Total confirme sa résilience à 40 $/b et maintient son dividende
PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:
Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) :
|
3T20 |
Variation |
9M20 |
Variation |
|
|
|
|
|
|
|
| Prix du pétrole – Brent ($/b) |
42,9 |
-31% |
41,1 |
-36% |
| Prix du gaz européen – NBP ($/Mbtu) |
2,9 |
-26% |
2,5 |
-47% |
| Résultat net ajusté part du Groupe1 |
|
|
|
|
|
– en milliards de dollars (G$) |
0,85 |
-72% |
2,76 |
-68% |
|
– en dollar par action |
0,29 |
-74% |
0,97 |
-70% |
|
|
|
|
|
|
| DACF1 (G$) |
4,3 |
-41% |
12,7 |
-39% |
| Flux de trésorerie d’exploitation (G$) |
4,4 |
-47% |
9,1 |
-50% |
|
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| Résultat net part du Groupe de 202 M$ au 3T20 | ||||
| Ratio d’endettement de 22,0% au 30 septembre 2020 vs. 23,6% au 30 juin 20202 | ||||
| Production d’hydrocarbures de 2 715 kbep/j au 3T20, en baisse de 11% sur un an | ||||
| Troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2020 de 0,66 €/action | ||||
Le Conseil d’administration de Total SE, réuni le 29 octobre 2020 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour le troisième trimestre 2020. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :
« Après un deuxième trimestre au cours duquel le Groupe a fait face à des circonstances exceptionnelles avec un prix du pétrole passé sous les 20 $/b et un très fort ralentissement de l’activité mondiale lié à la crise sanitaire, le Groupe a bénéficié au cours du troisième trimestre d’un environnement plus favorable, avec un prix du pétrole supérieur à 40 $/b grâce à la forte discipline des pays de l’OPEP+ et une reprise de la demande en produits pétroliers dans le transport routier. Cet environnement est toutefois contrasté avec des prix du gaz bas et des marges de raffinage très dégradées du fait de surcapacités de production au regard de la demande et de stocks élevés.
Dans ce contexte, le Groupe démontre une nouvelle fois sa résilience grâce à son modèle intégré avec une génération de cash-flow (DACF) de plus de 4 G$, conforme aux prévisions pour un prix du brut de 40 $/b, et un taux d’endettement en baisse à 22%, compte tenu de la discipline sur les investissements et les coûts. Le résultat net ajusté s’établit à près de 850 M$ et le point mort cash organique est inférieur à 25 $/b.
L’Amont porte les résultats du Groupe avec un résultat opérationnel net ajusté de 1,1 G$, notamment grâce à des coûts de production bas à 5 $/bep et ce, malgré des prix du GNL et une production en baisse. Compte tenu de la discipline stricte avec laquelle les pays de l’OPEP+ appliquent les quotas et de l’absence de production en Libye jusqu’en octobre 2020, le Groupe anticipe désormais une production sur l’année 2020 inférieure à 2,9 Mbep/j.
Dans l’Aval, l’activité de raffinage est en perte tandis que la pétrochimie résiste et que le Marketing & Services présente un résultat opérationnel net à plus de 400 M$, meilleur qu’au troisième trimestre 2019. Après l’annonce de la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni en juillet, le Groupe poursuit l’adaptation de son raffinage européen avec la reconversion industrielle de la raffinerie de Grandpuits en France en une plateforme zéro-pétrole qui produira des biofuels et des bioplastiques.
Au cours du trimestre, le Groupe a accéléré la mise en œuvre de sa stratégie dans les énergies renouvelables, avec notamment l’acquisition d’un portefeuille solaire de 3,3 GW en Espagne et les prises de position sur de l’éolien offshore flottant en Corée du Sud et en France. Au-delà des capacités brutes installées d’énergie renouvelable de 5,1 GW à la fin du troisième trimestre, le Groupe développe un portefeuille de projets de 19 GW dont 9 GW bénéficient d’ores et déjà de contrats d’achat d’électricité à long terme.
