Total : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2018

Regulatory News:

Le Conseil d’administration de Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT), réuni le 25 juillet 2018 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour le deuxième trimestre 2018. En commentant les résultats, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Les prix du pétrole ont continué leur hausse ce trimestre atteignant 74 $/b, soutenus notamment par la baisse des stocks et les tensions géopolitiques. Total en a pleinement tiré parti en restant concentré sur son efficacité opérationnelle : le résultat net ajusté s’est établi à 3,6 milliards de dollars, en hausse de 44% sur un an, et la rentabilité des capitaux propres atteint 10,9% sur les 12 derniers mois. Le Groupe a généré 6,8 milliards de dollars de cash flow (DACF) au deuxième trimestre 2018 en hausse de 20% par rapport au premier trimestre 2018 alors que le prix du brut n’a augmenté que de 11%, en ligne avec les objectifs annuels. La discipline sur les dépenses est résolument maintenue et le point mort organique avant dividende continue de baisser, à moins de 25 $/b ce trimestre.
La production d’hydrocarbures connait une très forte croissance de 8,7% sur un an à 2,7 Mbep/j, du fait de la contribution de Maersk Oil et de la montée en puissance des nouveaux projets comme Yamal LNG, Moho Nord et Fort Hills. Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production a ainsi doublé sur un an, à 2,7 milliards de dollars au deuxième trimestre 2018 et le secteur a généré 5,1 milliards de dollars de cash flow sur ce trimestre. Total a par ailleurs lancé le développement du projet Zinia 2 en Angola, après en avoir réduit les coûts de plus de 50%.
Le Groupe continue de se développer activement dans la chaîne de valeur du gaz et de l’électricité. Total est devenu numéro 2 mondial du GNL, un marché en forte croissance, en finalisant l’acquisition d’Engie LNG. Le Groupe a également annoncé son entrée à hauteur de 10% dans le projet géant de Arctic 2 LNG en Russie. Il a de plus finalisé l’acquisition de 73% de Direct Energie, pour accélérer l’intégration aval dans la chaine gaz-électricité, et a déposé une offre sur le reste du capital.
Dans un environnement de marge de raffinage européenne de 35 $/t, l’Aval a généré 1,7 milliards de dollars de cash flow au deuxième trimestre, en ligne avec l’objectif annuel. En particulier, le Marketing & Services confirme sa croissance régulière et rentable. Le Groupe prépare son futur en pétrochimie en lançant les études relatives à un nouveau complexe géant intégré à la raffinerie SATORP avec Saudi Aramco et à un nouveau projet en Algérie avec Sonatrach.
Conformément à la politique annoncée de retour à l’actionnaire, le Groupe rachète depuis le début de l’année 2018 toutes les actions émises dans le cadre du paiement du dividende en actions. En outre, il a procédé au rachat d’actions pour un montant de 600 millions de dollars afin de partager avec ses actionnaires les bénéfices résultant des prix du pétrole élevés. »

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total¹

* Taux de change moyen €-$ : 1,1915au 2e trimestre 2018, et 1,2104 au premier semestre 2018

Faits marquants depuis le début du deuxième trimestre 2018¹⁰

• Acquisition des activités amont GNL d’Engie le 13 juillet 2018: Total devient N°2 mondial du gaz naturel liquéfié
• Finalisation de l’acquisition de 73% de Direct Energie et dépôt d’une offre publique obligatoire sur le reste du capital
• Extension du partenariat avec Novatek au travers du projet Arctic2 en Russie
• Renforcement de la présence dans les eaux profondes du Golfe du Mexique avec la montée en participation à 60% dans la découverte de North Platte et à 32,5% dans la découverte d’Anchor
• Lancement du développement du projet Zinia 2 sur le bloc 17 en Angola
• Renforcement de la coopération avec Sonatrach en Algérie avec la prolongation de la licence du champ gazier de TFT et le lancement des études d’ingénierie pour un projet pétrochimique à Arzew
• Accord avec Saudi Aramco en vue de construire un complexe pétrochimique à Jubail en Arabie Saoudite
• Acquisition de 25% de la société Clean Energy en vue d’accélérer l’usage du gaz naturel par les poids-lourds aux Etats-Unis
• Développement dans le GNL comme carburant marin à Singapour dans le cadre de la coopération avec Pavillion
• Signature de l’accord de cession de la participation dans le terminal méthanier de Dunkerque

