Total résiste face à la chute du cours du pétrole et renforce son plan d’actions pour faire face à la crise
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
TOTAL S.A. (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) :
| 1T20 | 1T19 | Variation vs 1T19 |
|
| Prix du pétrole – Brent ($/b) |
50,1 |
63,1 |
-21% |
| Prix du gaz européen – NBP ($/Mbtu) |
3,1 |
6,3 |
-51% |
| Résultat net ajusté part du Groupe1 | |||
| – en milliards de dollars (G$) |
1,78 |
2,76 |
-35% |
| – en dollar par action |
0,66 |
1,02 |
-36% |
| DACF1 (G$) |
4,5 |
6,5 |
-31% |
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
1,3 |
3,6 |
-64% |
| Résultat net part du Groupe au 1T20 de 34 M$ après prise en compte des effets de stock de 1,4 G$ | |||
| Ratio d’endettement (hors contrats de location) de 21% au 31 mars 2020 | |||
| Production d’hydrocarbures de 3 086 kbep/j au 1T20, en hausse de 5% sur un an | |||
| Premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2020 de 0,66 €/action | |||
Le Conseil d’administration de Total S.A., réuni le 4 mai 2020 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour le premier trimestre 2020. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Le Conseil d’administration de Total tient en premier lieu à remercier tous ceux qui se mobilisent face au Covid-19 et en particulier les salariés du Groupe qui assurent, dans le respect des règles sanitaires, la production, le traitement et la distribution de produits dont les consommateurs ont besoin.
Le Groupe fait face à des circonstances tout à fait exceptionnelles : la crise sanitaire du Covid-19 qui affecte l’économie mondiale et crée des incertitudes majeures et la crise des marchés pétroliers avec un prix du pétrole en très forte chute depuis mars.
Dans un environnement de prix en baisse de plus de 30% en moyenne au cours du premier trimestre, le Groupe a vu son cash-flow reculer de 31% sur un an à 4,5 G$ et le résultat net ajusté baisser de 35% ce trimestre à 1,8 G$. La rentabilité des capitaux propres résiste à 9,8% et Total conserve une bonne solidité financière avec un taux d’endettement de 21%.
Face à ces crises, le Groupe a annoncé le 23 mars un premier plan d’actions à effet immédiat. Le Groupe anticipe désormais une production sur l’année 2020 entre 2,95 et 3 Mbep/j, soit une réduction d’au moins 5% par rapport aux prévisions pour 2020, compte tenu des mesures volontaires de réduction au Canada, des quotas exceptionnels décidés par l’OPEP+, des baisses de demandes locales de gaz et de la situation en Libye. Dans l’Aval, les niveaux d’utilisation des installations et les ventes sont depuis la mi-mars en moyenne de 50% inférieurs à la normale avec des incertitudes sur le timing de retour à la normale.
Dans ce contexte, il convient de renforcer le plan d’actions :
– Une réduction supplémentaire portera sur les investissements nets de l’année qui seront inférieurs à 14 G$ soit une baisse de près de 25% par rapport aux 18 G$ annoncés en février 2020. Les investissements dans l’électricité bas carbone seront maintenus entre 1,5 et 2 G$.
– Le programme d’économies sur les coûts opératoires est augmenté à plus de 1 G$ auquel s’ajoutera une économie de plus de 1 G$ sur les coûts de l’énergie.
– La liquidité du Groupe a été confortée en avril avec une émission obligataire de 3 G$ et le tirage de 6 G$ de lignes de crédit bancaire. Par ailleurs, dans un environnement à 30 $/b, le Groupe anticipe une amélioration de son besoin en fond de roulement d’1 G$ à fin 2020 par rapport à fin 2019.
Dans ce contexte particulier, compte tenu de la solidité des fondamentaux de Total – point mort et gearing bas-, le Conseil d’administration a décidé de fixer le premier acompte sur dividende au titre de l’année 2020 à 0,66 € par action, stable par rapport au premier acompte de 2019, et de proposer à l’Assemblée Générale la mise en place de l’option de dividende en actions pour le solde du dividende au titre de 2019 sachant que le Groupe a racheté 0,55 G$ d’actions en début d’année lorsque les cours étaient autour de 60 $/b.