Confiant dans les fondamentaux du Groupe, le Conseil d’administration confirme le maintien du troisième acompte sur dividende à 0,66 € par action et réaffirme sa soutenabilité dans un contexte de 40$/b, notamment au vu des résultats de ce trimestre. »
Faits marquants3
Responsabilité sociétale et environnementale
- Reconnaissance du Groupe comme entreprise « LEAD » par le Global Compact des Nations-Unies
- Nouvelle Ambition Biodiversité avec des engagements renforcés
- Signature en tant que co-fondateur de la charte « Sea Cargo » pour uniformiser et systématiser le reporting des émissions de gaz à effet de serre liées aux activités de transport maritime
- Première publication du reporting « Sustainability Accounting Standards Board » (standard Exploration & Production)
Renouvelables et Électricité
- Acquisition d’un portefeuille de projets solaires de 3,3 GW en Espagne, portant à plus de 5 GW la capacité totale des projets solaires espagnols en développement
- Décision de couvrir l’intégralité de la consommation électrique des sites industriels du Groupe en Europe d’ici 2025 avec de l’électricité verte produite par ses sites solaires espagnols, au travers d’un « corporate PPA » de 3 GW
- Finalisation par SunPower du spin-off de Maxeon Solar Technologies aux États-Unis
- Renforcement du partenariat avec Adani dans le solaire, avec l’extension du portefeuille à 2,3 GW en Inde
- Accord avec Macquarie pour développer un portefeuille de 2 GW d’éolien offshore flottant en Corée du Sud
- Prise de participation de 20% dans le projet Eolmed de ferme éolienne offshore flottant de 30 MW en Méditerranée
- Création avec le groupe PSA d’Automotive Cell Company, co-entreprise dédiée au développement et à la fabrication en Europe de batteries pour l’industrie automobile
- Acquisition de la société ‘Blue Point London’, exploitant du plus grand réseau de recharge de Londres avec 1 600 points de charge pour véhicules électriques
Liquides
- Lancement de la troisième phase de développement du champ géant de Mero au Brésil
- Finalisation du « Host Government Agreement » relatif au pipeline EACOP avec le gouvernement ougandais, étape majeure pour la sanction du projet Tilenga
- Accord avec Perenco en vue de céder les participations dans 7 champs offshore matures non opérés et le terminal pétrolier du Cap Lopez, au Gabon
- Finalisation de la cession à Neo Energy de champs matures en mer du Nord au Royaume-Uni
-
Annonce de la reconversion industrielle de la raffinerie de Grandpuits, en France, en une plateforme zéro pétrole à horizon 2024
Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat par action et le nombre d’actions |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
1 459 |
821 |
3 673 |
-60% |
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs |
4 580 |
10 675 |
-57% |
|
801 |
(209) |
1 734 |
-54% |
Exploration-Production |
1 295 |
5 478 |
-76% |
|
285 |
326 |
574 |
-50% |
Integrated Gas, Renewables & Power |
1 524 |
1 595 |
-4% |
|
(88) |
575 |
952 |
ns | Raffinage-Chimie |
869 |
2 423 |
-64% |
|
461 |
129 |
413 |
+12% | Marketing & Services |
892 |
1 179 |
-24% |
|
352 |
11 |
521 |
-32% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
1 021 |
1 592 |
-36% |
|
45,7% |
-6,8% |
30,7% |
Taux moyen d’imposition du Groupe5 |
32,3% |
34,9% |
||
|
848 |
126 |
3 017 |
-72% |
Résultat net ajusté part du Groupe |
2 755 |
8 663 |
-68% |
|
0,29 |
0,02 |
1,13 |
-74% |
Résultat net ajusté dilué par action (dollars)6 |
0,97 |
3,20 |
-70% |
|
0,24 |
0,02 |
1,01 |
-76% |
Résultat net ajusté dilué par action (euros)* |
0,86 |
2,85 |
-70% |
|
2 637 |
2 598 |
2 614 |
+1% | Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions) |
2 612 |
2 621 |
– |
|
202 |
(8 369) |
2 800 |
-93% |
Résultat net part du Groupe |
(8 133) |
8 667 |
ns |
|
2 184 |
2 201 |
3 296 |
-34% |
Investissements organiques7 |
6 908 |
9 107 |
-24% |
|
(272) |
721 |
3 422 |
ns | Acquisitions nettes8 |
1 551 |
4 131 |
-62% |
|
1 912 |
2 922 |
6 718 |
-72% |
Investissements nets9 |
8 459 |
13 238 |
-36% |
|
3 791 |
3 644 |
6 737 |
-44% |
Marge brute d’autofinancement**10 |
11 199 |
19 318 |
-42% |
|
4 281 |
4 143 |
7 269 |
-41% |
Marge brute d’autofinancement hors frais financiers (DACF)11 |
12 701 |
20 854 |
-39% |
|
4 351 |
3 479 |
8 206 |
-47% |
Flux de trésorerie d’exploitation |
9 129 |
18 086 |
-50% |
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 €-$ : 1,1689 au 3ème trimestre 2020 et 1,1250 sur les neuf premiers mois de 2020.
