Total résiste bien à la crise et accélère sa transformation
Total propose à ses actionnaires de changer son nom en TotalEnergies
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) :
|
4T20 |
Variation |
2020 |
Variation |
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| Prix du pétrole – Brent ($/b) |
44,2 |
-30% |
41,8 |
-35% |
| Prix du gaz européen – NBP ($/Mbtu) |
5,6 |
+10% |
3,3 |
-31% |
| Résultat net ajusté part du Groupe1 |
|
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| – en milliards de dollars (G$) |
1,30 |
-59% |
4,06 |
-66% |
| – en dollar par action |
0,46 |
-61% |
1,43 |
-67% |
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| DACF1 (G$) |
4,9 |
-33% |
17,6 |
-37% |
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
5,7 |
-14% |
14,8 |
-40% |
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| Résultat net part du Groupe de 891 M$ au 4T20 | ||||
| Ratio d’endettement de 21,7% au 31 décembre 2020 vs. 22,0% au 30 septembre 20202 | ||||
| Production d’hydrocarbures de 2 841 kbep/j au 4T20, en baisse de 9% sur un an | ||||
| Solde du dividende au titre de l’exercice 2020 de 0,66 €/action | ||||
Le Conseil d’administration de Total SE, réuni le 8 février 2021 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour l’exercice 2020. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Au quatrième trimestre, le Groupe a connu un rebond de ses résultats par rapport au trimestre précédent dans un contexte où les prix du pétrole se sont stabilisés au-dessus de 40$ par baril grâce au maintien d’une bonne discipline des pays de l’OPEP+, où les prix du gaz se sont fortement appréciés en Europe et en Asie mais où les marges de raffinage sont restées faibles, toujours affectées par une faible demande et des stocks élevés. Dans ce contexte, le Groupe démontre sa capacité à profiter d’un environnement globalement plus favorable avec un résultat net ajusté en hausse de plus de 50% à 1,3 G$ et un cash-flow (DACF) de 4,9 G$.
L’année 2020 a connu deux crises majeures : celle de la pandémie de la Covid 19 qui a fortement affecté la demande mondiale, et celle du pétrole qui a conduit les prix du Brent à un niveau inférieur à 20$ par baril au cours du deuxième trimestre. Dans ce contexte particulièrement difficile, le Groupe a immédiatement mis en œuvre un plan d’action et a prouvé sa résilience grâce à la qualité de son portefeuille (coût de production de 5,1 $/bep, le plus bas parmi ses pairs) et à son modèle intégré avec une génération de cash-flow (DACF) de près de 18 G$. Il enregistre un résultat net annuel ajusté de 4,1 G$ et, grâce notamment à la discipline renforcée sur les investissements (13 G$ en baisse de 26%) et les coûts (1,1 G$ d’économies), le point mort cash organique s’établit à 26 $/b. En cohérence avec son ambition climat, le Groupe a procédé à des dépréciations exceptionnelles d’actifs pour un montant global de 10 G$, notamment sur les actifs oil sands au Canada, enregistrées pour l’essentiel dans ses comptes à fin juin, ce qui conduit à un résultat IFRS en perte sur l’année de -7,2 G$.
L’année 2020 constitue une année charnière pour la stratégie du Groupe et l’expression de son ambition d’aller vers la neutralité carbone, en phase avec la société. Le Groupe affirme sa volonté de se transformer en une compagnie multi-énergies pour répondre au double défi de la transition énergétique : plus d’énergie, moins d’émissions. Ainsi le profil du Groupe se transformera au cours de la décennie 2020-2030 : la croissance de ses productions d’énergies s’appuiera sur les deux piliers que sont le GNL et les Renouvelables & Electricité, tandis que les produits pétroliers devraient baisser de 55% à 30% du total de ses ventes. Pour ancrer cette transformation, le Groupe va proposer à ses actionnaires lors de l’Assemblée Générale du 28 mai 2021 de changer son nom en TotalEnergies. Ils auront ainsi l’opportunité d’approuver cette stratégie et l’ambition de transition vers la neutralité carbone qui la sous-tend.
Au cours de 2020, Total a préservé ses investissements dans les Renouvelables & Electricité (2 G$) et a accéléré la mise en œuvre de sa stratégie de croissance dans les renouvelables, en ajoutant 10 GW à son portefeuille. Compte tenu notamment de l’acquisition début 2021 d’une participation de 20% dans Adani Green Energy Limited (AGEL), le premier développeur solaire au monde, et de portefeuilles de projets aux Etats-Unis, le Groupe dispose désormais d’un portefeuille de capacités brutes installées, en construction et en développement de 35 GW à horizon 2025 dont plus de 20 GW bénéficient déjà de contrats d’achat d’électricité à long terme.
Total affiche une bonne solidité financière avec un taux d’endettement à 21,7% à fin 2020. Confiant dans les fondamentaux du Groupe, le Conseil d’administration confirme sa politique de soutien du dividende à travers les cycles économiques. Il propose donc à l’Assemblée Générale des actionnaires qui se tiendra le 28 mai 2021, la distribution d’un solde de dividende au titre de 2020 de 0,66 € par action, d’un montant identique à celui des trois trimestres précédents, pour ainsi établir le dividende au titre de 2020 à 2,64 € par action. »
Faits marquants3
Responsabilité sociétale et environnementale
-
Renforcement de l’engagement du Groupe pour réduire ses émissions de méthane avec l’initiative
OGMP 2.0 - Retrait du Groupe de l’American Petroleum Institute
- Total de nouveau sélectionné en 2020 dans les « Dow Jones Sustainability Indices »
Renouvelables et Électricité
Renouvelables
- Acquisition en Inde d’une participation minoritaire de 20% dans Adani Green Energy Limited (AGEL), le premier développeur solaire au monde
- Acquisition de la société Fonroche Biogaz en France, faisant de Total le leader français de la production de gaz renouvelable
- Accord avec 174 Power Global, filiale du groupe Hanwha, pour développer un portefeuille de 1,6 GW de projets solaires et de stockage d’énergie aux États-Unis
- Acquisition d’un portefeuille de projets solaires et stockage de 2,2 GW au Texas
- Développement du plus grand site de production d’hydrogène vert sur base d’électricité 100% renouvelable en France en association avec Engie
- Émission de 3 G€ d’obligations hybrides destinées à financer la stratégie de croissance dans les renouvelables
Electricité
- Clôture de l’acquisition du portefeuille de 2 millions de clients résidentiels et de 2 CCGT d’une capacité cumulée de 850 MW auprès d’Energías de Portugal en Espagne
- Total remporte l’appel d’offres de la Mairie de Paris portant sur la gestion des 2 300 points de recharge du réseau Bélib’
- Acquisition de la société Charging Solutions, opérateur d’un réseau de 2 000 points de recharge en Allemagne
GNL
- Prise de participation de 16,6% dans le projet Energia Costa Azul d’exportation de GNL sur la côte Pacifique du Mexique
- Livraison de la 1ère cargaison de GNL neutre en carbone à CNOOC (Chine)
- Première opération d’avitaillement en Gaz Naturel Liquéfié pour CMA CGM dans le port de Rotterdam
- Affrètement de quatre nouveaux navires de type Aframax à propulsion GNL afin de réduire les émissions du Groupe dans le transport maritime
Amont
- Quatrième découverte d’hydrocarbures sur le bloc 58 au Suriname
- Seconde découverte de gaz à condensats sur le bloc 11B/12B en Afrique du Sud
- Entrée sur un nouveau permis d’exploration offshore en qualité d’opérateur en Egypte
- Cession de la participation du Groupe de 10% dans le bloc onshore OML 17 au Nigéria
CCUS
