Avec un résultat de plus de 3 G$, Total tire
pleinement parti du rebond du prix des hydrocarbures
Le GNL et les renouvelables représentent un
tiers du résultat
Regulatory News:
TOTAL S.A. (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) :
1T21
1T20
Variationvs 1T20
1T19
Variationvs 1T19
Prix du pétrole - Brent ($/b)
61,1
50,1
+22%
63,1
-3%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)
6,1
6,3
-4%
7,2
-16%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)
5,3
26,3
-80%
33,0
-84%
Résultat net ajusté part du Groupe1
- en milliards de dollars (G$)
3,0
1,8
+69%
2,8
+9%
- en dollar par action
1,10
0,66
+68%
1,02
+8%
DACF1 (G$)
5,8
4,3
+34%
6,3
-8%
Flux de trésorerie d'exploitation (G$)
5,6
1,3
x4,3
3,6
+54%
Résultat net part du Groupe de 3,3 G$ au 1T21
Ratio d’endettement2 de 19,5% au 31 mars 2021 contre 21,7% au 31
décembre 2020 Production d’hydrocarbures de 2 863 kbep/j au
1T21, en baisse de 7% sur un an Premier acompte sur
dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 €/action
Le Conseil d’administration de Total SE, réuni le 28 avril 2021
sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur
général, a arrêté les comptes du Groupe pour le premier trimestre
2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Au premier trimestre, le Groupe tire pleinement parti de prix
du pétrole et du gaz en hausse de respectivement 38% et 24% sur un
trimestre et de sa stratégie de croissance dans le GNL et les
Renouvelables et Electricité.
Le Groupe réalise ainsi un résultat net ajusté de 3 G$,
supérieur à celui du 1er trimestre 2019 avant crise, malgré un
environnement moins favorable, tirant parti des plans d’actions mis
en œuvre pendant la crise. Le cash-flow (DACF) s’élève à 5,8 G$ et
le taux d’endettement retrouve un niveau inférieur à 20% dès ce
premier trimestre 2021 ce qui valide la stratégie de résilience et
de maintien du dividende menée par le Conseil d’administration
durant la crise de 2020. Le Conseil d’administration confirme
l’objectif d’ancrer durablement le ratio d’endettement du Groupe
sous les 20%. Le point mort cash organique est inférieur à 25 $/b
au premier trimestre.
Le secteur iGRP atteint un résultat opérationnel net ajusté de 1
G$, le plus élevé de son histoire, et génère une marge brute
d’autofinancement de plus de 1 G$, grâce à la croissance de ses
ventes de GNL et la contribution positive des activités
Renouvelables et Electricité qui atteignent un EBITDA de près de
350 M$. Ainsi, sur un an, la capacité brute installée de production
d’électricité renouvelable a crû de 3 à 7,8 GW, la production
d’électricité renouvelable a plus que doublé, la production
d’électricité a augmenté de plus de 60% et le Groupe a désormais
plus de 5 millions de clients en France. Avec plus de 2 G$ investis
dans les renouvelables avec l’acquisition d’une participation de
20% dans Adani Green Energy Ltd en Inde au premier trimestre 2021,
le Groupe accélère sa transformation en une compagnie
multi-énergies.
Avec un résultat opérationnel net ajusté de 2 G$,
l’Exploration-Production a pleinement capturé la hausse du prix du
pétrole et est ainsi un fort contributeur de cash-flow avec une
marge brute d’autofinancement de 3,8 G$. Compte tenu des quotas mis
en œuvre par les pays de l’OPEP+ et comme annoncé par le Groupe, la
production est en légère hausse (0,8%) à 2,86 Mbep/j. Avec le
lancement du projet de développement des ressources du lac Albert
en Ouganda et en Tanzanie, le Groupe met en œuvre sa stratégie
d’investissement résilient dans des projets à point mort bas, qui
réduisent l’intensité carbone de son portefeuille.
L’amélioration de l’environnement de l’Amont contraste avec des
marges de raffinage européennes très dégradées, en recul de 80% sur
un an, affectées par la faible demande de produits pétroliers qui
s’est établie à 13 Mb/j au premier trimestre 2021 contre 15 Mb/j un
an plus tôt. Le résultat opérationnel net ajusté de l’Aval
s’établit à plus de 500 M$ soutenu par la très bonne performance de
la pétrochimie et la résilience du Marketing & Services.
Conforté par ces excellents résultats et confiant dans les
fondamentaux du Groupe, le Conseil d’administration a décidé la
distribution d’un premier acompte sur dividende au titre de
l’exercice 2021 stable à 0,66 €/action. »
Faits marquants3
Responsabilité sociétale et
environnementale
- Le Conseil d’administration de Total prend l’initiative de
soumettre une résolution sur l’ambition de la Société en matière de
développement durable et de transition énergétique vers la
neutralité carbone
- En cohérence avec sa politique climat, retrait du Groupe de
l’American Petroleum Institute
- Inauguration de L’Industreet, campus de formation de jeunes aux
métiers de l’industrie, action phare en matière de responsabilité
sociétale de Total en France
Renouvelables et Électricité
- Acquisition en Inde d’une participation minoritaire de 20% dans
Adani Green Energy Limited (AGEL), le premier développeur solaire
au monde
- Obtention avec Macquarie d’une concession sur fonds marins pour
développer ensemble un projet éolien offshore de 1,5 GW au
Royaume-Uni
- Acquisition de portefeuilles de projets solaires et de stockage
de 4 GW aux États-Unis
- Association de Total et Microsoft pour soutenir l’innovation
digitale et leurs objectifs de neutralité carbone
- Signature d’un contrat de vente d’électricité verte àOrange qui
permettra le développement de 80 MW de fermes solaires en
France
- Cession de 50 % de 2 portefeuilles renouvelables en France
représentant près de 340 MW
GNL
- Déclaration de force majeure sur le projet Mozambique LNG à la
suite de la situation sécuritaire dans le nord de la province du
Cabo Delgado
- Signature d’accords avec Shenergy Group portant sur la
fourniture de GNL jusqu’à 1,4 million de tonnes par an en
Chine
- Obtention d’une licence d’avitaillement en GNL marin à
Singapour
- Signature d’un accord de collaboration technique avec Siemens
Energy pour réduire les émissions de CO2 liées au GNL
Amont
- Signature des accords définitifs permettant le lancement des
projets pétroliers amont de Tilenga et Kingfisher et la
construction de l’oléoduc East African Crude Oil Pipeline en
Ouganda et en Tanzanie
- Publication de l’ensemble des études sociétales et
environnementales relatives aux projets Tilenga et EACOP en Ouganda
et Tanzanie
Aval
- Démarrage de la production de biocarburants aériens durables en
France grâce à sa bioraffinerie de La Mède et à son site d’Oudalle
(Seine-Maritime)
Puits de Carbone
- Investissement dans le développement d’une forêt de 40 000
hectares en République du Congo pour constituer un puits de carbone
durable de plus de 10 millions de tonnes de CO2 sur 20 ans
- Création de la joint-venture de développement du projet
Northern Lights de séquestration de CO2 en mer du Nord
septentrionale
Principales données financières issues des comptes consolidés
de Total4
En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,le résultat
par action et le nombre d’actions
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
3 487
1 824
2 300
+52%
3 413
+2%
Exploration-Production
1 975
1 068
703
x2,8
1 722
+15%
Integrated Gas, Renewables & Power
985
254
913
+8%
592
+66%
Raffinage-Chimie
243
170
382
-36%
756
-68%
Marketing & Services
284
332
302
-6%
343
-17%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en équivalence
520
367
658
-21%
614
-15%
Taux moyen d'imposition du Groupe5
34,6%
14,9%
30,0%
40,5%
Résultat net ajusté part du Groupe
3 003
1 304
1 781
+69%
2 759
+9%
Résultat net ajusté dilué par action (dollars)6
1,10
0,46
0,66
+68%
1,02
+8%
Résultat net ajusté dilué par action (euros)*
0,91
0,39
0,60
+52%
0,90
+1%
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)
2 645
2 645
2 601
+2%
2 620
+1%
Résultat net part du Groupe
3 344
891
34
x98,4
3 111
+7%
Investissements organiques7
2 379
3 432
2 523
-6%
2 784
-15%
Acquisitions nettes8
1 590
1 099
1 102
+44%
306
x5,2
Investissements nets9
3 969
4 531
3 625
+9%
3 090
+28%
Marge brute d'autofinancement**10
5 366
4 498
3 765
+43%
5 774
-7%
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)11
5 750
4 933
4 277
+34%
6 277
-8%
Flux de trésorerie d’exploitation
5 598
5 674
1 299
x4,3
3 629
+54%
Les données prennent en compte l’impact de la norme IFRS16 «
contrats de location », entrée en vigueur au 1er janvier 2019. *
Taux de change moyen €-$ : 1,2048 au 1er trimestre 2021. ** Données
1T20 et 1T19 retraitées.
