La bourse ferme dans 6 h 15 min

Total : Résultats du quatrième trimestre et de l’année 2019

Forte croissance du cash-flow dans un environnement moins favorable
Dividende en hausse de 5% sur l’année

Regulatory News:

Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT):

 

4T19

Variation
vs 4T18

2019

Variation
vs 2018

 

 

 

 

 

Prix du pétrole - Brent ($/b)

63,1

-8%

64,2

-10%

Prix du gaz européen - NBP ($/Mbtu)

5,1

-42%

4,9

-38%

Résultat net ajusté part du Groupe1

 

 

 

 

- en milliards de dollars (G$)

3,17

0%

11,83

-13%

- en dollar par action

1,19

+1%

4,38

-13%

 

 

 

 

 

DACF1 (G$)

7,4

+21%

28,5

+9%

Flux de trésorerie d'exploitation (G$)

6,6

-38%

24,7

0%

 

 

 

 

 

 

 

Résultat net part du Groupe en 2019 de 11,3 G$ en retrait de 2% sur un an; de 10,1 G€ en hausse de 4% sur un an

Ratio d’endettement de 20,7% au 31 décembre 2019

Production d’hydrocarbures de 3 014 kbep/j en 2019, en hausse de 9% sur un an

Solde du dividende au titre de 2019 de 0,68 €/action, en hausse de 6% sur un an

Le Conseil d’administration de Total S.A., réuni le 5 février 2020 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour l’exercice 2019. En commentant les résultats, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Le Groupe a réalisé au 4ème trimestre 2019 de bons résultats avec un cash-flow (DACF) à 7,4 G$ en hausse de plus de 20% par rapport au 4ème trimestre 2018 et un résultat net ajusté stable à 3,2 G$, malgré la baisse de l’environnement de prix.

Sur l’année 2019, le Groupe a généré un cash-flow de 28,5 G$ en forte croissance de 2,4 G$ par rapport à 2018 grâce à une contribution positive de tous les secteurs. Cette performance a été réalisée malgré la baisse des cours du pétrole de 10% et du gaz européen de 38%, soit un environnement de prix en baisse en moyenne de l’ordre de 20%. Le Groupe enregistre un résultat annuel ajusté solide de 11,8 G$, en baisse de 13% et une rentabilité des capitaux propres supérieure à 10%. Le point mort cash organique avant dividende est en baisse sous les 25 $/b.

Dans l’Amont, les démarrages et la montée en puissance de projets tels que Yamal LNG en Russie et Ichthys en Australie, Egina au Nigeria et Kaombo en Angola, ont été fortement générateurs de cash et ont permis d’atteindre une croissance de production de 9% sur l’année, le GNL présentant à lui seul une croissance de près de 50%.

L’Exploration-Production voit ainsi son cash-flow s’établir en hausse à 18,0 G$ malgré la détérioration de l’environnement et le secteur iGRP, avec une augmentation des ventes de GNL de près de 60%, enregistre un cash-flow de 3,7 G$ en hausse de 80%.

L’Aval quant à lui affiche un cash-flow stable à 6,6 G$ grâce notamment à ses activités non-cycliques et malgré une baisse des marges de raffinage et de pétrochimie de l’ordre de 10%.

Les investissements nets s’élèvent à 17,4 G$ et reflètent en particulier la stratégie de renforcement dans le GNL et l’offshore profond, comme en témoignent l’acquisition de Mozambique LNG et le lancement des projets Arctic LNG 2 en Russie et Mero 2 au Brésil. Plus d’un tiers des investissements nets ont été réalisés dans le secteur iGRP qui porte l’ambition bas carbone du Groupe. Total entre sur le marché du gaz et des renouvelables en Inde en partenariat avec Adani et va construire une centrale solaire géante de 800 MW au Qatar.

