Avec un résultat de plus de 3 G$, Total tire pleinement parti du rebond du prix des hydrocarbures
Le GNL et les renouvelables représentent un tiers du résultat
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
TOTAL S.A. (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) :
|
1T21 |
1T20 |
Variation vs 1T20 |
1T19 |
Variation vs 1T19 |
|
| Prix du pétrole – Brent ($/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% |
|
| Résultat net ajusté part du Groupe |
3 003 |
1 304 |
1 781 |
+69% |
2 759 |
+9% |
| Résultat net ajusté dilué par action (dollars)6 |
1,10 |
0,46 |
0,66 |
+68% |
1,02 |
+8% |
| Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
0,91 |
0,39 |
0,60 |
+52% |
0,90 |
+1% |
| Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 645 |
2 645 |
2 601 |
+2% |
2 620 |
+1% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Résultat net part du Groupe |
3 344 |
891 |
34 |
x98,4 |
3 111 |
+7% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques7 |
2 379 |
3 432 |
2 523 |
-6% |
2 784 |
-15% |
| Acquisitions nettes8 |
1 590 |
1 099 |
1 102 |
+44% |
306 |
x5,2 |
| Investissements nets9 |
3 969 |
4 531 |
3 625 |
+9% |
3 090 |
+28% |
| Marge brute d’autofinancement**10 |
5 366 |
4 498 |
3 765 |
+43% |
5 774 |
-7% |
| Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF)11 |
5 750 |
4 933 |
4 277 |
+34% |
6 277 |
-8% |
| Flux de trésorerie d’exploitation |
5 598 |
5 674 |
1 299 |
x4,3 |
3 629 |
+54% |
Les données prennent en compte l’impact de la norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1er janvier 2019.
* Taux de change moyen €-$ : 1,2048 au 1er trimestre 2021.
** Données 1T20 et 1T19 retraitées.
Principales données d’environnement et de production du Groupe
> Environnement* – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage
|
1T21 |
4T20 |
1T20 |
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 ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
6,08 |
4,90 |
6,32 |
-4% |
7,20 |
-16% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/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% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| 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% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| GNL (Mt) |
1T21 |
4T20 |
1T20 |
1T21 |
1T19 |
1T21 |
| 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% |
|
|
|
|
|
|
| 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% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
753 |
1 007 |
646 |
+17% |
493 |
+53% |
| Acquisitions nettes |
1 893 |
577 |
1 137 |
+66% |
400 |
x4,7 |
| Investissements nets |
2 646 |
1 584 |
1 783 |
+48% |
893 |
x3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement ** |
1 059 |
1 072 |
601 |
+76% |
351 |
x3 |
| Flux de trésorerie d’exploitation *** |
780 |
575 |
(489) |
ns |
892 |
-13% |
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location, hors impact des contrats compatibilisés en juste valeur du secteur et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables. Données 1T20 et 1T19 retraitées (voir note 10 en page 3).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à 985 M$ au premier trimestre 2021, son plus haut niveau historique. La hausse de 8% sur un an, malgré la baisse des prix du GNL, est liée à la croissance de la contribution des activités Renouvelables et Electricité et la bonne performance des activités de négoce.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 1 059 M$ en hausse de 76% sur un an au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.
Exploration-Production
> Production
| Production d’hydrocarbures |
1T21 |
4T20 |
1T20 |
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% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
1 279 |
1 569 |
1 572 |
-19% |
1 958 |
-35% |
| Acquisitions nettes |
(202) |
548 |
(6) |
ns |
38 |
ns |
| Investissements nets |
1 077 |
2 117 |
1 566 |
-31% |
1 996 |
-46% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement *** |
3 824 |
2 652 |
2 576 |
+48% |
4 246 |
-10% |
| Flux de trésorerie d’exploitation *** |
3 736 |
3 046 |
3 923 |
-5% |
3 936 |
-5% |
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté – quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence – dividendes reçus des participations – dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 1 975 M$ au premier trimestre 2021, près de trois fois supérieur au premier trimestre 2020, du fait de la forte hausse des prix du pétrole et du gaz.