** Données 2T20, 3T19 et 9M19 retraitées
Principales données d’environnement et de production du Groupe
> Environnement* – prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
|
42,9 |
29,6 |
62,0 |
-31% |
Brent ($/b) |
41,1 |
64,6 |
-36% |
|
2,1 |
1,8 |
2,3 |
-9% |
Henry Hub ($/Mbtu) |
1,9 |
2,6 |
-25% |
|
2,9 |
1,7 |
3,9 |
-26% |
NBP ($/Mbtu) |
2,5 |
4,8 |
-47% |
|
3,6 |
2,1 |
4,7 |
-23% |
JKM ($/Mbtu) |
3,1 |
5,4 |
-42% |
|
39,9 |
23,4 |
58,0 |
-31% |
Prix moyen de vente liquides ($/b) Filiale consolidées |
35,6 |
60,0 |
-41% |
|
2,52 |
2,61 |
3,48 |
-27% |
Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu) Filiales consolidées |
2,84 |
3,93 |
-28% |
|
3,57 |
4,40 |
5,93 |
-40% |
Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence |
4,81 |
6,25 |
-23% |
|
-2,7 |
14,3 |
47,4 |
ns | Marge sur coûts variables – Raffinage Europe, MCV ($/t) |
13,6 |
36,2 |
-62% |
* Les indicateurs sont indiqués en page 16
Le prix moyen de vente de GNL est en recul de 19% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, du fait de l’impact différé de la baisse du prix du pétrole constatée durant le premier semestre 2020 sur les contrats long-terme GNL.
> Production*
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
|
2 715 |
2 846 |
3 040 |
-11% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 882 |
2 981 |
-3% |
|
1 196 |
1 315 |
1 441 |
-17% |
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) |
1 319 |
1 424 |
-7% |
|
1 519 |
1 531 |
1 599 |
-5% |
Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j) |
1 563 |
1 557 |
– |
|
2 715 |
2 846 |
3 040 |
-11% |
Production d’hydrocarbures (kbep/j) |
2 882 |
2 981 |
-3% |
|
1 437 |
1 553 |
1 720 |
-16% |
Liquides (kb/j) |
1 563 |
1 658 |
-6% |
|
6 973 |
7 045 |
7 200 |
-3% |
Gaz (Mpc/j)** |
7 193 |
7 225 |
– |
* Production du Groupe = production de l’EP + production d’iGRP
** Données 3T19 et 9M19 retraitées
La production d’hydrocarbures a été de 2 715 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2020, en baisse de 11% sur un an, en raison des éléments suivants :
- -7% lié au respect des quotas de production décidés par les pays de l’OPEP+, notamment le Nigéria, les Émirats Arabes Unis, l’Angola, le Kazakhstan et l’Irak, ainsi que les réductions de production volontaires au Canada et subies en Libye
- -1% d’effet périmètre, notamment lié à la vente du Bloc CA1 au Brunei et la cession des actifs au Royaume-Uni
- +3% 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
- -3% lié à des opérations de maintenance
La production d’hydrocarbures a été de 2 715 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2020, en baisse de 5% sur un trimestre, en raison des éléments suivants :
- -3% lié au renforcement des quotas de production par les pays de l’OPEP+, notamment le Nigéria
- -1% d’effet périmètre, notamment lié à la cession des actifs au Royaume-Uni
- +1% lié à la montée en puissance des projets récemment démarrés, notamment Ichthys en Australie, Tempa Rossa en Italie et Iara au Brésil
- -2% lié au déclin naturel et à des opérations de maintenance
Analyse des résultats des secteurs
Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)
> Production et ventes de GNL et d’électricité
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
Production d’hydrocarbures pour le GNL |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
518 |
520 |
539 |
-4% |
iGRP (kbep/j) |
530 |
539 |
-2% |
|
70 |
66 |
73 |
-5% |
Liquides (kb/j) |
70 |
71 |
-2% |
|
2 445 |
2 471 |
2 546 |
-4% |
Gaz (Mpc/j)* |
2 509 |
2 562 |
-2% |
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
GNL (Mt) |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
8,1 |
10,4 |
7,4 |
+9% | Ventes totales de GNL |
28,3 |
23,7 |
+19% |
|
4,3 |
