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PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

	2T20	Variation vs 2T19	1S20	Variation vs 1S19
Prix du pétrole – Brent ($/b)	29.6	-57%	40.1	-39%
Prix du gaz européen – NBP ($/Mbtu)	1.7	-59%	2.4	-54%
Résultat net ajusté part du Groupe1
– en milliards de dollars (G$)	0.13	-96%	1.91	-66%
– en dollar par action	0.02	-98%	0.68	-67%
DACF1 (G$)	3.6	-49%	8.2	-41%
Flux de trésorerie d’exploitation (G$)	3.5	-44%	4.8	-52%
Résultat net part du Groupe au 2T20 de -8,4 G$ après prise en compte d’une dépréciation exceptionnelle d’actifs de -8,1 G$ 2
Ratio d’endettement (hors contrats de location) de 23,6% au 30 juin 2020
Production d’hydrocarbures de 2 846 kbep/j au 2T20, en baisse de 4% sur un an
Deuxième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2020 de 0,66 €/action

Le Conseil d’administration de Total SE (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT), réuni le 29 juillet 2020 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour le deuxième trimestre 2020. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Au cours du deuxième trimestre, le Groupe fait face à des circonstances tout à fait exceptionnelles : la crise sanitaire du Covid-19 qui affecte l’économie mondiale et la crise des marchés pétroliers avec un prix du Brent en très forte baisse à 30$ du baril en moyenne, des prix du gaz historiquement faibles et des marges de raffinage très dégradées compte tenu de la chute de la demande.

Les mesures de réduction de production de l’OPEP+ contribuent cependant à la reprise des marchés depuis le mois de juin avec un prix du Brent moyen supérieur à 40$/b. Compte tenu de la discipline avec laquelle les divers pays mettent en œuvre les quotas, la production du Groupe a été réduite de près de 100 kbep/j au cours du deuxième trimestre pour s’établir à 2,85 Mbep/j et le Groupe anticipe désormais une production sur l’année 2020 comprise entre 2,9 Mbep/j et 2,95 Mbep/j.

En raison du fort ralentissement de l’économie européenne durant cette période de confinement, le Groupe a observé sur ses réseaux une baisse moyenne de la demande de produits pétroliers de l’ordre de 30% sur le trimestre et ses raffineries européennes ont connu un taux d’utilisation de l’ordre de 60%. Cependant, le mois de juin a vu un rebond de l’activité en Europe pour atteindre 90% des niveaux avant crise sur les réseaux et 97% sur ses commerces gaz et électricité.

Dans ce contexte historiquement difficile, le Groupe prouve sa résistance avec un cash-flow de 3,6 G$, un résultat net ajusté positif et un niveau d’endettement maîtrisé. Ces résultats ont notamment été portés par la surperformance des activités de négoce, démontrant à nouveau la pertinence du modèle intégré de Total, et par l’efficacité du plan d’actions mis en place dès le début de la crise notamment la maîtrise des dépenses.

Compte tenu de cette résilience, le conseil d’administration maintient le deuxième acompte sur dividende à 0,66 € par action et réaffirme sa soutenabilité dans un contexte de 40$/b.

Ce trimestre a démontré une nouvelle fois la qualité du portefeuille d’actifs du Groupe avec un point mort sous les 25$/b, qui bénéficie de la stratégie privilégiant les actifs à faibles coûts de production, notamment au Moyen-Orient. Cette gestion active du portefeuille se poursuit avec la cession des actifs non opérés au Gabon et de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni.

En dépit de ces défis court terme, le Groupe met résolument en œuvre sa nouvelle ambition climat exprimée le 5 mai 2020, avec l’entrée dans un projet éolien offshore géant en mer du Nord ainsi que l’acquisition en Espagne d’un portefeuille de 2,5 millions de clients résidentiels gaz et électricité et de capacités de production d’électricité. Les investissements dans l’électricité bas carbone seront proches de 2 G$ et représenteront près de 15% des Capex en 2020. En cohérence avec cette ambition, le Groupe a passé en revue les actifs qui auraient pu être qualifiés de « stranded assets ». Les seuls actifs concernés sont les projets « oil sands » canadiens et le conseil d’administration a ainsi décidé de déprécier ces actifs au Canada pour un montant de 7 G$ 2. »