Total affiche une bonne solidité financière avec un taux d’endettement de 16,7% hors leases (20,7% y compris). Conformément à la décision du conseil d’administration annoncée le 24 septembre dernier, le Groupe augmente le solde du dividende au titre de l’exercice 2019 de 6% à 0,68€ par action. Compte tenu des premiers acomptes, le dividende au titre de 2019 ressort en augmentation de 5% à 2,68€ par action. Enfin, le Groupe a procédé à des rachats d’actions pour un montant de 1,75 G$ en 2019 et projette pour 2020 de racheter pour 2 G$ d’actions dans un environnement à 60 $/b. »

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total2

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

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

2019

2018

2019
vs
2018

3 879

3 673

3 885

-

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

14 554

15 997

-9%

2 031

1 734

1 976

+3%

Exploration-Production*

7 509

8 547

-12%

794

574

676

+17%

Integrated Gas, Renewables & Power*

2 389

2 419

-1%

580

952

900

-36%

Raffinage-Chimie

3 003

3 379

-11%

474

413

333

+42%

Marketing & Services

1 653

1 652

-

668

521

893

-25%

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

2 260

3 161

-29%

31,8%

30,7%

38,1%

 

Taux moyen d'imposition du Groupe3

34,1%

38,7%

 

3 165

3 017

3 164

-

Résultat net ajusté part du Groupe

11 828

13 559

-13%

1,19

1,13

1,17

+1%

Résultat net ajusté dilué par action (dollars)4

4,38

5,05

-13%

1,07

1,01

1,02

+5%

Résultat net ajusté dilué par action (euros)**

3,92

4,27

-8%

2 607

2 614

2 637

-1%

Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)

2 618

2 624

-

 

 

 

 

 

 

 

 

2 600

2 800

1 132

x2,3

Résultat net part du Groupe

11 267

11 446

-2%

 

 

 

 

 

 

 

 

4 291

3 296

4 459

-4%

Investissements organiques5

13 397

12 427

+8%

(80)

3 422

(1 751)

ns

Acquisitions nettes6

4 052

3 141

+29%

4 211

6 718

2 708

+56%

Investissements nets7

17 449

15 568

+12%

6 839

6 853

5 672

+21%

Marge brute d'autofinancement8

26 432

24 529

+8%

7 372

7 385

6 095

+21%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)9

28 501

26 067

+9%

6 599

8 206

10 640

-38%

Flux de trésorerie d’exploitation

24 685

24 703

-

Les données 2019 prennent en compte l’impact de la nouvelle norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1er janvier 2019
* Les données du 4e trimestre 2018 et sur l’année 2018 ont été retraitées. Un historique 2017 et 2018 est disponible sur www.total.com.
** Taux de change moyen €-$ : 1,1071 au 4e trimestre 2019 et 1,1195 en 2019

Faits marquants depuis le début du quatrième trimestre 201910

  • Démarrage du champ géant de Johan Sverdrup en Mer du Nord et de Iara au Brésil
  • Lancement du projet Anchor et des études d’ingénierie sur North Platte dans le Golfe du Mexique
  • Accord entre la NOC et Total sur la participation dans les concessions de Waha en Libye
  • Prolongation des licences sur le bloc 17 jusqu’en 2045 en Angola
  • Acquisition de deux découvertes offshore (bloc 20-21) en Angola en vue de leur développement
  • Signature d’un accord de cession de la participation dans le bloc offshore CA1 au Brunei
  • Renforcement dans le pré-sel au Brésil avec un nouveau bloc d'exploration en eaux profondes
  • Acquisition de 50% du bloc d’exploration 58 au Surinam et découverte significative de Maka Central-1
  • Accord pour la construction d’une centrale solaire de grande envergure (800 MWc) au Qatar
  • Cession à la Banque des Territoires de 50% d’un portefeuille d’actifs solaires et éoliens de Total en France
  • Doublement de la capacité de production de polypropylène recyclé pour le marché automobile de la filiale Synova
  • Alliance avec Zhejiang Energy Group pour développer le marché des carburants marins à bas soufre en Chine
  • Second accord pour approvisionner CMA-CGM en GNL carburant marin à partir de Marseille
  • Obtention de la concession pour installer et exploiter jusqu’à 20 000 nouveaux points de charge pour véhicules électriques dans la Région Métropolitaine d’Amsterdam
  • Dotation de 400 millions de dollars au fonds de capital-risque dédié à la neutralité carbone