4,3 |
4,2 |
+3% | incl. Ventes issues des quotes-parts de production** |
13,3 |
12,0 |
+11% |
|
6,6 |
8,7 |
5,5 |
+20% | incl. Ventes par Total issues des quotes-parts de production et d’achats auprès de tiers |
23,2 |
18,3 |
+27% |
* Données 3T19 et 9M19 retraitées
** Les quotes-parts de production du Groupe peuvent être vendues par Total ou par les joint-ventures
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
Renouvelables et électricité |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
5,1 |
5,1 |
2,7 |
+85% | Capacité brute installée de génération électrique renouvelable (GW)* |
5,1 |
2,7 |
+85% |
|
14,2 |
Capacité brute de génération électrique renouvelable, installée ou en développement, bénéficiant de PPA (GW)* |
14,2 |
|||||
|
4,1 |
2,9 |
2,9 |
+41% | Production nette d’électricité (TWh)** |
9,9 |
7,9 |
+25% |
|
1,0 |
1,1 |
0,5 |
x2,1 | dont à partir de sources renouvelables |
2,8 |
1,4 |
x2 |
|
4,4 |
4,2 |
4,1 |
+7% | Clients électricité – BtB et BtC (Million)* |
4,4 |
4,1 |
+7% |
|
1,7 |
1,7 |
1,6 |
+4% | Clients gaz – BtB et BtC (Million)* |
1,7 |
1,6 |
+7% |
|
10,2 |
9,4 |
9,9 |
+3% | Ventes électricité – BtB et BtC (TWh) |
33,8 |
33,2 |
+2% |
|
13,5 |
17,3 |
13,5 |
– |
Ventes gaz – BtB et BtC (TWh) |
64,4 |
65,5 |
-2% |
* 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 par rapport au trimestre précédent et en baisse de 4% sur un an.
Les ventes totales de GNL ont :
- Augmenté de 9% sur un an au troisième trimestre 2020, notamment du fait de la croissance des activités de négoce,
- Augmenté de 19% sur les neuf premiers mois de l’année 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 à la fin du troisième trimestre en forte croissance de 85% 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 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 7% et 4% et, sur les neuf premiers mois de l’année 2020, de 7%.
La production nette d’électricité s’établit à 4,1 TWh au troisième trimestre, en hausse de 41% sur un an, notamment du fait des appels plus importants aux CCGTs du Groupe et du doublement de la production d’électricité renouvelable.
Les ventes d’électricité sont en hausse de 2% sur les neuf premiers mois de l’année quand les ventes de gaz sont en léger retrait de 2% sur cette même période, impactées par la baisse de la consommation liée aux mesures de confinement en Europe.
> Résultats
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
En millions de dollars |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
285 |
326 |
574 |
-50% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
1 524 |
1 595 |
-4% |
|
99 |
(69) |
206 |
-52% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
278 |
656 |
-58% |
|
450 |
618 |
640 |
-30% |
Investissements organiques |
1 714 |
1 575 |
+9% |
|
36 |
433 |
3 375 |
-99% |
Acquisitions nettes |
1 606 |
3 934 |
-59% |
|
486 |
1 051 |
4 015 |
-88% |
Investissements nets |
3 320 |
5 509 |
-40% |
|
695 |
1 051 |
732 |
-5% |
Marge brute d’autofinancement ** |
2 346 |
2 052 |
+14% |
|
654 |
1 389 |
401 |
+63% | Flux de trésorerie d’exploitation *** |
1 554 |
1 934 |
-20% |
* 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 2T20, 3T19 et 9M19 retraitées.
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.
Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à :
- 285 M$ au troisième trimestre 2020 contre 574 M$ au troisième trimestre 2019, du fait de la baisse des prix du GNL,
- 1 524 M$ sur les neuf premiers mois de l’année, en baisse de 4% sur un an pour les mêmes raisons.
La marge brute d’autofinancement est en baisse de 5% sur un an à 695 M$ au troisième trimestre et en hausse de 14% à 2 346 M$ sur les neuf premiers mois de l’année de 2020, en lien avec la hausse des ventes de GNL de 19%.
