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La croissance rentable dans les chaînes de valeur intégrées du gaz et de l’électricité bas carbone est un des axes clés de la stratégie de Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT). Afin de donner une meilleure visibilité à ces activités, une nouvelle structure de reporting de l’information financière par secteur d’activité a été décidée et est effective depuis le 1er janvier 2019. Elle est articulée autour de quatre secteurs d’activité : Exploration & Production (EP), Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP), Raffinage & Chimie (RC) et Marketing & Services (MS).
Le secteur iGRP porte l’ambition de Total dans les activités de la chaine intégrée du gaz (y compris le GNL - gaz naturel liquéfié) et de l'électricité bas carbone. Il est constitué de l’ensemble des activités de GNL amont et midstream auparavant reportées dans le secteur EP (se référer à la liste indicative des actifs en annexe) ainsi que des activités auparavant reportées dans le secteur Gas, Renewables & Power. Le nouveau secteur EP a été ajusté en conséquence.
Les secteurs RC et MS ne sont pas affectés par ces changements.
Les tableaux ci-dessous présentent les chiffres clés des exercices 2017 et 2018 retraités pour tenir compte de ces changements.
Production d’hydrocarbures du Groupe
2017 | 2018 | 1T18 | 2T18 | 3T18 | 4T18 | |||||||
Production Groupe (kbep/j) | 2 566 | 2 775 | 2 703 | 2 717 | 2 804 | 2 876 | ||||||
EP (kbep/j) | 2 229 | 2 394 | 2 359 | 2 375 | 2 433 | 2 408 | ||||||
iGRP (kbep/j) | 337 | 381 | 344 | 342 | 371 | 468 | ||||||
Production Groupe (kbep/j) | 2 566 | 2 775 | 2 703 | 2 717 | 2 804 | 2 876 | ||||||
Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) | 1 167 | 1 378 | 1 297 | 1 400 | 1 431 | 1 382 | ||||||
Gaz (y compris Condensants et LGN associés) | 1 398 | 1 397 | 1 406 | 1 317 | 1 373 | 1 493 | ||||||
Production Groupe (kbep/j) | 2 566 | 2 775 | 2 703 | 2 717 | 2 804 | 2 876 | ||||||
Liquides (kb/j) | 1 346 | 1 566 | 1 481 | 1 582 | 1 611 | 1 589 | ||||||
Gaz (Mpc/j) | 6 662 | 6 599 | 6 664 | 6 176 | 6 557 | 6 994 |
EP – Exploration-Production (nouveau périmètre)
> Production
Production d'hydrocarbures | 2017 | 2018 | 1T18 | 2T18 | 3T18 | 4T18 | ||||||
EP (kbep/j) | 2 229 | 2 394 | 2 359 | 2 375 | 2 433 | 2 408 | ||||||
Liquides (kb/j) | 1 310 | 1 527 | 1 445 | 1 544 | 1 575 | 1 541 | ||||||
Gaz (Mcf/d) | 4 995 | 4 724 | 4 976 | 4 536 | 4 678 | 4 710 |
> Principaux indicateurs financiers
En millions de dollars | 2017 | 2018 | 1T18 | 2T18 | 3T18 | 4T18 | ||||||
Résultat opérationnel ajusté | 6 208 | 13 408 | 2 902 | 3 726 | 3 947 | 2 833 | ||||||
Taux moyen d'imposition du Groupe | 40,5% | 46,2% | 48,7% | 46,6% | 47,5% | 41,2% | ||||||
Résultat opérationnel net ajusté | 4 541 | 8 547 | 1 817 | 2 315 | 2 439 | 1 976 | ||||||
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en | 827 | 1 140 | 228 | 327 | 316 | 269 |
Investissements | 10 005 | 13 789 | 5 545 | 2 612 | 2 472 | 3 160 | ||||||
Désinvestissements | 1 793 | 3 674 | 2 176 | 466 | 494 | 538 | ||||||
Investissements organiques | 9 110 | 7 953 | 1 798 | 1 785 | 1 605 | 2 765 | ||||||