Tout en prenant ses responsabilités pour faire face aux défis à court terme, le Groupe poursuit la mise en œuvre de sa stratégie à moyen et long terme. De ce point de vue, l’annonce d’une nouvelle ambition climatique pour le Groupe qui vise à la neutralité carbone en 2050 en Europe et dans le monde en ligne avec la société, renforce la stratégie de Total de devenir un groupe multi-énergies. Cette stratégie a été mise en œuvre concrètement au cours du premier trimestre avec l’accès à près de 6 GW de capacités renouvelables solaires (Inde, Qatar, Espagne, France) et éoliennes (France, UK). L’acquisition à contre-cycle des intérêts de Tullow en Ouganda s’inscrit également dans le cadre de la stratégie d’accès à des barils de pétrole à bas coût.»
Compte tenu de la conjoncture difficile à laquelle le Groupe fait face et des efforts d’économies demandés à l’ensemble des équipes de Total, M. Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a proposé de réduire de 25% son salaire fixe pour le reste de l’année 2020 à compter du mois de mai. Au vu de l’évolution attendue des critères économiques de part variable, la rémunération globale 2020 de Patrick Pouyanné baissera de plus de 30% par rapport à celle de 2019. Les membres du Conseil d’administration ont également décidé de renoncer à 25% de leurs jetons de présence à compter de l’Assemblée Générale. Les membres du Comité Exécutif ont souhaité s’associer à ces mesures en réduisant leur salaire fixe de 10% pour le reste de l’année 2020.
Résultats du premier trimestre 2020
Impacté par l’effondrement de la demande lié à la pandémie du Covid-19, le prix du pétrole a fortement chuté au cours du mois de mars et s’est établi à 50 $/b en moyenne au premier trimestre en baisse de 21% sur un an. Les prix du gaz en Europe sont également en fort recul de plus de 50% sur un an. Dans un environnement de prix en baisse de plus de 30% en moyenne par rapport au premier trimestre 2019, le cash-flow du Groupe recule de 31% à 4,5 G$. Le résultat net ajusté baisse de 35% ce trimestre à 1,8 G$ et la rentabilité des capitaux propres s’établit à 9,8% avec un taux d’endettement de 21%.
Porteur de l’ambition bas carbone du Groupe, le secteur iGRP enregistre un cash-flow de 0,9 G$ en hausse de 40% sur un an grâce à l’augmentation des ventes de GNL de près de 30% et à la résilience du prix de vente de sa production de GNL. Dans l’électricité bas carbone, le Groupe accélère sa croissance en entrant dans des projets renouvelables représentant une capacité totale brute installée de plus de 6 GW en particulier en Inde, au Qatar et en Espagne.
Au premier trimestre, la production de l’Amont est en hausse de 5% sur un an, portée par la montée en puissance de projets tels que Culzean au Royaume-Uni, Johan Sverdrup en Norvège ou Yamal LNG en Russie. Impacté par la baisse des prix, le cash-flow de l’Exploration-Production s’établit à 2,6 G$, en baisse de 39% sur un an. L’Exploration-Production a notamment réalisé deux découvertes au Suriname.
L’Aval affiche quant à lui un cash-flow en recul de 37% sur un an à 1,1 G$. En Europe, les marges de raffinage sont en baisse de 20% et les volumes raffinés reculent d’environ 30% dû à la baisse de la demande. La pétrochimie résiste bénéficiant de la chute du prix des matières premières. Les ventes dans les réseaux sont par ailleurs en baisse de 10% sur un an du fait de l’impact de la crise du Covid-19.