Principales données d’environnement et de production du Groupe

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

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

 

2019

2018

2019
vs
2018

63,1

62,0

68,8

-8%

Brent ($/b)

64,2

71,3

-10%

2,4

2,3

3,7

-35%

Henry Hub ($/Mbtu)

2,5

3,1

-18%

5,1

3,9

8,8

-42%

NBP ($/Mbtu)

4,9

7,9

-38%

5,8

4,7

9,9

-42%

JKM ($/Mbtu)

5,5

9,7

-44%

59,1

58,0

59,2

-

Prix moyen de vente liquides ($/b)**

59,8

64,3

-7%

3,76

3,48

5,01

-25%

Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)**

3,88

4,87

-20%

 

 

 

 

 

 

 

 

30,2

47,4

40,8

-26%

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

34,9

38,2

-9%

* Les indicateurs sont indiqués en page 16.
** Filiales consolidées

> Production*

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

 

2019

2018

2019
vs
2018

3 113

3 040

2 876

+8%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

3 014

2 775

+9%

1 452

1 441

1 382

+5%

Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)

1 431

1 378

+4%

1 661

1 599

1 493

+11%

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

1 583

1 397

+13%

 

 

 

 

 

 

 

 

3 113

3 040

2 876

+8%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

3 014

2 775

+9%

1 714

1 720

1 589

+8%

Liquides (kb/j)

1 672

1 566

+7%

7 263

7 399

6 994

+4%

Gaz (Mpc/j)

7 364

6 599

+12%

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

La production d’hydrocarbures a été de 3 113 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au quatrième trimestre 2019, en hausse de 8% sur un an, en raison des éléments suivants :

  • +13% lié au démarrage et à la montée en puissance de nouveaux projets, notamment Yamal LNG en Russie, Egina au Nigéria, Ichthys en Australie, Kaombo en Angola, Culzean au Royaume-Uni et Johan Sverdrup en Norvège.
  • -3% lié au déclin naturel des champs.
  • -2% lié à des maintenances et au projet de redéveloppement Tyra au Danemark.

La production d’hydrocarbures a été de 3 014 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) sur l’année 2019, en hausse de 9% sur un an, en raison des éléments suivants :

  • +13% lié au démarrage et à la montée en puissance de nouveaux projets, notamment Yamal LNG en Russie, Egina au Nigéria, Ichthys en Australie, Kaombo en Angola, Culzean au Royaume-Uni et Johan Sverdrup en Norvège.
  • -3% lié au déclin naturel des champs.
  • -1% lié à des maintenances, notamment au Nigéria, en Norvège et au projet de redéveloppement Tyra au Danemark.

Analyse des résultats des secteurs

Exploration-Production (nouveau périmètre)

> Production

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

Production d'hydrocarbures

2019

2018

2019
vs
2018

2 489

2 501

2 408

+3%

EP (kbep/j)

2 454

2 394

+3%

1 640

1 647

1 541

+6%

Liquides (kb/j)

1 601

1 527

+5%

4 624

4 654

4 710

-2%

Gaz (Mpc/j)

4 653

4 724

-2%

> Résultats

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

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

2019

2018

2019
vs
2018

2 031

1 734

1 976

+3%

Résultat opérationnel net ajusté*

7 509

8 547

-12%

247

297

269

-8%

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

996

1 140

-13%

38,0%

39,7%

41,2%

 

Taux moyen d'imposition**

41,5%

46,2%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 617

2 065

2 765

-5%

Investissements organiques

8 635

7 953

+9%

(224)

(3)

(143)

ns

Acquisitions nettes

14

2 162

-99%

2 393

2 061

2 622

-9%

Investissements nets

8 649

10 115

-14%

 

 

 

 

 

 

 

 

4 451

4 451

3 911

+14%

Marge brute d'autofinancement ***

18 030

17 832

+1%

4 206

5 007

6 310

-33%

Flux de trésorerie d’exploitation ***

16 917

18 537

-9%

* 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 :

  • 2 031 M$ au quatrième trimestre 2019 en hausse de 3% sur un an tirée par l’augmentation de la production.
  • 7 509 M$ sur l’année 2019 en baisse de 12% liée à la baisse des prix du Brent et du gaz.