Faits marquants³

• Nouvelle Ambition Climat pour atteindre la neutralité carbone à horizon 2050
• Association à la « Coalition pour l’énergie de demain » aux côtés de 10 partenaires majeurs pour accélérer la transition énergétique du transport et de la logistique
• Association à la Coalition “Getting to Zero” pour contribuer à la décarbonation du transport maritime
• Décision d’investissement pour le transport et le stockage du CO₂ au travers du projet Northern Lights en Norvège
• Signature de l’accord de financement externe du projet Mozambique LNG, pour un montant de 14,9 milliards de dollars, le plus gros financement de projet en Afrique
• Prolongation du contrat avec Sonatrach d’approvisionnement en GNL à hauteur de 2 millions de tonnes par an
• Accord avec SSE Renewables en vue d’acquérir une participation de 51% dans le projet éolien offshore d’une capacité de 1 140 MW en mer du Nord Ecossaise
• Acquisition auprès d’EDP de son portefeuille de 2,5 millions de clients résidentiels et de deux centrales à cycle combiné au gaz naturel, d’une puissance cumulée de près de 850 mégawatts
• Démarrage du second FPSO du projet en eaux profondes Iara au Brésil
• Découverte du gisement de gaz de Bashrush en Egypte sur le permis de North El Hammad
• Troisième découverte (Kwaskwasi) sur le bloc 58 au Surinam
• Cession du portefeuille de champs matures non-opérés au Gabon
• Cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni
• Création d’une coentreprise avec Indian Oil pour fabriquer et commercialiser des bitumes de spécialité
• Adoption par la Société du statut de Société Européenne

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total⁴

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat par action et le nombre d’actions		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
821		2 300		3 589		-77%		Résultat opérationnel net ajusté des secteurs		3 121		7 002		-55%
(209)		703		2 022		ns		Exploration-Production		494		3 744		-87%
326		913		429		-24%		Integrated Gas, Renewables & Power		1 239		1 021		+21%
575		382		715		-20%		Raffinage-Chimie		957		1 471		-35%
129		302		423		-70%		Marketing & Services		431		766		-44%
11		658		457		-98%		Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence		669		1 071		-38%
-6,8%		30,0%		33,0%				Taux moyen d’imposition du Groupe5		24,3%		36,9%
126		1 781		2 887		-96%		Résultat net ajusté part du Groupe		1 907		5 646		-66%
0,02		0,66		1,05		-98%		Résultat net ajusté dilué par action (dollars)6		0,68		2,07		-67%
0,02		0,60		0,94		-98%		Résultat net ajusté dilué par action (euros)*		0,62		1,84		-66%
2 598		2 601		2 625		-1%		Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)		2 598		2 622		-1%
(8 369)		34		2 756		ns		Résultat net part du Groupe		(8 335)		5 867		ns
2 201		2 523		3 028		-27%		Investissements organiques7		4 724		5 811		-19%
721		1 102		402		+79%		Acquisitions nettes8		1 823		709		x2,6
2 922		3 625		3 430		-15%		Investissements nets9		6 547		6 520		–
3 148		4 016		6 707		-53%		Marge brute d’autofinancement10		7 164		12 740		-44%
3 647		4 528		7 208		-49%		Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF)11		8 175		13 744		-41%
3 479		1 299		6 251		-44%		Flux de trésorerie d’exploitation		4 778		9 880		-52%

Les données prennent en compte l’impact de la nouvelle norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1^er janvier 2019.

* Taux de change moyen €-$ : 1,1014 au 2e trimestre 2020 et 1,1020 au 1er semestre 2020

Principales données d’environnement et de production du Groupe

> Environnement* – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19				1S20		1S19		1S20  vs 1S19
29,6		50,1		68,9		-57%		Brent ($/b)		40,1		66,0		-39%
1,8		1,9		2,5		-30%		Henry Hub ($/Mbtu)		1,8		2,7		-33%
1,7		3,1		4,1		-59%		NBP ($/Mbtu)		2,4		5,2		-54%
2,1		3,6		4,9		-57%		JKM ($/Mbtu)		2,9		5,8		-50%
23,4		44,4		63,7		-63%		Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiale consolidées		33,8		61,2		-45%
2,61		3,35		3,82		-32%		Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées		2,99		4,16		-28%
4,40		6,32		5,69		-23%		Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence		5,42		6,42		-16%
14,3		26,3		27,6		-48%		Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t)		21,0		30,6		-31%

* Les indicateurs sont indiqués en page 15

Le prix moyen de vente GNL est en recul de 30% ce trimestre 2020 par rapport au trimestre précédent. La part des volumes vendus à des prix spot a en effet augmenté au deuxième trimestre 2020 par rapport au premier trimestre 2020 du fait de reports de livraisons de cargaison de GNL par des acheteurs de contrats long-terme, tandis que le prix de vente moyen des contrats long-terme de GNL n’a baissé que de 16% du fait de l’impact différé de la baisse du prix du pétrole.