Faits marquants2
- Poursuite du programme de cessions avec la vente d’actifs d’aval gaz en France, d’Exploration-Production au Brunei, et de distribution en Sierra Leone et au Libéria
- Acquisition à contre-cycle de la totalité des intérêts de Tullow dans le projet du Lac Albert en Ouganda
- Acquisition de 50 % d’un portefeuille d’une capacité brute de 2GW de centrales solaires en Inde dans le cadre d’une JV 50/50 avec le Groupe Adani
- Accord pour la construction d’une centrale solaire de grande envergure (800 MWc) au Qatar
- Entrée sur le marché solaire en Espagne avec l’acquisition d’un portefeuille de 2 GW de projets
- Acquisition dans l’éolien en France de la société Global Wind Power France qui détient un portefeuille de projets d’une capacité brute de 1GW
- Entrée dans un premier projet d’éolien offshore flottant au Royaume-Uni
- Lancement à Dunkerque du plus grand projet de stockage d’électricité par batterie (25 MW) pour le réseau électrique en France
- Lancement d’une usine pilote de fabrication de batteries européennes pour véhicules électriques pour produire à compter de 2023 des batteries au meilleur niveau technologique en termes de performance énergétique
-
Réalisation dans l’exploration de deux découvertes significatives de pétrole sur le Bloc 58 au Suriname ainsi que d’une nouvelle découverte de gaz à condensats en mer du Nord britannique
Principales données financières issues des comptes consolidés de Total3
| En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat par action et le nombre d’actions | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
2 300 |
3 879 |
3 413 |
-33% |
| Exploration-Production |
703 |
2 031 |
1 722 |
-59% |
| Integrated Gas, Renewables & Power |
913 |
794 |
592 |
+54% |
| Raffinage-Chimie |
382 |
580 |
756 |
-49% |
| Marketing & Services |
302 |
474 |
343 |
-12% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
658 |
668 |
614 |
+7% |
| Taux moyen d’imposition du Groupe4 |
30,0% |
31,8% |
40,5% |
|
| Résultat net ajusté part du Groupe |
1 781 |
3 165 |
2 759 |
-35% |
| Résultat net ajusté dilué par action (dollars)5 |
0,66 |
1,19 |
1,02 |
-36% |
| Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
0,60 |
1,07 |
0,90 |
-34% |
| Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 601 |
2 607 |
2 620 |
-1% |
| Résultat net part du Groupe |
34 |
2 600 |
3 111 |
-99% |
| Investissements organiques6 |
2 523 |
4 291 |
2 784 |
-9% |
| Acquisitions nettes7 |
1 102 |
(80) |
306 |
x3,6 |
| Investissements nets8 |
3 625 |
4 211 |
3 090 |
+17% |
| Marge brute d’autofinancement9 |
4 016 |
6 839 |
6 033 |
-33% |
| Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF)10 |
4 528 |
7 372 |
6 536 |
-31% |
| Flux de trésorerie d’exploitation |
1 299 |
6 599 |
3 629 |
-64% |
Les données prennent en compte l’impact de la nouvelle norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1er janvier 2019.
* Taux de change moyen €-$ : 1,1027 au 1er trimestre 2020.
Principales données d’environnement et de production du Groupe
> Environnement* – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage
| 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
|
| Brent ($/b) |
50,1 |
63,1 |
63,1 |
-21% |
| Henry Hub ($/Mbtu) |
1,9 |
2,4 |
2,9 |
-35% |
| NBP ($/Mbtu) |
3,1 |
5,1 |
6,3 |
-51% |
| JKM ($/Mbtu) |
3,6 |
5,8 |
6,6 |
-45% |
| Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiale consolidées |
44,4 |
59,1 |
58,7 |
-24% |
| Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées |
3,35 |
3,76 |
4,51 |
-26% |
| Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
6,32 |
6,52 |
7,20 |
-12% |
| Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t) |
26,3 |
30,2 |
33,0 |
-20% |
* Les indicateurs sont indiqués en page 18
> Production*
| 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
|
| Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
3 086 |
3 113 |
2 946 |
+5% |
| Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 448 |
1 452 |
1 425 |
+2% |
| Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 638 |
1 661 |
1 521 |
+8% |
| Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
3 086 |
3 113 |
2 946 |
+5% |
| Liquides (kb/j) |
1 699 |
1 714 |
1 629 |
+4% |
| Gaz (Mpc/j)** |
7 560 |
7 563 |
7 167 |
+5% |
* Production du Groupe = production de l’EP + production d’iGRP
** Données 1T19 et 4T19 retraitées
La production d’hydrocarbures a été de 3 086 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier trimestre 2020, en hausse de 5% sur un an, en raison des éléments suivants :
- +8% lié au démarrage et à la montée en puissance de nouveaux projets, notamment Culzean au Royaume-Uni, Egina au Nigéria, Johan Sverdrup en Norvège et d’Ichthys en Australie.
