischen Verwaltung wechselte er 2005 zu Total und führte später Aktivitäten in Libyen, Katar sowie im Nahen Osten. Er verantwortet LNG, integrierte Stromerzeugung, erneuerbare Energien und die kommerzielle Verbindung von Gas- und Strommärkten.
• Vincent Stoquart (President Downstream und Refining & Chemicals): Stoquart gehört seit September 2024 dem Vorstandsgremium an. Seine Karriere begann 1998 in der Polymerproduktion. Er leitete Produktionsanlagen, amerikanische Raffinerie- und Petrochemieaktivitäten sowie erneuerbare Energien. Sein Verantwortungsbereich umfasst Raffinerien, Chemieanlagen und Downstreamaktivitäten einschließlich Effizienzmaßnahmen und der Umstellung industrieller Prozesse auf emissionsärmere Energieträger.
• Emmanuelle Guégan (President Marketing & Services): Guégan übernahm Marketing & Services im September 2026. Sie begann 1993 im französischen Tankstellengeschäft und arbeitete später in Finanzsteuerung, Geschäftsmodellentwicklung und Personalführung. Zuletzt verantwortete sie Corporate Affairs im Fördersegment. Ihr Bereich umfasst internationale Kraftstoffdistribution, Schmierstoffe, Tankstellennetze und die Entwicklung kundenorientierter Energiedienstleistungen.
• Aurélien Hamelle (President Strategy & Sustainability): Hamelle gehört seit Januar 2024 dem Executive Committee an. Zuvor war er Chefjurist und leitete Akquisitionen sowie Veräußerungen. Seine frühere Laufbahn führte durch internationale Wirtschaftskanzleien. Heute verantwortet er Konzernstrategie, Nachhaltigkeit, Klimafragen, Behördenbeziehungen, Arbeitssicherheit, interne Kontrolle und rechtliche Angelegenheiten.
• Namita Shah (President Asia und OneTech): Shah gehört seit September 2016 dem Executive Committee an und leitet OneTech seit 2021. Seit Mai 2026 verantwortet sie zusätzlich Asien. Die frühere Wirtschaftsanwältin arbeitete im Konzern an Übernahmen, Geschäftsentwicklung und Förderprojekten. OneTech bündelt technische Kompetenzen für Industrieanlagen, Forschung, Projektentwicklung und operative Verbesserungen.

Wachstumstreiber

• Upstream-Produktion: Wachsende Öl- und Gasförderung federt niedrigere Preise ab und erhöht den operativen Cashflow.
• Ölpreisniveau: Der deutlich niedrigere Ölpreis belastet Umsatz, Upstream-Marge und kurzfristige Ergebnisplanung.
• LNG-Portfolio: Vertragsgeschäft und steigende Mengen stabilisieren LNG, obwohl niedrigere Spotpreise die Marge begrenzen.
• Raffineriemargen: Höhere europäische Raffineriemargen verbessern kurzfristig Downstream-Marge und Ergebnisqualität.
• Stromgeschäft: Wachsende integrierte Stromaktivitäten liefern zunehmend Ergebnisdiversifikation und planbarere Cashflows.
• Investitionsprogramm: Hohe Investitionen sichern Produktionswachstum, erhöhen aber Ausführungs- und Kapitalallokationsrisiken.