> Production*

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19				1S20		1S19		1S20  vs 1S19
2 846		3 086		2 957		-4%		Production d’hydrocarbures (kbep/j)		2 966		2 951		–
1 315		1 448		1 407		-7%		Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)		1 381		1 416		-2%
1 531		1 638		1 549		-1%		Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)		1 584		1 535		+3%
2 846		3 086		2 957		-4%		Production d’hydrocarbures (kbep/j)		2 966		2 951		–
1 553		1 699		1 624		-4%		Liquides (kb/j)		1 626		1 627		–
7 045		7 560		7 309		-4%		Gaz (Mpc/j)**		7 302		7 238		+1%

* Production du Groupe = production de l’EP + production d’iGRP

** Données 2T19 et 1S19 retraitées

La production d’hydrocarbures a été de 2 846 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2020, en baisse de 4% sur un an, en raison des éléments suivants :

• -5% lié au respect des quotas de production décidés par les pays de l’OPEP+, notamment les Émirats Arabes Unis, le Nigeria, l’Angola et le Kazakhstan, ainsi que les réductions de production volontaires au Canada et subies en Libye,
• -1% lié à la demande de gaz dans le contexte de la pandémie,
• +1% lié à la baisse des prix,
• +4% lié au démarrage et à la montée en puissance de nouveaux projets, notamment Culzean au Royaume-Uni, Johan Sverdrup en Norvège, Iara au Brésil et Tempa Rossa en Italie,
• -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 bas carbone

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		Production d’hydrocarbures pour le GNL		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
520		552		559		-7%		iGRP (kbep/j)		536		538		–
66		73		73		-10%		Liquides (kb/j)		69		70		–
2 471		2 611		2 680		-8%		Gaz (Mpc/j)*		2 541		2 570		-1%

* Données 2T19 et 1S19 retraitées

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		GNL (Mt)		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
10,4		9,8		8,5		+22%		Ventes totales de GNL		20,2		16,3		+24%
4,3		4,7		4,1		+7%		incl. Ventes issues des quotes-parts de production*		9,0		7,8		+15%
8,7		7,8		6,7		+29%		incl. Ventes par Total issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers		16,5		12,7		+30%

* Les quotes-parts de production du Groupe peuvent être vendues par Total ou par les joint-ventures

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		Electricité bas carbone		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
5,1		3,0		2,6		+97%		Capacité brute installée de génération électrique renouvelable (GW)*		5,1		2,6		+97%
2,9		2,9		2,4		+23%		Production nette d’électricité bas carbone (TWh)**		5,9		5,0		+16%
5,9		5,9		5,5		+7%		Clients électricité et gaz – BtB et BtC (Million)*		5,9		5,5		+7%
26,7		47,8		27,4		-3%		Ventes électricité et gaz – BtB et BtC (TWh)		74,5		75,3		-1%

* Données à fin de période

** Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés

La production d’hydrocarbures pour le GNL est stable au 1^er semestre 2020.

Les ventes totales de GNL ont augmenté de 22% sur un an notamment du fait de la croissance des activités de négoce. Elles augmentent de 24% sur un an au 1^er semestre 2020 pour les mêmes raisons et grâce à la montée en puissance de Yamal LNG, Ichthys LNG et du démarrage des deux premiers trains de Cameron LNG aux États-Unis.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable s’établit à 5,1 GW au deuxième trimestre en forte croissance de 97% sur un an, notamment grâce à l’acquisition en Inde de 50% d’un portefeuille de plus de 2 GW au Groupe Adani.

Le Groupe poursuit la mise en œuvre de sa stratégie d’intégration dans la chaîne du gaz et de l’électricité en Europe et a vu le nombre de ses clients gaz et électricité croître ce trimestre pour atteindre 5,9 millions, en hausse de 7% sur un an. Les ventes d’électricité et de gaz sont en recul de 3%, impactées par la baisse de la consommation liée aux mesures de confinement en Europe.