- +2% lié à la baisse des prix et à des effets périmètre notamment l’augmentation de sa participation dans le champ de DUC au Danemark.
- -3% lié au déclin naturel des champs.
- -2% lié notamment à l’arrêt d’une partie de la production en Libye et au redéveloppement du champ de Tyra au Danemark.
Analyse des résultats des secteurs
Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)
> Production et ventes de GNL et d’électricité bas carbone
| Production d’hydrocarbures pour le GNL | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| iGRP (kbep/j) |
552 |
624 |
518 |
+7% |
| Liquides (kb/j) |
73 |
74 |
66 |
+10% |
| Gaz (Mpc/j)* |
2 611 |
2 939 |
2 460 |
+6% |
| * Données 1T19 et 4T19 retraitées |
| GNL (Mt) | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Ventes totales de GNL |
9,8 |
10,6 |
7,7 |
+27% |
| incl. Ventes issues des quotes-parts de production* |
4,7 |
4,2 |
3,8 |
+23% |
| incl. Ventes par Total issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
7,8 |
9,6 |
6,0 |
+30% |
* Les quotes-parts de production du Groupe peuvent être vendues par Total ou par les joint-ventures
| Electricité bas carbone | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Capacité brute installée de génération électrique renouvelable (GW)* |
3,0 |
3,0 |
1,8 |
+68% |
| Production nette d’électricité bas carbone (TWh)** |
2,9 |
3,5 |
2,7 |
+10% |
| Clients électricité et gaz – BtB et BtC (Million)* |
5,9 |
5,8 |
5,4 |
+9% |
| Ventes électricité et gaz – BtB et BtC (TWh) |
47,8 |
34,9 |
47,9 |
– |
* Données à fin de période
** Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés
La croissance de la production de 7% sur un an est essentiellement liée à la montée en puissance des projets Ichthys en Australie et Yamal LNG en Russie.
Les ventes totales de GNL ont augmenté de 27% sur un an grâce notamment à la montée en puissance de Yamal LNG et d’Ichthys et au démarrage des deux premiers trains de Cameron LNG aux Etats-Unis.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable est en forte croissance de 68% sur un an à 3 GW. 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 à 5,9 millions de clients ce trimestre, en hausse de 9% sur un an.
> Résultats
| En millions de dollars | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
913 |
794 |
592 |
+54% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
248 |
353 |
255 |
-3% |
| Investissements organiques |
646 |
684 |
493 |
+31% |
| Acquisitions nettes |
1 137 |
(13) |
400 |
x2,8 |
| Investissements nets |
1 783 |
671 |
893 |
+100% |
| Marge brute d’autofinancement ** |
852 |
1 402 |
610 |
+40% |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
(489) |
1 527 |
892 |
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 iGRP s’est établi à 913 M$ au premier trimestre 2020 en hausse de 54% sur un an et la marge brute d’autofinancement est en hausse de 40% sur la même période à 852 M$. Ces bons résultats par rapport au premier trimestre 2019 s’expliquent par la forte croissance des ventes de GNL combinée à une bonne résistance des prix du portefeuille GNL, par l’augmentation de l’utilisation des capacités de regazéification en Europe et par la bonne performance des activités de négoce. La contribution des activités renouvelables est également en croissance ce trimestre.