Marge brute d'autofinancement* | 12 758 | 17 832 | 3 921 | 4 800 | 5 200 | 3 911 | ||||||
Flux de trésorerie d'exploitation* | 10 719 | 18 537 | 3 322 | 4 474 | 4 431 | 6 310 |
* Hors frais financiers
Note : voir les définitions dans les communiqués de presse trimestriels sur les résultats du Groupe
iGRP - Integrated Gas, Renewables & Power
> Production et ventes de GNL
Production d'hydrocarbures | 2017 | 2018 | 1T18 | 2T18 | 3T18 | 4T18 | ||||||
iGRP (kbep/j) | 337 | 381 | 344 | 342 | 371 | 468 | ||||||
Liquides (kb/j) | 36 | 40 | 36 | 38 | 36 | 48 | ||||||
Gaz (Mcf/d) | 1 668 | 1 875 | 1 688 | 1 640 | 1 879 | 2 284 |
Gaz naturel liquéfié (Mt) | 2017 | 2018 | 1T18 | 2T18 | 3T18 | 4T18 | ||||||
Ventes totales de GNL | 15.6 | 21.8 | 3.8 | 3.9 | 6.2 | 7.9 | ||||||
incl. ventes issues des quotes-parts de production* | 11.2 | 11.1 | 2.5 | 2.5 | 2.8 | 3.3 | ||||||
incl. ventes par Total issues des quotes-parts de | 7.6 | 17.1 | 2.6 | 2.7 | 5.1 | 6.7 |
* Les quotes-parts de production du Groupe peuvent être vendues par Total ou par les JV
> Principaux indicateurs financiers
En millions de dollars | 2017 | 2018 | 1T18 | 2T18 | 3T18 | 4T18 | ||||||
Résultat opérationnel ajusté | 1 435 | 1 174 | 235 | 217 | 373 | 349 | ||||||
Résultat opérationnel net ajusté | 1 929 | 2 419 | 481 | 565 | 697 | 676 | ||||||
Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises en | 804 | 1 249 | 228 | 250 | 324 | 447 | ||||||
Investissements | 3 594 | 5 032 | 575 | 447 | 3 325 | 685 | ||||||
Désinvestissements | 198 | 2 209 | 153 | 439 | 198 | 1 419 | ||||||
Investissements organiques | 2 553 | 1 745 | 336 | 388 | 407 | 614 | ||||||
Marge brute d'autofinancement* | 2 289 | 2 055 | 393 | 492 | 553 | 617 | ||||||
Flux de trésorerie d'exploitation* | 3 157 | 596 | 68 | 258 | (164) | 434 |
* Hors frais financiers.
ANNEXE
Actifs inclus dans le secteur EP jusqu'à fin 2018 et reportés à compter du 1er janvier 2019 dans le secteur iGRP
Pays | Actif | % Participation | ||
Angola | Angola LNG | 13,60% | ||
Australie | Gladstone LNG | 27,50% | ||
Australie | Ichthys | 26,00% | ||
Emirats Arabes Unis | ADNOC LNG | 5,00% | ||
Etats-Unis | Barnett Shale* | 90,92% en moyenne | ||
Indonésie | Mahakam | Jusqu'à fin 2017 (expiration de la license Mahakam) | ||
Nigeria | Nigeria LNG | 15.00% | ||
Nigeria | OML 58 | 40.00% | ||
Norvège | Snohvit | 18,40% | ||
Oman | Oman LNG | 5,54% | ||
Oman | Qalhat LNG | 2,04%, participation indirecte à travers Oman LNG | ||
Papouasie Nouvelle Guinée | Papua LNG | 40,10% | ||
Qatar | Qatargas 1 Upstream | 20.00% | ||
Qatar | Qatargas 1 Downstream | 10.00% | ||
Qatar | Qatargas 2 Train 5 | 16,70% | ||
Russie | Arctic LNG 2** |
10,00% d'intérêt direct (21,64 % en incluant | ||
Russie | Yamal LNG |
20,02% d'intérêt direct (29,72% en incluant | ||
Yémen | Yemen LNG | 39,62% |
* Barnett Shale est reporté dans iGRP avec les autres actifs LNG du
Groupe aux Etats Unis, comprenant notamment la participation du Groupe
dans Cameron LNG et Tellurian Inc., qui étaient déjà reportées le
secteur GRP à fin 2018.
** Total a signé les accords définitifs de
son entrée dans le project Arctic LNG 2 le 5 mars 2019.
