Regulatory News:

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

4T14 Variation vs 4T13 2014 Variation vs 2013

Résultat net ajusté2

  • en milliards de dollars (G$)
2,8 -17% 12,8 -10%
  • en dollar par action
1,22 -18% 5,63 -11%

Résultat net3 de 4,2 G$ sur l?année 2014

Ratio d?endettement de 31,3% au 31 décembre 2014

Production d?hydrocarbures de 2 146 kbep/j sur l?année 2014

Solde sur dividende au titre du 4T14 à 0,61 ?/action payable en
juillet 2015
4

Le Conseil d?administration de Total, réuni le 11 février 2015 sous la
présidence de Thierry Desmarest, a pris connaissance des comptes du
Groupe pour le quatrième trimestre. En commentant les résultats, Patrick
Pouyanné, Directeur Général, a déclaré :

« Après une longue période de stabilité aux environs de 110 $/b,
l?année 2014 a été marquée au second semestre par la forte baisse du
Brent qui termine l?année à 55 $/b. Dans ce contexte, Total réalise un
résultat net ajusté de 12,8 milliards de dollars², en baisse de 10% par
rapport à l?année précédente. Prenant en compte l?environnement
économique actuel, nous avons en conséquence procédé en fin d?année à la
dépréciation exceptionnelle de certains actifs essentiellement dans les
sables bitumineux au Canada, le gaz non conventionnel notamment aux
Etats-Unis et le raffinage européen, pour un montant d?environ
6,5 milliards de dollars après impôts.

L?Amont a renoué
avec la croissance de ses productions au second semestre 2014 avec le
démarrage de CLOV. Le Raffinage-Chimie a atteint son objectif de
rentabilité avec un an d?avance et réalise un résultat remarquable grâce
au succès de son plan de restructuration et à une très bonne performance
industrielle.

L?engagement de réduction des investissements
en 2014 a été respecté et l?ensemble des secteurs du Groupe renforce les
mesures de réduction des coûts pour traverser cette période, sans
compromettre la priorité absolue accordée à la sécurité.

Total
a atteint ses objectifs de cessions 2012-14 et prévoit d?accélérer
l?exécution de son programme 2015-17. En étant la première compagnie
internationale à entrer dans la nouvelle concession d?ADCO à Abou Dabi,
Total démontre sa capacité à accéder à des ressources dans de bonnes
conditions et à lier des partenariats forts dans une région stratégique.

Fort
de la qualité de ses équipes, de sa solidité financière et de ses
capacités d?adaptation, le Groupe se focalise à court terme sur la
génération de cash flow et la baisse de son point mort et confirme sa
stratégie de croissance à moyen terme. »

Le Conseil d?administration a décidé de proposer à l?Assemblée générale
des actionnaires du 29 mai 2015 la distribution d?un dividende de
2,44 euros/action au titre de 2014
, en hausse de 2,5% par rapport à
2013, ainsi que la possibilité du paiement du solde de 0,61 euros/action
en actions nouvelles, en bénéficiant d?une décote de 10%.

  • Principales données financières issues des comptes consolidés de
    Total
    5
4T14 3T14 4T13 4T14
vs
4T13
Données exprimées en millions de dollars
sauf le
résultat par action et le nombre d?actions
2014 2013 2014 vs
2013
52 511 60 363 64 975 -19% Chiffre d?affaires 236 122 251 725 -6%
3 705 6 134 6 533 -43% Résultat opérationnel ajusté des secteurs 21 604 27 618 -22%
2 797 3 927 3 835 -27% Résultat opérationnel net ajusté des secteurs 14 247 15 861 -10%
1 596 2 765 3 065 -48%

– Amont

10 504 12 450 -16%
956 786 441 x2.2

– Raffinage-Chimie

2 489 1 857 +34%
245 376 329 -26%

– Marketing & Services

1 254 1 554 -19%
2 801 3 558 3 385 -17% Résultat net ajusté 12 837 14 292 -10%
1,22 1,56 1,49 -18% Résultat net ajusté dilué par action (dollars) 5,63 6,29 -11%
0,98 1,17 1,09 -10% Résultat net ajusté dilué par action (euros) 4,24 4,74 -11%
2 287 2 285 2 276 Nombre moyen pondéré dilué d?actions (millions) 2 281 2 272
(5 658) 3 463 2 234 na Résultat net part du Groupe 4 244 11 228 -62%
8 152 7 769 11 317 -28%