Principales données d’environnement et de production du
Groupe
> Environnement*
– prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Brent ($/b)
61,1
44,2
50,1
+22%
63,1
-3%
Henry Hub ($/Mbtu)
2,7
2,8
1,9
+46%
2,9
-5%
NBP ($/Mbtu)
6,8
5,6
3,1
x2,2
6,3
+7%
JKM ($/Mbtu)
10,0
8,0
3,6
x2,8
6,6
+50%
Prix moyen de vente liquides ($/b)Filiale consolidées
56,4
41,0
44,4
+27%
58,7
-4%
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)Filiales consolidées
4,06
3,31
3,35
+21%
4,51
-10%
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)Filiales consolidées et sociétés
mises en equivalence
6,08
4,90
6,32
-4%
7,20
-16%
Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)
5,3
4,6
26,3
-80%
33,0
-84%
* Les indicateurs sont indiqués en page 19
>
Production*
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 863
2 841
3 086
-7%
2 946
-3%
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)
1 272
1 238
1 448
-12%
1 425
-11%
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)
1 591
1 603
1 638
-3%
1 521
+5%
Production d'hydrocarbures (kbep/j)
2 863
2 841
3 086
-7%
2 946
-3%
Liquides (kb/j)
1 508
1 483
1 699
-11%
1 629
-7%
Gaz (Mpc/j)
7 400
7 406
7 560
-2%
7 167
+3%
* Production du Groupe = production de l’EP + production
d’iGRP
La production d’hydrocarbures a été de 2 863 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier trimestre 2021, en
baisse de 7% sur un an, en raison des éléments suivants :
- -3% lié au respect des quotas de production décidés par les
pays de l’OPEP+, notamment le Nigéria, les Émirats Arabes Unis et
le Kazakhstan,
- +2% lié à la reprise de la production en Libye,
- +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets,
notamment North Russkoye en Russie, Culzean au Royaume-Uni, Johan
Sverdrup en Norvège et Iara au Brésil,
- -2% d’effet périmètre, notamment lié aux cessions d’actifs au
Royaume-Uni et du Bloc CA1 au Brunei,
- -3% lié à des maintenances et des arrêts non planifiés
notamment en Norvège,
- -3% lié au déclin naturel des champs.
Analyse des résultats des
secteurs
Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)
> Production et
ventes de GNL et d’électricité
Production d'hydrocarbures pour le GNL
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 iGRP (kbep/j)
518
532
552
-6%
518
-
Liquides (kb/j)
64
65
73
-13%
66
-4%
Gaz (Mpc/j)
2 476
2 549
2 611
-5%
2 460
+1%
GNL (Mt)
1T21
4T20
1T20
1T21 vs 1T20
1T19
1T21 vs 1T19
Ventes totales de GNL
9,9
10,0
9,8
+1%
7,7
+28%
incl. Ventes issues des quotes-parts de production*
4,4
4,3
4,7
-7%
3,8
+15%
incl. Ventes par Total issues des quotes-parts de production et
d'achats auprès de tiers
7,9
8,0
7,8
+1%
6,0
+31%
* Les quotes-parts de production du Groupe peuvent être vendues
par Total ou par les joint-ventures
Malgré une production d’hydrocarbures pour le GNL au premier
trimestre 2021 en baisse de 6% sur un an notamment du fait de
l’arrêt de l’usine de Snøhvit LNG suite à l’incendie intervenu fin
septembre 2020, les ventes totales de GNL sont stables au premier
trimestre 2021.
Renouvelables et électricité
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20 Capacités brutes en portefeuille de génération
électrique renouvelable pour 2025 (GW) 1,2
36,2
26,1
16,7
x2,2
dont capacités installées
7,8
7,0
3,0
x2,6
dont capacités en construction
5,1
4,1
2,2
x2,3
dont capacités en développement
23,3
15,0
11,5
x2
Capacités brutes en développement post 2025 (GW) 2
4,0
2,5
0,4
x10
Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant
de PPA (GW) 1,2
21,2
17,5
8,3
x2,6
Capacités nettes en portefeuille de génération électrique
renouvelable pour 2025 (GW) 1,2
28,0
17,9
11,5
x2,4
dont capacités installées
3,8
3,1
1,2
x3,1
dont capacités en construction
3,1
2,3
0,8
x3,8
dont capacités en développement
21,1
12,5
9,5
x2,2
Capacités nettes en développement post 2025 (GW) 2
2,1
1,4
0,3
x6,5
Production nette d'électricité (TWh) 3
4,7
4,3
2,9
+61%
dont à partir de sources renouvelables
1,6
1,2
0,7
x2,3
Clients électricité - BtB et BtC (Million) 2
5,7
5,6
4,2
+37%
Clients gaz - BtB et BtC (Million) 2
2,7
2,7
1,7
+58%
Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)
16,1
13,5
14,2
+13%
Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)
36,2
31,5
33,5
+8%
EBITDA Renouvelables et électricité part groupe (M$)4
344
179
250
+38%
dont provenant des activités renouvelables
148
102
91
+62%
1 Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à
partir du premier trimestre 2021. 2 Données à fin de période. 3
Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à
cycles combinés. 4 Somme des quote-part groupe (% de détention) des
EBITDA des sociétés du périmètre Renouvelables et Électricité,
indépendamment de leur mode de consolidation et incluant les
plus-value de cession. EBITDA: “Earnings Before Interest, Tax,
Depreciation and Amortization ».
La capacité brute installée de génération électrique
renouvelable croit à 7,8 GW à la fin du premier trimestre 2021, en
ligne avec l’objectif de 10 GW à fin 2021.
Le portefeuille de capacités en opération, en construction et en
développement pour 2025 a plus que doublé sur un an. Il est en
croissance de 10 GW au premier trimestre 2021 et s’établit à 36 GW
en brut et 28 GW en net, y compris la prise de participation de 20%
dans Adani Green Energy Limited (AGEL) et l’acquisition de 4 GW de
portefeuilles de projets solaires aux Etats-Unis.
La production nette d’électricité s’établit à 4,7 TWh au premier
trimestre 2021, en hausse de 61% sur un an, notamment du fait du
doublement de la production d’électricité de source renouvelable et
de l’acquisition de 4 CCGT en France et en Espagne au quatrième
trimestre 2020.
Les ventes d’électricité et de gaz au premier trimestre 2021
sont en hausse de 13% et 8% respectivement sur un an grâce à la
croissance du nombre de clients.
L’EBITDA part Groupe de l’activité Renouvelables et Électricité
s’élève à 344 M$ au premier trimestre 2021, en croissance de 38%
sur un an porté par la croissance de production d’électricité en
particulier renouvelable et du nombre de clients gaz et
électricité.
>
Résultats
En millions de dollars
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Résultat opérationnel net ajusté*
985
254
913
+8%
592
+66%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en équivalence
264
97
248
+6%
255
+4%
Investissements organiques
753
1 007
646
+17%
493
+53%
Acquisitions nettes
1 893
577
1 137
+66%
400
x4,7
Investissements nets
2 646
1 584
1 783
+48%
893
x3
Marge brute d'autofinancement **
1 059
1 072
601
+76%
351
x3
Flux de trésorerie d’exploitation ***
780
575
(489)
ns
892
-13%
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location, hors
impact des contrats compatibilisés en juste valeur du secteur et y
compris les plus-values de cession de projets renouvelables.
Données 1T20 et 1T19 retraitées (voir note 10 en page 3). *** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi
à 985 M$ au premier trimestre 2021, son plus haut niveau
historique. La hausse de 8% sur un an, malgré la baisse des prix du
GNL, est liée à la croissance de la contribution des activités
Renouvelables et Electricité et la bonne performance des activités
de négoce.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 1 059 M$ en
hausse de 76% sur un an au premier trimestre 2021 pour les mêmes
raisons.
Exploration-Production
>
Production
Production d'hydrocarbures
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 EP (kbep/j)
2 345
2 309
2 534
-7%
2 428
-3%
Liquides (kb/j)
1 444
1 418
1 626
-11%
1 563
-8%
Gaz (Mpc/j)
4 924
4 857
4 949
-1%
4 707
+5%
>
Résultats
En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Résultat opérationnel net ajusté*
1 975
1 068
703
x2,8
1 722
+15%
Quote-part du résultat net ajusté dessociétés mises en équivalence
270
222
390
-31%
213
+27%
Taux moyen d'imposition**
41,0%
19,8%
59,6%
48,6%
Investissements organiques
1 279
1 569
1 572
-19%
1 958
-35%
Acquisitions nettes
(202)
548
(6)
ns
38
ns
Investissements nets
1 077
2 117
1 566
-31%
1 996
-46%
Marge brute d'autofinancement ***
3 824
2 652
2 576
+48%
4 246
-10%
Flux de trésorerie d’exploitation ***
3 736
3 046
3 923
-5%
3 936
-5%
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Il se
définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat
opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté -
quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence -
dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts
d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté). ***
Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production
s’est établi à 1 975 M$ au premier trimestre 2021, près de trois
fois supérieur au premier trimestre 2020, du fait de la forte
hausse des prix du pétrole et du gaz.
La marge brute d’autofinancement est en hausse de 48% sur un an
à 3 824 M$ au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.
Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
>
Résultats
En millions de dollars
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Résultat opérationnel net ajusté*
527
502
684
-23%
1 099
-52%
Investissements organiques
335
840
277
+21%
319
+5%
Acquisitions nettes
(103)
80
(30)
ns
(131)
ns
Investissements nets
232
920
247
-6%
188
+23%
Marge brute d'autofinancement **
872
1 129
1 064
-18%
1 686
-48%
Flux de trésorerie d’exploitation **
1 661
2 162
(1 582)
ns
(306)
ns
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Raffinage-Chimie
> Volumes
raffinés, production de produits pétrochimiques et taux
d’utilisation
Volumes raffinés et taux d’utilisation*
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Total volumes raffinés (kb/j)
1 147
1 262
1 444
-21%
1 862
-38%
France
114
247
255
-55%
592
-81%
Reste de l'Europe
660
582
756
-13%
823
-20%
Reste du monde
373
433
433
-14%
447
-17%
Taux d’utilisation sur bruts traités**
58%
60%
69%
89%
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur
Marketing & Services. ** Sur la base de la capacité de
distillation en début d’année, hors Grandpuits pour 2021,
définitivement arrêtée au 1er trimestre 2021.
Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Monomères* (kt)
1 405
1 486
1 386
+1%
1 393
+1%
Polymères (kt)
1 165
1 291
1 202
-3%
1 297
-10%
Taux d’utilisation des vapocraqueurs**
87%
90%
83%
87%
* Oléfines. ** Sur la base de la production d’oléfines issue des
vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début
d’année.
Les volumes raffinés sont en baisse de 21% au premier trimestre
2021 sur un an en raison de l’arrêt conjoncturel volontaire de la
raffinerie de Donges compte tenu des marges faibles, de l’arrêt de
la raffinerie de Grandpuits en vue de sa conversion en plateforme
zéro-pétrole et de la cession de la raffinerie de Lindsey au
Royaume-Uni. L’arrêt temporaire de la plateforme de Port Arthur aux
États-Unis en raison de la tempête Uri a également contribué à la
baisse.
La production de monomères et polymères est stable sur un an.
L’effet d’une demande soutenue a partiellement été atténué par
l’arrêt temporaire des installations aux États-Unis en raison de la
tempête Uri au Texas.
>
Résultats
En millions de dollars
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Résultat opérationnel net ajusté*
243
170
382
-36%
756
-68%
Investissements organiques
222
448
168
+32%
240
-8%
Acquisitions nettes
(57)
(2)
(36)
ns
(124)
ns
Investissements nets
165
446
132
+25%
116
+42%
Marge brute d'autofinancement **
394
560
674
-42%
1 104
-64%
Flux de trésorerie d’exploitation **
996
1 514
(1 183)
ns
(538)
ns
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie
est en baisse de 36% sur un an à 243 M$ au premier trimestre 2021.
Cette baisse est liée aux marges européennes de raffinage, toujours
très dégradées, du fait de la remontée des prix du pétrole et de la
demande faible notamment en distillats liée à l’activité réduite
dans le transport aérien.
La marge brute d’autofinancement est en baisse de 42% sur un an
à 394 M$ au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.
Le flux de trésorerie d’exploitation est en hausse de 2 179 M$ à
996 M$ au premier trimestre 2021 notamment du fait de la baisse du
besoin en fonds de roulement au premier trimestre 2021 alors que la
valeur des stocks avait fortement baissé au premier trimestre 2020
à cause de la baisse du prix du pétrole.
Marketing & Services
> Ventes de
produits pétroliers
Ventes en kb/j*
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Total des ventes du Marketing & Services
1 442
1 509
1 656
-13%
1 836
-21%
Europe
776
828
906
-14%
1 012
-23%
Reste du monde
666
681
750
-11%
824
-19%
* Hors négoce international (trading) et ventes massives
Raffinage
Les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 13% sur un
an, à cause du ralentissement de l’activité mondiale lié à la
pandémie Covid-19 et du recul de 50% de l’activité aviation.
>
Résultats
En millions de dollars
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Résultat opérationnel net ajusté*
284
332
302
-6%
343
-17%
Investissements organiques
113
392
109
+4%
80
+41%
Acquisitions nettes
(46)
82
6
ns
(8)
ns
Investissements nets
67
474
115
-42%
72
-7%
Marge brute d'autofinancement **
478
569
390
+23%
582
-18%
Flux de trésorerie d’exploitation **
665
648
(399)
ns
232
x2,9
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les
informations par secteur d’activité des états financiers. ** Hors
frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté s’élève à 284 M$ au premier
trimestre 2021, en baisse de 6% sur un an, principalement du fait
de la baisse des volumes de ventes mondiaux pour les raisons
indiquées ci-dessus.
La marge brute d’autofinancement s’élève à 478 M$ au premier
trimestre 2021 en hausse de 23% notamment du fait de l’impact
négatif au premier trimestre 2020 de la revalorisation
conjoncturelle de contrats à terme.
Résultats de Total
> Résultat
opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 3 487
M$ au premier trimestre 2021, en hausse de 52% sur un an du fait de
l’augmentation des prix du pétrole et du gaz.
> Résultat net
ajusté part du Groupe
Le résultat net ajusté part du Groupe s’est établi à 3 003 M$ au
premier trimestre 2021 contre 1 781 M$ au premier trimestre 2020,
en hausse de 69% sur un an, en raison de l’augmentation des prix du
pétrole et du gaz.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les
éléments non-récurrents et les effets des variations de juste
valeur12.
Le total des éléments d’ajustement du résultat net13 représente
un montant de 341 M$ au premier trimestre 2021, constitué d’un
effet de stock positif de près 700M$, de charges de
restructurations liées au plan de départ volontaire en France et en
Belgique et de la dépréciation exceptionnelle liée à la fin du
contrat Qatargas 1.
Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à 34,6% au
premier trimestre 2021, contre 30% au premier trimestre 2020.
> Résultat net
ajusté par action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à 1,10 $ au
premier trimestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen
pondéré dilué d’actions de 2 645 millions, contre 0,66 $ au premier
trimestre 2020.
> Acquisitions -
cessions
Les acquisitions ont représenté 2 208 M$ au premier trimestre
2021 et incluent notamment l’acquisition, pour 2 G$, d’une
participation de 20% dans le développeur de projets renouvelables
en Inde Adani Green Energy Limited.
Les cessions ont représenté 618 M$ au premier trimestre 2021 et
incluent notamment la cession en France, d’une participation de 50%
dans un portefeuille de projets renouvelables d’une capacité totale
de 285 MW (100%), la cession de la participation de 10% dans le
bloc Onshore OML 17 au Nigéria, un complément de prix relatif à la
vente du Bloc CA1 au Brunei et la cession de la raffinerie de
Lindsey au Royaume-Uni.
> Cash-flow
net
Le cash-flow net14 du Groupe ressort à 1 397 M$ au premier
trimestre 2021 contre 140 M$ au premier trimestre 2020, compte tenu
de la hausse de la marge brute d’autofinancement de 3 765 M$ à 5
366 M$ et des investissements nets stables à 3 969 M$ au premier
trimestre 2021 contre 3 625 M$ un an plus tôt.
>
Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 4,9% sur la
période du 1er avril 2020 au 31 mars 2021.
En millions de dollars Période du 1er avril 2020 Période du
1er janvier 2020 Période du 1er avril 2019 au 31 mars 2021 au 31
décembre 2020 au 31 mars 2020 Résultat net ajusté
5 330
4 067
11 079
Capitaux propres retraités moyens
109 135
110 643
113 607
Rentabilité des capitaux propres (ROE)
4,9%
3,7%
9,8%
La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 4,6%
sur la période du 1er avril 2020 au 31 mars 2021.
En millions de dollars Période du 1er avril 2020 Période du
1er janvier 2020 Période du 1er avril 2019 au 31 mars 2021 au 31
décembre 2020 au 31 mars 2020 Résultat opérationnel net ajusté
6 915
5 806
13 032
Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement
148 777
145 723
150 418
ROACE
4,6%
4,0%
8,7%
Comptes de Total SE
Le résultat de Total SE, société mère, s’établit à 1 472
millions d’euros au premier trimestre 2021, contre 1 718 millions
d’euros au premier trimestre 2020.
Sensibilités 2021*
Variation Impact estimé sur le résultatopérationnel net
ajusté Impact estimé sur les fluxde trésorerie
d'exploitation Dollar +/- 0,1 $ par € -/+ 0,1 G$ ~0 G$
Prix moyen de vente liquides** +/- 10 $/b +/- 2,7 G$ +/- 3,2
G$
Prix du gaz européen - NBP +/- 1 $/Mbtu +/- 0,3 G$ +/-
0,25 G$
Marge sur coûts variables - raffinage Europe (MCV)
+/- 10 $/t +/- 0,4 G$ +/- 0,5 G$
* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la
publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente.
Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la
base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2021. Les
résultats réels peuvent varier significativement des estimations
qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de
la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est
attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie. Pour les
indicateurs, se reporter à la page 19. ** Environnement Brent à 50
$/b.