La marge brute d’autofinancement est en hausse sur un an de 14% à 4,5 G$ au quatrième trimestre et de 1% à 18,0 G$ sur l’année 2019. La mise en production de projets fortement générateurs de cash a compensé l’effet de la baisse du Brent et des prix du gaz.

Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)

> Production et ventes de GNL

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

Production d'hydrocarbures

2019

2018

2019
vs
2018

624

539

468

+34%

iGRP (kbep/j)

560

381

+47%

74

73

48

+54%

Liquides (kb/j)

71

39

+82%

2 639

2 745

2 284

+16%

Gaz (Mpc/j)

2 711

1 875

+45%

 

 

 

 

 

 

 

 

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

GNL (Mt)

2019

2018

2019
vs
2018

10,6

7,4

7,9

+35%

Ventes totales de GNL

34,3

21,8

+57%

4,2

4,2

3,3

+28%

incl. Ventes issues des quotes-parts de production*

16,3

11,1

+47%

9,6

5,5

6,7

+44%

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

27,9

17,1

+63%

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

La croissance des productions sur un an est essentiellement liée au démarrage de la production du projet Ichthys en Australie au troisième trimestre 2018 et aux démarrages successifs des trains de Yamal LNG en Russie.

Les ventes totales de GNL ont augmenté de 35% sur un an au quatrième trimestre 2019 grâce à la montée en puissance de Yamal LNG et d’Ichthys et au démarrage du premier train de Cameron LNG aux Etats-Unis.
Les ventes totales de GNL ont augmenté de 57% sur l’année 2019 pour les mêmes raisons et du fait de l’acquisition du portefeuille de contrats GNL d’Engie au troisième trimestre 2018.

> Résultats

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

En millions de dollars

2019

2018

2019
vs
2018

794

574

676

+17%

Résultat opérationnel net ajusté*

2 389

2 419

-1%

353

206

447

-21%

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

1 009

1 249

-19%

 

 

 

 

 

 

 

 

684

641

614

+11%

Investissements organiques

2 259

1 745

+30%

(13)

3 375

(1 346)

ns

Acquisitions nettes

3 921

1 701

x2,3

671

4 015

(733)

ns

Investissements nets

6 180

3 445

+79%

 

 

 

 

 

 

 

 

1 402

848

617

x2,3

Marge brute d'autofinancement **

3 730

2 055

+81%

1 527

401

434

x3,5

Flux de trésorerie d’exploitation **

3 461

596

x5,8

* 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.

Portée par la forte croissance des ventes de GNL, la marge brute d’autofinancement du secteur iGRP a plus que doublé au quatrième trimestre 2019 et est en hausse de 81% sur l’année 2019.

Le résultat opérationnel net ajusté s’est établi à 794 M$ au quatrième trimestre 2019 en hausse de 17% et 2 389 M$ sur l’année 2019 en baisse de 1% sur un an, impacté par la baisse des prix du gaz en Europe et en Asie ainsi que par l’amortissement des nouveaux projets.

Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

> Résultats

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

En millions de dollars

2019

2018

2019
vs
2018

1 054

1 365

1 233

-15%

Résultat opérationnel net ajusté*

4 656

5 031

-7%

 

 

 

 

 

 

 

 

949

569

1 039

-9%

Investissements organiques

2 395

2 614

-8%

159

52

(264)

ns

Acquisitions nettes

118

(722)

ns

1 108

622

775

+43%

Investissements nets

2 513

1 892

+33%

 

 

 

 

 

 

 

 

1 505

1 995

1 776

-15%

Marge brute d'autofinancement **

6 617

6 544

+1%

1 420

3 058

4 306

-67%

Flux de trésorerie d’exploitation **

6 441

7 067

-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.