Investissements 6

30 509 34 431 -11%
1 689 2 030 939 +80% Désinvestissements 6 190 6 399 -3%
6 409 5 740 8 739 -27%

Investissements nets7

24 140 25 879 -7%
7 354 7 639 9 578 -23% Flux de trésorerie d?exploitation 25 608 28 513 -10%
5 721 6 741 6 438 -11% Flux de trésorerie d?exploitation ajusté 24 597 27 053 -9%
  • Faits marquants depuis le début du quatrième trimestre 20148

    • Entrée dans la nouvelle concession ADCO à hauteur de 10% pour
      une durée de 40 ans à Abou Dabi, effective au 1
      er
      Janvier 2015
    • Finalisation de la cession de Bostik à Arkema
    • Démarrage de la production d?Eldfisk II en mer du Nord
      norvégienne
    • Mise en production de la phase 2 du projet West Franklin en mer
      du Nord britannique
    • Production de gaz et arrêt du brûlage sur le champ d?Ofon opéré
      par Total au Nigeria
    • Finalisation des cessions de participations dans des champs non
      opérés en Norvège et au Nigéria, de la participation résiduelle
      dans GTT (Gaztransport & Technigaz) et du réseau de pipeline
      Cardinal aux Etats-Unis
    • Découverte de Jisik dans la région du Kurdistan en Irak
  • Résultats de Total du quatrième trimestre 2014

> Résultats opérationnels nets des secteurs

Au quatrième trimestre 2014, le prix moyen du Brent s?est établi à 76,6
$/b, en baisse de 30% par rapport au quatrième trimestre 2013 et de 25%
par rapport au troisième trimestre 2014. L?indicateur de marge
européenne de raffinage ERMI s?est établi à 27,6 $/t au quatrième
trimestre 2014 contre 10,1 $/t au quatrième trimestre 2013 et 29,9 $/t
au troisième trimestre 2014.

Le taux moyen d?imposition9 des secteurs s?est établi à 45,6%
au quatrième trimestre 2014 contre 55,2% au quatrième trimestre 2013,
bénéficiant principalement des bons résultats de l?aval dont le taux
d?impôt est plus faible.

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 2 797 M$ au
quatrième trimestre 2014 contre 3 835 M$ au quatrième trimestre 2013,
soit une baisse de 27%. Cette baisse s?explique principalement par le
moindre résultat de l?Amont affecté par la forte baisse du prix du
Brent, en partie compensé par la bonne performance du Raffinage-Chimie.

> Résultat net part du Groupe

Le résultat net ajusté est de 2 801 M$ au quatrième trimestre 2014
contre 3 385 M$ au quatrième trimestre de 2013, soit une baisse de 17%.

Le résultat net ajusté exclut l?effet de stock après impôt, les éléments
non-récurrents et les effets des variations de juste valeur10:

  • L?effet de stock après impôt est de -1 993 M$ au quatrième trimestre
    2014 et était de -103 M$ au quatrième trimestre de 2013.
  • Les effets des variations de juste valeur ont été de +19 M$ au
    quatrième trimestre 2014 contre -19 M$ au quatrième trimestre 2013.
  • Les autres éléments non-récurrents du résultat net11 ont eu
    un impact de -6 485 M$ au quatrième trimestre de 2014, incluant
    principalement des dépréciations exceptionnelles d?actifs12
    dans les sables bitumineux au Canada, le gaz non conventionnel
    notamment aux Etats-Unis, ainsi que dans le raffinage européen et
    certains autres actifs Amont. L?impact des éléments non-récurrents au
    quatrième trimestre 2013 était de -1 029 M$.

Compte tenu de ces éléments, le résultat net part du Groupe ressort à -5
658 M$ au quatrième trimestre 2014 contre 2 234 M$ au quatrième
trimestre de 2013.

Le taux moyen d?imposition du Groupe s?établit à 40,1% au quatrième
trimestre 2014 contre 56,7% au quatrième trimestre 2013. Cette variation
s?explique principalement par la baisse du résultat Amont et la hausse
dans le résultat de ce trimestre du poids de l?aval soumis à un taux
d?impôt plus faible.

Au 31 décembre 2014, le nombre dilué d?actions est de 2 285 millions
contre 2 276 millions au 31 décembre 2013.

Le résultat net ajusté dilué par action, calculé sur la base d?un nombre
moyen pondéré dilué d?actions de 2 287 millions, s?élève à 1,22 $ au
quatrième trimestre 2014 contre 1,49 $ au quatrième trimestre 2013.

Exprimé en euros, le résultat net ajusté dilué par action s?élève à 0,98
? au quatrième trimestre 2014 soit une baisse de 10%.

> Investissements ? désinvestissements13

Les investissements hors acquisitions, y compris la variation des prêts
non courants, se sont établis à 7,0 G$ au quatrième trimestre 2014, en
baisse de 21% par rapport aux 8,9 G$ du quatrième trimestre 2013.

Les acquisitions ont représenté 730 M$ au quatrième trimestre 2014,
constituées notamment de portage d?investissements dans les gisements de
gaz à condensats de l?Utica aux Etats-Unis. Les acquisitions ont
représenté 1 861 M$ au quatrième trimestre 2013.

Les cessions du quatrième trimestre 2014 se sont élevées à 1 269 M$,
essentiellement constituées de la finalisation des ventes du réseau de
pipeline Cardinal aux Etats-Unis, de participations dans des blocs en
Norvège et au Nigéria, et de l?activité CCP composites au
Raffinage-Chimie. Les cessions ont représenté 355 M$ au quatrième
trimestre 2013.

Les investissements nets14 ressortent à 6,4 G$ au quatrième
trimestre 2014 contre 8,7 G$ au quatrième trimestre 2013.

> Flux de trésorerie

Le flux de trésorerie d?exploitation s?élève à 7 354 M$ au quatrième
trimestre 2014, en baisse de 23% par rapport à celui du quatrième
trimestre 2013 expliquée principalement par la baisse du prix du Brent.

Le flux de trésorerie d?exploitation ajusté15 s?établit à 5
721 M$, en baisse de 11% par rapport au quatrième trimestre 2013.

Le cash flow net du Groupe16 ressort à 945 M$ contre 839 M$
au quatrième trimestre 2013 en hausse de 13%. Cette hausse s?explique
principalement par la baisse de 27% des investissements nets, compensée
par la baisse du flux de trésorerie d?exploitation liée à la baisse du
Brent.

Le ratio dette nette sur capitaux propres s?établit au 31 décembre 2014
à 31,3% contre 27,8% au 30 septembre 2014 et 23,3% au 31 décembre 201317.
Cette augmentation s?explique, d?une part, par la hausse de la dette
nette en raison de la baisse du flux de trésorerie d?exploitation ainsi
que de la non-finalisation au 31 décembre 2014 des cessions Bostik,
Totalgaz et des mines de charbon d?Afrique du Sud et, d?autre part, par
la baisse des capitaux propres s?expliquant principalement par la
variation des écarts de conversion et par les dépréciations
exceptionnelles d?actifs.

  • Résultats de Total en 2014

> Résultats opérationnels nets des secteurs

Le prix moyen du Brent a diminué de 9% à 99,0 $/b en 2014. Le Brent a
fortement baissé au second semestre, passant d?environ 110$/b à moins de
60 $/b au 31 décembre 2014. L?indicateur de marge européenne de
raffinage ERMI s?est établi à 18,7 $/t en 2014 contre 17,9 $/t en 2013,
en hausse de 4%. L?environnement de la pétrochimie s?est également
amélioré, notamment aux Etats-Unis.

Le taux moyen d?imposition18 des secteurs s?est établi à
51,2% en 2014 contre 55,5% au en 2013. Cette variation s?explique
principalement par la prise en compte au Royaume-Uni de droits à
allègements fiscaux au deuxième trimestre 2014 qui fait baisser le taux
moyen d?imposition de l?Amont et la contribution en hausse de l?aval qui
bénéficie d?un taux d?imposition plus faible.

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 14 247 M$
contre 15 861 M$ en 2013, soit une baisse de 10%. Cette baisse
s?explique essentiellement par l?impact de la baisse du Brent sur le
résultat Amont partiellement compensé par une contribution en hausse de
l?aval.

> Résultat net part du Groupe

Le résultat net ajusté est de 12 837 M$ en 2014 contre 14 292 M$ en
2013, en baisse de 10%.