Exploration-Production
> Production
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
Production d’hydrocarbures |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
2 197 |
2 326 |
2 501 |
-12% |
EP (kbep/j) |
2 352 |
2 442 |
-4% |
|
1 367 |
1 487 |
1 647 |
-17% |
Liquides (kb/j) |
1 493 |
1 587 |
-6% |
|
4 528 |
4 574 |
4 654 |
-3% |
Gaz (Mpc/j) |
4 684 |
4 663 |
– |
> Résultats
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
801 |
(209) |
1 734 |
-54% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
1 295 |
5 478 |
-76% |
|
268 |
48 |
297 |
-10% |
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en équivalence |
706 |
749 |
-6% |
|
32,9% |
56,6% |
39,7% |
Taux moyen d’imposition** |
39,7% |
42,8% |
||
|
1 266 |
1 112 |
2 064 |
-39% |
Investissements organiques |
3 950 |
6 017 |
-34% |
|
(309) |
311 |
(3) |
ns | Acquisitions nettes |
(4) |
239 |
ns |
|
957 |
1 423 |
2 061 |
-54% |
Investissements nets |
3 946 |
6 256 |
-37% |
|
2 646 |
1 810 |
4 451 |
-41% |
Marge brute d’autofinancement *** |
7 032 |
13 579 |
-48% |
|
2 043 |
910 |
5 007 |
-59% |
Flux de trésorerie d’exploitation *** |
6 876 |
12 711 |
-46% |
* 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 :
- 801 M$ au troisième trimestre contre 1 734 M$ au troisième trimestre 2019, du fait de la forte baisse des prix du pétrole et du gaz et de la baisse de la production,
- 1 295 M$ sur les neuf premiers mois de l’année, en baisse de 76% sur un an pour les mêmes raisons.
La marge brute d’autofinancement est en baisse de 41% sur un an à 2 646 M$ au troisième trimestre et de 48% à 7 032 M$ sur les neuf premiers mois de l’année de 2020.
Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)
> Résultats
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
En millions de dollars |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
373 |
704 |
1 365 |
-73% |
Résultat opérationnel net ajusté* |
1 761 |
3 602 |
-51% |
|
449 |
457 |
570 |
-21% |
Investissements organiques |
1 183 |
1 447 |
-18% |
|
2 |
(20) |
52 |
-96% |
Acquisitions nettes |
(48) |
(42) |
ns |
|
451 |
437 |
622 |
-27% |
Investissements nets |
1 135 |
1 405 |
-19% |
|
971 |
1 488 |
1 995 |
-51% |
Marge brute d’autofinancement ** |
3 523 |
5 113 |
-31% |
|
2 060 |
1 899 |
3 058 |
-33% |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
2 377 |
5 021 |
-53% |
* 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
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
Volumes raffinés et taux d’utilisation* |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
1 212 |
1 249 |
1 719 |
-29% |
Total volumes raffinés (kb/j) |
1 302 |
1 725 |
-25% |
|
267 |
205 |
503 |
-47% |
France |
242 |
514 |
-53% |
|
540 |
595 |
757 |
-29% |
Reste de l’Europe |
630 |
753 |
-16% |
|
405 |
449 |
459 |
-12% |
Reste du monde |
429 |
458 |
-6% |
|
57% |
59% |
82% |
Taux d’utilisation sur bruts traités** |
62% |
83% |
* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année.
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
Production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
1 255 |
1 391 |
1 402 |
-11% |
Monomères* (kt) |
4 033 |
3 788 |
+6% |
|
1 248 |
1 193 |
1 268 |
-2% |
Polymères (kt) |
3 642 |
3 692 |
-1% |
|
75% |
84% |
91% |
Taux d’utilisation des vapocraqueurs ** |
81% |
81% |
* 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 29% sur un an au troisième trimestre 2020, en raison notamment de stocks élevés de produits raffinés et de la chute de la demande. L’arrêt prolongé de l’unité de distillation de la plateforme de Normandie à la suite de l’incident survenu fin 2019 et la mise en sécurité de la raffinerie de Port-Arthur aux États-Unis en septembre lors du passage de l’ouragan Laura ont également contribué à cette réduction,
- En baisse de 25% sur les neuf premiers mois de l’année 2020 pour les mêmes raisons.
La production de monomères est :
- En baisse de 11% sur un an à 1 255 kt au troisième trimestre 2020, essentiellement du fait de la prolongation de la maintenance non planifiée sur le cracker de Port Arthur aux États-Unis,
- En hausse de 6% sur les neuf premiers mois de l’année 2020, en raison du grand arrêt en 2019 du vapocraqueur de Daesan en Corée du Sud.
La production de polymères est :
- En légère baisse de 2% sur un an à 1 248 kt au troisième trimestre 2020, compte tenu de la baisse de la demande,
- Stable sur les neuf premiers mois de l’année 2020, compte tenu du grand arrêt du vapocraqueur en amont des unités de polymères de Daesan en Corée du Sud sur 2019 et contrebalancé par la fermeture du site de polystyrène d’El Prat en Espagne ainsi que par l’arrêt pour maintenance planifiée sur la plateforme de Qatofin au Qatar au premier trimestre sur 2020.