Exploration-Production
> Production
| Production d’hydrocarbures | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| EP (kbep/j) |
2 534 |
2 489 |
2 428 |
+4% |
| Liquides (kb/j) |
1 626 |
1 640 |
1 563 |
+4% |
| Gaz (Mpc/j) |
4 949 |
4 624 |
4 707 |
+5% |
> Résultats
| En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
703 |
2 031 |
1 722 |
-59% |
| Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
390 |
247 |
213 |
+83% |
| Taux moyen d’imposition** |
59,6% |
38,0% |
48,6% |
|
| Investissements organiques |
1 572 |
2 617 |
1 958 |
-20% |
| Acquisitions nettes |
(6) |
(224) |
38 |
ns |
| Investissements nets |
1 566 |
2 393 |
1 996 |
-22% |
| Marge brute d’autofinancement *** |
2 576 |
4 451 |
4 246 |
-39% |
| Flux de trésorerie d’exploitation *** |
3 923 |
4 206 |
3 936 |
– |
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté – quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence – dividendes reçus des participations – dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 703 M$ au premier trimestre, en baisse de 59% sur un an du fait de la forte baisse des prix du pétrole et du gaz en fin de trimestre.
La marge brute d’autofinancement s’établit quant à elle à 2,6 G$ au premier trimestre en baisse sur un an de 39% pour les mêmes raisons, partiellement compensée par la montée en puissance de projets fortement générateurs de cash.
Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
> Résultats
| En millions de dollars | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
684 |
1 054 |
1 099 |
-38% |
| Investissements organiques |
277 |
949 |
319 |
-13% |
| Acquisitions nettes |
(30) |
159 |
(131) |
ns |
| Investissements nets |
247 |
1 108 |
188 |
+31% |
| Marge brute d’autofinancement ** |
1 064 |
1 505 |
1 686 |
-37% |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
(1 582) |
1 420 |
(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* | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Total volumes raffinés (kb/j) |
1 444 |
1 509 |
1 862 |
-22% |
| France |
255 |
282 |
592 |
-57% |
| Reste de l’Europe |
756 |
756 |
823 |
-8% |
| Reste du monde |
433 |
471 |
447 |
-3% |
| Taux d’utilisation sur bruts traités** |
69% |
71% |
89% |
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année.
| Production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Monomères* (kt) |
1 386 |
1 431 |
1 393 |
– |
| Polymères (kt) |
1 202 |
1 169 |
1 297 |
-7% |
| Taux d’utilisation des vapocraqueurs** |
83% |
92% |
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 22% au premier trimestre 2020 sur un an, en conséquence notamment des arrêts planifiés des raffineries de Feyzin et Grandpuits en France, de Satorp en Arabie Saoudite ainsi que de l’arrêt de l’unité de distillation de la plateforme de Normandie suite à l’incident survenu fin 2019.
La production de monomères est stable sur un an alors que la production de polymères est en baisse de 7% compte tenu notamment de la fermeture du site de polystyrène d’El Prat en Espagne et d’un arrêt pour maintenance planifiée sur la plate-forme de Qatofin au Qatar.
> Résultats
| En millions de dollars | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
382 |
580 |
756 |
-49% |
| Investissements organiques |
168 |
479 |
240 |
-30% |
| Acquisitions nettes |
(36) |
118 |
(124) |
ns |
| Investissements nets |
132 |
597 |
116 |
+14% |
| Marge brute d’autofinancement ** |
674 |
789 |
1 104 |
-39% |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
(1 183) |
1 142 |
(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 49% à 382 M$ au premier trimestre 2020. Cette baisse est notamment liée à un environnement du raffinage mondial extrêmement dégradé au premier trimestre, au faible taux d’utilisation des installations et à la baisse de la demande en fin de trimestre. L’impact de l’arrêt de l’unité de distillation de la plateforme de Normandie est estimé à 100 M$ ce trimestre et à 200 M$ sur l’année.
La marge brute d’autofinancement s’élève à 674 M$ au premier trimestre 2020, en baisse de 39% sur un an pour les mêmes raisons. L’écart entre la marge brute d’autofinancement et le flux de trésorerie d’exploitation s’explique notamment par la baisse de la valeur des stocks liée à la baisse du prix du pétrole.