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés et taux d’utilisation*

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

 

2019

2018

2019
vs
2018

1 509

1 719

1 886

-20%

Total volumes raffinés (kb/j)

1 671

1 852

-10%

282

503

591

-52%

France

456

610

-25%

756

757

809

-7%

Reste de l'Europe

754

755

-

471

459

486

-3%

Reste du monde

462

487

-5%

71%

82%

90%

 

Taux d’utilisation sur bruts traités**

80%

88%

* Y compris les raffineries africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.
** Sur la base de la capacité de distillation en début d’année.

Les volumes raffinés sont :

  • en baisse de 20% au quatrième trimestre 2019 sur un an, conséquence notamment en France des mouvements sociaux ainsi que du grand arrêt de la plateforme de Normandie et d’un incendie sur sa distillation.
  • en baisse de 10% sur l’année 2019 compte tenu notamment de l’arrêt de Grandpuits en France pendant près de 6 mois.

> Résultats

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

En millions de dollars

2019

2018

2019
vs
2018

580

952

900

-36%

Résultat opérationnel net ajusté*

3 003

3 379

-11%

 

 

 

 

 

 

 

 

479

354

615

-22%

Investissements organiques

1 426

1 604

-11%

118

19

(429)

ns

Acquisitions nettes

(44)

(742)

ns

597

374

186

x3,2

Investissements nets

1 382

862

+60%

 

 

 

 

 

 

 

 

789

1 373

1 276

-38%

Marge brute d'autofinancement **

4 072

4 388

-7%

1 142

1 575

3 080

-63%

Flux de trésorerie d’exploitation **

3 837

4 308

-11%

* 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% à 580 M$ au quatrième trimestre 2019 et en baisse de 11% sur l’année 2019 à 3 003 M$ notamment lié à la baisse des marges de raffinage et de pétrochimie d’environ 10% ainsi que des volumes raffinés.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 789 M$ au quatrième trimestre 2019 et 4 072 M$ sur l’année 2019, en baisse respectivement de 38% et 7% sur un an pour les mêmes raisons.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

Ventes en kb/j*

2019

2018

2019
vs
2018

1 835

1 848

1 786

+3%

Total des ventes du Marketing & Services

1 845

1 801

+2%

1 033

1 034

986

+5%

Europe

1 021

1 001

+2%

801

814

800

-

Reste du monde

824

800

+3%

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage

Les ventes de produits pétroliers affichent une croissance de 2% sur l’année 2019, grâce notamment au développement des activités dans les zones Afrique et Amérique, notamment au Mexique et au Brésil.

> Résultats

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

En millions de dollars

2019

2018

2019
vs
2018

474

413

333

+42%

Résultat opérationnel net ajusté*

1 653

1 652

-

 

 

 

 

 

 

 

 

471

215

424

+11%

Investissements organiques

969

1 010

-4%

40

33

165

-75%

Acquisitions nettes

162

20

x8,2

511

248

589

-13%

Investissements nets

1 131

1 030

+10%

 

 

 

 

 

 

 

 

716

622

500

+43%

Marge brute d'autofinancement **

2 546

2 156

+18%

278

1 483

1 226

-77%

Flux de trésorerie d’exploitation **

2 604

2 759

-6%

* 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 474 M$ au quatrième trimestre 2019 en hausse de 42%, liée notamment à un phénomène conjoncturel de revalorisation de contrats à terme. Il s’élève à 1 653 M$ sur l’année 2019.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 716 M$ au quatrième trimestre 2019 et 2 546 M$ sur l’année 2019, en hausse de 43% et 18% respectivement sur un an.

Résultats de Total

> Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

  • 3 879 M$ au quatrième trimestre 2019, stable sur un an, la baisse du Brent, des prix du gaz et des marges de raffinage étant compensée par l’augmentation de la production.
  • 14 554 M$ sur l’année 2019, en baisse de 9% sur un an suite à la baisse du Brent, des prix du gaz et des marges de raffinage et de pétrochimie.