Synthèse et perspectives
Soutenu par la poursuite de la politique active d’adaptation de
l’offre à la demande par l’OPEP+ pour continuer à faire baisser les
stocks, le prix du pétrole s’est maintenu au-dessus de 60 $/b
depuis le début février 2021. Toutefois, l’environnement pétrolier
reste volatil et dépendant de la reprise de la demande mondiale,
toujours affectée par la pandémie de la Covid-19.
Le Groupe maintient son anticipation d’une production
d’hydrocarbures stable sur l’année 2021 par rapport à celle de
2020, bénéficiant de la reprise de la production en Libye.
Total anticipe que la hausse du prix du pétrole obervée au
premier trimestre aura un impact positif sur son prix moyen de
vente du GNL dans les six prochains mois, compte tenu de l’effet
retard sur les formules de prix.
Compte tenu du niveau élevé de stocks de distillats, les marges
européennes de raffinage restent fragiles.
Face aux incertitudes liées à l’environnement, le Groupe
maintient la discipline sur les dépenses, avec un objectif
d’économies des coûts opératoires de 0,5 G$ en 2021 et des coûts de
production proches de 5$/bep. Les investissements nets sont prévus
entre 12 et 13 G$ en 2021, dont la moitié pour le maintien des
activités du Groupe et l’autre moitié pour sa croissance. Sur ces
investissements de croissance, près de 50% seront alloués aux
renouvelables et à l’électricité.
Les équipes du Groupe sont toujours pleinement mobilisées sur
les 4 priorités que sont le HSE dont les objectifs en matière de
réduction de CO2, l’excellence opérationnelle, la réduction des
coûts et la génération de cash-flow.
Dans un environnement de prix des hydrocarbures qui se
maintiendrait sur l’année 2021 au niveau de celui du premier
trimestre (60$/b pour le Brent, 6$/Mbtu pour le prix du gaz
européen), de marge de raffinage européenne à 10-15 $/t, le Groupe
prévoit une génération de cash-flow (DACF) de l’ordre de 24 G$ en
2021 et une rentabilité des capitaux employés proche de 10%.
Le Groupe confirme ses priorités en termes d’allocation du
cash-flow : investir dans des projets rentables pour mettre en
œuvre la stratégie de transformation du Groupe en une compagnie
multi-énergies, soutenir le dividende à travers les cycles
économiques, maintenir un bilan solide et une notation long-terme à
un niveau minimum « A » en ancrant durablement le ratio
d’endettement du Groupe sous les 20%.
* * * * *
Pour écouter en direct la présentation en anglais de Jean-Pierre
Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h30 (heure
de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les
informations fournies sur le site du Groupe total.com ou composer le +33 (0) 1 70 70 82 21
(code d’accès 3046396). L’enregistrement de cette conférence sera
disponible sur le site du Groupe total.com à l’issue de l’événement.
* * * * *
Principales données opérationnelles des secteurs
> Production du
Groupe (Exploration Production + iGRP)
Production combinée liquides/gazpar zone géographique
(kbep/j)
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Europe et Asie centrale
1 050
1 059
1 097
-4%
990
+6%
Afrique
551
566
701
-21%
697
-21%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
651
598
681
-4%
686
-5%
Amériques
376
382
372
+1%
373
+1%
Asie Pacifique
235
236
235
-
201
+17%
Production totale
2 863
2 841
3 086
-7%
2 946
-3%
dont filiales mises en équivalence
729
727
753
-3%
709
+3%
Production de liquidespar zone géographique (kb/j)
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Europe et Asie centrale
374
378
404
-7%
352
+6%
Afrique
415
427
555
-25%
540
-23%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
499
454
516
-3%
522
-4%
Amériques
179
181
178
+1%
177
+1%
Asie Pacifique
41
43
47
-13%
39
+5%
Production totale
1 508
1 483
1 699
-11%
1 629
-7%
dont filiales mises en équivalence
201
200
214
-6%
217
-7%
Production de gazpar zone géographique (Mpc/j)
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Europe et Asie centrale
3 636
3 666
3 734
-3%
3 426
+6%
Afrique
693
701
746
-7%
795
-13%
Moyen-Orient et Afrique du Nord
843
809
912
-8%
905
-7%
Amériques
1 100
1 126
1 092
+1%
1 101
-
Asie Pacifique
1 128
1 104
1 076
+5%
940
+20%
Production totale
7 400
7 406
7 560
-2%
7 167
+3%
dont filiales mises en équivalence
2 855
2 851
2 905
-2%
2 656
+8%
> Aval
(Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
Ventes de produits raffinéspar zone géographique (kb/j)
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Europe
1 488
1 651
1 771
-16%
2 022
-26%
Afrique
667
628
683
-2%
658
+1%
Amériques
772
794
766
+1%
839
-8%
Reste du monde
495
547
444
+11%
616
-20%
Total des ventes
3 422
3 619
3 663
-7%
4 135
-17%
dont ventes massives raffinage
331
458
497
-33%
557
-41%
dont négoce international
1 648
1 652
1 510
+9%
1 742
-5%
Production de produits pétrochimiques* (kt)
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Europe
1 346
1 381
1 272
+6%
1 416
-5%
Amériques
510
662
664
-23%
614
-17%
Moyen-Orient et Asie
714
735
652
+9%
660
+8%
* Oléfines, Polymères
>
Renouvelables
1T21
4T20
Capacités brutes installées degénération
électriquerenouvelable (GW) 1,2 Solaire Eolien terrestre Autres
Total Solaire Eolien terrestre Autres
Total France
0,4
0,5
0,1
1,0
0,4
0,5
0,1
1,0
Reste de l'Europe
0,1
0,8
0,1
1,0
0,1
0,8
0,1
1,0
Afrique
0,1
0,0
0,0
0,1
0,1
0,0
0,0
0,1
Moyent Orient
0,3
0,0
0,0
0,3
0,3
0,0
0,0
0,3
Amérique du Nord
0,8
0,0
0,0
0,8
0,6
0,0
0,0
0,6
Amérique du Sud
0,2
0,1
0,0
0,3
0,2
0,1
0,0
0,2
Inde
3,4
0,1
0,0
3,5
3,3
0,0
0,0
3,3
Asie Pacifique
0,7
0,0
0,0
0,7
0,5
0,0
0,0
0,5
Total
6,1
1,5
0,1
7,8
5,6
1,3
0,1
7,0
1T21
4T20
Capacités brutes en construction degénération
électriquerenouvelable pour 2025 (GW) 1,2 Solaire Eolien
terrestre Eolien en mer Autres
Total Solaire Eolien
terrestre Eolien en mer Autres
Total France
0,3
0,0
0,0
0,1
0,4
0,3
0,0
0,0
0,0
0,3
Reste de l'Europe
0,1
0,3
1,1
0,0
1,5
0,1
0,3
1,1
0,0
1,5
Afrique
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Moyent Orient
0,8
0,0
0,0
0,0
0,8
0,8
0,0
0,0
0,0
0,8
Amérique du Nord
0,3
0,0
0,0
0,0
0,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
Amérique du Sud
0,2
0,2
0,0
0,0
0,3
0,2
0,3
0,0
0,0
0,4
Inde
0,9
0,4
0,0
0,0
1,3
0,5
0,0
0,0
0,0
0,5
Asie Pacifique
0,4
0,0
0,0
0,0
0,5
0,5
0,0
0,0
0,0
0,5
Total
2,9
0,9
1,1
0,1
5,1
2,3
0,6
1,1
0,1
4,1
1T21
4T20
Capacités brutes endéveloppement de génération
électriquerenouvelable pour 2025 (GW) 1,2 Solaire Eolien
terrestre Eolien en mer Autres
Total Solaire Eolien
terrestre Eolien en mer Autres
Total France
3,2
1,0
0,0
0,0
4,2
3,5
1,0
0,0
0,1
4,6
Reste de l'Europe
5,2
0,3
0,4
0,0
5,9
5,1
0,3
0,4
0,0
5,7
Afrique
0,1
0,1
0,0
0,0
0,2
0,1
0,1
0,0
0,0
0,2
Moyent Orient
0,2
0,0
0,0
0,0
0,2
0,1
0,0
0,0
0,0
0,1
Amérique du Nord
3,4
0,2
0,0
0,7
4,2
0,6
0,3
0,0
0,0
0,9
Amérique du Sud
0,8
0,8
0,0
0,0
1,6
0,5
0,3
0,0
0,0
0,9
Inde
6,2
0,1
0,0
0,0
6,2
1,6
0,0
0,0
0,0
1,6
Asie Pacifique
0,8
0,0
0,0
0,0
0,8
0,9
0,0
0,0
0,0
0,9
Total
19,8
2,5
0,4
0,7
23,3
12,5
2,0
0,4
0,1
15,0
1 Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à
partir du premier trimestre 2021. 2 Données à fin de période.