- Approbation par le gouvernement norvégien de la décision finale d’investissement pour le projet Northern Lights de séquestration de CO2 en mer du Nord septentrionale
- Signature avec ADNOC d’un accord stratégique sur des projets communs de réductions d’émissions de CO2 et de CCUS à Abou Dhabi
- Première mondiale avec le 1er emballage durable produit à partir d’émissions de carbone captées et recyclées par Lanzatech, Total et L’Oréal en France
Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, |
2020 |
2019 |
2020 |
|
1 824 |
1 459 |
3 879 |
-53% |
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
6 404 |
14 554 |
-56% |
|
1 068 |
801 |
2 031 |
-47% |
Exploration-Production |
2 363 |
7 509 |
-69% |
|
254 |
285 |
794 |
-68% |
Integrated Gas, Renewables & Power |
1 778 |
2 389 |
-26% |
|
170 |
(88) |
580 |
-71% |
Raffinage-Chimie |
1 039 |
3 003 |
-65% |
|
332 |
461 |
474 |
-30% |
Marketing & Services |
1 224 |
1 653 |
-26% |
|
367 |
352 |
668 |
-45% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
1 388 |
2 260 |
-39% |
|
14,9% |
45,7% |
31,8% |
|
Taux moyen d’imposition du Groupe5 |
27,8% |
34,1% |
|
|
1 304 |
848 |
3 165 |
-59% |
Résultat net ajusté part du Groupe |
4 059 |
11 828 |
-66% |
|
0,46 |
0,29 |
1,19 |
-61% |
Résultat net ajusté dilué par action (dollars)6 |
1,43 |
4,38 |
-67% |
|
0,39 |
0,24 |
1,07 |
-64% |
Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
1,25 |
3,92 |
-68% |
|
2 645 |
2 637 |
2 607 |
+1% |
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 621 |
2 618 |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
891 |
202 |
2 600 |
-66% |
Résultat net part du Groupe |
(7 242) |
11 267 |
ns |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 432 |
2 184 |
4 291 |
-20% |
Investissements organiques7 |
10 339 |
13 397 |
-23% |
|
1 099 |
(272) |
(80) |
ns |
Acquisitions nettes8 |
2 650 |
4 052 |
-35% |
|
4 531 |
1 912 |
4 211 |
+8% |
Investissements nets9 |
12 989 |
17 449 |
-26% |
|
4 498 |
3 791 |
6 793 |
-34% |
Marge brute d’autofinancement**10 |
15 697 |
26 111 |
-40% |
|
4 933 |
4 281 |
7 326 |
-33% |
Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF)11 |
17 635 |
28 180 |
-37% |
|
5 674 |
4 351 |
6 599 |
-14% |
Flux de trésorerie d’exploitation |
14 803 |
24 685 |
-40% |
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 €-$ : 1,1929 au 4ème trimestre 2020 et 1,1422 en 2020.
** Données 4T19 et 2019 retraitées10
Principales données d’environnement et de production du Groupe
> Environnement* – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
|
2020 |
2019 |
2020 |
|
44,2 |
42,9 |
63,1 |
-30% |
Brent ($/b) |
41,8 |
64,2 |
-35% |
|
2,8 |
2,1 |
2,4 |
+15% |
Henry Hub ($/Mbtu) |
2,1 |
2,5 |
-16% |
|
5,6 |
2,9 |
5,1 |
+10% |
NBP ($/Mbtu) |
3,3 |
4,9 |
-31% |
|
8,0 |
3,6 |
5,8 |
+39% |
JKM ($/Mbtu) |
4,4 |
5,5 |
-20% |
|
41,0 |
39,9 |
59,1 |
-31% |
Prix moyen de vente liquides ($/b) |
37,0 |
59,8 |
-38% |
|
3,31 |
2,52 |
3,76 |
-12% |
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) |
2,96 |
3,88 |
-24% |
|
4,90 |
3,57 |
6,52 |
-25% |
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) |
4,83 |
6,31 |
-24% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4,6 |
-2,7 |
30,2 |
-85% |
Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t) |
11,5 |
34,9 |
-67% |
* Les indicateurs sont indiqués en page 16
Le prix moyen de vente de GNL est en rebond de 37% ce trimestre par rapport au précédent, du fait de la saisonnalité de la demande et de l’impact différé de la hausse du prix du pétrole au troisième trimestre 2020 sur les contrats long-terme GNL.
> Production*
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
2020 |
2019 |
2020 |
|
|
2 841 |
2 715 |
3 113 |
-9% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 871 |
3 014 |
-5% |
|
1 238 |
1 196 |
1 452 |
-15% |
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 298 |
1 431 |
-9% |
|
1 603 |
1 519 |
1 661 |
-3% |
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 573 |
1 583 |
-1% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 841 |
2 715 |
3 113 |
-9% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 871 |
3 014 |
-5% |
|
1 483 |
1 437 |
1 714 |
-13% |
Liquides (kb/j) |
1 543 |
1 672 |
-8% |
|
7 406 |
6 973 |
7 563 |
-2% |
Gaz (Mpc/j)** |
7 246 |
7 309 |
-1% |
* Production du Groupe = production de l’EP + production d’iGRP
** Données 4T19 et 2019 retraitées
La production d’hydrocarbures a été de 2 841 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au quatrième trimestre 2020, en baisse de 9% sur un an, en raison des éléments suivants :
- -5% lié au respect des quotas de production décidés par les pays de l’OPEP+, notamment le Nigéria, les Émirats Arabes Unis et le Kazakhstan, ainsi que les réductions de production volontaires au Canada et subies en Libye
- -1% d’effet périmètre, notamment lié à la cession des actifs au Royaume-Uni et à la vente du Bloc CA1 au Brunei
- +3% lié au démarrage et à la montée en puissance de nouveaux projets, notamment North Russkoye en Russie, Tempa Rossa en Italie, Johan Sverdrup en Norvège, Iara au Brésil et de Culzean au Royaume-Uni
- -3% lié au déclin naturel des champs
- -3% lié à des maintenances et des arrêts non planifiés notamment en Norvège
La production d’hydrocarbures a été de 2 871 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) sur l’année 2020, en baisse de 5% sur un an, en raison des éléments suivants :
- -5% lié au respect des quotas de production décidés par les pays de l’OPEP+, notamment le Nigéria, les Émirats Arabes Unis et le Kazakhstan, ainsi que les réductions de production volontaires au Canada et subies en Libye
- +5% lié au démarrage et à la montée en puissance de nouveaux projets, notamment Culzean au Royaume-Uni, Johan Sverdrup en Norvège, Iara au Brésil, Tempa Rossa en Italie et North Russkoye en Russie
- -3% lié au déclin naturel des champs
- -2% lié à des maintenances et des arrêts non planifiés notamment en Norvège
Analyse des résultats des secteurs
Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)
> Production et ventes de GNL et d’électricité
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
Production d’hydrocarbures pour le GNL |
2020 |
2019 |
2020 |
|
532 |
518 |
624 |
-15% |
iGRP (kbep/j) |
530 |
560 |
-5% |
|
65 |
70 |
74 |
-12% |
Liquides (kb/j) |
69 |
71 |
-4% |
|
2 549 |
2 445 |
2 939 |
-13% |
Gaz (Mpc/j)* |
2 519 |
2 656 |
-5% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
GNL (Mt) |
2020 |
2019 |
2020 |
|
10,0 |
8,1 |
10,6 |
-6% |
Ventes totales de GNL |
38,3 |
34,3 |
+12% |
|
4,3 |
4,3 |
4,2 |
+2% |
incl. Ventes issues des quotes-parts de production** |
17,6 |
16,3 |
+8% |
|
8,0 |
6,6 |
9,6 |
-17% |
incl. Ventes par Total issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
31,1 |
27,9 |
+12% |
* Données 4T19 et 2019 retraitées
** Les quotes-parts de production du Groupe peuvent être vendues par Total ou par les joint-ventures
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
Renouvelables et électricité |
2020 |
2019 |
2020 |
|
7,0 |
5,1 |
3,0 |
x2,4 |
Capacité brute installée de génération électrique renouvelable (GW)* |
7,0 |
3,0 |
x2,4 |
|
17,5 |
14,2 |
|
|
Capacité brute de génération électrique renouvelable, |
17,5 |
|
|
|
4,3 |
4,1 |
3,5 |
+20% |
Production nette d’électricité (TWh)** |
14,1 |
11,4 |
+24% |
|
1,2 |
1,0 |
0,6 |
+87% |
dont à partir de sources renouvelables |
4,0 |
2,0 |
+97% |
|
5,6 |
4,4 |
4,1 |
+37% |
Clients électricité – BtB et BtC (Million)* |
5,6 |
4,1 |
+37% |
|
2,7 |
1,7 |
1,7 |
+59% |
Clients gaz – BtB et BtC (Million)* |
2,7 |
1,7 |
+59% |
|
13,5 |
10,2 |
12,9 |
+5% |
Ventes électricité – BtB et BtC (TWh) |
47,3 |
46,0 |
+3% |
|
31,5 |
13,5 |
29,4 |
+7% |
Ventes gaz – BtB et BtC (TWh) |
95,8 |
95,0 |
+1% |
* Données à fin de période.
** Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés
La production d’hydrocarbures pour le GNL au quatrième trimestre est en baisse de 15% 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 ont augmenté en 2020 de 12% sur un an grâce aux démarrages des trois trains de Cameron LNG aux Etats-Unis, à la montée en puissance de Yamal LNG en Russie et Ichthys LNG en Australie et à la croissance des activités de négoce.
La capacité brute installée de génération électrique renouvelable a plus que doublé sur un an et s’établit à 7 GW à la fin du quatrième trimestre notamment grâce à l’acquisition en Inde de 50% d’un portefeuille de 3 GWp au Groupe Adani.
Le Groupe poursuit la mise en œuvre de sa stratégie d’intégration dans la chaîne de l’électricité et du gaz en Europe et a vu les nombres de ses clients électricité et gaz croître sur un an respectivement de 1,5 million et 1 million, notamment grâce à la finalisation de l’acquisition au quatrième trimestre du portefeuille de clients d’Energías de Portugal en Espagne.
La production nette d’électricité s’établit à 4,3 TWh au quatrième trimestre, en hausse de 20% sur un an, notamment du fait du doublement de la production d’électricité renouvelable et de l’acquisition de 4 CCGT en France et en Espagne.
Les ventes d’électricité et de gaz au quatrième trimestre sont en hausse de 5% et 7% respectivement sur un an grâce à la croissance du nombre de clients.
> Résultats
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
En millions de dollars |
2020 |
2019 |
2020 |
|
254 |
285 |
794 |
-68% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
1 778 |
2 389 |
-26% |
|
97 |
99 |
353 |
-73% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
375 |
1 009 |
-63% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 007 |
450 |
684 |
+47% |
Investissements organiques |
2 720 |
2 259 |
+20% |
|
577 |
36 |
(13) |
ns |
Acquisitions nettes |
2 183 |
3 921 |
-44% |
|
1 584 |
486 |
671 |
x2,4 |
Investissements nets |
4 903 |
6 180 |
-21% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 072 |
695 |
1 356 |
-21% |
Marge brute d’autofinancement ** |
3 418 |
3 409 |
– |
|
575 |
654 |
1 527 |
-62% |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
2 129 |
3 461 |
-38% |
* 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. Données 4T19 et 2019 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 254 M$ au quatrième trimestre 2020 contre 794 M$ au quatrième trimestre 2019, et à 1 778 M$ sur 2020, en baisse de 26% sur un an principalement du fait de la baisse des prix du GNL.
La marge brute d’autofinancement s’est établie à 1 072 M$ au quatrième trimestre en baisse de 21% sur un an en raison de la baisse des prix du GNL partiellement compensée par une contribution positive et en hausse des activités Renouvelables et Electricité. Sur l’année, la marge brute d’autofinancement est stable sur un an en 2020 à 3 418 M$.
Exploration-Production
> Production
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
Production d’hydrocarbures |
2020 |
2019 |
2020 |
|
2 309 |
2 197 |
2 489 |
-7% |
EP (kbep/j) |
2 341 |
2 454 |
-5% |
|
1 418 |
1 367 |
1 640 |
-14% |
Liquides (kb/j) |
1 474 |
1 601 |
-8% |
|
4 857 |
4 528 |
4 624 |
+5% |
Gaz (Mpc/j) |
4 727 |
4 653 |
+2% |
> Résultats
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition |
2020 |
2019 |
2020 |
|
1 068 |
801 |
2 031 |
-47% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
2 363 |
7 509 |
-69% |
|
222 |
268 |
247 |
-10% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
928 |
996 |
-7% |
|
19,8% |
32,9% |
38,0% |
|
Taux moyen d’imposition** |
29,4% |
41,5% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 569 |
1 266 |
2 617 |
-40% |
Investissements organiques |
5 519 |
8 635 |
-36% |
|
548 |
(309) |
(224) |
ns |
Acquisitions nettes |
544 |
14 |
x38,9 |
|
2 117 |
957 |
2 393 |
-12% |
Investissements nets |
6 063 |
8 649 |
-30% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 652 |
2 646 |
4 451 |
-40% |
Marge brute d’autofinancement *** |
9 684 |
18 030 |
-46% |
|
3 046 |
2 043 |
4 206 |
-28% |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
9 922 |
16 917 |
-41% |
* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté – quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence – dividendes reçus des participations – dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à :
- 1 068 M$ au quatrième trimestre contre 2 031 M$ au quatrième trimestre 2019, du fait de la forte baisse des prix du pétrole et de la baisse de la production,
- 2 363 M$ sur l’année 2020, contre 7 509 M$ en 2019, pour les mêmes raisons.
La marge brute d’autofinancement est en baisse de 40% sur un an à 2 652 M$ au quatrième trimestre et de 46% à 9 684 M$ sur l’année 2020.
Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
> Résultats
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
En millions de dollars |
2020 |
2019 |
2020 |
|
502 |
373 |
1 054 |
-52% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
2 263 |
4 656 |
-51% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
840 |
449 |
950 |
-12% |
Investissements organiques |
2 023 |
2 395 |
-16% |
|
80 |
2 |
158 |
-49% |
Acquisitions nettes |
32 |
118 |
-73% |
|
920 |
451 |
1 108 |
-17% |
Investissements nets |
2 055 |
2 513 |
-18% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 129 |
971 |
1 505 |
-25% |
Marge brute d’autofinancement ** |
4 652 |
6 617 |
-30% |
|
2 162 |
2 060 |
1 420 |
+52% |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
4 539 |
6 441 |
-30% |
* 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
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
Volumes raffinés et taux d’utilisation* |
2020 |
2019 |
2020 |
|
1 262 |
1 212 |
1 509 |
-16% |
Total volumes raffinés (kb/j) |
1 292 |
1 671 |
-23% |
|
247 |
267 |
282 |
-12% |
France |
244 |
456 |
-46% |
|
582 |
540 |
756 |
-23% |
Reste de l’Europe |
618 |
754 |
-18% |
|
433 |
405 |
471 |
-8% |
Reste du monde |
430 |
462 |
-7% |
|
60% |
57% |
71% |
|
Taux d’utilisation sur bruts traités** |
61% |
80% |
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année.
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
Production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation |
2020 |
2019 |
2020 |
|
1 486 |
1 255 |
1 431 |
+4% |
Monomères* (kt) |
5 519 |
5 219 |
+6% |
|
1 291 |
1 248 |
1 169 |
+10% |
Polymères (kt) |
4 934 |
4 862 |
+1% |
|
90% |
75% |
92% |
|
Taux d’utilisation des vapocraqueurs ** |
83% |
83% |
* 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 16% sur un an au quatrième trimestre 2020, en raison notamment de stocks élevés de produits raffinés et de la chute de la demande qui a notamment conduit à l’arrêt conjoncturel de la raffinerie de Donges.