Zukunftspläne

• Förderwachstum bis 2030: TotalEnergies plant, die Öl- und Gasförderung zwischen 2025 und 2030 durchschnittlich um mehr als 3 % jährlich zu steigern. Neue Projekte in Brasilien, den USA, Irak und weiteren Ländern sollen ältere Fördermengen ersetzen und zusätzliche Produktion liefern. Bevorzugt werden Projekte mit niedrigen Kosten und vergleichsweise geringen Emissionen.
• Stromerzeugung verdoppeln: Die jährliche Netto-Stromproduktion soll bis 2030 auf 100 bis 120 TWh steigen. Dafür entwickelt TotalEnergies Solar- und Windparks, Batteriespeicher und flexible Gaskraftwerke. Das Unternehmen strebt im Integrated-Power-Geschäft einen positiven freien Cashflow ab 2027 und eine Kapitalrendite von 12 % bis 2030 an.
• Rio Grande LNG erweitern: TotalEnergies beteiligt sich an der vierten Verflüssigungseinheit des LNG-Projekts Rio Grande in Texas. Der neue Zug soll 2030 starten und jährlich rund 6 Millionen Tonnen LNG herstellen können. TotalEnergies hält eine direkte Beteiligung und hat langfristig 1,5 Millionen Tonnen jährliche Abnahmemenge vertraglich gesichert.
• Absheron-Gasfeld ausbauen: In Aserbaidschan entwickelt TotalEnergies mit SOCAR und XRG die vollständige Erschließung des Absheron-Feldes. Die Gasförderkapazität des Feldes soll auf 6 Milliarden Kubikmeter jährlich steigen. Das Gas ist für den heimischen Markt und Exporte in die Türkei vorgesehen. Der Produktionsbeginn der Ausbauphase ist für 2029 geplant.
• Ima-Gasfeld in Nigeria: TotalEnergies entwickelt mit dem nigerianischen Partner AMNI das Offshore-Gasfeld Ima. Eine Plattform und eine Pipeline sollen das Gas zur LNG-Infrastruktur bei Bonny Island transportieren. Ab 2028 wird eine Förderrate von etwa 350 Millionen Kubikfuß täglich erwartet. Damit soll die Versorgung der Erweiterung von Nigeria LNG unterstützt werden.
• Mozambique LNG fertigstellen: Nach einer jahrelangen Unterbrechung wurde das LNG-Großprojekt in Mosambik im Januar 2026 vollständig wieder aufgenommen. Die Arbeiten konzentrieren sich auf die Offshore-Gasversorgung und die Verflüssigungsanlagen in Afungi. Die erste LNG-Produktion ist für 2029 geplant. Der weitere Verlauf hängt erheblich von der lokalen Sicherheitslage ab.
• EPH-Kraftwerke integrieren: Mit der im April 2026 abgeschlossenen EPH-Transaktion erweitert TotalEnergies seine flexible europäische Stromerzeugung. Das Gemeinschaftsunternehmen TTEP verfügt über rund 14 GW bestehende oder im Bau befindliche Kapazität. Gaskraftwerke, Biomasseanlagen und Batteriespeicher sollen erneuerbare Erzeugung ergänzen und bedarfsgerechte Stromlieferungen ermöglichen.
• Methanausstoß weiter senken: TotalEnergies will seine operativen Methanemissionen bis spätestens 2030 gegenüber 2020 um 80 % reduzieren. Dazu setzt der Konzern Drohnenmessungen, kontinuierliche Sensorüberwachung und gezielte Reparaturen ein. Das digitale System MethaneLive unterstützt die Identifizierung von Leckagen. Die Umsetzung betrifft besonders betriebene Öl- und Gasförderanlagen.

Abhängigkeiten

Hohe Ölpreis-, Anlagen- und geopolitische Risiken; globale Diversifikation und integrierte Energiegeschäfte dämpfen sie.