En opération En construction En développement
Capacité brute de génération électriquerenouvelable (solaire et
éolien)bénéficiant de PPA au 31 mars 2021 (GW) Solaire Eolien
terrestre
Total Solaire Eolien terrestre Eolien en mer
Total Solaire Eolien terrestre Eolien en mer
Total
Europe
0,6
1,3
1,9
0,3
0,3
0,8
1,4
3,8
0,3
X
4,2
Asie
4,4
X
4,5
2,2
0,4
-
2,6
4,0
X
-
4,0
Amérique du Nord
0,8
X
0,8
X
X
-
0,2
0,3
X
-
0,3
Reste du Monde
0,3
X
0,5
X
X
-
0,4
0,2
X
-
0,3
total
6,0
1,5
7,6
2,8
0,9
0,8
4,5
8,3
0,6
X
8,9
En opération En construction En
développement Prix moyen des PPA au 31 mars 2021($/MWh)
Solaire Eolien terrestre
Total Solaire Eolien terrestre
Eolien en mer
Total Solaire Eolien terrestre Eolien en mer
Total Europe
242
123
159
68
94
61
68
44
72
X
49
Asie
88
X
87
46
49
-
47
40
X
-
40
Amérique du Nord
156
X
159
X
X
-
57
32
X
-
54
Reste du Monde
105
X
105
X
X
-
45
89
X
-
123
total
113
115
113
48
66
61
55
42
87
X
46
Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe
En millions de dollars
1T21
4T20
1T20
1T19
Eléments non-récurrents du résultat net (part du Groupe)
(342)
(683)
(334)
(14)
Plus ou moins value de cession
-
104
-
-
Charges de restructuration
(161)
(194)
(80)
(2)
Dépréciations exceptionnelles
(144)
(71)
-
-
Autres éléments
(37)
(522)
(254)
(12)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt
689
224
(1 414)
388
Effet des variations de juste valeur
(6)
46
1
(22)
Total des éléments d’ajustement du résultat net
341
(413)
(1 747)
352
Investissements – Désinvestissements
En millions de dollars
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19 Investissements organiques ( a )
2 379
3 432
2 523
-6%
2 784
-15%
dont exploration capitalisée
243
214
135
+80%
232
+5%
dont augmentation des prêts non courants
292
355
279
+5%
130
x2,2
dont remboursement des prêts non courants,hors remboursement
organique de prêts SME
(96)
(212)
(117)
ns
(134)
ns
dont variation de dette de projets renouvelablesquote-part Groupe
(167)
(46)
(105)
ns
-
ns
Acquisitions ( b )
2 208
1 538
1 644
+34%
669
x3,3
Cessions ( c )
618
439
542
+14%
363
+70%
dont variation de dette de projets renouvelables quote-part
partenaire et plus-value de cession
100
15
61
+64%
-
ns
Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle (
d )
-
-
-
ns
-
ns
Investissements nets ( a + b - c - d )
3 969
4 531
3 625
+9%
3 090
+28%
Remboursement organique de prêts SME ( e )
(30)
(77)
7
ns
-
ns
Variation de dettes de projets renouvelables ( f ) *
267
61
166
+61%
-
ns
Capex liés aux contrats de location capitalisés (g)
22
39
24
-8%
-
ns
Flux de trésorerie d'investissement ( a + b - c + e + f -g )
4 184
4 476
3 774
+11%
3 090
+35%
* Variation de dette de projets renouvelables quote-part Groupe
et quote-part partenaire.
Cash-flow
En millions de dollars
1T21
4T20
1T20
1T21vs1T20
1T19
1T21vs1T19
Marge brute d'autofinancement hors frais financiers
(DACF)
5 750
4 933
4 277
+34%
6 277
-8%
frais financiers
(384)
(436)
(512)
ns
(503)
ns
Marge brute d'autofinancement ( a ) *
5 366
4 498
3 765
+43%
5 774
-7%
diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement **
(555)
976
(633)
ns
(2 711)
ns
effet de stock
883
308
(1 796)
ns
566
+56%
plus-value de cession de projets renouvelables
(66)
(32)
(44)
ns
-
ns
remboursement organique de prêts SME
(30)
(77)
7
ns
-
ns
Flux de trésorerie d’exploitation
5 598
5 674
1 299
x4,3
3 629
+54%
Investissements organiques ( b )
2 379
3 432
2 523
-6%
2 784
-15%
Cash flow après investissements organiques, hors acquisitions
cessions ( a - b )
2 987
1 066
1 242
x2.4
3 249
-8%
Investissements nets ( c )
3 969
4 531
3 625
+9%
3 090
+28%
Cash flow net ( a - c )
1 397
(33)
140
x10
2 943
-53%
* La marge brute d’autofinancement se définit comme le flux de
trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de
roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats
compatibilisés en juste valeur du secteur iGRP, et y compris les
plus-values de cession de projets renouvelables (à partir du
premier trimestre 2020). Les chiffres historiques ont été retraités
pour annuler l’impact des contrats comptabilisés en juste valeur du
secteur iGRP. ** La variation du besoin en fonds de roulement est
présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du
secteur iGRP.
.
Ratio d’endettement
En millions de dollars 31/03/2021 31/12/2020
31/03/2020 31/03/2019 Dettes financières courantes *
19 279
15 893
17 361
12 998
Autres passifs financiers courants
351
203
604
651
Actifs financiers courants *
(4 492)
(4 519)
(6 870)
(3 373)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés
-
313
-
227
Dettes financières non courantes *
44 842
52 467
42 461
38 264
Actifs financiers non courants *
(2 669)
(3 762)
(993)
(587)
Total trésorerie & équivalents de trésorerie
(30 285)
(31 268)
(21 634)
(25 432)
Dette nette (a)
27 026
29 327
30 929
22 748
Capitaux propres – part du Groupe
109 295
103 702
112 006
117 993
Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)
2 390
2 383
2 428
2 365
Capitaux propres (b)
111 685
106 085
114 434
120 358
Ratio d'endettement = a / (a + b)
19,5%
21,7%
21,3%
15,9%
Dette nette de location (c )
7 747
7 812
7 309
6 991
Ratio d'endettement y compris dette nette de location (a+c)/(a+b+c)
23,7%
25,9%
25,0%
19,8%
* hors créances et dettes de location
Rentabilité des capitaux employés moyens
> Période du 1er
avril 2020 au 31 mars 2021
En millions de dollars Integrated Gas, Renewables& Power
Exploration- Production Raffinage-Chimie Marketing & Services
Groupe Résultat opérationnel net ajusté
1 850
3 635
900
1 206
6 915
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2020*
44 236
85 622
12 878
8 764
152 374
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2021*
48 423
78 170
10 403
8 198
145 180
ROACE
4,0%
4,4%
7,7%
14,2%
4,6%
> Période du 1er
janvier 2020 au 31 décembre 2020
En millions de dollars Integrated Gas, Renewables& Power
Exploration- Production Raffinage-Chimie Marketing & Services
Groupe Résultat opérationnel net ajusté
1 778
2 363
1 039
1 224
5 806
Capitaux mise en œuvre au 31/12/2019*
41 549
88 844
12 228
8 371
148 828
Capitaux mise en œuvre au 31/12/2020*
45 611
78 928
11 375
8 793
142 617
ROACE
4,1%
2,8%
8,8%
14,3%
4,0%
> Période du 1er
avril 2019 au 31 mars 2020
En millions de dollars Integrated Gas, Renewables& Power
Exploration- Production Raffinage-Chimie Marketing & Services
Groupe Résultat opérationnel net ajusté
2 710
6 490
2 629
1 612
13 032
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2019*
37 235
90 051
13 153
8 255
148 463
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2020*
44 236
85 622
12 878
8 764
152 374
ROACE
6,7%
7,4%
20,2%
18,9%
8,7%
* Au coût de remplacement (retraités de l’effet de stock après
impôts).
Ce communiqué de presse présente les résultats du premier
trimestre 2021, issus des comptes consolidés de TOTAL SE au 31 mars
2021. Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux
Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non
auditée) sont disponibles sur le site du Groupe total.com.
Ce document peut contenir des déclarations prospectives
(forward-looking statements au sens du Private Securities
Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la situation
financière, les résultats d’opérations, les activités et la
stratégie industrielle de TOTAL. Il peut notamment contenir des
indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et
ambitions du Groupe y compris en matière climatique et de
neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une
volonté du Groupe, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre
ne dépendent pas que de TOTAL. Ces déclarations prospectives
peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur,
du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que «
envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », «
estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour
objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les
déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées
sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées
dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné
et considérées comme raisonnables par le Groupe à la date du
présent document.
Ces déclarations prospectives ne sont pas des données
historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties
que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront
réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont
susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart
significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison
des incertitudes liées notamment à l’environnement économique,
financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la
matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les
fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel,
l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les
variations des résultats de production et des estimations de
réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des
gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les
évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines
environnementaux et climatiques, la variation des taux de change,
ainsi que les évolutions économiques et politiques, les changements
des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les
modifications des préférences des consommateurs, ou encore les
pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines
informations financières reposent sur des estimations notamment
lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des
montants des éventuelles dépréciations d’actifs.