> Résultats

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		En millions de dollars		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
326		913		429		-24%		Résultat opérationnel net ajusté*		1 239		1 021		+21%
(69)		248		195		ns		Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence		179		450		-60%
618		646		442		+40%		Investissements organiques		1 264		935		+35%
433		1 137		159		x2,7		Acquisitions nettes		1 570		559		x2,8
1 051		1 783		601		+75%		Investissements nets		2 834		1 494		+90%
555		852		869		-36%		Marge brute d’autofinancement **		1 407		1 479		-5%
1 389		(489)		641		x2,2		Flux de trésorerie d’exploitation **		900		1 533		-41%

* 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 iGRP s’est établi à 326 M$ au deuxième trimestre 2020 en baisse de 24% sur un an et la marge brute d’autofinancement est en recul de 36% sur la même période à 555 M$. Ces résultats s’expliquent principalement par la chute des prix du gaz par rapport au deuxième trimestre 2019.

Au premier semestre 2020, le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à 1 239 M$, en hausse de 21% sur un an notamment du fait de la forte croissance de 24% des ventes de GNL.

Exploration-Production

> Production

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		Production d’hydrocarbures		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
2 326		2 534		2 398		-3%		EP (kbep/j)		2 430		2 413		+1%
1 487		1 626		1 551		-4%		Liquides (kb/j)		1 557		1 557		–
4 574		4 949		4 629		-1%		Gaz (Mpc/j)		4 761		4 668		+2%

> Résultats

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
(209)		703		2 022		ns		Résultat opérationnel net ajusté*		494		3 744		-87%
48		390		239		-80%		Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence		438		452		-3%
56,6%		59,6%		39,5%				Taux moyen d’imposition**		69,6%		44,0%
1 112		1 572		1 995		-44%		Investissements organiques		2 684		3 953		-32%
311		(6)		204		+52%		Acquisitions nettes		305		242		+26%
1 423		1 566		2 199		-35%		Investissements nets		2 989		4 195		-29%
1 810		2 576		4 882		-63%		Marge brute d’autofinancement ***		4 386		9 128		-52%
910		3 923		3 768		-76%		Flux de trésorerie d’exploitation ***		4 833		7 704		-37%

* 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 -209 M$ au deuxième trimestre contre 2 022 M$ un an plus tôt du fait de la forte baisse des prix du pétrole et du gaz et de la baisse de la production. La marge brute d’autofinancement s’établit quant à elle à 1 810 M$ au deuxième trimestre contre 4 882 M$ un an plus tôt pour les mêmes raisons.

Au premier semestre 2020, le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 494 M$ contre 3 744 M$ un an plus tôt du fait de la forte baisse des prix du pétrole et du gaz. La marge brute d’autofinancement s’établit quant à elle à 4 386 M$ contre 9 128 M$ au premier semestre 2019.

Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

> Résultats

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		En millions de dollars		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
704		684		1 138		-38%		Résultat opérationnel net ajusté*		1 388		2 237		-38%
457		277		557		-18%		Investissements organiques		734		876		-16%
(20)		(30)		38		ns		Acquisitions nettes		(50)		(93)		ns
437		247		595		-27%		Investissements nets		684		783		-13%
1 488		1 064		1 432		+4%		Marge brute d’autofinancement **		2 552		3 118		-18%
1 899		(1 582)		2 269		-16%		Flux de trésorerie d’exploitation **		317		1 963		-84%

* 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

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		Volumes raffinés et taux d’utilisation*		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
1 249		1 444		1 595		-22%		Total volumes raffinés (kb/j)		1 347		1 729		-22%
205		255		447		-54%		France		230		520		-56%
595		756		679		-12%		Reste de l’Europe		676		751		-10%
449		433		469		-4%		Reste du monde		441		458		-4%
59%		69%		77%				Taux d’utilisation sur bruts traités**		64%		83%

* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.

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

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		Production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
1 391		1 386		993		+40%		Monomères* (kt)		2 778		2 386		+16%
1 193		1 202		1 127		+6%		Polymères (kt)		2 395		2 424		-1%
84%		83%		64%				Taux d’utilisation des vapocraqueurs **		83%		75%

* 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 22% sur un an au deuxième trimestre et au premier semestre 2020, du fait notamment du prolongement de l’arrêt planifié de la raffinerie de Feyzin en France, de la décision de ne pas redémarrer Grandpuits après le grand arrêt compte tenu de la baisse de la demande, ainsi que de l’arrêt de l’unité de distillation de la plateforme de Normandie à la suite de l’incident survenu fin 2019.

La production de monomères est :

• En forte hausse de 40% au deuxième trimestre 2020 sur un an. Elle s’était établie à 993 kt au deuxième trimestre 2019 en raison des grands arrêts en 2019 des vapocraqueurs de Daesan en Corée du Sud et de Port Arthur aux États-Unis.
• En hausse de 16% au premier semestre pour les mêmes raisons.