Analyse des résultats des secteurs

Exploration-Production

>Environnement – prix de vente liquides et gaz*

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

>Production

La production d’hydrocarbures a été de 2 717 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2018, en hausse de près de 9% sur un an, en raison des éléments suivants :

• +7% lié au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets, notamment Moho Nord, Yamal LNG, Edradour-Glenlivet, Kashagan, Fort Hills, Timimoun et Libra,
• +6% d’effet périmètre. L’intégration d’Al-Shaheen au Qatar, des actifs de Maersk Oil, de Waha en Libye, et de Lapa et Iara au Brésil est partiellement compensée par l’expiration du permis de la Mahakam en Indonésie
  fin 2017,
• -4% lié à une plus forte activité de maintenance saisonnière, à l’effet prix et au déclin naturel des champs.

La production d’hydrocarbures a été de 2 710 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier semestre 2018, en hausse de 7% sur un an, en raison des éléments suivants :

• +7% lié au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets, notamment Moho Nord, Yamal LNG, Edradour-Glenlivet, Kashagan, Fort Hills et Libra,
• +3% d’effet périmètre. L’intégration d’Al-Shaheen au Qatar, des actifs de Maersk Oil, de Waha en Libye, et de Lapa et Iara au Brésil est partiellement compensée par l’expiration du permis de la Mahakam en Indonésie
  fin 2017,
• -3% lié à une plus forte activité de maintenance saisonnière, à l’effet prix et au déclin naturel des champs.

>Résultats

* 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

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production s’est établi à :

• 2 687 M$ au deuxième trimestre 2018, soit pratiquement le double de l’an dernier sur la même période. Le Groupe tire pleinement parti des prix des hydrocarbures plus élevés grâce à la croissance des productions et à la baisse des coûts, malgré un taux d’impôt qui augmente sur un an à 46,3% en lien avec la remontée des prix du pétrole.
• 4 870 M$ au premier semestre 2018, en hausse de 78% sur un an, pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 5,1 milliards de dollars au deuxième trimestre 2018 et à 9,4 milliards de dollars au premier semestre, en hausse de 43% et 36% respectivement. L’Exploration-Production a ainsi d’ores et déjà généré 5,2 milliards de dollars de cash flow après investissements organiques au premier semestre 2018.

Gas, Renewables & Power

>Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** hors frais financiers

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Gas, Renewables & Power s’est établi à 193 M$ au deuxième trimestre 2018 et 308 M$ au premier semestre 2018, grâce à la hausse de la contribution des activités gazières et à une meilleure performance des activités d’énergies nouvelles.

Raffinage-Chimie

>Volumes raffinés et taux d’utilisation*

* Y compris les quotes-parts dans TotalErg et 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 hausse de 4% au deuxième trimestre 2018 par rapport au deuxième trimestre 2017, notamment du fait de la hausse des traitements de SATORP suite au dégoulotage qui a permis d’augmenter sa capacité de plus de 10%.
• stables au premier semestre 2018 par rapport au premier semestre 2017. La baisse des traitements en Europe liée aux opérations de maintenance planifiées notamment à Anvers est compensée par une hausse des traitements dans le reste du monde.

>Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** hors frais financiers

L’indicateur de marge de raffinage européenne (ERMI) du Groupe est en retrait de 15% sur un an à 34,7 $/t au deuxième trimestre, et en retrait de 25% sur un an à 30,1 $/t au premier semestre 2018. La pétrochimie continue de bénéficier d’un environnement favorable, notamment aux Etats-Unis et en Asie Moyen-Orient, mais les marges en Europe sont en baisse sur un an, affectées par une hausse du prix des matières premières.