> Résultat net ajusté part du Groupe

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

  • 3 165 M$ au quatrième trimestre 2019, stable sur un an grâce à la stabilité du résultat opérationnel net ajusté des secteurs.
  • 11 828 M$ sur l’année 2019 en baisse de 13% par rapport à l’année dernière suite à la baisse du résultat opérationnel net ajusté des secteurs.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur11.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net12 représente un montant de :

  • - 565 M$ au quatrième trimestre 2019, dont -248 M$ au titre des dépréciations exceptionnelles d’actifs.
  • - 561 M$ sur l’année 2019, dont -465 M$ au titre des dépréciations exceptionnelles d’actifs.

Ce niveau limité de dépréciations exceptionnelles en 2019 témoigne de la résilience du portefeuille dans une trajectoire de prix à long terme inscrite dans le scénario SDS13 de l’Agence Internationale de l’Energie et qui prévoit à horizon 2050 une convergence du prix du pétrole vers 50$2018/b.

Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à :

  • 31,8% au quatrième trimestre 2019, contre 38,1% un an plus tôt du fait de la baisse du taux d’imposition de l’Amont en lien avec les prix moins élevés des hydrocarbures ainsi que de celui de l’Aval.
  • 34,1% sur l’année 2019, contre 38,7% un an plus tôt pour les mêmes raisons.

> Résultat net ajusté par action

Le résultat net ajusté dilué par action est :

  • en hausse de 1% à 1,19 $ au quatrième trimestre 2019, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 607 millions, contre 1,17 $ au quatrième trimestre 2018.
  • en baisse de 13% à 4,38 $ sur l’année 2019, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 618 millions, contre 5,05 $ l’année précédente.

Dans le cadre de la politique de retour à l’actionnaire annoncée en février 2018, le Groupe a procédé en 2019 à des rachats d’actions. Ces opérations intègrent :

  • d’une part, les rachats de l’intégralité des 16,1 millions d’actions émises en 2019 jusqu’à l’arrêt de l’option de paiement du dividende en actions.
  • d’autre part, des rachats additionnels d’actions : 11,1 millions d’actions ont ainsi été rachetées lors du quatrième trimestre 2019 pour un montant de 0,60 G$ et 32,7 millions d’actions sur l’année 2019 pour un montant de 1,75 G$, dans le cadre du programme de rachat d’actions de 5 G$ sur la période 2018-2020.

Au 31 décembre 2019, le nombre d’actions dilué était de 2 603 millions.

> Acquisitions - cessions

Les acquisitions finalisées ont représenté :

  • 277 M$ au quatrième trimestre 2019.
  • 5 991 M$ sur l’année 2019, liés notamment à l’acquisition de la participation d’Anadarko dans Mozambique LNG, à la signature de la prise de participation de 10% dans le projet Arctic LNG 2 en Russie et la reprise de la participation de Chevron dans le Danish Underground Consortium au Danemark.

Les cessions finalisées ont représenté :

  • 357 M$ au quatrième trimestre 2019.
  • 1 939 M$ sur l’année 2019, liés notamment au paiement reçu à l’occasion de la reprise du portefeuille GNL de Toshiba aux Etats-Unis, à la cession de la participation dans la raffinerie Wepec en Chine, dans le terminal Hazira en Inde et de l’activité de polystyrène en Chine.

> Cash flow net

Le cash flow net14 du Groupe ressort à :

  • 2 628 M$ au quatrième trimestre 2019.
  • 8 983 M$ sur l’année 2019, stable sur un an.

> Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 10,4% sur la période du 1er janvier 2019 au 31 décembre 2019.

En millions de dollars

Période du 1er janvier 2019 Période du 1er octobre 2018 Période du 1er janvier 2018
au 31 décembre 2019 au 30 septembre 2019 au 31 décembre 2018

Résultat net ajusté

12 090

12 104

13 964

Capitaux propres retraités moyens

116 766

117 037

114 183

Rentabilité des capitaux propres (ROE)

10,4%

10,3%

12,2%

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 9,8% sur la période du 1er janvier 2019 au 31 décembre 2019.