La production de polymères est :

• En hausse de 6% au deuxième trimestre 2020 sur un an. Elle s’était établie à 1 127 kt au deuxième trimestre 2019 en raison du grand arrêt du vapocraqueur en amont des unités de polymères de Daesan en Corée du Sud.
• Stable au premier semestre pour les mêmes raisons et compte tenu de la fermeture du site de polystyrène d’El Prat en Espagne et d’un arrêt pour maintenance planifiée sur la plateforme de Qatofin au Qatar au premier trimestre 2020.

> Résultats

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		En millions de dollars		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
575		382		715		-20%		Résultat opérationnel net ajusté*		957		1 471		-35%
302		168		353		-14%		Investissements organiques		470		593		-21%
(15)		(36)		(58)		ns		Acquisitions nettes		(51)		(182)		ns
287		132		295		-3%		Investissements nets		419		411		+2%
996		674		806		+24%		Marge brute d’autofinancement **		1 670		1 910		-13%
1 080		(1 183)		1 658		-35%		Flux de trésorerie d’exploitation **		(103)		1 120		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 20% à 575 M$ au deuxième trimestre 2020 sur un an. Cette baisse est notamment liée à un environnement de marges de raffinage encore plus dégradé au deuxième trimestre et au faible taux d’utilisation des installations qui s’établit à 59% au deuxième trimestre, en partie compensée par la résistance des marges de pétrochimie et la surperformance des activités de négoce.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 996 M$ au deuxième trimestre 2020, en hausse de 24% sur un an, pour les raisons ci-dessus et du fait des dividendes de HTC, reçus au deuxième trimestre.

Au 1^er semestre 2020, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie est en baisse de 35% sur un an à 1 G$ et la marge brute d’autofinancement en recul de 13% à 1,7 G$. Cette baisse est notamment liée à un environnement de marges de raffinage dégradé au premier semestre et au faible taux d’utilisation des installations de 64%, en partie compensée par la résistance des marges de pétrochimie et la surperformance des activités de négoce.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		Ventes en kb/j*		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
1 301		1 656		1 860		-30%		Total des ventes du Marketing & Services		1 478		1 848		-20%
740		906		1 004		-26%		Europe		823		1 008		-18%
561		750		856		-34%		Reste du monde		656		840		-22%

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 30% ce trimestre et de 20% au premier semestre sur un an en raison notamment de l’impact des mesures de confinement sur la consommation.

> Résultats

2T20		1T20		2T19		2T20  vs 2T19		En millions de dollars		1S20		1S19		1S20  vs 1S19
129		302		423		-70%		Résultat opérationnel net ajusté*		431		766		-44%
155		109		204		-24%		Investissements organiques		264		283		-7%
(5)		6		96		ns		Acquisitions nettes		1		89		-99%
150		115		300		-50%		Investissements nets		265		372		-29%
492		390		626		-21%		Marge brute d’autofinancement **		882		1 208		-27%
819		(399)		611		+34%		Flux de trésorerie d’exploitation **		420		843		-50%

* 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 129 M$ au deuxième trimestre 2020, en baisse de 70% en raison de la baisse des volumes. Il est en baisse de 44% au premier semestre sur un an pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 492 M$ au deuxième trimestre 2020 et 882 M$ au premier semestre.

Résultats de Total

> Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 821 M$ au deuxième trimestre 2020, en baisse de 77% sur un an. Cette baisse est liée à la baisse des prix du Brent, du gaz et des marges de raffinage ainsi qu’à l’impact de la crise du Covid-19 sur la demande,
• 3 121 M$ au 1^er semestre, en baisse de 55% sur un an pour les mêmes raisons.

> Résultat net ajusté part du Groupe

Le résultat net ajusté part du Groupe s’est établi à :

• 126 M$ au deuxième trimestre 2020, contre 2 887 M$ un an plus tôt en raison de la baisse des prix du Brent, du gaz et des marges de raffinage ainsi qu’à l’impact de la crise du Covid-19 sur la demande.
• 1 907 M$ au premier semestre 2020, pour les mêmes raisons.

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 -8 495 M$ au deuxième trimestre 2020, dont -8 101 M$ au titre de dépréciations exceptionnelles d’actifs.

Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à -6,8% au deuxième trimestre 2020, contre 30% au trimestre précédent.

Contacts

Total
Relations Médias : +33 1 47 44 46 99 l presse@total.com l @TotalPress

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