Ni TOTAL ni aucune de ses filiales ne prennent l’engagement ou
la responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie
prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison
d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des
déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs
contenus dans ce document. Les informations concernant les facteurs
de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif
sur les activités du Groupe, sa situation financière, y compris ses
résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation,
ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par
TOTAL sont par ailleurs décrits dans les versions les plus
actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par la
Société auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F
déposé par la Société auprès de la United States Securities and
Exchange Commission (« SEC »).
L’information financière sectorielle est présentée selon les
principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit
l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les
performances de TOTAL. En complément des indicateurs définis par
les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de performance
sont présentés, tels que notamment les indicateurs de performance
excluant les éléments d’ajustement (résultat opérationnel ajusté,
résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), la
rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité des capitaux
employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la marge brute
d’autofinancement (MBA), le taux de retour à l’actionnaire. Ces
indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance
financière de TOTAL et la comparaison des résultats entre périodes.
Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en
interne pour gérer et mesurer la performance du Groupe.
Les éléments d’ajustement comprennent :
(i) les éléments non récurrents
En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement
significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non
récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité.
En général, les éléments non récurrents concernent des transactions
qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles.
Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de
restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées
comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être
qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions
similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents,
ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.
(ii) l’effet de stock
Les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing
& Services sont communiqués selon la méthode du coût de
remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la
performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs
résultats avec ceux des principaux concurrents du Groupe.
Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last
In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte
de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix
fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix
moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non
par la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à
la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO
(First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de
remplacement.
(iii) l’effet des variations de juste
valeur
L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments
d’ajustement correspond, pour certaines transactions, à des
différences entre la mesure interne de la performance utilisée par
la Direction générale de TOTAL et la comptabilisation de ces
transactions selon les normes IFRS.
Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient
comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de
fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des
transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks,
les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une
valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de
cours forward.
Dans le cadre de ses activités de trading, TOTAL conclut des
contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée
en juste valeur dans la performance économique interne du Groupe,
mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.
Enfin, TOTAL souscrit des instruments dérivés dans le but de
gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs
opérationnels. En application des normes IFRS, ces instruments
dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les
transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées lors
de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la
reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au
dénouement des transactions.
Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel
ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se
définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors
éléments non récurrents et hors effet des variations de juste
valeur.
Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté
dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars
convertis sur la base des taux de change moyen euro/US dollar (€-$)
des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité
tenue en euros.
Avertissement aux investisseurs américains - La SEC autorise les
sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier
séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles
auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document
peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC
nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents
officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes
"réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur
américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TOTAL,
File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord
Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur
notre site Internet total.com. Ce document est également disponible
auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site
Internet de la SEC sec.gov.
Comptes Total
Comptes consolidés du premier trimestre de
l’année 2021, normes IFRS
COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ
TOTAL
(non audité)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
(en millions de dollars)(a)
2021
2020
2020
Chiffre d'affaires
43 737
37 943
43 870
Droits d'accises
(5 104)
(5 595)
(5 293)
Produits des ventes
38 633
32 348
38 577
Achats, nets de variation de stocks
(23 398)
(20 508)
(28 068)
Autres charges d'exploitation
(6 880)
(6 663)
(6 944)
Charges d'exploration
(167)
(338)
(140)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 325)
(3 543)
(3 635)
Autres produits
358
838
580
Autres charges
(659)
(697)
(420)
Coût de l'endettement financier brut
(466)
(501)
(569)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
95
53
(155)
Coût de l'endettement financier net
(371)
(448)
(724)
Autres produits financiers
109
173
188
Autres charges financières
(130)
(183)
(181)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
881
73
732
Produit (Charge) d'impôt
(1 639)
(149)
37
Résultat net de l'ensemble
consolidé
3 412
903
2
Part du Groupe
3 344
891
34
Intérêts ne conférant pas le contrôle
68
12
(32)
Résultat net par action (en $)
1,24
0,31
(0,01)
Résultat net dilué par action (en $)
1,23
0,31
(0,01)
(a) Excepté pour les résultats nets par
action.
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
TOTAL
(non audité)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
(en millions de dollars)
2021
2020
2020
Résultat net de l'ensemble
consolidé
3 412
903
2
Autres éléments du résultat
global
Pertes et gains actuariels
-
17
133
Variation de juste valeur des placements
en instruments de capitaux propres
12
386
(164)
Effet d'impôt
(12)
(21)
(15)
Écart de conversion de consolidation de la
société-mère
(4 173)
4 074
(1 976)
Sous-total des éléments ne pouvant
faire l'objet d'un reclassement en résultat
(4 173)
4 456
(2 022)
Écart de conversion de consolidation
2 523
(1 875)
(21)
Couverture de flux futurs
504
617
(1 524)
Variation du basis spread des opérations
en monnaie étrangère
-
(7)
56
Quote-part du résultat global des sociétés
mises en équivalence, net d'impôt
469
(100)
(1 223)
Autres éléments
1
(4)
3
Effet d'impôt
(157)
(180)
445
Sous-total des éléments pouvant faire
l'objet d'un reclassement en résultat
3 340
(1 549)
(2 264)
Total autres éléments du résultat
global (après impôt)
(833)
2 907
(4 286)
Résultat global
2 579
3 810
(4 284)
Part du Groupe
2 542
3 576
(4 171)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
37
234
(113)
BILAN CONSOLIDÉ
TOTAL
31 mars 2021
31 décembre 2020
31 mars 2020
(en millions de dollars)
(non audité)
(non audité)
(non audité)
ACTIF
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles
33 239
33 528
32 823
Immobilisations corporelles
106 859
108 335
113 254
Sociétés mises en équivalence: titres et
prêts
30 727
27 976
26 998
Autres titres
2 062
2 007
1 660
Actifs financiers non courants
3 700
4 781
1 133
Impôts différés
6 619
7 016
6 694
Autres actifs non courants
2 638
2 810
2 537
Total actifs non courants
185 844
186 453
185 099
Actifs courants
Stocks
16 192
14 730
11 556
Clients et comptes rattachés
17 532
14 068
18 029
Autres créances
14 304
13 428
19 429
Actifs financiers courants
4 605
4 630
7 016
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
30 285
31 268
21 634
Actifs destinés à être cédés ou
échangés
396
1 555
421
Total actifs courants
83 314
79 679
78 085
Total actif
269 158
266 132
263 184
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Capitaux propres
Capital
8 193
8 267
8 123
Primes et réserves consolidées
112 676
107 078
119 935