• Ölpreisniveau: Die Nachfrage nach Rohöl wird durch Konjunktur, Mobilität, Petrochemie und das globale Förderangebot bestimmt. TotalEnergies kann Marktpreise nicht eigenständig festlegen. Im Geschäftsjahr 2025 sank der Ölpreis gegenüber dem Vorjahr deutlich, während Produktionswachstum einen Teil des Ergebnisdrucks abfederte. Der Konzern reagiert daher empfindlich auf längerfristige Preisrückgänge, obwohl Raffinerie- und Handelsgeschäfte teilweise gegenläufig profitieren können. Niedrigere Fördererlöse verändern den Spielraum für Investitionen, Dividenden und Aktienrückkäufe. Die tatsächliche Wirkung hängt von Produktionsmengen, Steuerregimen, Absicherungsgeschäften und Förderkosten in den jeweiligen Ländern ab.
• Europäische Kraftstoffe: TotalEnergies erzielt einen großen Teil seiner externen Umsätze im europäischen Raffinerie- und Kraftstoffgeschäft. Die Nachfrage hängt von Fahrzeugnutzung, gewerblichen Transporten, Flugverkehr und industrieller Aktivität ab. Effizientere Verbrennungsmotoren und die zunehmende Elektrifizierung des Verkehrs verändern langfristig den Produktmix. Gleichzeitig konkurrieren europäische Raffinerien mit Anlagen in Regionen mit anderen Energie- und Emissionskosten. Das Marketing-&-Services-Absatzvolumen an Erdölprodukten sank von 2024 auf 2025. Kurzfristig wirken außerdem saisonale Nachfrageschwankungen. Langfristige Überkapazitäten könnten die Rentabilität einzelner Raffineriestandorte zusätzlich belasten.
• Strompreis und Kunden: Integrated Power wächst durch Solar-, Wind- und flexible Gaskraftwerke sowie Stromvertrieb. Die Nettoerzeugung erreichte 2025 rund 48,1 TWh, während der externe Segmentumsatz gegenüber 2024 sank. Das verdeutlicht, dass mehr produzierte Energie nicht automatisch steigende Umsätze bedeutet. Insbesondere hohe Einspeisung erneuerbarer Energien kann die Marktpreise während bestimmter Stunden drücken. Hinzu kommen Wetterrisiken, Ausgleichsenergiekosten und Wettbewerb um langfristige Kundenverträge. Wirtschaftlich entscheidend ist deshalb nicht ausschließlich die installierte Leistung, sondern die Fähigkeit, erzeugten Strom bedarfsgerecht und mit ausreichender Marge zu vermarkten.
• Förderanlagen: TotalEnergies förderte 2025 durchschnittlich 2,529 Millionen Barrel Öläquivalent pro Tag. Ein erheblicher Teil stammt aus technisch komplexen Offshoreanlagen in Brasilien, Nigeria, Angola und dem Nahen Osten. Störungen an Unterwasserleitungen, Plattformen oder Verarbeitungseinrichtungen können erhebliche Mengen gleichzeitig betreffen. Auch planmäßige Wartungen reduzieren vorübergehend den Durchsatz. Die Anläufe von Mero, Anchor und Ballymore zeigen, wie stark einzelne Großprojekte die Produktionsentwicklung beeinflussen. Der Effekt auf den Gewinn hängt zusätzlich vom Ölpreis, den Förderkosten und dem Anteil des Konzerns am jeweiligen Projekt ab.
• LNG-Infrastruktur: Das LNG-Geschäft verbindet Gasförderung mit Verflüssigungsanlagen, Tankern und Importterminals. TotalEnergies vermarktete 2025 insgesamt 43,9 Millionen Tonnen LNG. Die Lieferfähigkeit hängt deshalb nicht nur von verfügbaren Gasreserven ab, sondern auch von der Betriebsbereitschaft externer Anlagen und dem Zugang zu Transportkapazitäten. Der zeitweise Ausfall beziehungsweise die Wartung von Ichthys LNG in Australien beeinflusste bereits Produktionsmengen. Gleichzeitig bestehen langfristige Abnahmeverpflichtungen. Fallen eigene oder partnerschaftliche Lieferquellen aus, kann Ersatzbeschaffung am Spotmarkt notwendig werden. Bei hohen Marktpreisen erhöht dies den Liquiditätsbedarf und belastet die Wirtschaftlichkeit bestehender Lieferverträge.
• Politische Sicherheit: TotalEnergies betreibt Förder- und Infrastrukturprojekte in Staaten mit unterschiedlichen politischen und regulatorischen Risiken. In Mosambik wurde das LNG-Großprojekt nach Sicherheitsproblemen ab 2021 zeitweise ausgesetzt; erst im Januar 2026 wurde der vollständige Neustart bestätigt. Auch in Nigeria, Irak und Libyen sind Betriebsgenehmigungen, lokale Sicherheitslagen und die Zusammenarbeit mit staatlichen Partnern wesentlich. Der Konzern kann die politische Entwicklung nur begrenzt beeinflussen. Längere Unterbrechungen verschieben Umsätze, erhöhen Baukosten und binden Kapital, während Sanktionen zusätzlich die Nutzung bestimmter Beteiligungen oder Finanzierungsstrukturen einschränken können.

