Total : Résultats du troisième trimestre 2018

Regulatory News:

Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT):

Résultat net part du Groupe de 4,0 G$ au 3T18, en hausse de 45% par rapport à 3T17

Ratio d’endettement (dette nette sur capital) de 18,3% au 30 septembre 2018

Production d’hydrocarbures de 2 804 kbep/j au 3T18, en hausse de 8,6% sur un an

Troisième acompte sur dividende au titre de 2018 de 0,64 €/action, détachable le 19 mars 2019

Le Conseil d’administration de Total S.A., réuni le 25 octobre 2018 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour le troisième trimestre 2018. En commentant les résultats, Patrick Pouyanné a déclaré :

«Total affiche ce trimestre un résultat net ajusté en hausse de 48% sur un an à 4,0 milliards de dollars, alors que les prix du pétrole ont augmenté de 44% à 75 $/b soutenus par les tensions sur l’offre et le contexte géopolitique. Le cash flow (DACF) est en hausse de 37% à 7,5 milliards de dollars et la rentabilité des capitaux propres a atteint 11,9% sur les 12 derniers mois.

Ces résultats confirment la capacité du Groupe à tirer pleinement parti de l’environnement favorable et à délivrer ses objectifs en matière de croissance de production et de discipline sur les coûts grâce à une très bonne efficacité opérationnelle.

L’Exploration-Production double ainsi son résultat opérationnel net ajusté en un an pour atteindre 2,9 milliards de dollars ce trimestre. La production atteint 2,8 Mbep/j, soit une hausse de 8,6% sur un an. Ce trimestre a notamment vu le démarrage des grands projets de Kaombo en Angola, d’Ichthys en Australie ainsi que du deuxième train de Yamal LNG en Russie. La croissance de la production sur l’année 2018 sera proche de 8%.

De plus, l’exploration a connu des succès significatifs avec les puits de Glendronach au Royaume-Uni, Shwe Yee Htun 2 au Myanmar et Sururu au Brésil.

Par ailleurs, Total a finalisé l’acquisition du business GNL d’Engie, qui lui permet de devenir le numéro 2 mondial privé dans le GNL, et celle de Direct Energie, accélérant ainsi son développement dans l’électricité bas carbone.

Enfin, malgré un environnement de forte volatilité des marges de raffinage européennes, la bonne disponibilité de ses installations a permis à l’Aval de réaliser un cash-flow de 1,8 milliard de dollars au troisième trimestre. Le Groupe a poursuivi la mise en œuvre de sa stratégie de croissance dans la pétrochimie avec notamment le lancement d’un projet majeur en coopération avec Saudi Aramco en Arabie Saoudite.Total continue son expansion dans les marchés en forte croissance en s’alliant avec le Groupe Adani pour se développer dans le GNL et la distribution de carburants en Inde.

Conformément à la politique annoncée de retour à l’actionnaire, le Groupe a augmenté de 3,2% les acomptes du dividende 2018. De plus, il a procédé à des rachats d’actions pour un montant de 1 milliard de dollars à fin septembre et confirme vouloir racheter 1,5 milliard de dollars sur l’année 2018.»

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total

* Taux de change moyen €-$ : 1,1629 au 3e trimestre 2018, et 1,1942 sur les 9 premiers mois de 2018

