Regulatory News:
TOTAL S.A. (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) :
1T21 | 1T20 | Variation vs 1T20 | 1T19 | Variation vs 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 ($/t) | 5,3 | 26,3 | -80% | 33,0 | -84% |
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Résultat net ajusté part du Groupe1 |
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- en milliards de dollars (G$) | 3,0 | 1,8 | +69% | 2,8 | +9% |
- en dollar par action | 1,10 | 0,66 | +68% | 1,02 | +8% |
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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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 des sociétés mises en équivalence | 520 | 367 | 658 | -21% | 614 | -15% |
Taux moyen d'imposition du Groupe5 | 34,6% | 14,9% | 30,0% |
| 40,5% |
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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% |
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Résultat net part du Groupe | 3 344 | 891 | 34 | x98,4 | 3 111 | +7% |
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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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 | |
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 ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence | 6,08 | 4,90 | 6,32 | -4% | 7,20 | -16% |
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Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t) | 5,3 | 4,6 | 26,3 | -80% | 33,0 | -84% |
* Les indicateurs sont indiqués en page 19
>Production*
1T21 | 4T20 | 1T20 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 | |
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% |
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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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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% |
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GNL (Mt) | 1T21 | 4T20 | 1T20 |
1T21
| 1T19 |
1T21
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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 | 1T21 vs 1T20 |
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% |
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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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
Résultat opérationnel net ajusté* | 985 | 254 | 913 | +8% | 592 | +66% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence | 264 | 97 | 248 | +6% | 255 | +4% |
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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 |
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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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
Résultat opérationnel net ajusté* | 1 975 | 1 068 | 703 | x2,8 | 1 722 | +15% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence | 270 | 222 | 390 | -31% | 213 | +27% |
Taux moyen d'imposition** | 41,0% | 19,8% | 59,6% |
| 48,6% |
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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% |
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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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
Résultat opérationnel net ajusté* | 527 | 502 | 684 | -23% | 1 099 | -52% |
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Investissements organiques | 335 | 840 | 277 | +21% | 319 | +5% |
Acquisitions nettes | (103) | 80 | (30) | ns | (131) | ns |
Investissements nets | 232 | 920 | 247 | -6% | 188 | +23% |
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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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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% |
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* 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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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% |
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* 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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
Résultat opérationnel net ajusté* | 243 | 170 | 382 | -36% | 756 | -68% |
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Investissements organiques | 222 | 448 | 168 | +32% | 240 | -8% |
Acquisitions nettes | (57) | (2) | (36) | ns | (124) | ns |
Investissements nets | 165 | 446 | 132 | +25% | 116 | +42% |
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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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
Résultat opérationnel net ajusté* | 284 | 332 | 302 | -6% | 343 | -17% |
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Investissements organiques | 113 | 392 | 109 | +4% | 80 | +41% |
Acquisitions nettes | (46) | 82 | 6 | ns | (8) | ns |
Investissements nets | 67 | 474 | 115 | -42% | 72 | -7% |
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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 résultat opérationnel net ajusté | Impact estimé sur les flux de 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.
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Principales données opérationnelles des secteurs
>Production du Groupe (Exploration Production + iGRP)
Production combinée liquides/gaz par zone géographique (kbep/j) | 1T21 | 4T20 | 1T20 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 liquides par zone géographique (kb/j) | 1T21 | 4T20 | 1T20 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 gaz par zone géographique (Mpc/j) | 1T21 | 4T20 | 1T20 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 raffinés par zone géographique (kb/j) | 1T21 | 4T20 | 1T20 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 de génération électrique renouvelable (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 de génération électrique renouvelable 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 en développement de génération électrique renouvelable 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 électrique renouvelable (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) |
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| |
Total des éléments d’ajustement du résultat net | 341 | (413) | (1 747) | 352 |
Investissements – Désinvestissements
En millions de dollars | 1T21 | 4T20 | 1T20 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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 renouvelables quote-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 | 1T21 vs 1T20 | 1T19 | 1T21 vs 1T19 |
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% |
|
|
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|
| |
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% |
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| |
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 |
|
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|
| |
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% |
|
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| |
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 |
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| 24 |
Résultat net - part du groupe |
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| (413) |
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(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 |
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|
|
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|
|
- Sur le résultat opérationnel | - | - | 265 | 43 | - |
|
|
- Sur le résultat opérationnel net | - | - | 192 | 32 | - |
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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 |
|
|
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| (371) |
Intérêts ne conférant pas le contrôle |
|
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| (36) |
Résultat net ajusté - part du groupe |
|
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| 1 304 |
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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 |
|
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|
(non audité) |
|
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|
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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 |
|
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|
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 |
|
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|
|
|
|
|
(non audité) |
|
|
|
|
|
|
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|
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|
| 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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