Écarts de conversion
(11 566)
(10 256)
(14 431)
Actions autodétenues
(8)
(1 387)
(1 621)
Total des capitaux propres - part du
Groupe
109 295
103 702
112 006
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
2 390
2 383
2 428
Total des capitaux propres
111 685
106 085
114 434
Passifs non courants
Impôts différés
10 387
10 326
10 462
Engagements envers le personnel
3 644
3 917
3 260
Provisions et autres passifs non
courants
20 893
20 925
19 452
Dettes financières non courantes
52 541
60 203
48 896
Total passifs non courants
87 465
95 371
82 070
Passifs courants
Fournisseurs et comptes rattachés
26 959
23 574
22 123
Autres créditeurs et dettes diverses
22 066
22 465
25 102
Dettes financières courantes
20 471
17 099
18 521
Autres passifs financiers courants
351
203
604
Passifs relatifs aux actifs destinés à
être cédés ou échangés
161
1 335
330
Total passifs courants
70 008
64 676
66 680
Total passif et capitaux
propres
269 158
266 132
263 184
TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE
CONSOLIDÉ
TOTAL
(non audité)
1er trimestre
4ème trimestre
1er trimestre
(en millions de dollars)
2021
2020
2020
FLUX DE TRÉSORERIE
D’EXPLOITATION
Résultat net de l’ensemble consolidé
3 412
903
2
Amortissements et pertes de valeur des
immobilisations corporelles et incorporelles
3 473
3 796
3 730
Provisions et impôts différés
121
(237)
(661)
(Plus) Moins-value sur cessions
d'actifs
(285)
(260)
(209)
Dividendes moins quote-part des résultats
des sociétés mises en équivalence
(573)
379
(587)
Diminution (augmentation) du besoin en
fonds de roulement
(819)
1 342
(884)
Autres, nets
269
(249)
(92)
Flux de trésorerie
d'exploitation
5 598
5 674
1 299
FLUX DE TRÉSORERIE
D'INVESTISSEMENT
Investissements corporels et
incorporels
(2 410)
(3 834)
(2 364)
Coût d'acquisition de sociétés
consolidées, net de la trésorerie acquise
-
(778)
(188)
Coût d'acquisition de titres
(2 126)
(221)
(1 534)
Augmentation des prêts non courants
(300)
(355)
(295)
Investissements
(4 836)
(5 188)
(4 381)
Produits de cession d'actifs corporels et
incorporels
226
114
44
Produits de cession de titres consolidés,
net de la trésorerie cédée
229
124
142
Produits de cession d'autres titres
63
186
295
Remboursement de prêts non courants
134
288
126
Désinvestissements
652
712
607
Flux de trésorerie
d'investissement
(4 184)
(4 476)
(3 774)
FLUX DE TRÉSORERIE DE
FINANCEMENT
Variation de capital :
- actionnaires de la société mère
-
-
-
- actions propres
(165)
-
(609)
Dividendes payés :
- aux actionnaires de la société mère
(2 090)
(2 053)
(1 882)
- aux intérêts ne conférant pas le
contrôle
(10)
(5)
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
3 248
-
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
(87)
(62)
(97)
Autres opérations avec les intérêts ne
conférant pas le contrôle
(55)
(59)
(48)
Émission nette d'emprunts non courants
(890)
104
42
Variation des dettes financières
courantes
(1 662)
(339)
2 785
Variation des actifs et passifs financiers
courants
(148)
1 212
(2 995)
Flux de trésorerie de
financement
(1 859)
(1 202)
(2 804)
Augmentation (diminution) de la
trésorerie
(445)
(4)
(5 279)
Incidence des variations de change
(538)
679
(439)
Trésorerie en début de période
31 268
30 593
27 352
Trésorerie en fin de période
30 285
31 268
21 634
VARIATION DES CAPITAUX PROPRES
CONSOLIDÉS
TOTAL
(non audité)
Actions émises
Primes et
réserves
consolidées
Écarts de conversion
Actions autodétenues
Capitaux propres -
part du Groupe
Intérêts ne conférant pas le
contrôle
Capitaux propres
(en millions de dollars)
Nombre
Montant
Nombre
Montant
Au 1er janvier 2020
2 601 881 075
8 123
121 170
(11 503)
(15 474 234)
(1 012)
116 778
2 527
119 305
Résultat net du premier trimestre 2020
-
-
34
-
-
-
34
(32)
2
Autres éléments du résultat global
-
-
(1 277)
(2 928)
-
-
(4 205)
(81)
(4 286)
Résultat Global
-
-
(1 243)
(2 928)
-
-
(4 171)
(113)
(4 284)
Dividendes
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Émissions d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rachats d'actions
-
-
-
-
(13 236 044)
(609)
(609)
-
(609)
Cessions d'actions(a)
-
-
-
-
3 030
-
-
-
-
Paiements en actions
-
-
31
-
-
-
31
-
31
Annulation d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(72)
-
-
-
(72)
-
(72)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
(44)
-
-
-
(44)
(4)
(48)
Autres éléments
-
-
93
-
-
-
93
18
111
Au 31 mars 2020
2 601 881 075
8 123
119 935
(14 431)
(28 707 248)
(1 621)
112 006
2 428
114 434
Résultat net du 1er avril au 31 décembre
2020
-
-
(7 276)
-
-
-
(7 276)
(62)
(7 338)
Autres éléments du résultat global
-
-
956
4 179
-
-
5 135
381
5 516
Résultat Global
-
-
(6 320)
4 179
-
-
(2 141)
319
(1 822)
Dividendes
-
-
(7 899)
-
-
-
(7 899)
(234)
(8 133)
Émissions d'actions
51 242 950
144
1 470
-
-
-
1 614
-
1 614
Rachats d'actions
-
-
-
-
-
(2)
(2)
-
(2)
Cessions d'actions(a)
-
-
(236)
-
4 314 545
236
-
-
-
Paiements en actions
-
-
157
-
-
-
157
-
157
Annulation d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
331
-
-
-
331
-
331
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(236)
-
-
-
(236)
-
(236)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
(17)
(4)
-
-
(21)
(113)
(134)
Autres éléments
-
-
(107)
-
-
-
(107)
(17)
(124)
Au 31 décembre 2020
2 653 124 025
8 267
107 078
(10 256)
(24 392 703)
(1 387)
103 702
2 383
106 085
Résultat net du premier trimestre 2021
-
-
3 344
-
-
-
3 344
68
3 412
Autres éléments du résultat global
-
-
502
(1 304)
-
-
(802)
(31)
(833)
Résultat Global
-
-
3 846
(1 304)
-
-
2 542
37
2 579
Dividendes
-
-
-
-
-
-
-
(10)
(10)
Émissions d'actions
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Rachats d'actions
-
-
-
-
(3 636 351)
(165)
(165)
-
(165)
Cessions d'actions(a)
-
-
(216)
-
4 569 755
216
-
-
-
Paiements en actions
-
-
14
-
-
-
14
-
14
Annulation d'actions
(23 284 409)
(74)
(1 254)
-
23 284 409
1 328
-
-
-
Emission nette de titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
3 254
-
-
-
3 254
-
3 254
Rémunération des titres subordonnés à
durée indéterminée
-
-
(90)
-
-
-
(90)
-
(90)
Autres opérations avec les intérêts
ne conférant pas le contrôle
-
-
27
(6)
-
-
21
(21)
-
Autres éléments
-
-
17
-
-
-
17
1
18
Au 31 mars 2021
2 629 839 616
8 193
112 676
(11 566)
(174 890)
(8)
109 295
2 390
111 685
(a)Actions propres destinées à la
couverture des plans d'actions gratuites dont bénéficient les
salariés du Groupe.
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TOTAL
(non audité)
1er trimestre 2021
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
1 514
5 502
19 201
17 513
7
-
43 737
Chiffre d'affaires Groupe
6 578
811
5 521
78
29
(13 017)
-
Droits d'accises
-
-
(405)
(4 699)
-
-
(5 104)
Produits des ventes
8 092
6 313
24 317
12 892
36
(13 017)
38 633
Charges d'exploitation
(3 068)
(5 218)
(22 933)
(12 076)
(167)
13 017
(30 445)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 183)
(471)
(391)
(255)
(25)
-
(3 325)
Résultat opérationnel
2 841
624
993
561
(156)
-
4 863
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
270
263
88
(34)
(28)
-
559
Impôts du résultat opérationnel net
(1 180)
(101)
(280)
(176)
38
-
(1 699)
Résultat opérationnel net
1 931
786
801
351
(146)
-
3 723
Coût net de la dette nette
(311)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(68)
Résultat net - part du groupe
3 344
1er trimestre 2021 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
-
(35)
-
-
-
-
(35)
Chiffre d'affaires Groupe
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
(35)
-
-
-
-
(35)
Charges d'exploitation
-
(8)
745
142
-
-
879
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
-
(145)
-
-
-
-
(145)
Résultat opérationnel (b)
-
(188)
745
142
-
-
699
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(46)
(49)
6
(35)
(40)
-
(164)
Impôts du résultat opérationnel net
2
38
(193)
(40)
2
-
(191)
Résultat opérationnel net (b)
(44)
(199)
558
67
(38)
-
344
Coût net de la dette nette
6
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(9)
Résultat net - part du groupe
341
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
746
137
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
606
98
-
1er trimestre 2021 (ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
1 514
5 537
19 201
17 513
7
-
43 772
Chiffre d'affaires Groupe
6 578
811
5 521
78
29
(13 017)
-
Droits d'accises
-
-
(405)
(4 699)
-
-
(5 104)
Produits des ventes
8 092
6 348
24 317
12 892
36
(13 017)
38 668
Charges d'exploitation
(3 068)
(5 210)
(23 678)
(12 218)
(167)
13 017
(31 324)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 183)
(326)
(391)
(255)
(25)
-
(3 180)
Résultat opérationnel ajusté
2 841
812
248
419
(156)
-
4 164
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
316
312
82
1
12
-
723
Impôts du résultat opérationnel net
(1 182)
(139)
(87)
(136)
36
-
(1 508)
Résultat opérationnel net
ajusté
1 975
985
243
284
(108)
-
3 379
Coût net de la dette nette
(317)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(59)
Résultat net ajusté - part du
groupe
3 003
1er trimestre 2021
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
1 365
3 020
287
138
26
4 836
Désinvestissements
311
142
116
71
12
652
Flux de trésorerie d'exploitation
3 736
780
996
665
(579)
5 598
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TOTAL
(non audité)
4ème trimestre 2020
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
1 257
5 231
15 052
16 393
10
-
37 943
Chiffre d'affaires Groupe
5 574
628
4 160
98
140
(10 600)
-
Droits d'accises
-
-
(628)
(4 967)
-
-
(5 595)
Produits des ventes
6 831
5 859
18 584
11 524
150
(10 600)
32 348
Charges d'exploitation
(3 489)
(5 569)
(17 989)
(10 776)
(286)
10 600
(27 509)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 500)
(354)
(412)
(241)
(36)
-
(3 543)
Résultat opérationnel
842
(64)
183
507
(172)
-
1 296