Faits marquants depuis le début du troisième trimestre 2018¹⁰

• Démarrage de Kaombo en Angola, d’Ichthys LNG en Australie et du deuxième train de Yamal LNG en Russie
• Signature d’un accord pour augmenter la participation dans le Danish Underground Consortium au Danemark
• Signature d’un accord avec Sonatrach pour une prise de participation dans la licence TFT sud en Algérie
• Trois puits positifs à l’Exploration : Glendronach au Royaume-Uni, Shwe Yee Htun 2 au Myanmar et Sururu au Brésil
• Cession de la participation dans le projet de sables bitumineux Joslyn au Canada
• Finalisation de l’acquisition du business GNL d’Engie : Total devient N°2 mondial privé du gaz naturel liquéfié
• Finalisation de l’acquisition de Direct Energie
• Achat de deux centrales à gaz (Combined Cycle Gas Turbine) à KKR-Energas
• Cession de la participation dans le terminal de Hazira en Inde et signature d’un contrat de GNL avec Shell
• Décision finale d’investissement dans une nouvelle unité de polyéthylène de 625 kt/an à Bayport aux Etats-Unis
• Lancement par Total et Saudi Aramco des études d’ingénierie d’un complexe pétrochimique géant à Jubail en Arabie Saoudite
• Signature par Total et Sonatrach d’un pacte d’actionnaires en vue de la réalisation d’un complexe pétrochimique à Arzew en Algérie
• Cession des activités de polystyrène en Chine à INEOS Styrolution
• Acquisition de G2mobility, société spécialisée dans les bornes de recharge pour véhicules électriques
• Alliance avec le groupe privé indien Adani pour développer le GNL et la distribution de carburants en Inde

Analyse des résultats des secteurs

Exploration-Production

> Environnement – prix de vente liquides et gaz*

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

** Donnée 2017 retraitée

> Production

La production d’hydrocarbures a été de 2 804 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2018, en hausse de près de 9% sur un an, en raison des éléments suivants :

• +10% lié au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets, notamment Yamal LNG, Ofon 2, Fort Hills, Edradour-Glenlivet, Kaombo Norte, Moho Nord, Kashagan.
• + 3% d’effet périmètre. L’intégration des actifs de Maersk Oil, de Waha, de Lapa et Iara ainsi que l’acquisition de 0,5% supplémentaire dans Novatek sont partiellement compensées par l’expiration du permis de Mahakam fin 2017 et les cessions de Visund et d’actifs gabonais.
• -4% lié au déclin naturel des champs et à l’effet prix.

Sur les 9 premiers mois de 2018, la production d’hydrocarbures a été de 2 742 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j), en hausse de 8% sur un an, en raison des éléments suivants :

• +9% lié au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets, notamment Yamal LNG, Moho Nord, Ofon 2, Edradour-Glenlivet, Fort Hills, Kashagan, Kaombo Norte.
• +3% d’effet périmètre. L’intégration des actifs de Maersk Oil, d’Al Shaheen, de Waha, de Lapa et Iara ainsi que l’acquisition de 0,5% supplémentaire dans Novatek sont partiellement compensées par l’expiration du permis de Mahakam fin 2017 et les cessions de Visund et d’actifs gabonais.
• -4% lié au déclin naturel des champs et à l’effet prix.

> Résultats

* 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

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à :

• 2 864 M$ au troisième trimestre 2018, soit le double de l’an dernier. Le Groupe tire pleinement parti des prix des hydrocarbures plus élevés grâce à la croissance des productions et à la baisse des coûts, malgré un taux d’impôt qui augmente en lien avec la remontée des prix du pétrole.
• 7 734 M$ sur les 9 premiers mois de 2018, en hausse de 85% sur un an, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 5,6 milliards de dollars au troisième trimestre 2018 et à 15,0 milliards de dollars sur les 9 premiers mois de 2018, en hausse de 56% et 43% respectivement. L’Exploration-Production a généré 8,9 milliards de dollars de cash flow après investissements organiques sur les 9 premiers mois de 2018.

Gas, Renewables & Power

> Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.

** hors frais financiers

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Gas, Renewables & Power s’est établi à 272 M$ au troisième trimestre 2018 et 580 M$ sur les 9 premiers mois de 2018, grâce notamment à la bonne performance des activités de négoce de GNL et de gaz-électricité. Les acquisitions de Direct Energie et du business GNL d’Engie expliquent la forte hausse des investissements à 3 milliards de dollars ce trimestre.

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés et taux d’utilisation*

* Y compris les quotes-parts dans TotalErg et les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.

** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année.

*** Donnée 2017 retraitée

Les volumes raffinés sont :

• en hausse de 4% au troisième trimestre 2018 par rapport au troisième trimestre 2017 grâce à l’excellente disponibilité de nos installations et un taux d’utilisation élevé.
• stables sur les 9 premiers mois de 2018 par rapport aux 9 premiers mois de 2017. La baisse des traitements en Europe liée aux opérations de maintenance planifiées notamment à Anvers au second trimestre est compensée par une hausse des traitements dans le reste du monde.

> Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.

** hors frais financiers

L’indicateur de marge de raffinage européenne (ERMI) du Groupe est en retrait de 17% sur un an à 39,9 $/t au troisième trimestre, et en retrait de 22% à 33,4 $/t sur les 9 premiers mois de 2018. L’environnement pétrochimique reste favorable au troisième trimestre, même si les marges en Europe sont en baisse sur un an, affectées par la hausse du prix des matières premières.

Dans ce contexte, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie présente une bonne résistance et s’établit à :

• 938 M$ au troisième trimestre, en baisse de 8% sur un an.
• 2 479 M$ sur les 9 premiers mois 2018, en baisse de 15% sur un an.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage, et y compris quote-part dans TotalErg.

Les ventes de produits pétroliers sont :

• en hausse de 1% au troisième trimestre 2018 par rapport au troisème trimestre 2017. La cession de TotalErg en Italie est compensée par la croissance des activités dans le Reste du monde.
• en hausse de 2% sur les 9 premiers mois de 2018 par rapport aux 9 premiers mois de 2017 pour les mêmes raisons.

> Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.

** hors frais financiers

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’inscrit à :

• 474 M$ au troisième trimestre 2018, en baisse de 6% par rapport au troisième trimestre 2017 .
• 1 319 M$ sur les 9 premiers mois de 2018, en hausse de 6% sur un an.

Résultats de Total

> Résultats opérationnels nets ajustés des secteurs

Grâce notamment à la bonne performance de l’Exploration-Production, le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 4 548 M$ au troisième trimestre 2018, en hausse de 49% sur un an.
• 12 112 M$ sur les 9 premiers mois de 2018, en hausse de 41% par rapport aux 9 premiers mois de 2017.

> Résultat net ajusté part du Groupe

En ligne avec les contributions des secteurs, le résultat net ajusté s’est établi à :

• 3 958 M$ au troisième trimestre 2018, en hausse de 48% par rapport à l’année dernière.
• 10 395 M$ sur les 9 premiers mois 2018, en hausse de 35% sur un an.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur¹¹.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net¹² représente :

• un montant de -1 M$ au troisième trimestre 2018.
• un montant de -81 M$ sur les 9 premiers mois de 2018.

Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à :

• 38,6% au troisième trimestre 2018, contre 32,6% un an plus tôt, du fait de la hausse du taux d’imposition de l’Exploration-Production en lien avec les prix plus élevés des hydrocarbures et du poids plus important de ce secteur dans les résultats du Groupe ce trimestre.
• 38,9% sur les 9 premiers mois de 2018, contre 30,9% sur les 9 premiers mois 2017, pour les mêmes raisons.

> Résultat net ajusté par action et rachats d’actions

Le résultat net ajusté dilué par action est :

• en hausse de 42% à 1,47 $ au troisième trimestre 2018, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 637 millions, contre 1,04 $ au troisième trimestre 2017.
• en hausse de 29% à 3,88 $ sur les 9 premiers mois de 2018, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 618 millions, contre 3,02 $ sur les 9 premiers mois de 2017.

Au 30 septembre 2018, le nombre d’actions dilué était de 2 636 millions.

Dans le cadre de la politique de retour à l’actionnaire annoncée en février 2018, le Groupe a procédé depuis début 2018 à des rachats d’actions. Ces opérations intègrent :

• d’une part les rachats d’actions émises en 2018 pour paiement du dividende en actions, afin d’éliminer toute dilution liée à l’exercice de cette option : 7,2 millions d’actions ont ainsi été rachetées lors du troisième trimestre 2018 et 25,6 millions d’actions sur les 9 premiers mois de 2018.
• d’autre part des rachats additionnels d’actions : 6,2 millions d’actions ont ainsi été rachetées lors du troisième trimestre 2018 pour un montant de 400 M$ et 16,1 millions d’actions lors des 9 premiers mois de 2018 pour un montant de 1 milliard de dollars.