Probleme der Branche und Lösungen

• Rückgang bestehender Ölfelder: Erschlossene Öl- und Gasfelder verlieren im Laufe der Zeit Förderleistung. TotalEnergies muss deshalb fortlaufend neue Reserven entwickeln und bestehende Anlagen modernisieren, um Rückgänge auszugleichen und langfristige Lieferverpflichtungen erfüllen zu können. TotalEnergies entwickelt zusätzliche Offshorefelder wie Mero in Brasilien und Ballymore im Golf von Mexiko. Neue Bohrungen, verbesserte Fördertechnik und selektive Projekte mit niedrigen Betriebskosten sollen die langfristige Produktionsbasis stabilisieren.
• Unsichere Gaslieferketten: LNG-Lieferungen sind von Verflüssigungsanlagen, Tankern, Importterminals und internationalen Transportwegen abhängig. Technische Ausfälle oder politische Konflikte können Lieferungen verzögern und die Beschaffungskosten für bereits zugesagte Gasmengen deutlich erhöhen. TotalEnergies erweitert sein Portfolio durch Projekte wie Rio Grande LNG in Texas und zusätzliche Gasfelder. Langfristige Abnahmeverträge, mehrere Lieferregionen und eigene Handelsaktivitäten sollen die Versorgungssicherheit erhöhen.
• Methanleckagen an Förderanlagen: Methan kann bei Förderung, Transport und Verarbeitung von Erdgas entweichen. Solche Emissionen belasten die Klimabilanz, verursachen Produktverluste und erhöhen den Druck durch Aufsichtsbehörden, Abnehmer und strengere Umweltvorgaben. TotalEnergies setzt AUSEA-Drohnen, kontinuierliche Sensorik und die Plattform MethaneLive ein. Erkannte Leckagen können gezielt repariert werden; zusätzlich werden Abfackeln und vermeidbares Ablassen von Gas reduziert.
• CO2-intensive Wasserstoffnutzung: Raffinerien benötigen große Mengen Wasserstoff zur Verarbeitung von Rohöl. Konventioneller Wasserstoff verursacht hohe Emissionen und kann bei steigenden CO2-Kosten die internationale Wettbewerbsfähigkeit europäischer Raffineriestandorte zusätzlich verschlechtern. TotalEnergies arbeitet mit Air Liquide und RWE an erneuerbarem Wasserstoff für Anlagen in Leuna, Antwerpen und Zeeland. Elektrolyseure, erneuerbarer Strom und langfristige Lieferverträge sollen fossilen Wasserstoff ersetzen.
• Schwankende Wind- und Solarleistung: Wind- und Solaranlagen erzeugen Strom abhängig von Wetter und Tageszeit. Eine hohe gleichzeitige Einspeisung kann Marktpreise senken, während bei geringer Erzeugung zusätzlicher flexibler Strom benötigt wird. TotalEnergies ergänzt Solar- und Windparks um Batteriespeicher, flexible Gaskraftwerke und Stromhandel. Die EPH-Beteiligung erweitert die steuerbare Kapazität und unterstützt eine bedarfsgerechte Kundenversorgung.
• Rückläufige fossile Nachfrage: Elektrofahrzeuge und strengere Flottenvorgaben verändern die Nachfrage nach Benzin und Diesel. Betreiber klassischer Tankstellen müssen ihr Angebot weiterentwickeln, während Investitionen in neue Ladeinfrastruktur zunächst Kapital binden. TotalEnergies ergänzt Tankstellen und Mobilitätsstandorte um elektrische Ladepunkte sowie Dienstleistungen für Fahrer und Flotten. Dadurch sollen bestehende Kundenbeziehungen auch bei einer zunehmenden Elektrifizierung des Verkehrs erhalten bleiben.
• Großprojekte in Konfliktregionen: Internationale Energieprojekte sind teilweise von instabilen Sicherheitslagen betroffen. Das LNG-Projekt in Mosambik musste nach Angriffen und Sicherheitsproblemen jahrelang unterbrochen werden, wodurch sich Bauabläufe und der geplante Produktionsbeginn verschoben. TotalEnergies setzt auf Zusammenarbeit mit der Regierung, Sicherheitsmaßnahmen und lokalen Entwicklungsprogrammen. Nach der Aufhebung höherer Gewalt wurden die Bauarbeiten 2026 wieder aufgenommen, um die LNG-Anlagen fertigzustellen.

TotalEnergies: Burggraben

TotalEnergies besitzt einen moderaten Moat aus kostengünstigen Assets, LNG-Integration und Vertrieb; Preissetzungsmacht, Netzwerkeffekte und dauerhaft überlegene Renditen fehlen weitgehend.

Beständigkeit: Mittel, rohstoffabhängig

Risiko: Der ungeschützte Anteil bleibt durch Öl-, Gas- und Strompreiszyklen, staatliche Eingriffe, erneuerbare Überkapazitäten, Substitution sowie kapitalstarke Wettbewerber angreifbar.

Quellen des Burggrabens

• Niedrige Kosten: 2025 erzielte Exploration und Produktion 13,0% ROACE; Vorteile stammen aus attraktiven Feldern, bleiben aber rohstoffpreisabhängig.
• LNG-Integration: Integriertes LNG erzielte 2025 9,6% ROACE; eigene Projekte, Handel und langfristige Verträge verbessern Resilienz, sichern jedoch keine Preise.
• Vertriebsnetz: Marketing und Services erzielten 2025 20,0% ROACE; Tankstellen, Schmierstoffe und Kundenbeziehungen schaffen begrenzte Wechselkosten, keine Netzwerkeffekte.
• Integrierte Energie: Integrated Power erreichte 2025 9,7% ROACE; Erzeugung, Handel und PPAs schaffen Integration, aber erneuerbare Märkte bleiben kapitalintensiv und wettbewerbsstark.

TotalEnergies: Finanzen