Dans ce contexte, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’établit à :

• 821 M$ au deuxième trimestre, en baisse de 5% sur un an.
• 1 541 M$ au premier semestre 2018, en baisse de 18% sur un an

Marketing & Services

>Ventes de produits pétroliers

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage, et y compris quote-part dans TotalErg.

Les ventes de produits pétroliers sont :

• en hausse de 2% au deuxième trimestre 2018 par rapport au deuxième trimestre 2017 malgré la cession de TotalErg en Italie, du fait de la croissance des activités en Asie et en Afrique notamment.
• en hausse de 3% au premier semestre 2018 par rapport au premier semestre 2017 pour les mêmes raisons.

>Résultats

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des états financiers.
** hors frais financiers

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services s’inscrit à :

• 478 M$ au deuxième trimestre 2018, en hausse de 10% sur un an, du fait de la croissance des volumes dans un contexte de marges favorables, notamment en Afrique.
• 845 M$ au premier semestre 2018, en hausse de 15% sur un an, pour les mêmes raisons.

Résultats de Total

>Résultats opérationnels nets ajustés des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 4 179 M$ au deuxième trimestre 2018, en hausse de 52% sur un an, essentiellement du fait de la bonne performance de l’Exploration-Production dont la contribution a doublé sur un an grâce à la hausse des productions dans un contexte de prix des hydrocarbures plus élevés et à la baisse des coûts.
• 7 564 M$ au premier semestre 2018, en hausse de 37% par rapport au premier semestre 2017, pour les mêmes raisons.

>Résultat net ajusté part du Groupe

Le résultat net ajusté s’est établi à :

• 3 553 M$ au deuxième trimestre 2018, en hausse de 44% par rapport à l’année dernière. Cette augmentation s’explique essentiellement par la hausse de 52% de la contribution des secteurs partiellement compensée par une augmentation du coût net de la dette nette du fait de la remontée des taux d’intérêt en dollar.
• 6 437 M$ au premier semestre 2018, en hausse de 28% sur un an pour les mêmes raisons.

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 168 M$ au deuxième trimestre 2018.
• un montant de -80 M$ au premier semestre 2018.

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

• 38,6% au deuxième trimestre 2018, contre 28,2% un an plus tôt, du fait de la hausse du taux d’imposition de l’Exploration-Production en lien avec les prix plus élevés des hydrocarbures, et du poids plus important de ce secteur dans les résultats du Groupe ce trimestre.
• 39,2% au premier semestre 2018, contre 29,9% au premier semestre 2017, pour les mêmes raisons

>Résultat net ajusté par action et rachats d’actions

Le résultat net ajusté dilué par action est :

• en hausse de 36% à 1,31 $ au deuxième trimestre 2018, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 646 millions, contre 0,97 $ au deuxième trimestre 2017.
• en hausse de 22% à 2,41 $ au premier semestre 2018, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 608 millions, contre 1,98 $ au premier semestre 2017.

Au 30 juin 2018, le nombre d’actions dilué était de 2 644 millions.

Dans le cadre de la politique de retour à l’actionnaire annoncée en février 2018, le Groupe a procédé au premier semestre 2018 à des rachats d’actions en vue de leur annulation. Ces opérations intègrent d’une part les rachats d’actions émises pour paiement du dividende en actions afin d’éliminer toute dilution liée à cette option, et d’autre part des rachats additionnels d’actions pour partager avec les actionnaires les bénéfices résultant des prix du pétrole plus élevés.

• 18,6 millions d’actions ont ainsi été rachetées lors du deuxième trimestre 2018, dont des rachats additionnels d’actions pour un montant de 299 M$.
• 28,4 millions d’actions ont été rachetées lors du premier semestre 2018, dont des rachats additionnels d’actions pour un montant de 589 M$.