> Cessions – acquisitions

Les cessions finalisées ont représenté :

• 209 M$ au troisième trimestre 2018, constituées notamment de la cession de Joslyn au Canada, de Rabi au Gabon et du réseau Marketing & Services à Haïti .
• 3 071 M$ sur les 9 premiers mois 2018, constituées des éléments indiqués ci-dessus ainsi que des cessions des champs Martin Linge et Visund en Norvège, d’une participation dans Fort Hills au Canada, de la participation de SunPower dans la société 8point3, des activités de distribution de TotalErg en Italie et de la contribution de l’usine de polyethylène de Bayport aux Etats Unis à la co-entreprise formée avec Borealis et Nova dans laquelle Total détient 50%.

Les acquisitions finalisées ont représenté :

• 3 849 M$ au troisième trimestre 2018, constituées essentiellement des acquisitions du business GNL d’Engie, de Direct Energie, de 2 centrales à gaz de KKR-Energas et de l’augmentation de notre participation à 19,4% dans Novatek.
• 7 964 M$ sur les 9 premiers mois de 2018, constituées des éléments indiqués ci-dessus ainsi que notamment les acquisitions de participations dans les champs de Iara et Lapa au Brésil, dans deux nouvelles concessions offshore pour 40 ans à Abou Dhabi, dans l’actif Waha en Libye et l’acquisition d’actifs offshore de Cobalt dans le golfe du Mexique.

> Cash flow net

Le cash flow net¹³ du Groupe ressort à :

• 880 M$ au troisième trimestre 2018 contre 1 786 M$ au troisième trimestre 2017. Ceci résulte de l’augmentation de 2 835 M$ des investissements nets portés notamment par les acquisitions de Direct Energie et du business GNL d’Engie, partiellement compensée par une hausse de la marge brute d’autofinancement de 1 929 M$.
• 5 997 M$ sur les 9 premiers mois de 2018 contre 7 182 M$ sur les 9 premiers mois de 2017. Ceci résulte de l’augmentation de 4 862 M$ des investissements nets portés par la stratégie d’acquisition contracyclique du Groupe, partiellement compensée par une hausse de la marge brute d’autofinancement de 3 677 M$.

> Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 11,9% sur la période du 1er octobre 2017 au 30 septembre 2018, en hausse par rapport à la même période l’année dernière.

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 11,1% sur la période du 1er octobre 2017 au 30 septembre 2018, en hausse par rapport à la même période l’année dernière.

Comptes de Total S.A.

Le résultat de Total S.A., société mère, s’établit à 4 814 M€ sur les 9 premiers mois de 2018, contre 2 620 M€ sur les 9 premiers mois de 2017.

Sensibilités 2018*

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4^eme trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2018. 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.

** en supposant les différentiels constants sur la valorisation des liquides

Synthèse et perspectives

Au début du quatrième trimestre, le Brent continue d’évoluer autour de 80 $/b du fait de tensions sur l’offre et du contexte géopolitique. Le Groupe maintient résolument ses programmes d’efficacité opérationelle et de baisse du point mort afin de rester rentable quel que soit l’environnement.

L’Amont est bien positionné pour profiter de la hausse des cours du pétrole grâce à une croissance de production prévue de l’ordre de 8% en 2018 et de 6-7% par an entre 2017 et 2020. Il bénéficiera dans les mois à venir des démarrages du troisième train de Yamal LNG en Russie, des projets Egina au Nigéria et Tempa Rossa en Italie ainsi que du deuxième train d’Ichthys en Australie.

Les marges européennes de raffinage sont très volatiles, ayant atteint en moyenne 50 $/t en août et autour de 20 $/t depuis début octobre. Cette baisse est le résultat combiné de la montée du prix du pétrole et de l’effet saisonnier de la demande. En ayant cependant déjà généré 4,8 milliards de dollars de cash flow sur les 9 premiers mois, l’Aval est bien positionné pour atteindre ses objectifs en 2018, confirmant ainsi sa robustesse.