> Résultats
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
En millions de dollars |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
(88) |
575 |
952 |
ns | Résultat opérationnel net ajusté* |
869 |
2 423 |
-64% |
|
291 |
302 |
355 |
-18% |
Investissements organiques |
761 |
948 |
-20% |
|
(1) |
(15) |
19 |
ns | Acquisitions nettes |
(52) |
(163) |
ns |
|
290 |
287 |
374 |
-22% |
Investissements nets |
709 |
785 |
-10% |
|
242 |
996 |
1 373 |
-82% |
Marge brute d’autofinancement ** |
1 912 |
3 283 |
-42% |
|
1 027 |
1 080 |
1 575 |
-35% |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
924 |
2 695 |
-66% |
* 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 forte baisse à -88 M$ au troisième trimestre 2020. Cette chute est liée à des marges de raffinage négatives, du fait de la faible demande, notamment en distillats liée à une activité particulièrement dégradée dans le transport aérien,
- En forte baisse de 64% à 869 M$ sur les neuf premiers mois de l’année 2020, du fait de marges de raffinage dégradées et du taux d’utilisation sur bruts traités en baisse à 62%, en partie compensée par la résistance des marges de pétrochimie sur la période et la surperformance des activités de négoce au second trimestre de 2020.
La marge brute d’autofinancement est en baisse de 82% sur un an à 242 M$ au troisième trimestre et de 42% à 1 912 M$ sur les neuf premiers mois de l’année de 2020.
Marketing & Services
> Ventes de produits pétroliers
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
Ventes en kb/j* |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
1 442 |
1 301 |
1 848 |
-22% |
Total des ventes du Marketing & Services |
1 466 |
1 848 |
-21% |
|
819 |
740 |
1 034 |
-21% |
Europe |
822 |
1 017 |
-19% |
|
623 |
561 |
814 |
-23% |
Reste du monde |
645 |
831 |
-22% |
* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage
Les ventes de produits pétroliers sont en baisse sur un an de 22% ce trimestre et de 21% sur les neuf premiers mois de l’année 2020, en raison notamment de l’impact sur la consommation de la crise du Covid-19 au niveau mondial et des mesures de confinement associées. Une amélioration est toutefois constatée par rapport au trimestre précédent grâce à la reprise de la demande, essentiellement en Asie et en Europe.
> Résultats
|
3T20 |
2T20 |
3T19 |
3T20 vs 3T19 |
En millions de dollars |
9M20 |
9M19 |
9M20 vs 9M19 |
|
461 |
129 |
413 |
+12% | Résultat opérationnel net ajusté* |
892 |
1 179 |
-24% |
|
158 |
155 |
215 |
-27% |
Investissements organiques |
422 |
499 |
-15% |
|
3 |
(5) |
33 |
-91% |
Acquisitions nettes |
4 |
121 |
-97% |
|
161 |
150 |
248 |
-35% |
Investissements nets |
426 |
620 |
-31% |
|
729 |
492 |
622 |
+17% | Marge brute d’autofinancement ** |
1 611 |
1 830 |
-12% |
|
1 033 |
819 |
1 483 |
-30% |
Flux de trésorerie d’exploitation ** |
1 453 |
2 326 |
-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.
Le résultat opérationnel net ajusté s’élève à 461 M$ au troisième trimestre 2020, en hausse de 12% sur un an, du fait de marges en progression.
La marge brute d’autofinancement est en hausse de 17% sur un an à 729 M$ au troisième trimestre.
Résultats de Total
> Résultat opérationnel net ajusté des secteurs
Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :
- 1 459 M$ au troisième trimestre 2020, en baisse de 60% sur un an. Cette baisse est liée à la baisse des prix du Brent, du gaz et des marges de raffinage,
- 4 580 M$ sur les neuf premiers mois, en baisse de 57% sur un an pour les mêmes raisons.
> Résultat net ajusté part du Groupe
Le résultat net ajusté part du Groupe s’est établi à :
- 848 M$ au troisième trimestre 2020, contre 3 017 M$ au troisième trimestre 2019, en raison de la baisse des prix du Brent, du gaz et des marges de raffinage,
- 2 755 M$ sur les neuf premiers mois de 2020, en baisse de 68% sur un an pour les mêmes raisons.
Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effet
Contacts
Total
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