Le résultat net ajusté exclut l?effet de stock après impôt, les éléments
non-récurrents et les effets des variations de juste valeur19:

  • L?effet de stock après impôt est de -2 453 M$ en 2014 et était de
    -728 M$ en 2013.
  • Les effets des variations de juste valeur ont été de +25 M$ en 2014
    contre -58 M$ sur en 2013.
  • Les autres éléments non-récurrents du résultat net20 ont eu
    un impact de -6 165 M$ en 2014, incluant principalement 7,1 G$ de
    dépréciations exceptionnelles d?actifs. Compte tenu de l?environnement
    économique actuel, le Groupe déprécie des actifs dans les sables
    bitumineux au Canada pour environ 2,2 G$, les gaz non conventionnels
    notamment aux Etats-Unis pour 2,1 G$, le raffinage européen pour 1,4
    G$ et certains autres actifs Amont. Ces dépréciations exceptionnelles
    sont partiellement compensées par les plus-values réalisées sur les
    cessions des participations du Groupe dans Shah Deniz en Azerbaïdjan
    et dans Gaztransport & Technigaz (GTT). L?impact des éléments
    non-récurrents était de -2 278 M$ en 2013.

Dans ce contexte, le résultat net part du Groupe ressort à 4 244 M$ en
2014 contre 11 228 M$ en 2013, en baisse de 62%.

Le taux moyen d?imposition du Groupe s?établit à 53,0% en 2014 contre
56,8% en 2013. Cette variation s?explique principalement par la prise en
compte au Royaume-Uni de droits à allègements fiscaux au deuxième
trimestre 2014 qui fait baisser le taux moyen d?imposition de l?Amont et
la contribution en hausse de l?aval qui bénéficie d?un taux d?imposition
plus faible.

Au 31 décembre 2014, le nombre dilué d?actions est de 2 285 millions
contre 2 276 millions au 31 décembre 2013.

Le résultat net ajusté dilué par action, calculé sur la base d?un nombre
moyen pondéré dilué d?actions de 2 281 millions, s?élève à 5,63 $ en
2014 contre 6,29 $ en 2013.

Exprimé en euros, le résultat net ajusté dilué par action en 2014
s?élève à 4,24?, soit une baisse de 11%.

> Investissements ? désinvestissements21

Les investissements hors acquisitions, y compris la variation des prêts
non courants, se sont établis à 26,4 G$ en 2014, en baisse de 7% par
rapport à 2013.

Les acquisitions ont représenté 2 539 M$ en 2014, principalement
constituées de l?acquisition d?une participation dans les découvertes
d?Elk et d?Antelope en Papouasie-Nouvelle Guinée, de l?acquisition d?un
intérêt supplémentaire dans le capital de Novatek22 et de
portage d?investissements dans les gisements de gaz à condensats de
l?Utica aux Etats-Unis. Les acquisitions ont représenté 4 473 M$ en 2013.

En 2014, les cessions se sont élevées à 4 650 M$, essentiellement
constituées de la vente des participations dans Shah Deniz et les
pipelines associés en Azerbaïdjan, du bloc 15/06 en Angola, de la vente
de la participation dans GTT (Gaztransport & Technigaz) et de la cession
du réseau de pipeline Cardinal aux Etats-Unis. Les cessions ont
représenté 4 750 M$ en 2013.

Les investissements nets23 ressortent à 24,1 G$ en 2014
contre 25,9 G$ en 2013 en baisse de 7%.

> Flux de trésorerie

Le flux de trésorerie d?exploitation s?élève à 25 608 M$ en 2014, en
baisse de 10% par rapport à 2013.

Le flux de trésorerie d?exploitation ajusté24 s?établit à 24
597 M$ en 2014, en baisse de 9% par rapport à 2013.

Le cash flow net25 du Groupe ressort à 1 468 M$ en 2014
contre 2 634 M$ en 2013. Cette baisse s?explique essentiellement par la
baisse des flux de trésorerie d?exploitation entre les deux périodes, en
partie compensée par la baisse des investissements nets.

Le ratio dette nette sur capitaux propres s?établit au 31 décembre 2014
à 31,3% contre 23,3% au 31 décembre 201326. Cette
augmentation s?explique, d?une part, par la hausse de la dette nette en
raison de la baisse du flux de trésorerie d?exploitation ainsi que de la
non-finalisation au 31 décembre 2014 des cessions Bostik, Totalgaz et
des mines de charbon d?Afrique du Sud et, d?autre part, par la baisse
des capitaux propres s?expliquant principalement par la variation des
écarts de conversion et par les dépréciations exceptionnelles d?actifs.