Marketing & Services
> Ventes de produits pétroliers
| Ventes en kb/j* | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Total des ventes du Marketing & Services |
1 656 |
1 835 |
1 836 |
-10% |
| Europe |
906 |
1 033 |
1 012 |
-11% |
| Reste du monde |
750 |
801 |
824 |
-9% |
* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage
Les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 10% ce trimestre en raison notamment de l’impact du Covid-19 sur la consommation notamment en Chine et en France.
> Résultats
| En millions de dollars | 1T20 | 4T19 | 1T19 | 1T20 vs 1T19 |
| Résultat opérationnel net ajusté* |
302 |
474 |
343 |
-12% |
| Investissements organiques |
109 |
471 |
80 |
+36% |
| Acquisitions nettes |
6 |
40 |
(8) |
ns |
| Investissements nets |
115 |
511 |
72 |
+60% |
| Marge brute d’autofinancement ** |
390 |
716 |
582 |
-33% |
| Flux de trésorerie d’exploitation ** |
(399) |
278 |
232 |
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 s’élève à 302 M$ au premier trimestre 2020 en baisse de 12%, en ligne avec la baisse des volumes.
La marge brute d’autofinancement s’élève à 390 M$ au premier trimestre 2020 en baisse de 33% sur un an.
Résultats de Total
> Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 2 300 M$ au premier trimestre 2020, en baisse de 33% 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.
> Résultat net ajusté part du Groupe
Le résultat net ajusté part du Groupe s’est établi à 1 781 M$ au premier trimestre 2020, en baisse de 35% sur un an lié 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.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur11.
Le total des éléments d’ajustement du résultat net12 représente un montant de -1 747 M$ au premier trimestre 2020, dont -1 414 M$ au titre des effets de stocks après impôts liés à la baisse du prix du pétrole.
Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à 30,0% au premier trimestre 2020, contre 31,8% le trimestre précédent.
> Résultat net ajusté par action
Le résultat net ajusté dilué par action est en baisse de 36% à 0,66 $ au premier trimestre 2020, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 601 millions, contre 1,02 $ un an plus tôt.
Dans le cadre de la politique de retour à l’actionnaire annoncée en février 2018 et du programme de rachat d’actions de 5 G$ sur la période 2018-2020, le Groupe a procédé à des rachats d’actions au début du premier trimestre 2020 lorsque le prix du pétrole était autour de 60 $/b. 12,2 millions d’actions ont ainsi été rachetées lors du premier trimestre 2020 pour un montant de 0,55 G$. Dans le contexte de forte baisse du prix du pétrole, le programme de rachat d’actions a été suspendu début mars.
Au 31 mars 2020, le nombre d’actions dilué était de 2 596 millions.
> Acquisitions – cessions
Les acquisitions finalisées ont représenté 1,6 G$ au premier trimestre 2020 et couvrent notamment la finalisation de l’acquisition de 37,4% d’Adani Gas Limited en Inde et le paiement d’une deuxième tranche liée à la prise de participation de 10% dans le projet Arctic LNG 2 en Russie.
Les cessions finalisées ont représenté 542 M$ au premier trimestre 2020 et couvrent la finalisation de la vente du Block CA1 au Brunei, la vente de la participation du Groupe dans le terminal de regazéification de Fos Cavaou en France et la vente de 50% d’un portefeuille d’actifs solaires et éoliens de Total Quadran en France.
> Cash-flow net
Le cash-flow net13 du Groupe ressort à 391 M$ au premier trimestre 2020 dans un contexte de baisse des prix.
> Rentabilité
La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 9,8% sur la période du 1er avril 2019 au 31 mars 2020.
| En millions de dollars | Période du 1er avril 2019 | Période du 1er janvier 2019 | Période du 1er avril 2018 | |||
| au 31 mars 2020 | au 31 décembre 2019 | au 31 mars 2019 | ||||
| Résultat net ajusté |
11 079 |
12 090 |
13 810 |
|||
| Capitaux propres retraités moyens |
113 607 |
116 766 |
118 094 |
|||
| Rentabilité des capitaux propres (ROE) |
9,8% |
10,4% |
11,7% |
|||
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