La marge brute d’autofinancement est en hausse de 48% sur un an à 3 824 M$ au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.
Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
> Résultats
| En millions de dollars |
1T21 |
4T20 |
1T20 |
1T21 vs 1T20 |
1T19 |
1T21 vs 1T19 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
527 |
502 |
684 |
-23% |
1 099 |
-52% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
335 |
840 |
277 |
+21% |
319 |
+5% |
| Acquisitions nettes |
(103) |
80 |
(30) |
ns |
(131) |
ns |
| Investissements nets |
232 |
920 |
247 |
-6% |
188 |
+23% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement ** |
872 |
1 129 |
1 064 |
-18% |
1 686 |
-48% |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
1 661 |
2 162 |
(1 582) |
ns |
(306) |
ns |
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Raffinage-Chimie
> Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation
| Volumes raffinés et taux d’utilisation* |
1T21 |
4T20 |
1T20 |
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% |
|
* 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% |
|
* 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% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
222 |
448 |
168 |
+32% |
240 |
-8% |
| Acquisitions nettes |
(57) |
(2) |
(36) |
ns |
(124) |
ns |
| Investissements nets |
165 |
446 |
132 |
+25% |
116 |
+42% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement ** |
394 |
560 |
674 |
-42% |
1 104 |
-64% |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
996 |
1 514 |
(1 183) |
ns |
(538) |
ns |
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie est en baisse de 36% sur un an à 243 M$ au premier trimestre 2021. Cette baisse est liée aux marges européennes de raffinage, toujours très dégradées, du fait de la remontée des prix du pétrole et de la demande faible notamment en distillats liée à l’activité réduite dans le transport aérien.
La marge brute d’autofinancement est en baisse de 42% sur un an à 394 M$ au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.
Le flux de trésorerie d’exploitation est en hausse de 2 179 M$ à 996 M$ au premier trimestre 2021 notamment du fait de la baisse du besoin en fonds de roulement au premier trimestre 2021 alors que la valeur des stocks avait fortement baissé au premier trimestre 2020 à cause de la baisse du prix du pétrole.
Marketing & Services
> Ventes de produits pétroliers
| Ventes en kb/j* |
1T21 |
4T20 |
1T20 |
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% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Investissements organiques |
113 |
392 |
109 |
+4% |
80 |
+41% |
| Acquisitions nettes |
(46) |
82 |
6 |
ns |
(8) |
ns |
| Investissements nets |
67 |
474 |
115 |
-42% |
72 |
-7% |
|
|
|
|
|
|
|
|
| Marge brute d’autofinancement ** |
478 |
569 |
390 |
+23% |
582 |
-18% |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
665 |
648 |
(399) |
ns |
232 |
x2,9 |
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté s’élève à 284 M$ au premier trimestre 2021, en baisse de 6% sur un an, principalement du fait de la baisse des volumes de ventes mondiaux pour les raisons indiquées ci-dessus.
La marge brute d’autofinancement s’élève à 478 M$ au premier trimestre 2021 en hausse de 23% notamment du fait de l’impact négatif au premier trimestre 2020 de la revalorisation conjoncturelle de contrats à terme.
Résultats de Total
> Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 3 487 M$ au premier trimestre 2021, en hausse de 52% sur un an du fait de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz.
> Résultat net ajusté part du Groupe
Le résultat net ajusté part du Groupe s’est établi à 3 003 M$ au premier trimestre 2021 contre 1 781 M$ au premier trimestre 2020, en hausse de 69% sur un an, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur12.
Le total des éléments d’ajustement du résultat net13 représente un montant de 341 M$ au premier trimestre 2021, constitué d’un effet de stock positif de près 700M$, de charges de restructurations liées au plan de départ volontaire en France et en Belgique et de la dépréciation exceptionnelle liée à la fin du contrat Qatargas 1.
Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à 34,6% au premier trimestre 2021, contre 30% au premier trimestre 2020.
> Résultat net ajusté par action
Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à 1,10 $ au premier trimestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 645 millions, contre 0,66 $ au premier trimestre 2020.
Contacts
Total
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