*** Le
secteur iGRP comprend l’intérêt de Total dans les projets Arctic LNG 2
et Yamal LNG indirectement détenu au travers de sa participation de
19,4% au capital de Novatek. Les autres actifs de Novatek restent
rapportés dans le périmètre EP.
Les données retraitées présentées ici sont issues du reporting interne de TOTAL et n'ont pas été auditées par les commissaires aux comptes de TOTAL. Ces données financières sont présentées uniquement à titre d'information. Dans les limites autorisées par la loi, TOTAL S.A. décline toute responsabilité quant à l'utilisation des données financières retraitées.
La liste des actifs figurant en annexe est présentée à titre indicatif et mentionne les actifs qui, précédemment comptabilisés dans le secteur d’activité de reporting EP, sont comptabilisés à compter du 1er janvier 2019 dans le secteur d’activité de reporting iGRP. Cette liste fait référence à des actifs ou des droits contractuels pouvant regrouper les contributions de multiples filiales et / ou entités consolidées.
L'information financière par secteur d'activité est présentée conformément au système de reporting interne et présente l'information sectorielle interne utilisée pour gérer et mesurer la performance de TOTAL. Outre les indicateurs IFRS, certains indicateurs de performance alternatifs sont présentés, tels que les indicateurs de performance hors éléments d'ajustement décrits ci-dessous (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté). 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. Ces éléments d'ajustement comprennent :
i) Éléments exceptionnels
En
raison de leur caractère inhabituel ou de leur importance particulière,
certaines opérations qualifiées d'"éléments exceptionnels" sont exclues
des chiffres des secteurs d'activité. En général, les éléments
non-récurrents concernent des opérations significatives, peu fréquentes
ou inhabituelles. Toutefois, dans certains cas, des opérations telles
que des coûts de restructuration ou des cessions d'actifs, qui ne sont
pas considérées comme représentatives du cours normal des affaires,
peuvent être qualifiées d'éléments exceptionnels bien qu'elles aient pu
se produire au cours d'exercices antérieurs ou soient susceptibles de se
reproduire au cours des prochains exercices.
(ii)
Effet de stock
Les résultats ajustés des secteurs
Raffinage & Chimie et Marketing & Services sont présentés selon la
méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée pour évaluer
la performance des secteurs et faciliter la comparabilité de la
performance des secteurs avec celle de ses concurrents.
Dans
la méthode du coût de remplacement, qui se rapproche de la méthode du
DEPS (dernier entré, premier sorti), la variation de la valeur des
stocks dans l'état des résultats est, selon la nature des stocks,
déterminée en utilisant soit les écarts de prix de fin de mois entre une
période et une autre ou les prix moyens de la période plutôt que la
valeur historique. L'effet de stock est la différence entre les
résultats selon le FIFO (First-In, First-Out) et le coût de remplacement.
(iii)
Effet des variations de juste valeur
L'effet des
variations de juste valeur présentées comme élément d'ajustement
reflète, pour certaines transactions, les différences entre les mesures
internes de performance utilisées par la direction de TOTAL et la
comptabilisation de ces transactions en IFRS.
Les IFRS
exigent que les stocks détenus à des fins de transaction soient
comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les prix au comptant de
fin de période. Afin de mieux refléter la gestion du risque économique
au moyen d'opérations sur dérivés, les indicateurs internes utilisés
pour mesurer le rendement comprennent l'évaluation des stocks de
négociation en fonction des prix à terme.
Par ailleurs,
TOTAL, dans le cadre de ses activités de trading, conclut des contrats
de stockage dont les effets futurs sont comptabilisés à la juste valeur
dans la performance économique interne du Groupe. Les IFRS excluent la
comptabilisation de cet effet de juste valeur.
Les résultats ajustés (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) sont définis comme des résultats au coût de remplacement, hors éléments non-récurrents et hors effet des variations de juste valeur.
Des informations complémentaires concernant les facteurs de risques et incertitudes susceptibles d'avoir un impact sur les résultats financiers ou les activités du Groupe sont disponibles dans les versions les plus récentes du Document de référence déposé auprès de l'Autorité des marchés financiers (AMF) et du Rapport annuel sur formulaire 20-F déposé auprès de la Securities and Exchange Commission (SEC) américaine.
Consultez la version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20190405005088/fr/
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