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
6
149
(54)
(9)
112
-
204
Impôts du résultat opérationnel net
91
7
(93)
(169)
(72)
-
(236)
Résultat opérationnel net
939
92
36
329
(132)
-
1 264
Coût net de la dette nette
(361)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(12)
Résultat net - part du groupe
891
4ème trimestre 2020 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
-
3
-
-
-
-
3
Chiffre d'affaires Groupe
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
3
-
-
-
-
3
Charges d'exploitation
(49)
(56)
133
17
31
-
76
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(355)
-
(16)
-
-
-
(371)
Résultat opérationnel (b)
(404)
(53)
117
17
31
-
(292)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
(25)
(26)
(191)
(13)
107
-
(148)
Impôts du résultat opérationnel net
300
(83)
(60)
(7)
(157)
-
(7)
Résultat opérationnel net (b)
(129)
(162)
(134)
(3)
(19)
-
(447)
Coût net de la dette nette
10
Intérêts ne conférant pas le contrôle
24
Résultat net - part du groupe
(413)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
265
43
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
192
32
-
4ème trimestre 2020 (ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
1 257
5 228
15 052
16 393
10
-
37 940
Chiffre d'affaires Groupe
5 574
628
4 160
98
140
(10 600)
-
Droits d'accises
-
-
(628)
(4 967)
-
-
(5 595)
Produits des ventes
6 831
5 856
18 584
11 524
150
(10 600)
32 345
Charges d'exploitation
(3 440)
(5 513)
(18 122)
(10 793)
(317)
10 600
(27 585)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 145)
(354)
(396)
(241)
(36)
-
(3 172)
Résultat opérationnel ajusté
1 246
(11)
66
490
(203)
-
1 588
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
31
175
137
4
5
-
352
Impôts du résultat opérationnel net
(209)
90
(33)
(162)
85
-
(229)
Résultat opérationnel net
ajusté
1 068
254
170
332
(113)
-
1 711
Coût net de la dette nette
(371)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(36)
Résultat net ajusté - part du
groupe
1 304
4ème trimestre 2020
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
2 226
1 895
475
533
59
5 188
Désinvestissements
132
339
31
61
149
712
Flux de trésorerie d'exploitation
3 046
575
1 514
648
(109)
5 674
INFORMATIONS PAR SECTEUR
D'ACTIVITÉ
TOTAL
(non audité)
1er trimestre 2020
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
1 582
5 090
18 523
18 675
-
-
43 870
Chiffre d'affaires Groupe
5 564
594
6 095
89
28
(12 370)
-
Droits d'accises
-
-
(650)
(4 643)
-
-
(5 293)
Produits des ventes
7 146
5 684
23 968
14 121
28
(12 370)
38 577
Charges d'exploitation
(3 643)
(4 992)
(24 841)
(13 799)
(247)
12 370
(35 152)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 644)
(334)
(395)
(244)
(18)
-
(3 635)
Résultat opérationnel
859
358
(1 268)
78
(237)
-
(210)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
423
399
(57)
10
124
-
899
Impôts du résultat opérationnel net
(454)
8
335
(32)
28
-
(115)
Résultat opérationnel net
828
765
(990)
56
(85)
-
574
Coût net de la dette nette
(572)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
32
Résultat net - part du groupe
34
1er trimestre 2020 (éléments
d'ajustements)(a)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
-
2
-
-
-
-
2
Chiffre d'affaires Groupe
-
-
-
-
-
-
-
Droits d'accises
-
-
-
-
-
-
-
Produits des ventes
-
2
-
-
-
-
2
Charges d'exploitation
(10)
(119)
(1 589)
(346)
(55)
-
(2 119)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
-
-
-
-
-
-
-
Résultat opérationnel (b)
(10)
(117)
(1 589)
(346)
(55)
-
(2 117)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
128
(75)
(208)
-
-
-
(155)
Impôts du résultat opérationnel net
7
44
425
100
-
-
576
Résultat opérationnel net (b)
125
(148)
(1 372)
(246)
(55)
-
(1 696)
Coût net de la dette nette
(101)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
50
Résultat net - part du groupe
(1 747)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
(b) Dont effet stock
- Sur le résultat opérationnel
-
-
(1 578)
(218)
-
- Sur le résultat opérationnel net
-
-
(1 285)
(154)
-
1er trimestre 2020 (ajusté)
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Chiffre d'affaires hors Groupe
1 582
5 088
18 523
18 675
-
-
43 868
Chiffre d'affaires Groupe
5 564
594
6 095
89
28
(12 370)
-
Droits d'accises
-
-
(650)
(4 643)
-
-
(5 293)
Produits des ventes
7 146
5 682
23 968
14 121
28
(12 370)
38 575
Charges d'exploitation
(3 633)
(4 873)
(23 252)
(13 453)
(192)
12 370
(33 033)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(2 644)
(334)
(395)
(244)
(18)
-
(3 635)
Résultat opérationnel ajusté
869
475
321
424
(182)
-
1 907
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence et autres éléments
295
474
151
10
124
-
1 054
Impôts du résultat opérationnel net
(461)
(36)
(90)
(132)
28
-
(691)
Résultat opérationnel net
ajusté
703
913
382
302
(30)
-
2 270
Coût net de la dette nette
(471)
Intérêts ne conférant pas le contrôle
(18)
Résultat net ajusté - part du
groupe
1 781
1er trimestre 2020
Exploration
-
Production
Integrated Gas,
Renewables
& Power
Raffinage
-
Chimie
Marketing
&
Services
Holding
Éliminations
de
consolidation
Total
(en millions de dollars)
Investissements
1 659
2 291
226
160
45
4 381
Désinvestissements
121
344
79
46
17
607
Flux de trésorerie d'exploitation
3 923
(489)
(1 183)
(399)
(553)
1 299
Réconciliation des informations par
secteur avec les états financiers consolidés
TOTAL
(non audité)
Compte de
1er trimestre 2021
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
43 772
(35)
43 737
Droits d'accises
(5 104)
-
(5 104)
Produits des ventes
38 668
(35)
38 633
Achats, nets de variation de stocks
(24 289)
891
(23 398)
Autres charges d'exploitation
(6 868)
(12)
(6 880)
Charges d'exploration
(167)
-
(167)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 180)
(145)
(3 325)
Autres produits
416
(58)
358
Autres charges
(192)
(467)
(659)
Coût de l'endettement financier brut
(466)
-
(466)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
87
8
95
Coût de l'endettement financier net
(379)
8
(371)
Autres produits financiers
109
-
109
Autres charges financières
(130)
-
(130)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
520
361
881
Produit (Charge) d'impôt
(1 446)
(193)
(1 639)
Résultat net de l'ensemble
consolidé
3 062
350
3 412
Part du Groupe
3 003
341
3 344
Intérêts ne conférant pas le contrôle
59
9
68
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
Compte de
1er trimestre 2020
Éléments
résultat
(en millions de dollars)
Ajusté
d'ajustement(a)
consolidé
Chiffre d'affaires
43 868
2
43 870
Droits d'accises
(5 293)
-
(5 293)
Produits des ventes
38 575
2
38 577
Achats, nets de variation de stocks
(26 107)
(1 961)
(28 068)
Autres charges d'exploitation
(6 786)
(158)
(6 944)
Charges d'exploration
(140)
-
(140)
Amortissements et dépréciations des
immobilisations corporelles et droits miniers
(3 635)
-
(3 635)
Autres produits
580
-
580
Autres charges
(191)
(229)
(420)
Coût de l'endettement financier brut
(567)
(2)
(569)
Produits et charges de trésorerie et
d'équivalents de trésorerie
(10)
(145)
(155)
Coût de l'endettement financier net
(577)
(147)
(724)
Autres produits financiers
188
-
188
Autres charges financières
(181)
-
(181)
Quote-part du résultat net des sociétés
mises en équivalence
658
74
732
Produit (Charge) d'impôt
(585)
622
37
Résultat net de l'ensemble
consolidé
1 799
(1 797)
2
Part du Groupe
1 781
(1 747)
34
Intérêts ne conférant pas le contrôle
18
(50)
(32)
(a) Les éléments d'ajustement incluent les
éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations
de juste valeur.
1 Définitions en page 3. 2 Hors engagements liés aux contrats de
location. 3 Certaines des transactions mentionnées dans les faits
marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la
réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
4 Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût
de remplacement, hors éléments non-récurrents, et hors effet des
variations de juste valeur. Le détail des éléments d’ajustement
figure en page 15. 5 Il se définit de la manière suivante : (impôt
sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel
net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en
équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations
des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net
ajusté). 6 Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté
dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté
diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée. 7
Investissements organiques = investissements nets, hors
acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne
conférant pas le contrôle. 8 Acquisitions nettes = acquisitions -
cessions - autres opérations avec intérêts ne conférant pas le
contrôle (voir page 15). 9 Investissements nets = Investissements
organiques + acquisitions nettes (voir page 15). 10 La marge brute
d’autofinancement se définit comme le flux de trésorerie
d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au
coût de remplacement, hors impact des contrats compatibilisés en
juste valeur du secteur iGRP, et y compris les plus-values de
cession de projets renouvelables (à partir du premier trimestre
2020). La méthode du coût de remplacement est explicitée page 18.
Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en
page 16. 11 DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la
marge brute d’autofinancement hors frais financiers. 12 Ces
éléments d’ajustement sont explicités page 18. 13 Le total des
éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 15 ainsi
que dans les annexes aux comptes. 14 Cash-flow net = marge brute
d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres
opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle).
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