En millions de dollars Période du 1er janvier 2019 Période du 1er octobre 2018 Période du 1er janvier 2018
au 31 décembre 2019 au 30 septembre 2019 au 31 décembre 2018
Résultat opérationnel net ajusté

14 073

14 094

15 691

Capitaux mis en œuvre moyens au coût de remplacement

143 674

146 222

133 123

ROACE

9,8%

9,6%

11,8%

Comptes de Total S.A.
Le résultat de Total S.A., société mère, s’établit à 7 039 millions d’euros en 2019, contre 5 485 millions d’euros un an auparavant.

Sensibilités 2020*

VariationImpact 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 $/b +/- 2,9 G$ +/- 3,3 G$
Prix du gaz européen - NBP +/- 1 $/Mbtu +/- 0,35 G$ +/- 0,35 G$
Marge sur coûts variables - raffinage Europe (MCV) +/- 10 $/t +/- 0,5 G$ +/- 0,6 G$

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4eme trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2020. 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.
** Environnement Brent à 60 $/b.

Synthèse et perspectives

L’environnement pétrolier reste volatil compte tenu d’une incertitude sur la demande d’hydrocarbures liée aux perspectives sur la croissance économique mondiale et d’un contexte géopolitique instable.

Le Groupe dispose d’une bonne capacité de génération de cash-flow et prévoit dans un environnement à 60 $/b une augmentation de celui-ci d’environ 1 G$ par an à partir de 2019.

Le Groupe poursuit la mise en œuvre de sa stratégie de croissance rentable sur les chaines intégrées du gaz et de l’électricité bas carbone. Les ventes de GNL bénéficieront notamment en 2020 des démarrages du train 4 de Yamal LNG et du train 3 de Cameron LNG et s’établiront à plus de 30 millions de tonnes.

Il maintient la discipline sur les dépenses et poursuit son programme de réduction de coûts avec un objectif de plus de 5 G$ d’économies cumulées en 2020. Les investissements nets devraient être de l’ordre de 18 G$ en 2020, le Groupe finalisant son programme de cession de 5 G$ d’actifs sur les années 2019-2020 (~3 G$ ont déjà été annoncés).

La croissance organique de la production devrait se poursuivre à plus de 2% en 2020 grâce à la montée en puissance de projets mis en production en 2019 et les démarrages prévus en 2020 notamment Iara 2 au Brésil.

Depuis le début du quatrième trimestre, les marges de raffinage mondiales sont faibles compte-tenu des stocks de produits élevés et des prix du brut soutenus par l’Opep. L’Aval continuera à s’appuyer sur son portefeuille diversifié, notamment ses plateformes intégrées du Raffinage-Chimie ainsi que sur ses activités non cycliques.

Compte tenu de la visibilité accrue sur le cash-flow, le Groupe poursuivra la croissance du dividende avec comme orientation une augmentation du dividende de 5 à 6% par an. Il continuera également de racheter des actions avec un montant prévu en 2020 de 2,0 G$ dans un environnement à 60 $/b.

* * * * *

Pour écouter en direct la présentation uniquement en anglais de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 11h30 (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 76 70 07 94 (code d’accès 2072029). Pour réécouter cette conférence, vous pouvez composer le +33 170950348 (code d’accès 2072029).

* * * * *

Principales données opérationnelles des secteurs

> Production du Groupe (Exploration Production + iGRP)

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

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

2019

2018

2019
vs
2018

1 102

1 004

997

+11%

Europe et Asie centrale

1 023

909

+13%

703

733

661

+6%

Afrique

705

670

+5%

701

720

655

+7%

Moyen-Orient et Afrique du Nord

702

666

+6%

368

363

386

-5%

Amériques

365

389

-6%

239

221

176

+36%

Asie Pacifique

219

141

+55%

3 113

3 040

2 876

+8%

Production totale

3 014

2 775

+9%

768

698

699

+10%

dont filiales mises en équivalence

731

671

+9%

 

 

 

 

 

 

 

 

4T19

3T19

4T18

4T19
vs
4T18

Production de liquides
par zone géographique (kb/j)

2019

2018

2019
vs
2018

373

367

363

+3%

Europe et Asie centrale

355

334

+6%

560

583

509

+10%

Afrique

...