- En baisse de 23% sur l’année 2020 pour les mêmes raisons ainsi que du fait de l’arrêt prolongé 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 hausse de 4% sur un an à 1 486 kt au quatrième trimestre 2020
- En hausse de 6% sur l’année 2020 soutenue par la demande, et du fait notamment du grand arrêt en 2019 du vapocraqueur de Daesan en Corée du Sud.
La production de polymères est :
- En hausse de 10% sur un an à 1 291 kt au quatrième trimestre 2020 soutenue par la demande et du fait de maintenance planifiée au quatrième trimestre 2019.
- Stable sur l’année 2020.
> Résultats
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
En millions de dollars |
2020 |
2019 |
2020 |
|
170 |
(88) |
580 |
-71% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
1 039 |
3 003 |
-65% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
448 |
291 |
479 |
-6% |
Investissements organiques |
1 209 |
1 426 |
-15% |
|
(2) |
(1) |
118 |
ns |
Acquisitions nettes |
(54) |
(44) |
ns |
|
446 |
290 |
597 |
-25% |
Investissements nets |
1 155 |
1 382 |
-16% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
560 |
242 |
789 |
-29% |
Marge brute d’autofinancement ** |
2 472 |
4 072 |
-39% |
|
1 514 |
1 027 |
1 142 |
+33% |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
2 438 |
3 837 |
-36% |
* 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 sur un an à 170 M$ au quatrième trimestre 2020. Cette baisse est liée à des marges de raffinage très dégradées, du fait de la faible demande, notamment en distillats liée à une activité réduite dans le transport aérien,
- En baisse sur un an de 65% à 1 039 M$ sur l’année 2020, du fait de marges de raffinage dégradées, en partie compensée par la résistance des marges de pétrochimie et la surperformance des activités de négoce.
La marge brute d’autofinancement est en baisse de 29% sur un an à 560 M$ au quatrième trimestre et de 39% à 2 472 M$ sur l’année 2020.
Marketing & Services
> Ventes de produits pétroliers
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
Ventes en kb/j* |
2020 |
2019 |
2020 |
|
1 509 |
1 442 |
1 835 |
-18% |
Total des ventes du Marketing & Services |
1 477 |
1 845 |
-20% |
|
828 |
819 |
1 033 |
-20% |
Europe |
823 |
1 021 |
-19% |
|
681 |
623 |
801 |
-15% |
Reste du monde |
654 |
824 |
-21% |
* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage
Les ventes de produits pétroliers sont en baisse sur un an de 18% ce trimestre et de 20% sur l’année 2020, en regard du très fort ralentissement de l’activité mondiale lié à la pandémie Covid-19. Les activités aviation et marine restent particulièrement impactées dans ce contexte et le repli des ventes de l’activité réseau a néanmoins été modéré par les nouveaux développements en Angola, en Arabie Saoudite, au Brésil et au Mexique.
> Résultats
|
4T20 |
3T20 |
4T19 |
4T20 |
En millions de dollars |
2020 |
2019 |
2020 |
|
332 |
461 |
474 |
-30% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
1 224 |
1 653 |
-26% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
392 |
158 |
471 |
-17% |
Investissements organiques |
814 |
969 |
-16% |
|
82 |
3 |
40 |
x2,1 |
Acquisitions nettes |
86 |
162 |
-47% |
|
474 |
161 |
511 |
-7% |
Investissements nets |
900 |
1 131 |
-20% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
569 |
729 |
716 |
-21% |
Marge brute d’autofinancement ** |
2 180 |
2 546 |
-14% |
|
648 |
1 033 |
278 |
x2,3 |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
2 101 |
2 604 |
-19% |
Contacts
Total contacts
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