  • Analyse des résultats des secteurs

Amont

> Environnement ? prix de vente liquides et gaz*

4T14 3T14 4T13 4T14
vs
4T13
2014 2013 2014

vs
2013

76,6 101,9 109,2 -30% Brent ($/b) 99,0 108,7 -9%
61,7 94,0 102,5 -40% Prix moyen de vente liquides ($/b) 89,4 103,3 -13%
6,29 6,40 7,36 -15% Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) 6,57 7,12 -8%
50,5 69,1 74,6 -32% Prix moyen de vente des hydrocarbures ($/bep) 66,2 74,8 -11%

* filiales consolidées, hors marges fixes.

> Production

4T14 3T14 4T13 4T14
vs

4T13

Productions d?hydrocarbures 2014 2013 2014
vs
2013
2 229 2 122 2 284 -2% Productions combinées (kbep/j) 2 146 2 299 -7%
1 077 1 043 1 142 -6%

– Liquides (kb/j)

1 034 1 167 -11%
6 219 5 902 6 260 -1%

– Gaz (Mpc/j)

6 063 6 184 -2%

La production d?hydrocarbures a été de 2 229 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au quatrième trimestre 2014, en
baisse de 2% par rapport au quatrième trimestre 2013, en raison des
éléments suivants :

  • -6% liés essentiellement à l?expiration de la licence d?ADCO aux
    Emirats arabes unis,
  • +2% liés à l?effet de la baisse des prix, notamment dans les contrats
    PSC,
  • +3% liés essentiellement au démarrage de CLOV en Angola,
  • -1% liés au déclin naturel des productions partiellement compensé par
    une augmentation des productions en Russie et dans l?Utica aux
    Etats-Unis.

Hors ADCO, dont la licence a expiré en janvier 2014, la production
d?hydrocarbures au quatrième trimestre 2014 est en hausse de 3,5% par
rapport au quatrième trimestre 2013.

La production d?hydrocarbures au quatrième trimestre 2014 est en hausse
de 5% par rapport au troisième trimestre 2014. Cette hausse s?explique
par la production de CLOV au plateau tout le trimestre, un moindre
niveau de maintenance au quatrième trimestre et l?effet prix, notamment
sur les contrats PSC.

En 2014, la production d?hydrocarbures a été de 2 146 kbep/j, en baisse
de 7% par rapport à 2013, en raison des éléments suivants :

  • -6% liés essentiellement à l?expiration de la licence d?ADCO aux
    Emirats arabes unis,
  • -2% essentiellement liés au déclin naturel et à un niveau de
    maintenance plus élevé en 2014 notamment au premier semestre,
    partiellement compensés par une hausse de la production dans l?Utica
    aux Etats-Unis,
  • +1% lié à la croissance de la production des nouveaux projets,
    essentiellement CLOV en Angola.

En 2014, hors ADCO, la production d?hydrocarbures est pratiquement
stable par rapport à 2013.

> Réserves

Réserves au 31 décembre 2014 2013 %
Réserves d?hydrocarbures (Mbep) 11 523 11 526

– Liquides (Mb)

5 303 5 413 -2%

– Gaz (Gpc)

33 590 33 026 +2%

Les réserves prouvées d?hydrocarbures établies selon les règles de la
SEC (Brent à 101,3 $/b) s?élèvent à 11 523 Mbep au 31 décembre 2014. Au
niveau de production moyen de 2014, la durée de vie des réserves est de
plus de 13 ans.

En 2014, le taux de renouvellement des réserves prouvées27,
établies selon les règles de la SEC, ressort à 100%. Le taux de
renouvellement organique des réserves prouvées28 atteint pour
sa part 125%.

Fin 2014, Total possède un portefeuille solide et diversifié de réserves
prouvées et probables29 représentant plus de 20 ans de durée
de vie au niveau de production moyen de 2014 et des ressources30
représentant une durée de vie d?environ 50 ans.

> Résultats

4T14 3T14 4T13 4T14
vs
4T13
En millions de dollars 2014 2013

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Total : Résultats du quatrième trimestre et de l’année 20141

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