Conformément aux annonces sur l’allocation du cash sur la période 2018-2020, le Groupe maintient sa discipline sur les investissements nets avec un montant prévu autour de 16 milliards de dollars en 2018 et de 15-17 milliards sur 2019-2020. Il met en œuvre l’augmentation de 10% du dividende sur 3 ans annoncée en février 2018, tout en continuant de racheter les actions émises dans le cadre du paiement du dividende en actions afin d’éliminer toute dilution. Le maintien d’un ratio d’endettement bas est une priorité et le Groupe prévoit de racheter 1,5 milliard de dollars d’actions en 2018 dans le cadre de son programme de rachat d’actions de 5 milliards de dollars sur la période 2018-2020.

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Pour écouter en direct la conférence téléphonique qui se tient ce jour à 15h00 (heure de Paris) de Patrick de La Chevardière, Directeur Financier, avec les analystes financiers, vous pouvez composer le +33 (0) 1 76 77 22 88 (code d’accès 6006933) ou vous connecter sur le site du Groupe total.com. Pour réécouter cette conférence, vous pouvez composer le +33 (0) 1 70 48 00 94 (code d’accès 6006933).

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Principales données opérationnelles des secteurs

> Exploration – Production

* Ventes part du Groupe, hors trading ; données des périodes 2017 retraitées pour corriger les estimations des volumes de Bontang en Indonésie avec le coefficient SEC 2017.

> Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

* Données 2017 retraitées

** Y compris quote-part dans TotalErg.

Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe

Investissements – Désinvestissements

Cash flow

La croissance du besoin de fond de roulement après effet de stock se monte à :

• 1,4 milliard de dollars sur le troisième trimestre dû à l’entrée dans le périmètre du business GNL d’Engie et de Direct Energie ainsi qu’à la hausse du prix du pétrole en fin de trimestre.
• 4,8 milliards de dollars sur les 9 premiers mois de 2018 pour les mêmes raisons, ainsi que l’entrée en périmètre de Maersk Oil et la forte hausse du prix du pétrole.

Ratios d’endettement

Rentabilité des capitaux employés moyens

> Période du 1^er octobre 2017 au 30 septembre 2018

> Période du 1^er juillet 2017 au 30 juin 2018

> Période du 1^er octobre 2016 au 30 septembre 2017

* Au coût de remplacement (retraités de l’effet de stock après impôts).

Ce communiqué de presse présente les résultats du troisième trimestre 2018 et des neufs premiers mois de 2018, issus des comptes consolidés de TOTAL S.A. au 30 septembre 2018. Les procédures d’audit par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non auditée) est disponible sur le site du Groupe total.com.

Ce document peut contenir des informations prospectives sur le Groupe (notamment des objectifs et tendances), ainsi que 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. Ces données ne constituent pas des prévisions au sens du règlement européen n°809/2004.

Les informations et déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données et hypothèses économiques formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont dépendantes de facteurs de risques susceptibles de donner lieu à un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, tels que notamment le prix des produits pétroliers, 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 et les changements des conditions de marché. 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. Des informations supplémentaires concernant les facteurs, risques et incertitudes susceptibles d’avoir un effet sur les activités du Groupe, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation ou ses perspectives sont par ailleurs disponibles dans les versions les plus actualisées du Document de référence 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 moyens employés (ROACE), le ratio dette nette/capitaux propres. 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 de 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.

Par ailleurs, 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.

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.

¹ 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 11.

² 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).

³ 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.

⁴ Y compris acquisitions et augmentation des prêts non courants.

⁵ Y compris cessions et remboursements des emprunts non courants.

⁶ Investissements nets = investissements bruts – cessions – remboursement des prêts non courants – autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.

⁷ Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.

⁸ 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. La méthode du coût de remplacement est explicitée page 14. Le tableau de réconciliation des différents cash flow figure en page 12.

⁹ DACF = Debt adjusted cash flow, se définit comme la marge brute d’autofinancement hors frais financiers.

¹⁰ 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.

¹¹ Ces éléments d’ajustement sont explicités page 11.

¹² Le total des éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 11 ainsi que dans les annexes aux comptes.

¹³ Cash flow net = marge brute d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle)