Total : Résultats du premier trimestre 2021

·28 min de lecture

Avec un résultat de plus de 3 G$, Total tire pleinement parti du rebond du prix des hydrocarbures

Le GNL et les renouvelables représentent un tiers du résultat

Regulatory News:

TOTAL S.A. (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) :

1T21

1T20

Variation
vs 1T20

1T19

Variation
vs 1T19

Prix du pétrole - Brent ($/b)

61,1

50,1

+22%

63,1

-3%

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)

6,1

6,3

-4%

7,2

-16%

Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)

5,3

26,3

-80%

33,0

-84%

Résultat net ajusté part du Groupe1

- en milliards de dollars (G$)

3,0

1,8

+69%

2,8

+9%

- en dollar par action

1,10

0,66

+68%

1,02

+8%

DACF1 (G$)

5,8

4,3

+34%

6,3

-8%

Flux de trésorerie d'exploitation (G$)

5,6

1,3

x4,3

3,6

+54%

Résultat net part du Groupe de 3,3 G$ au 1T21

Ratio d’endettement2 de 19,5% au 31 mars 2021 contre 21,7% au 31 décembre 2020

Production d’hydrocarbures de 2 863 kbep/j au 1T21, en baisse de 7% sur un an

Premier acompte sur dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 €/action

Le Conseil d’administration de Total SE, réuni le 28 avril 2021 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour le premier trimestre 2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Au premier trimestre, le Groupe tire pleinement parti de prix du pétrole et du gaz en hausse de respectivement 38% et 24% sur un trimestre et de sa stratégie de croissance dans le GNL et les Renouvelables et Electricité.

Le Groupe réalise ainsi un résultat net ajusté de 3 G$, supérieur à celui du 1er trimestre 2019 avant crise, malgré un environnement moins favorable, tirant parti des plans d’actions mis en œuvre pendant la crise. Le cash-flow (DACF) s’élève à 5,8 G$ et le taux d’endettement retrouve un niveau inférieur à 20% dès ce premier trimestre 2021 ce qui valide la stratégie de résilience et de maintien du dividende menée par le Conseil d’administration durant la crise de 2020. Le Conseil d’administration confirme l’objectif d’ancrer durablement le ratio d’endettement du Groupe sous les 20%. Le point mort cash organique est inférieur à 25 $/b au premier trimestre.

Le secteur iGRP atteint un résultat opérationnel net ajusté de 1 G$, le plus élevé de son histoire, et génère une marge brute d’autofinancement de plus de 1 G$, grâce à la croissance de ses ventes de GNL et la contribution positive des activités Renouvelables et Electricité qui atteignent un EBITDA de près de 350 M$. Ainsi, sur un an, la capacité brute installée de production d’électricité renouvelable a crû de 3 à 7,8 GW, la production d’électricité renouvelable a plus que doublé, la production d’électricité a augmenté de plus de 60% et le Groupe a désormais plus de 5 millions de clients en France. Avec plus de 2 G$ investis dans les renouvelables avec l’acquisition d’une participation de 20% dans Adani Green Energy Ltd en Inde au premier trimestre 2021, le Groupe accélère sa transformation en une compagnie multi-énergies.

Avec un résultat opérationnel net ajusté de 2 G$, l’Exploration-Production a pleinement capturé la hausse du prix du pétrole et est ainsi un fort contributeur de cash-flow avec une marge brute d’autofinancement de 3,8 G$. Compte tenu des quotas mis en œuvre par les pays de l’OPEP+ et comme annoncé par le Groupe, la production est en légère hausse (0,8%) à 2,86 Mbep/j. Avec le lancement du projet de développement des ressources du lac Albert en Ouganda et en Tanzanie, le Groupe met en œuvre sa stratégie d’investissement résilient dans des projets à point mort bas, qui réduisent l’intensité carbone de son portefeuille.

L’amélioration de l’environnement de l’Amont contraste avec des marges de raffinage européennes très dégradées, en recul de 80% sur un an, affectées par la faible demande de produits pétroliers qui s’est établie à 13 Mb/j au premier trimestre 2021 contre 15 Mb/j un an plus tôt. Le résultat opérationnel net ajusté de l’Aval s’établit à plus de 500 M$ soutenu par la très bonne performance de la pétrochimie et la résilience du Marketing & Services.

Conforté par ces excellents résultats et confiant dans les fondamentaux du Groupe, le Conseil d’administration a décidé la distribution d’un premier acompte sur dividende au titre de l’exercice 2021 stable à 0,66 €/action. »

Faits marquants3

Responsabilité sociétale et environnementale

  • Le Conseil d’administration de Total prend l’initiative de soumettre une résolution sur l’ambition de la Société en matière de développement durable et de transition énergétique vers la neutralité carbone

  • En cohérence avec sa politique climat, retrait du Groupe de l’American Petroleum Institute

  • Inauguration de L’Industreet, campus de formation de jeunes aux métiers de l’industrie, action phare en matière de responsabilité sociétale de Total en France

Renouvelables et Électricité

  • Acquisition en Inde d’une participation minoritaire de 20% dans Adani Green Energy Limited (AGEL), le premier développeur solaire au monde

  • Obtention avec Macquarie d’une concession sur fonds marins pour développer ensemble un projet éolien offshore de 1,5 GW au Royaume-Uni

  • Acquisition de portefeuilles de projets solaires et de stockage de 4 GW aux États-Unis

  • Association de Total et Microsoft pour soutenir l’innovation digitale et leurs objectifs de neutralité carbone

  • Signature d’un contrat de vente d’électricité verte àOrange qui permettra le développement de 80 MW de fermes solaires en France

  • Cession de 50 % de 2 portefeuilles renouvelables en France représentant près de 340 MW

GNL

  • Déclaration de force majeure sur le projet Mozambique LNG à la suite de la situation sécuritaire dans le nord de la province du Cabo Delgado

  • Signature d’accords avec Shenergy Group portant sur la fourniture de GNL jusqu’à 1,4 million de tonnes par an en Chine

  • Obtention d’une licence d’avitaillement en GNL marin à Singapour

  • Signature d’un accord de collaboration technique avec Siemens Energy pour réduire les émissions de CO2 liées au GNL

Amont

  • Signature des accords définitifs permettant le lancement des projets pétroliers amont de Tilenga et Kingfisher et la construction de l’oléoduc East African Crude Oil Pipeline en Ouganda et en Tanzanie

  • Publication de l’ensemble des études sociétales et environnementales relatives aux projets Tilenga et EACOP en Ouganda et Tanzanie

Aval

  • Démarrage de la production de biocarburants aériens durables en France grâce à sa bioraffinerie de La Mède et à son site d’Oudalle (Seine-Maritime)

Puits de Carbone

  • Investissement dans le développement d’une forêt de 40 000 hectares en République du Congo pour constituer un puits de carbone durable de plus de 10 millions de tonnes de CO2 sur 20 ans

  • Création de la joint-venture de développement du projet Northern Lights de séquestration de CO2 en mer du Nord septentrionale

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4

En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,
le résultat par action et le nombre d’actions

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

3 487

1 824

2 300

+52%

3 413

+2%

Exploration-Production

1 975

1 068

703

x2,8

1 722

+15%

Integrated Gas, Renewables & Power

985

254

913

+8%

592

+66%

Raffinage-Chimie

243

170

382

-36%

756

-68%

Marketing & Services

284

332

302

-6%

343

-17%

Quote-part du résultat net ajusté des
sociétés mises en équivalence

520

367

658

-21%

614

-15%

Taux moyen d'imposition du Groupe5

34,6%

14,9%

30,0%

40,5%

Résultat net ajusté part du Groupe

3 003

1 304

1 781

+69%

2 759

+9%

Résultat net ajusté dilué par action (dollars)6

1,10

0,46

0,66

+68%

1,02

+8%

Résultat net ajusté dilué par action (euros)*

0,91

0,39

0,60

+52%

0,90

+1%

Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)

2 645

2 645

2 601

+2%

2 620

+1%

Résultat net part du Groupe

3 344

891

34

x98,4

3 111

+7%

Investissements organiques7

2 379

3 432

2 523

-6%

2 784

-15%

Acquisitions nettes8

1 590

1 099

1 102

+44%

306

x5,2

Investissements nets9

3 969

4 531

3 625

+9%

3 090

+28%

Marge brute d'autofinancement**10

5 366

4 498

3 765

+43%

5 774

-7%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)11

5 750

4 933

4 277

+34%

6 277

-8%

Flux de trésorerie d’exploitation

5 598

5 674

1 299

x4,3

3 629

+54%

Les données prennent en compte l’impact de la norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1er janvier 2019.
* Taux de change moyen €-$ : 1,2048 au 1er trimestre 2021.
** Données 1T20 et 1T19 retraitées.

Principales données d’environnement et de production du Groupe

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

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Brent ($/b)

61,1

44,2

50,1

+22%

63,1

-3%

Henry Hub ($/Mbtu)

2,7

2,8

1,9

+46%

2,9

-5%

NBP ($/Mbtu)

6,8

5,6

3,1

x2,2

6,3

+7%

JKM ($/Mbtu)

10,0

8,0

3,6

x2,8

6,6

+50%

Prix moyen de vente liquides ($/b)
Filiale consolidées

56,4

41,0

44,4

+27%

58,7

-4%

Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)
Filiales consolidées

4,06

3,31

3,35

+21%

4,51

-10%

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)
Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence

6,08

4,90

6,32

-4%

7,20

-16%

Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)

5,3

4,6

26,3

-80%

33,0

-84%

* Les indicateurs sont indiqués en page 19

> Production*

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 863

2 841

3 086

-7%

2 946

-3%

Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)

1 272

1 238

1 448

-12%

1 425

-11%

Gaz (y compris Condensats et LGN associés) (kbep/j)

1 591

1 603

1 638

-3%

1 521

+5%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 863

2 841

3 086

-7%

2 946

-3%

Liquides (kb/j)

1 508

1 483

1 699

-11%

1 629

-7%

Gaz (Mpc/j)

7 400

7 406

7 560

-2%

7 167

+3%

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

La production d’hydrocarbures a été de 2 863 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier trimestre 2021, en baisse de 7% sur un an, en raison des éléments suivants :

  • -3% lié au respect des quotas de production décidés par les pays de l’OPEP+, notamment le Nigéria, les Émirats Arabes Unis et le Kazakhstan,

  • +2% lié à la reprise de la production en Libye,

  • +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment North Russkoye en Russie, Culzean au Royaume-Uni, Johan Sverdrup en Norvège et Iara au Brésil,

  • -2% d’effet périmètre, notamment lié aux cessions d’actifs au Royaume-Uni et du Bloc CA1 au Brunei,

  • -3% lié à des maintenances et des arrêts non planifiés notamment en Norvège,

  • -3% lié au déclin naturel des champs.

Analyse des résultats des secteurs

Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)

> Production et ventes de GNL et d’électricité

Production d'hydrocarbures pour le GNL

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

iGRP (kbep/j)

518

532

552

-6%

518

-

Liquides (kb/j)

64

65

73

-13%

66

-4%

Gaz (Mpc/j)

2 476

2 549

2 611

-5%

2 460

+1%

GNL (Mt)

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Ventes totales de GNL

9,9

10,0

9,8

+1%

7,7

+28%

incl. Ventes issues des quotes-parts de production*

4,4

4,3

4,7

-7%

3,8

+15%

incl. Ventes par Total issues des quotes-parts de production et d'achats auprès de tiers

7,9

8,0

7,8

+1%

6,0

+31%

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

Malgré une production d’hydrocarbures pour le GNL au premier trimestre 2021 en baisse de 6% sur un an notamment du fait de l’arrêt de l’usine de Snøhvit LNG suite à l’incendie intervenu fin septembre 2020, les ventes totales de GNL sont stables au premier trimestre 2021.

Renouvelables et électricité

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable pour 2025 (GW) 1,2

36,2

26,1

16,7

x2,2

dont capacités installées

7,8

7,0

3,0

x2,6

dont capacités en construction

5,1

4,1

2,2

x2,3

dont capacités en développement

23,3

15,0

11,5

x2

Capacités brutes en développement post 2025 (GW) 2

4,0

2,5

0,4

x10

Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de PPA (GW) 1,2

21,2

17,5

8,3

x2,6

Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable pour 2025 (GW) 1,2

28,0

17,9

11,5

x2,4

dont capacités installées

3,8

3,1

1,2

x3,1

dont capacités en construction

3,1

2,3

0,8

x3,8

dont capacités en développement

21,1

12,5

9,5

x2,2

Capacités nettes en développement post 2025 (GW) 2

2,1

1,4

0,3

x6,5

Production nette d'électricité (TWh) 3

4,7

4,3

2,9

+61%

dont à partir de sources renouvelables

1,6

1,2

0,7

x2,3

Clients électricité - BtB et BtC (Million) 2

5,7

5,6

4,2

+37%

Clients gaz - BtB et BtC (Million) 2

2,7

2,7

1,7

+58%

Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)

16,1

13,5

14,2

+13%

Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)

36,2

31,5

33,5

+8%

EBITDA Renouvelables et électricité part groupe (M$)4

344

179

250

+38%

dont provenant des activités renouvelables

148

102

91

+62%

1 Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
2 Données à fin de période.
3 Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés.
4 Somme des quote-part groupe (% de détention) des EBITDA des sociétés du périmètre Renouvelables et Électricité, indépendamment de leur mode de consolidation et incluant les plus-value de cession.
EBITDA: "Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization ».

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable croit à 7,8 GW à la fin du premier trimestre 2021, en ligne avec l’objectif de 10 GW à fin 2021.

Le portefeuille de capacités en opération, en construction et en développement pour 2025 a plus que doublé sur un an. Il est en croissance de 10 GW au premier trimestre 2021 et s’établit à 36 GW en brut et 28 GW en net, y compris la prise de participation de 20% dans Adani Green Energy Limited (AGEL) et l’acquisition de 4 GW de portefeuilles de projets solaires aux Etats-Unis.

La production nette d’électricité s’établit à 4,7 TWh au premier trimestre 2021, en hausse de 61% sur un an, notamment du fait du doublement de la production d’électricité de source renouvelable et de l’acquisition de 4 CCGT en France et en Espagne au quatrième trimestre 2020.

Les ventes d’électricité et de gaz au premier trimestre 2021 sont en hausse de 13% et 8% respectivement sur un an grâce à la croissance du nombre de clients.

L’EBITDA part Groupe de l’activité Renouvelables et Électricité s’élève à 344 M$ au premier trimestre 2021, en croissance de 38% sur un an porté par la croissance de production d’électricité en particulier renouvelable et du nombre de clients gaz et électricité.

> Résultats

En millions de dollars

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Résultat opérationnel net ajusté*

985

254

913

+8%

592

+66%

Quote-part du résultat net ajusté des
sociétés mises en équivalence

264

97

248

+6%

255

+4%

Investissements organiques

753

1 007

646

+17%

493

+53%

Acquisitions nettes

1 893

577

1 137

+66%

400

x4,7

Investissements nets

2 646

1 584

1 783

+48%

893

x3

Marge brute d'autofinancement **

1 059

1 072

601

+76%

351

x3

Flux de trésorerie d’exploitation ***

780

575

(489)

ns

892

-13%

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location, hors impact des contrats compatibilisés en juste valeur du secteur et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables.
Données 1T20 et 1T19 retraitées (voir note 10 en page 3).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à 985 M$ au premier trimestre 2021, son plus haut niveau historique. La hausse de 8% sur un an, malgré la baisse des prix du GNL, est liée à la croissance de la contribution des activités Renouvelables et Electricité et la bonne performance des activités de négoce.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 1 059 M$ en hausse de 76% sur un an au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.

Exploration-Production

> Production

Production d'hydrocarbures

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

EP (kbep/j)

2 345

2 309

2 534

-7%

2 428

-3%

Liquides (kb/j)

1 444

1 418

1 626

-11%

1 563

-8%

Gaz (Mpc/j)

4 924

4 857

4 949

-1%

4 707

+5%

> Résultats

En millions de dollars, sauf le taux moyen d'imposition

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Résultat opérationnel net ajusté*

1 975

1 068

703

x2,8

1 722

+15%

Quote-part du résultat net ajusté des
sociétés mises en équivalence

270

222

390

-31%

213

+27%

Taux moyen d'imposition**

41,0%

19,8%

59,6%

48,6%

Investissements organiques

1 279

1 569

1 572

-19%

1 958

-35%

Acquisitions nettes

(202)

548

(6)

ns

38

ns

Investissements nets

1 077

2 117

1 566

-31%

1 996

-46%

Marge brute d'autofinancement ***

3 824

2 652

2 576

+48%

4 246

-10%

Flux de trésorerie d’exploitation ***

3 736

3 046

3 923

-5%

3 936

-5%

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence - dividendes reçus des participations - dépréciations des écarts d’acquisition + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à 1 975 M$ au premier trimestre 2021, près de trois fois supérieur au premier trimestre 2020, du fait de la forte hausse des prix du pétrole et du gaz.

La marge brute d’autofinancement est en hausse de 48% sur un an à 3 824 M$ au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.

Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

> Résultats

En millions de dollars

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Résultat opérationnel net ajusté*

527

502

684

-23%

1 099

-52%

Investissements organiques

335

840

277

+21%

319

+5%

Acquisitions nettes

(103)

80

(30)

ns

(131)

ns

Investissements nets

232

920

247

-6%

188

+23%

Marge brute d'autofinancement **

872

1 129

1 064

-18%

1 686

-48%

Flux de trésorerie d’exploitation **

1 661

2 162

(1 582)

ns

(306)

ns

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés, production de produits pétrochimiques et taux d’utilisation

Volumes raffinés et taux d’utilisation*

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Total volumes raffinés (kb/j)

1 147

1 262

1 444

-21%

1 862

-38%

France

114

247

255

-55%

592

-81%

Reste de l'Europe

660

582

756

-13%

823

-20%

Reste du monde

373

433

433

-14%

447

-17%

Taux d’utilisation sur bruts traités**

58%

60%

69%

89%

* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année, hors Grandpuits pour 2021, définitivement arrêtée au 1er trimestre 2021.

Production de produits pétrochimiques et taux d'utilisation

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Monomères* (kt)

1 405

1 486

1 386

+1%

1 393

+1%

Polymères (kt)

1 165

1 291

1 202

-3%

1 297

-10%

Taux d’utilisation des vapocraqueurs**

87%

90%

83%

87%

* Oléfines.
** Sur la base de la production d’oléfines issue des vapocraqueurs et de leurs capacités de production en début d’année.

Les volumes raffinés sont en baisse de 21% au premier trimestre 2021 sur un an en raison de l’arrêt conjoncturel volontaire de la raffinerie de Donges compte tenu des marges faibles, de l’arrêt de la raffinerie de Grandpuits en vue de sa conversion en plateforme zéro-pétrole et de la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni. L’arrêt temporaire de la plateforme de Port Arthur aux États-Unis en raison de la tempête Uri a également contribué à la baisse.

La production de monomères et polymères est stable sur un an. L’effet d’une demande soutenue a partiellement été atténué par l’arrêt temporaire des installations aux États-Unis en raison de la tempête Uri au Texas.

> Résultats

En millions de dollars

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Résultat opérationnel net ajusté*

243

170

382

-36%

756

-68%

Investissements organiques

222

448

168

+32%

240

-8%

Acquisitions nettes

(57)

(2)

(36)

ns

(124)

ns

Investissements nets

165

446

132

+25%

116

+42%

Marge brute d'autofinancement **

394

560

674

-42%

1 104

-64%

Flux de trésorerie d’exploitation **

996

1 514

(1 183)

ns

(538)

ns

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie est en baisse de 36% sur un an à 243 M$ au premier trimestre 2021. Cette baisse est liée aux marges européennes de raffinage, toujours très dégradées, du fait de la remontée des prix du pétrole et de la demande faible notamment en distillats liée à l’activité réduite dans le transport aérien.

La marge brute d’autofinancement est en baisse de 42% sur un an à 394 M$ au premier trimestre 2021 pour les mêmes raisons.

Le flux de trésorerie d’exploitation est en hausse de 2 179 M$ à 996 M$ au premier trimestre 2021 notamment du fait de la baisse du besoin en fonds de roulement au premier trimestre 2021 alors que la valeur des stocks avait fortement baissé au premier trimestre 2020 à cause de la baisse du prix du pétrole.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

Ventes en kb/j*

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Total des ventes du Marketing & Services

1 442

1 509

1 656

-13%

1 836

-21%

Europe

776

828

906

-14%

1 012

-23%

Reste du monde

666

681

750

-11%

824

-19%

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 13% sur un an, à cause du ralentissement de l’activité mondiale lié à la pandémie Covid-19 et du recul de 50% de l’activité aviation.

> Résultats

En millions de dollars

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Résultat opérationnel net ajusté*

284

332

302

-6%

343

-17%

Investissements organiques

113

392

109

+4%

80

+41%

Acquisitions nettes

(46)

82

6

ns

(8)

ns

Investissements nets

67

474

115

-42%

72

-7%

Marge brute d'autofinancement **

478

569

390

+23%

582

-18%

Flux de trésorerie d’exploitation **

665

648

(399)

ns

232

x2,9

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté s’élève à 284 M$ au premier trimestre 2021, en baisse de 6% sur un an, principalement du fait de la baisse des volumes de ventes mondiaux pour les raisons indiquées ci-dessus.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 478 M$ au premier trimestre 2021 en hausse de 23% notamment du fait de l’impact négatif au premier trimestre 2020 de la revalorisation conjoncturelle de contrats à terme.

Résultats de Total

> Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 3 487 M$ au premier trimestre 2021, en hausse de 52% sur un an du fait de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz.

> Résultat net ajusté part du Groupe

Le résultat net ajusté part du Groupe s’est établi à 3 003 M$ au premier trimestre 2021 contre 1 781 M$ au premier trimestre 2020, en hausse de 69% sur un an, en raison de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur12.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net13 représente un montant de 341 M$ au premier trimestre 2021, constitué d’un effet de stock positif de près 700M$, de charges de restructurations liées au plan de départ volontaire en France et en Belgique et de la dépréciation exceptionnelle liée à la fin du contrat Qatargas 1.

Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à 34,6% au premier trimestre 2021, contre 30% au premier trimestre 2020.

> Résultat net ajusté par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi à 1,10 $ au premier trimestre 2021, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 645 millions, contre 0,66 $ au premier trimestre 2020.

> Acquisitions - cessions

Les acquisitions ont représenté 2 208 M$ au premier trimestre 2021 et incluent notamment l’acquisition, pour 2 G$, d’une participation de 20% dans le développeur de projets renouvelables en Inde Adani Green Energy Limited.

Les cessions ont représenté 618 M$ au premier trimestre 2021 et incluent notamment la cession en France, d’une participation de 50% dans un portefeuille de projets renouvelables d’une capacité totale de 285 MW (100%), la cession de la participation de 10% dans le bloc Onshore OML 17 au Nigéria, un complément de prix relatif à la vente du Bloc CA1 au Brunei et la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni.

> Cash-flow net

Le cash-flow net14 du Groupe ressort à 1 397 M$ au premier trimestre 2021 contre 140 M$ au premier trimestre 2020, compte tenu de la hausse de la marge brute d’autofinancement de 3 765 M$ à 5 366 M$ et des investissements nets stables à 3 969 M$ au premier trimestre 2021 contre 3 625 M$ un an plus tôt.

> Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 4,9% sur la période du 1er avril 2020 au 31 mars 2021.

En millions de dollars

Période du 1er avril 2020

Période du 1er janvier 2020

Période du 1er avril 2019

au 31 mars 2021

au 31 décembre 2020

au 31 mars 2020

Résultat net ajusté

5 330

4 067

11 079

Capitaux propres retraités moyens

109 135

110 643

113 607

Rentabilité des capitaux propres (ROE)

4,9%

3,7%

9,8%

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 4,6% sur la période du 1er avril 2020 au 31 mars 2021.

En millions de dollars

Période du 1er avril 2020

Période du 1er janvier 2020

Période du 1er avril 2019

au 31 mars 2021

au 31 décembre 2020

au 31 mars 2020

Résultat opérationnel net ajusté

6 915

5 806

13 032

Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement

148 777

145 723

150 418

ROACE

4,6%

4,0%

8,7%

Comptes de Total SE

Le résultat de Total SE, société mère, s’établit à 1 472 millions d’euros au premier trimestre 2021, contre 1 718 millions d’euros au premier trimestre 2020.

Sensibilités 2021*

Variation

Impact estimé sur le résultat
opérationnel net ajusté

Impact estimé sur les flux
de trésorerie d'exploitation

Dollar

+/- 0,1 $ par €

-/+ 0,1 G$

~0 G$

Prix moyen de vente liquides**

+/- 10 $/b

+/- 2,7 G$

+/- 3,2 G$

Prix du gaz européen - NBP

+/- 1 $/Mbtu

+/- 0,3 G$

+/- 0,25 G$

Marge sur coûts variables - raffinage Europe (MCV)

+/- 10 $/t

+/- 0,4 G$

+/- 0,5 G$

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4ème trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2021. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. L’impact de la sensibilité $/€ sur le résultat opérationnel net ajusté est attribuable pour l’essentiel au Raffinage-Chimie. Pour les indicateurs, se reporter à la page 19.
** Environnement Brent à 50 $/b.

Synthèse et perspectives

Soutenu par la poursuite de la politique active d’adaptation de l’offre à la demande par l’OPEP+ pour continuer à faire baisser les stocks, le prix du pétrole s’est maintenu au-dessus de 60 $/b depuis le début février 2021. Toutefois, l’environnement pétrolier reste volatil et dépendant de la reprise de la demande mondiale, toujours affectée par la pandémie de la Covid-19.

Le Groupe maintient son anticipation d’une production d’hydrocarbures stable sur l’année 2021 par rapport à celle de 2020, bénéficiant de la reprise de la production en Libye.

Total anticipe que la hausse du prix du pétrole obervée au premier trimestre aura un impact positif sur son prix moyen de vente du GNL dans les six prochains mois, compte tenu de l’effet retard sur les formules de prix.

Compte tenu du niveau élevé de stocks de distillats, les marges européennes de raffinage restent fragiles.

Face aux incertitudes liées à l’environnement, le Groupe maintient la discipline sur les dépenses, avec un objectif d’économies des coûts opératoires de 0,5 G$ en 2021 et des coûts de production proches de 5$/bep. Les investissements nets sont prévus entre 12 et 13 G$ en 2021, dont la moitié pour le maintien des activités du Groupe et l’autre moitié pour sa croissance. Sur ces investissements de croissance, près de 50% seront alloués aux renouvelables et à l’électricité.

Les équipes du Groupe sont toujours pleinement mobilisées sur les 4 priorités que sont le HSE dont les objectifs en matière de réduction de CO2, l’excellence opérationnelle, la réduction des coûts et la génération de cash-flow.

Dans un environnement de prix des hydrocarbures qui se maintiendrait sur l’année 2021 au niveau de celui du premier trimestre (60$/b pour le Brent, 6$/Mbtu pour le prix du gaz européen), de marge de raffinage européenne à 10-15 $/t, le Groupe prévoit une génération de cash-flow (DACF) de l’ordre de 24 G$ en 2021 et une rentabilité des capitaux employés proche de 10%.

Le Groupe confirme ses priorités en termes d’allocation du cash-flow : investir dans des projets rentables pour mettre en œuvre la stratégie de transformation du Groupe en une compagnie multi-énergies, soutenir le dividende à travers les cycles économiques, maintenir un bilan solide et une notation long-terme à un niveau minimum « A » en ancrant durablement le ratio d’endettement du Groupe sous les 20%.

* * * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h30 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site du Groupe total.com ou composer le +33 (0) 1 70 70 82 21 (code d’accès 3046396). L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site du Groupe total.com à l’issue de l’événement.

* * * * *

Principales données opérationnelles des secteurs

> Production du Groupe (Exploration Production + iGRP)

Production combinée liquides/gaz
par zone géographique (kbep/j)

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Europe et Asie centrale

1 050

1 059

1 097

-4%

990

+6%

Afrique

551

566

701

-21%

697

-21%

Moyen-Orient et Afrique du Nord

651

598

681

-4%

686

-5%

Amériques

376

382

372

+1%

373

+1%

Asie Pacifique

235

236

235

-

201

+17%

Production totale

2 863

2 841

3 086

-7%

2 946

-3%

dont filiales mises en équivalence

729

727

753

-3%

709

+3%

Production de liquides
par zone géographique (kb/j)

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

Europe et Asie centrale

374

378

404

-7%

352

+6%

Afrique

415

427

555

-25%

540

-23%

Moyen-Orient et Afrique du Nord

499

454

516

-3%

522

-4%

Amériques

179

181

178

+1%

177

+1%

Asie Pacifique

41

43

47

-13%

39

+5%

Production totale

1 508

1 483

1 699

-11%

1 629

-7%

dont filiales mises en équivalence

201

200

214

-6%

217

-7%

Production de gaz
par zone géographique (Mpc/j)

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Europe et Asie centrale

3 636

3 666

3 734

-3%

3 426

+6%

Afrique

693

701

746

-7%

795

-13%

Moyen-Orient et Afrique du Nord

843

809

912

-8%

905

-7%

Amériques

1 100

1 126

1 092

+1%

1 101

-

Asie Pacifique

1 128

1 104

1 076

+5%

940

+20%

Production totale

7 400

7 406

7 560

-2%

7 167

+3%

dont filiales mises en équivalence

2 855

2 851

2 905

-2%

2 656

+8%

> Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

Ventes de produits raffinés
par zone géographique (kb/j)

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Europe

1 488

1 651

1 771

-16%

2 022

-26%

Afrique

667

628

683

-2%

658

+1%

Amériques

772

794

766

+1%

839

-8%

Reste du monde

495

547

444

+11%

616

-20%

Total des ventes

3 422

3 619

3 663

-7%

4 135

-17%

dont ventes massives raffinage

331

458

497

-33%

557

-41%

dont négoce international

1 648

1 652

1 510

+9%

1 742

-5%

Production de produits pétrochimiques* (kt)

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Europe

1 346

1 381

1 272

+6%

1 416

-5%

Amériques

510

662

664

-23%

614

-17%

Moyen-Orient et Asie

714

735

652

+9%

660

+8%

* Oléfines, Polymères

> Renouvelables

1T21

4T20

Capacités brutes installées de
génération électrique
renouvelable (GW) 1,2

Solaire

Eolien terrestre

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Autres

Total

France

0,4

0,5

0,1

1,0

0,4

0,5

0,1

1,0

Reste de l'Europe

0,1

0,8

0,1

1,0

0,1

0,8

0,1

1,0

Afrique

0,1

0,0

0,0

0,1

0,1

0,0

0,0

0,1

Moyent Orient

0,3

0,0

0,0

0,3

0,3

0,0

0,0

0,3

Amérique du Nord

0,8

0,0

0,0

0,8

0,6

0,0

0,0

0,6

Amérique du Sud

0,2

0,1

0,0

0,3

0,2

0,1

0,0

0,2

Inde

3,4

0,1

0,0

3,5

3,3

0,0

0,0

3,3

Asie Pacifique

0,7

0,0

0,0

0,7

0,5

0,0

0,0

0,5

Total

6,1

1,5

0,1

7,8

5,6

1,3

0,1

7,0

1T21

4T20

Capacités brutes en construction de
génération électrique
renouvelable pour 2025 (GW) 1,2

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

France

0,3

0,0

0,0

0,1

0,4

0,3

0,0

0,0

0,0

0,3

Reste de l'Europe

0,1

0,3

1,1

0,0

1,5

0,1

0,3

1,1

0,0

1,5

Afrique

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Moyent Orient

0,8

0,0

0,0

0,0

0,8

0,8

0,0

0,0

0,0

0,8

Amérique du Nord

0,3

0,0

0,0

0,0

0,3

0,0

0,0

0,0

0,0

0,1

Amérique du Sud

0,2

0,2

0,0

0,0

0,3

0,2

0,3

0,0

0,0

0,4

Inde

0,9

0,4

0,0

0,0

1,3

0,5

0,0

0,0

0,0

0,5

Asie Pacifique

0,4

0,0

0,0

0,0

0,5

0,5

0,0

0,0

0,0

0,5

Total

2,9

0,9

1,1

0,1

5,1

2,3

0,6

1,1

0,1

4,1

1T21

4T20

Capacités brutes en
développement de génération électrique
renouvelable pour 2025 (GW) 1,2

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Autres

Total

France

3,2

1,0

0,0

0,0

4,2

3,5

1,0

0,0

0,1

4,6

Reste de l'Europe

5,2

0,3

0,4

0,0

5,9

5,1

0,3

0,4

0,0

5,7

Afrique

0,1

0,1

0,0

0,0

0,2

0,1

0,1

0,0

0,0

0,2

Moyent Orient

0,2

0,0

0,0

0,0

0,2

0,1

0,0

0,0

0,0

0,1

Amérique du Nord

3,4

0,2

0,0

0,7

4,2

0,6

0,3

0,0

0,0

0,9

Amérique du Sud

0,8

0,8

0,0

0,0

1,6

0,5

0,3

0,0

0,0

0,9

Inde

6,2

0,1

0,0

0,0

6,2

1,6

0,0

0,0

0,0

1,6

Asie Pacifique

0,8

0,0

0,0

0,0

0,8

0,9

0,0

0,0

0,0

0,9

Total

19,8

2,5

0,4

0,7

23,3

12,5

2,0

0,4

0,1

15,0

1 Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
2 Données à fin de période.

En opération

En construction

En développement

Capacité brute de génération électrique
renouvelable (solaire et éolien)
bénéficiant de PPA au 31 mars 2021 (GW)

Solaire

Eolien terrestre

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Total

Europe

0,6

1,3

1,9

0,3

0,3

0,8

1,4

3,8

0,3

X

4,2

Asie

4,4

X

4,5

2,2

0,4

-

2,6

4,0

X

-

4,0

Amérique du Nord

0,8

X

0,8

X

X

-

0,2

0,3

X

-

0,3

Reste du Monde

0,3

X

0,5

X

X

-

0,4

0,2

X

-

0,3

total

6,0

1,5

7,6

2,8

0,9

0,8

4,5

8,3

0,6

X

8,9

En opération

En construction

En développement

Prix moyen des PPA au 31 mars 2021
($/MWh)

Solaire

Eolien terrestre

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Total

Solaire

Eolien terrestre

Eolien en mer

Total

Europe

242

123

159

68

94

61

68

44

72

X

49

Asie

88

X

87

46

49

-

47

40

X

-

40

Amérique du Nord

156

X

159

X

X

-

57

32

X

-

54

Reste du Monde

105

X

105

X

X

-

45

89

X

-

123

total

113

115

113

48

66

61

55

42

87

X

46

Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe

En millions de dollars

1T21

4T20

1T20

1T19

Eléments non-récurrents du résultat net (part du Groupe)

(342)

(683)

(334)

(14)

Plus ou moins value de cession

-

104

-

-

Charges de restructuration

(161)

(194)

(80)

(2)

Dépréciations exceptionnelles

(144)

(71)

-

-

Autres éléments

(37)

(522)

(254)

(12)

Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt

689

224

(1 414)

388

Effet des variations de juste valeur

(6)

46

1

(22)

Total des éléments d’ajustement du résultat net

341

(413)

(1 747)

352

Investissements – Désinvestissements

En millions de dollars

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Investissements organiques ( a )

2 379

3 432

2 523

-6%

2 784

-15%

dont exploration capitalisée

243

214

135

+80%

232

+5%

dont augmentation des prêts non courants

292

355

279

+5%

130

x2,2

dont remboursement des prêts non courants,
hors remboursement organique de prêts SME

(96)

(212)

(117)

ns

(134)

ns

dont variation de dette de projets renouvelables
quote-part Groupe

(167)

(46)

(105)

ns

-

ns

Acquisitions ( b )

2 208

1 538

1 644

+34%

669

x3,3

Cessions ( c )

618

439

542

+14%

363

+70%

dont variation de dette de projets renouvelables quote-part partenaire et plus-value de cession

100

15

61

+64%

-

ns

Autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle ( d )

-

-

-

ns

-

ns

Investissements nets ( a + b - c - d )

3 969

4 531

3 625

+9%

3 090

+28%

Remboursement organique de prêts SME ( e )

(30)

(77)

7

ns

-

ns

Variation de dettes de projets renouvelables ( f ) *

267

61

166

+61%

-

ns

Capex liés aux contrats de location capitalisés (g)

22

39

24

-8%

-

ns

Flux de trésorerie d'investissement ( a + b - c + e + f -g )

4 184

4 476

3 774

+11%

3 090

+35%

* Variation de dette de projets renouvelables quote-part Groupe et quote-part partenaire.

Cash-flow

En millions de dollars

1T21

4T20

1T20

1T21
vs
1T20

1T19

1T21
vs
1T19

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)

5 750

4 933

4 277

+34%

6 277

-8%

frais financiers

(384)

(436)

(512)

ns

(503)

ns

Marge brute d'autofinancement ( a ) *

5 366

4 498

3 765

+43%

5 774

-7%

diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement **

(555)

976

(633)

ns

(2 711)

ns

effet de stock

883

308

(1 796)

ns

566

+56%

plus-value de cession de projets renouvelables

(66)

(32)

(44)

ns

-

ns

remboursement organique de prêts SME

(30)

(77)

7

ns

-

ns

Flux de trésorerie d’exploitation

5 598

5 674

1 299

x4,3

3 629

+54%

Investissements organiques ( b )

2 379

3 432

2 523

-6%

2 784

-15%

Cash flow après investissements organiques, hors acquisitions cessions ( a - b )

2 987

1 066

1 242

x2.4

3 249

-8%

Investissements nets ( c )

3 969

4 531

3 625

+9%

3 090

+28%

Cash flow net ( a - c )

1 397

(33)

140

x10

2 943

-53%

* La marge brute d’autofinancement se définit comme le flux de trésorerie d’exploitation avant variation du besoin en fonds de roulement au coût de remplacement, hors impact des contrats compatibilisés en juste valeur du secteur iGRP, et y compris les plus-values de cession de projets renouvelables (à partir du premier trimestre 2020).
Les chiffres historiques ont été retraités pour annuler l’impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP.
** La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP.

.

Ratio d’endettement

En millions de dollars

31/03/2021

31/12/2020

31/03/2020

31/03/2019

Dettes financières courantes *

19 279

15 893

17 361

12 998

Autres passifs financiers courants

351

203

604

651

Actifs financiers courants *

(4 492)

(4 519)

(6 870)

(3 373)

Actifs et passifs financiers destinés à être cédés

-

313

-

227

Dettes financières non courantes *

44 842

52 467

42 461

38 264

Actifs financiers non courants *

(2 669)

(3 762)

(993)

(587)

Total trésorerie & équivalents de trésorerie

(30 285)

(31 268)

(21 634)

(25 432)

Dette nette (a)

27 026

29 327

30 929

22 748

Capitaux propres – part du Groupe

109 295

103 702

112 006

117 993

Intérêts minoritaires (ne conférant pas le contrôle)

2 390

2 383

2 428

2 365

Capitaux propres (b)

111 685

106 085

114 434

120 358

Ratio d'endettement = a / (a + b)

19,5%

21,7%

21,3%

15,9%

Dette nette de location (c )

7 747

7 812

7 309

6 991

Ratio d'endettement y compris dette nette de location (a+c)/(a+b+c)

23,7%

25,9%

25,0%

19,8%

* hors créances et dettes de location

Rentabilité des capitaux employés moyens

> Période du 1er avril 2020 au 31 mars 2021

En millions de dollars

Integrated Gas, Renewables
& Power

Exploration- Production

Raffinage-Chimie

Marketing & Services

Groupe

Résultat opérationnel net ajusté

1 850

3 635

900

1 206

6 915

Capitaux mis en œuvre au 31/03/2020*

44 236

85 622

12 878

8 764

152 374

Capitaux mis en œuvre au 31/03/2021*

48 423

78 170

10 403

8 198

145 180

ROACE

4,0%

4,4%

7,7%

14,2%

4,6%

> Période du 1er janvier 2020 au 31 décembre 2020

En millions de dollars

Integrated Gas, Renewables
& Power

Exploration- Production

Raffinage-Chimie

Marketing & Services

Groupe

Résultat opérationnel net ajusté

1 778

2 363

1 039

1 224

5 806

Capitaux mise en œuvre au 31/12/2019*

41 549

88 844

12 228

8 371

148 828

Capitaux mise en œuvre au 31/12/2020*

45 611

78 928

11 375

8 793

142 617

ROACE

4,1%

2,8%

8,8%

14,3%

4,0%

> Période du 1er avril 2019 au 31 mars 2020

En millions de dollars

Integrated Gas, Renewables
& Power

Exploration- Production

Raffinage-Chimie

Marketing & Services

Groupe

Résultat opérationnel net ajusté

2 710

6 490

2 629

1 612

13 032

Capitaux mis en œuvre au 31/03/2019*

37 235

90 051

13 153

8 255

148 463

Capitaux mis en œuvre au 31/03/2020*

44 236

85 622

12 878

8 764

152 374

ROACE

6,7%

7,4%

20,2%

18,9%

8,7%

* Au coût de remplacement (retraités de l’effet de stock après impôts).

Ce communiqué de presse présente les résultats du premier trimestre 2021, issus des comptes consolidés de TOTAL SE au 31 mars 2021. Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non auditée) sont disponibles sur le site du Groupe total.com.

Ce document peut contenir des déclarations prospectives (forward-looking statements au sens du Private Securities Litigation Reform Act de 1995), concernant notamment la situation financière, les résultats d’opérations, les activités et la stratégie industrielle de TOTAL. Il peut notamment contenir des indications sur les perspectives, objectifs, axes de progrès et ambitions du Groupe y compris en matière climatique et de neutralité carbone (zéro émission nette). Une ambition exprime une volonté du Groupe, étant précisé que les moyens à mettre en œuvre ne dépendent pas que de TOTAL. Ces déclarations prospectives peuvent être généralement identifiées par l’utilisation du futur, du conditionnel ou de termes à caractère prospectif tels que « envisager », « avoir l’intention », « anticiper », « croire », « estimer », « planifier », « prévoir », « penser », « avoir pour objectif », « avoir pour ambition » ou terminologie similaire. Les déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données, hypothèses économiques et estimations formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné et considérées comme raisonnables par le Groupe à la date du présent document.

Ces déclarations prospectives ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les perspectives, objectifs ou ambitions énoncés seront réalisés. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées avec un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire, ou en raison de la matérialisation de facteurs de risque tels que notamment les fluctuations des prix du pétrole brut et du gaz naturel, l’évolution de la demande et des prix des produits pétroliers, les variations des résultats de production et des estimations de réserves, la capacité à réaliser des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturber indûment les opérations, les évolutions légales et réglementaires y compris dans les domaines environnementaux et climatiques, la variation des taux de change, ainsi que les évolutions économiques et politiques, les changements des conditions de marché, les pertes de parts de marché et les modifications des préférences des consommateurs, ou encore les pandémies comme la pandémie COVID-19. De même, certaines informations financières reposent sur des estimations notamment lors de l’évaluation de la valeur recouvrable des actifs et des montants des éventuelles dépréciations d’actifs.

Ni TOTAL ni aucune de ses filiales ne prennent l’engagement ou la responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. Les informations concernant les facteurs de risque susceptibles d’avoir un effet défavorable significatif sur les activités du Groupe, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation, ses perspectives ou la valeur des instruments financiers émis par TOTAL sont par ailleurs décrits dans les versions les plus actualisées du Document d’enregistrement universel déposé par la Société auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F déposé par la Société auprès de la United States Securities and Exchange Commission (« SEC »).

L’information financière sectorielle est présentée selon les principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les performances de TOTAL. En complément des indicateurs définis par les normes IFRS, certains indicateurs alternatifs de performance sont présentés, tels que notamment les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté), la rentabilité des capitaux propres (ROE), la rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE), le ratio d’endettement, la marge brute d’autofinancement (MBA), le taux de retour à l’actionnaire. Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance financière de TOTAL et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la performance du Groupe.

Les éléments d’ajustement comprennent :

(i) les éléments non récurrents

En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d'éléments non récurrents » sont exclues des informations par secteur d'activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme représentatives du cours normal de l'activité, peuvent être qualifiées d'éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs.

(ii) l’effet de stock

Les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents du Groupe.

Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d'une période à l'autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non par la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement.

(iii) l’effet des variations de juste valeur

L’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour certaines transactions, à des différences entre la mesure interne de la performance utilisée par la Direction générale de TOTAL et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS.

Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward.

Dans le cadre de ses activités de trading, TOTAL conclut des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne du Groupe, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS.

Enfin, TOTAL souscrit des instruments dérivés dans le but de gérer l’exposition aux risques de certains contrats ou actifs opérationnels. En application des normes IFRS, ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur alors que les transactions opérationnelles sous-jacentes sont comptabilisées lors de leur réalisation. Les indicateurs internes reportent la reconnaissance du résultat sur les instruments dérivés au dénouement des transactions.

Dans ce cadre, les résultats ajustés (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et hors effet des variations de juste valeur.

Les chiffres présentés en euros pour le résultat net ajusté dilué par action sont obtenus à partir des chiffres en dollars convertis sur la base des taux de change moyen euro/US dollar (€-$) des périodes concernées et ne résultent pas d’une comptabilité tenue en euros.

Avertissement aux investisseurs américains - La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes "réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F publié par TOTAL, File N ° 1-10888, disponible au 2, place Jean Millier – Arche Nord Coupole/Regnault - 92078 Paris-La Défense Cedex, France, ou sur notre site Internet total.com. Ce document est également disponible auprès de la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Internet de la SEC sec.gov.

Comptes Total

Comptes consolidés du premier trimestre de l’année 2021, normes IFRS

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ

TOTAL

(non audité)

1er trimestre

4ème trimestre

1er trimestre

(en millions de dollars)(a)

2021

2020

2020

Chiffre d'affaires

43 737

37 943

43 870

Droits d'accises

(5 104)

(5 595)

(5 293)

Produits des ventes

38 633

32 348

38 577

Achats, nets de variation de stocks

(23 398)

(20 508)

(28 068)

Autres charges d'exploitation

(6 880)

(6 663)

(6 944)

Charges d'exploration

(167)

(338)

(140)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(3 325)

(3 543)

(3 635)

Autres produits

358

838

580

Autres charges

(659)

(697)

(420)

Coût de l'endettement financier brut

(466)

(501)

(569)

Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie

95

53

(155)

Coût de l'endettement financier net

(371)

(448)

(724)

Autres produits financiers

109

173

188

Autres charges financières

(130)

(183)

(181)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence

881

73

732

Produit (Charge) d'impôt

(1 639)

(149)

37

Résultat net de l'ensemble consolidé

3 412

903

2

Part du Groupe

3 344

891

34

Intérêts ne conférant pas le contrôle

68

12

(32)

Résultat net par action (en $)

1,24

0,31

(0,01)

Résultat net dilué par action (en $)

1,23

0,31

(0,01)

(a) Excepté pour les résultats nets par action.

RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ

TOTAL

(non audité)

1er trimestre

4ème trimestre

1er trimestre

(en millions de dollars)

2021

2020

2020

Résultat net de l'ensemble consolidé

3 412

903

2

Autres éléments du résultat global

Pertes et gains actuariels

-

17

133

Variation de juste valeur des placements en instruments de capitaux propres

12

386

(164)

Effet d'impôt

(12)

(21)

(15)

Écart de conversion de consolidation de la société-mère

(4 173)

4 074

(1 976)

Sous-total des éléments ne pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat

(4 173)

4 456

(2 022)

Écart de conversion de consolidation

2 523

(1 875)

(21)

Couverture de flux futurs

504

617

(1 524)

Variation du basis spread des opérations en monnaie étrangère

-

(7)

56

Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d'impôt

469

(100)

(1 223)

Autres éléments

1

(4)

3

Effet d'impôt

(157)

(180)

445

Sous-total des éléments pouvant faire l'objet d'un reclassement en résultat

3 340

(1 549)

(2 264)

Total autres éléments du résultat global (après impôt)

(833)

2 907

(4 286)

Résultat global

2 579

3 810

(4 284)

Part du Groupe

2 542

3 576

(4 171)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

37

234

(113)

BILAN CONSOLIDÉ

TOTAL

31 mars 2021

31 décembre 2020

31 mars 2020

(en millions de dollars)

(non audité)

(non audité)

(non audité)

ACTIF

Actifs non courants

Immobilisations incorporelles

33 239

33 528

32 823

Immobilisations corporelles

106 859

108 335

113 254

Sociétés mises en équivalence: titres et prêts

30 727

27 976

26 998

Autres titres

2 062

2 007

1 660

Actifs financiers non courants

3 700

4 781

1 133

Impôts différés

6 619

7 016

6 694

Autres actifs non courants

2 638

2 810

2 537

Total actifs non courants

185 844

186 453

185 099

Actifs courants

Stocks

16 192

14 730

11 556

Clients et comptes rattachés

17 532

14 068

18 029

Autres créances

14 304

13 428

19 429

Actifs financiers courants

4 605

4 630

7 016

Trésorerie et équivalents de trésorerie

30 285

31 268

21 634

Actifs destinés à être cédés ou échangés

396

1 555

421

Total actifs courants

83 314

79 679

78 085

Total actif

269 158

266 132

263 184

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Capitaux propres

Capital

8 193

8 267

8 123

Primes et réserves consolidées

112 676

107 078

119 935

Écarts de conversion

(11 566)

(10 256)

(14 431)

Actions autodétenues

(8)

(1 387)

(1 621)

Total des capitaux propres - part du Groupe

109 295

103 702

112 006

Intérêts ne conférant pas le contrôle

2 390

2 383

2 428

Total des capitaux propres

111 685

106 085

114 434

Passifs non courants

Impôts différés

10 387

10 326

10 462

Engagements envers le personnel

3 644

3 917

3 260

Provisions et autres passifs non courants

20 893

20 925

19 452

Dettes financières non courantes

52 541

60 203

48 896

Total passifs non courants

87 465

95 371

82 070

Passifs courants

Fournisseurs et comptes rattachés

26 959

23 574

22 123

Autres créditeurs et dettes diverses

22 066

22 465

25 102

Dettes financières courantes

20 471

17 099

18 521

Autres passifs financiers courants

351

203

604

Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés

161

1 335

330

Total passifs courants

70 008

64 676

66 680

Total passif et capitaux propres

269 158

266 132

263 184

TABLEAU DE FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉ

TOTAL

(non audité)

1er trimestre

4ème trimestre

1er trimestre

(en millions de dollars)

2021

2020

2020

FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION

Résultat net de l’ensemble consolidé

3 412

903

2

Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles

3 473

3 796

3 730

Provisions et impôts différés

121

(237)

(661)

(Plus) Moins-value sur cessions d'actifs

(285)

(260)

(209)

Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence

(573)

379

(587)

Diminution (augmentation) du besoin en fonds de roulement

(819)

1 342

(884)

Autres, nets

269

(249)

(92)

Flux de trésorerie d'exploitation

5 598

5 674

1 299

FLUX DE TRÉSORERIE D'INVESTISSEMENT

Investissements corporels et incorporels

(2 410)

(3 834)

(2 364)

Coût d'acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise

-

(778)

(188)

Coût d'acquisition de titres

(2 126)

(221)

(1 534)

Augmentation des prêts non courants

(300)

(355)

(295)

Investissements

(4 836)

(5 188)

(4 381)

Produits de cession d'actifs corporels et incorporels

226

114

44

Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée

229

124

142

Produits de cession d'autres titres

63

186

295

Remboursement de prêts non courants

134

288

126

Désinvestissements

652

712

607

Flux de trésorerie d'investissement

(4 184)

(4 476)

(3 774)

FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT

Variation de capital :

- actionnaires de la société mère

-

-

-

- actions propres

(165)

-

(609)

Dividendes payés :

- aux actionnaires de la société mère

(2 090)

(2 053)

(1 882)

- aux intérêts ne conférant pas le contrôle

(10)

(5)

-

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

3 248

-

-

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

(87)

(62)

(97)

Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle

(55)

(59)

(48)

Émission nette d'emprunts non courants

(890)

104

42

Variation des dettes financières courantes

(1 662)

(339)

2 785

Variation des actifs et passifs financiers courants

(148)

1 212

(2 995)

Flux de trésorerie de financement

(1 859)

(1 202)

(2 804)

Augmentation (diminution) de la trésorerie

(445)

(4)

(5 279)

Incidence des variations de change

(538)

679

(439)

Trésorerie en début de période

31 268

30 593

27 352

Trésorerie en fin de période

30 285

31 268

21 634

VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS

TOTAL

(non audité)

Actions émises

Primes et

réserves

consolidées

Écarts de conversion

Actions autodétenues

Capitaux propres -

part du Groupe

Intérêts ne conférant pas le contrôle

Capitaux propres

(en millions de dollars)

Nombre

Montant

Nombre

Montant

Au 1er janvier 2020

2 601 881 075

8 123

121 170

(11 503)

(15 474 234)

(1 012)

116 778

2 527

119 305

Résultat net du premier trimestre 2020

-

-

34

-

-

-

34

(32)

2

Autres éléments du résultat global

-

-

(1 277)

(2 928)

-

-

(4 205)

(81)

(4 286)

Résultat Global

-

-

(1 243)

(2 928)

-

-

(4 171)

(113)

(4 284)

Dividendes

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Émissions d'actions

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Rachats d'actions

-

-

-

-

(13 236 044)

(609)

(609)

-

(609)

Cessions d'actions(a)

-

-

-

-

3 030

-

-

-

-

Paiements en actions

-

-

31

-

-

-

31

-

31

Annulation d'actions

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

(72)

-

-

-

(72)

-

(72)

Autres opérations avec les intérêts

ne conférant pas le contrôle

-

-

(44)

-

-

-

(44)

(4)

(48)

Autres éléments

-

-

93

-

-

-

93

18

111

Au 31 mars 2020

2 601 881 075

8 123

119 935

(14 431)

(28 707 248)

(1 621)

112 006

2 428

114 434

Résultat net du 1er avril au 31 décembre 2020

-

-

(7 276)

-

-

-

(7 276)

(62)

(7 338)

Autres éléments du résultat global

-

-

956

4 179

-

-

5 135

381

5 516

Résultat Global

-

-

(6 320)

4 179

-

-

(2 141)

319

(1 822)

Dividendes

-

-

(7 899)

-

-

-

(7 899)

(234)

(8 133)

Émissions d'actions

51 242 950

144

1 470

-

-

-

1 614

-

1 614

Rachats d'actions

-

-

-

-

-

(2)

(2)

-

(2)

Cessions d'actions(a)

-

-

(236)

-

4 314 545

236

-

-

-

Paiements en actions

-

-

157

-

-

-

157

-

157

Annulation d'actions

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

331

-

-

-

331

-

331

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

(236)

-

-

-

(236)

-

(236)

Autres opérations avec les intérêts

ne conférant pas le contrôle

-

-

(17)

(4)

-

-

(21)

(113)

(134)

Autres éléments

-

-

(107)

-

-

-

(107)

(17)

(124)

Au 31 décembre 2020

2 653 124 025

8 267

107 078

(10 256)

(24 392 703)

(1 387)

103 702

2 383

106 085

Résultat net du premier trimestre 2021

-

-

3 344

-

-

-

3 344

68

3 412

Autres éléments du résultat global

-

-

502

(1 304)

-

-

(802)

(31)

(833)

Résultat Global

-

-

3 846

(1 304)

-

-

2 542

37

2 579

Dividendes

-

-

-

-

-

-

-

(10)

(10)

Émissions d'actions

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Rachats d'actions

-

-

-

-

(3 636 351)

(165)

(165)

-

(165)

Cessions d'actions(a)

-

-

(216)

-

4 569 755

216

-

-

-

Paiements en actions

-

-

14

-

-

-

14

-

14

Annulation d'actions

(23 284 409)

(74)

(1 254)

-

23 284 409

1 328

-

-

-

Emission nette de titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

3 254

-

-

-

3 254

-

3 254

Rémunération des titres subordonnés à durée indéterminée

-

-

(90)

-

-

-

(90)

-

(90)

Autres opérations avec les intérêts

ne conférant pas le contrôle

-

-

27

(6)

-

-

21

(21)

-

Autres éléments

-

-

17

-

-

-

17

1

18

Au 31 mars 2021

2 629 839 616

8 193

112 676

(11 566)

(174 890)

(8)

109 295

2 390

111 685

(a)Actions propres destinées à la couverture des plans d'actions gratuites dont bénéficient les salariés du Groupe.

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TOTAL

(non audité)

1er trimestre 2021

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

1 514

5 502

19 201

17 513

7

-

43 737

Chiffre d'affaires Groupe

6 578

811

5 521

78

29

(13 017)

-

Droits d'accises

-

-

(405)

(4 699)

-

-

(5 104)

Produits des ventes

8 092

6 313

24 317

12 892

36

(13 017)

38 633

Charges d'exploitation

(3 068)

(5 218)

(22 933)

(12 076)

(167)

13 017

(30 445)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(2 183)

(471)

(391)

(255)

(25)

-

(3 325)

Résultat opérationnel

2 841

624

993

561

(156)

-

4 863

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

270

263

88

(34)

(28)

-

559

Impôts du résultat opérationnel net

(1 180)

(101)

(280)

(176)

38

-

(1 699)

Résultat opérationnel net

1 931

786

801

351

(146)

-

3 723

Coût net de la dette nette

(311)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

(68)

Résultat net - part du groupe

3 344

1er trimestre 2021 (éléments d'ajustements)(a)

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

-

(35)

-

-

-

-

(35)

Chiffre d'affaires Groupe

-

-

-

-

-

-

-

Droits d'accises

-

-

-

-

-

-

-

Produits des ventes

-

(35)

-

-

-

-

(35)

Charges d'exploitation

-

(8)

745

142

-

-

879

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

-

(145)

-

-

-

-

(145)

Résultat opérationnel (b)

-

(188)

745

142

-

-

699

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

(46)

(49)

6

(35)

(40)

-

(164)

Impôts du résultat opérationnel net

2

38

(193)

(40)

2

-

(191)

Résultat opérationnel net (b)

(44)

(199)

558

67

(38)

-

344

Coût net de la dette nette

6

Intérêts ne conférant pas le contrôle

(9)

Résultat net - part du groupe

341

(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

(b) Dont effet stock

- Sur le résultat opérationnel

-

-

746

137

-

- Sur le résultat opérationnel net

-

-

606

98

-

1er trimestre 2021 (ajusté)

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

1 514

5 537

19 201

17 513

7

-

43 772

Chiffre d'affaires Groupe

6 578

811

5 521

78

29

(13 017)

-

Droits d'accises

-

-

(405)

(4 699)

-

-

(5 104)

Produits des ventes

8 092

6 348

24 317

12 892

36

(13 017)

38 668

Charges d'exploitation

(3 068)

(5 210)

(23 678)

(12 218)

(167)

13 017

(31 324)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(2 183)

(326)

(391)

(255)

(25)

-

(3 180)

Résultat opérationnel ajusté

2 841

812

248

419

(156)

-

4 164

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

316

312

82

1

12

-

723

Impôts du résultat opérationnel net

(1 182)

(139)

(87)

(136)

36

-

(1 508)

Résultat opérationnel net ajusté

1 975

985

243

284

(108)

-

3 379

Coût net de la dette nette

(317)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

(59)

Résultat net ajusté - part du groupe

3 003

1er trimestre 2021

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Investissements

1 365

3 020

287

138

26

4 836

Désinvestissements

311

142

116

71

12

652

Flux de trésorerie d'exploitation

3 736

780

996

665

(579)

5 598

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TOTAL

(non audité)

4ème trimestre 2020

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

1 257

5 231

15 052

16 393

10

-

37 943

Chiffre d'affaires Groupe

5 574

628

4 160

98

140

(10 600)

-

Droits d'accises

-

-

(628)

(4 967)

-

-

(5 595)

Produits des ventes

6 831

5 859

18 584

11 524

150

(10 600)

32 348

Charges d'exploitation

(3 489)

(5 569)

(17 989)

(10 776)

(286)

10 600

(27 509)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(2 500)

(354)

(412)

(241)

(36)

-

(3 543)

Résultat opérationnel

842

(64)

183

507

(172)

-

1 296

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

6

149

(54)

(9)

112

-

204

Impôts du résultat opérationnel net

91

7

(93)

(169)

(72)

-

(236)

Résultat opérationnel net

939

92

36

329

(132)

-

1 264

Coût net de la dette nette

(361)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

(12)

Résultat net - part du groupe

891

4ème trimestre 2020 (éléments d'ajustements)(a)

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

-

3

-

-

-

-

3

Chiffre d'affaires Groupe

-

-

-

-

-

-

-

Droits d'accises

-

-

-

-

-

-

-

Produits des ventes

-

3

-

-

-

-

3

Charges d'exploitation

(49)

(56)

133

17

31

-

76

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(355)

-

(16)

-

-

-

(371)

Résultat opérationnel (b)

(404)

(53)

117

17

31

-

(292)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

(25)

(26)

(191)

(13)

107

-

(148)

Impôts du résultat opérationnel net

300

(83)

(60)

(7)

(157)

-

(7)

Résultat opérationnel net (b)

(129)

(162)

(134)

(3)

(19)

-

(447)

Coût net de la dette nette

10

Intérêts ne conférant pas le contrôle

24

Résultat net - part du groupe

(413)

(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

(b) Dont effet stock

- Sur le résultat opérationnel

-

-

265

43

-

- Sur le résultat opérationnel net

-

-

192

32

-

4ème trimestre 2020 (ajusté)

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

1 257

5 228

15 052

16 393

10

-

37 940

Chiffre d'affaires Groupe

5 574

628

4 160

98

140

(10 600)

-

Droits d'accises

-

-

(628)

(4 967)

-

-

(5 595)

Produits des ventes

6 831

5 856

18 584

11 524

150

(10 600)

32 345

Charges d'exploitation

(3 440)

(5 513)

(18 122)

(10 793)

(317)

10 600

(27 585)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(2 145)

(354)

(396)

(241)

(36)

-

(3 172)

Résultat opérationnel ajusté

1 246

(11)

66

490

(203)

-

1 588

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

31

175

137

4

5

-

352

Impôts du résultat opérationnel net

(209)

90

(33)

(162)

85

-

(229)

Résultat opérationnel net ajusté

1 068

254

170

332

(113)

-

1 711

Coût net de la dette nette

(371)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

(36)

Résultat net ajusté - part du groupe

1 304

4ème trimestre 2020

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Investissements

2 226

1 895

475

533

59

5 188

Désinvestissements

132

339

31

61

149

712

Flux de trésorerie d'exploitation

3 046

575

1 514

648

(109)

5 674

INFORMATIONS PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

TOTAL

(non audité)

1er trimestre 2020

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

1 582

5 090

18 523

18 675

-

-

43 870

Chiffre d'affaires Groupe

5 564

594

6 095

89

28

(12 370)

-

Droits d'accises

-

-

(650)

(4 643)

-

-

(5 293)

Produits des ventes

7 146

5 684

23 968

14 121

28

(12 370)

38 577

Charges d'exploitation

(3 643)

(4 992)

(24 841)

(13 799)

(247)

12 370

(35 152)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(2 644)

(334)

(395)

(244)

(18)

-

(3 635)

Résultat opérationnel

859

358

(1 268)

78

(237)

-

(210)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

423

399

(57)

10

124

-

899

Impôts du résultat opérationnel net

(454)

8

335

(32)

28

-

(115)

Résultat opérationnel net

828

765

(990)

56

(85)

-

574

Coût net de la dette nette

(572)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

32

Résultat net - part du groupe

34

1er trimestre 2020 (éléments d'ajustements)(a)

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

-

2

-

-

-

-

2

Chiffre d'affaires Groupe

-

-

-

-

-

-

-

Droits d'accises

-

-

-

-

-

-

-

Produits des ventes

-

2

-

-

-

-

2

Charges d'exploitation

(10)

(119)

(1 589)

(346)

(55)

-

(2 119)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

-

-

-

-

-

-

-

Résultat opérationnel (b)

(10)

(117)

(1 589)

(346)

(55)

-

(2 117)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

128

(75)

(208)

-

-

-

(155)

Impôts du résultat opérationnel net

7

44

425

100

-

-

576

Résultat opérationnel net (b)

125

(148)

(1 372)

(246)

(55)

-

(1 696)

Coût net de la dette nette

(101)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

50

Résultat net - part du groupe

(1 747)

(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

(b) Dont effet stock

- Sur le résultat opérationnel

-

-

(1 578)

(218)

-

- Sur le résultat opérationnel net

-

-

(1 285)

(154)

-

1er trimestre 2020 (ajusté)

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Chiffre d'affaires hors Groupe

1 582

5 088

18 523

18 675

-

-

43 868

Chiffre d'affaires Groupe

5 564

594

6 095

89

28

(12 370)

-

Droits d'accises

-

-

(650)

(4 643)

-

-

(5 293)

Produits des ventes

7 146

5 682

23 968

14 121

28

(12 370)

38 575

Charges d'exploitation

(3 633)

(4 873)

(23 252)

(13 453)

(192)

12 370

(33 033)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(2 644)

(334)

(395)

(244)

(18)

-

(3 635)

Résultat opérationnel ajusté

869

475

321

424

(182)

-

1 907

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments

295

474

151

10

124

-

1 054

Impôts du résultat opérationnel net

(461)

(36)

(90)

(132)

28

-

(691)

Résultat opérationnel net ajusté

703

913

382

302

(30)

-

2 270

Coût net de la dette nette

(471)

Intérêts ne conférant pas le contrôle

(18)

Résultat net ajusté - part du groupe

1 781

1er trimestre 2020

Exploration

-

Production

Integrated Gas,

Renewables

& Power

Raffinage

-

Chimie

Marketing

&

Services

Holding

Éliminations

de

consolidation

Total

(en millions de dollars)

Investissements

1 659

2 291

226

160

45

4 381

Désinvestissements

121

344

79

46

17

607

Flux de trésorerie d'exploitation

3 923

(489)

(1 183)

(399)

(553)

1 299

Réconciliation des informations par secteur avec les états financiers consolidés

TOTAL

(non audité)

Compte de

1er trimestre 2021

Éléments

résultat

(en millions de dollars)

Ajusté

d'ajustement(a)

consolidé

Chiffre d'affaires

43 772

(35)

43 737

Droits d'accises

(5 104)

-

(5 104)

Produits des ventes

38 668

(35)

38 633

Achats, nets de variation de stocks

(24 289)

891

(23 398)

Autres charges d'exploitation

(6 868)

(12)

(6 880)

Charges d'exploration

(167)

-

(167)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(3 180)

(145)

(3 325)

Autres produits

416

(58)

358

Autres charges

(192)

(467)

(659)

Coût de l'endettement financier brut

(466)

-

(466)

Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie

87

8

95

Coût de l'endettement financier net

(379)

8

(371)

Autres produits financiers

109

-

109

Autres charges financières

(130)

-

(130)

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence

520

361

881

Produit (Charge) d'impôt

(1 446)

(193)

(1 639)

Résultat net de l'ensemble consolidé

3 062

350

3 412

Part du Groupe

3 003

341

3 344

Intérêts ne conférant pas le contrôle

59

9

68

(a) Les éléments d'ajustement incluent les éléments non récurrents, l'effet de stock et l'effet des variations de juste valeur.

Compte de

1er trimestre 2020

Éléments

résultat

(en millions de dollars)

Ajusté

d'ajustement(a)

consolidé

Chiffre d'affaires

43 868

2

43 870

Droits d'accises

(5 293)

-

(5 293)

Produits des ventes

38 575

2

38 577

Achats, nets de variation de stocks

(26 107)

(1 961)

(28 068)

Autres charges d'exploitation

(6 786)

(158)

(6 944)

Charges d'exploration

(140)

-

(140)

Amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et droits miniers

(3 635)

-

(3 635)

Autres produits

580

-

580

Autres charges

(191)

(229)

(420)

Coût de l'endettement financier brut

(567)

(2)

(569)

Produits et charges de trésorerie et d'équivalents de trésorerie

(10)

(145)

(155)

Coût de l'endettement financier net

(577)

(147)