>Cessions – acquisitions

Les cessions finalisées ont représenté :

• 693 M$ au deuxième trimestre 2018, constituées notamment de la cession de la participation de SunPower dans la société 8point3 et de la cession de l’usine de polyethylene de Bayport aux Etats-Unis à la co-entreprise formée avec Boréalis et Nova dans laquelle Total détient 50%.
• 2 862 M$ au premier semestre 2018, constituées des éléments indiqués ci-dessus ainsi que de la cession du champ à coûts élevés Martin Linge en Norvège, d’une participation dans Fort Hills au Canada et des activités de distribution de TotalErg en Italie

Les acquisitions finalisées ont représenté :

• 426 M$ au deuxième trimestre 2018, constituées essentiellement de l’acquisition d’actifs offshore de Cobalt dans le Golfe du Mexique, dont notamment 20% des découvertes de North Platte et d’Anchor, et de la prise de participation dans Clean Energy aux Etats-Unis pour se développer dans la distribution de gaz naturel pour véhicules.
• 4 114 M$ au premier semestre 2018, constituées des éléments indiqués ci-dessus ainsi que de la finalisation d’acquisitions de participations dans les champs de Iara et Lapa au Brésil, dans deux nouvelles concessions offshore pour 40 ans à Abou Dhabi, et dans l’actif Waha en Libye.

>Cash flow net

Le cash flow net¹³ du Groupe ressort à :

• 3 886 M$ au deuxième trimestre 2018 contre 1 489 M$ au deuxième trimestre 2017, grâce notamment à une hausse de 20% de la marge brute d’autofinancement.
• 5 117 M$ au premier semestre 2018 contre 5 396 M$ au premier semestre 2017. Les investissements nets sont en hausse de 2 027 M$ sur un an, du fait d’un montant plus élevé d’acquisitions finalisées, en ligne avec la stratégie d’investissements à contre-cycle du Groupe en 2016-17. Cet effort d’investissement effectué au bon moment est compensé en partie par une hausse de 1 748 M$ de la marge brute d’autofinancement.

>Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 10,9% sur la période du 1er juillet 2017 au 30 juin 2018, en hausse par rapport à la même période l’année dernière.

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 10,1% sur la période du 1er juillet 2017 au 30 juin 2018, en hausse par rapport à la même période l’année dernière.

Comptes de Total S.A.

Le résultat de Total S.A., société mère, s’établit à 4 079 M€ au premier semestre 2018, contre 1 460 M€ au premier semestre 2017.

Sensibilités 2018*

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4^eme trimestre de l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2018. 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.
** en supposant les différentiels constants sur la valorisation des liquides

Synthèse et perspectives

Soutenu par la baisse des stocks et les tensions géopolitiques, le Brent continue d’évoluer autour de 70 $/b depuis le début du troisième trimestre, malgré la hausse annoncée de production de l’OPEP. Le Groupe poursuit cependant résolument la mise en œuvre de ses programmes visant à améliorer son efficacité opérationnelle et baisser son point mort afin de rester rentable quel que soit le contexte de marché.

L’Amont est bien positionné pour tirer parti de cette hausse des cours du pétrole grâce à une hausse de production qui devrait être supérieure à 7% en 2018. Il bénéficiera dans les mois à venir des démarrages des projets de Kaombo, Tempa Rossa, Ichthys et Egina qui sont tous fortement générateurs de cash flow, ainsi que de la montée en puissance des démarrages récents comme Yamal LNG, Fort Hills et Timimoun.

Depuis le début du troisième trimestre, la marge de raffinage européenne est d’environ 35 $/t. Tout en restant favorables, les marges de pétrochimie sont en baisse en Europe sur un an.

Le programme de réduction des coûts se poursuit pour dépasser l’objectif annuel de 4 milliards de dollars et atteindre 4,2 milliards de dollars d’économie sur la période 2014-18. Le Groupe confirme que les investissements (organiques et acquisitions nettes de cessions) devraient s’établir entre 16 et 17 milliards de dollars en 2018.

Conformément aux annonces sur la politique de retour aux actionnaires, le Groupe continuera de racheter les actions émises dans le cadre du paiement du dividende en actions afin d’éliminer toute dilution. Il poursuivra également des rachats d’actions supplémentaires pour un montant allant jusqu’à 5 milliards de dollars sur la période 2018-20.

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Pour écouter en direct la conférence téléphonique qui se tient ce jour à 15h30 (heure de Paris) de Patrick de La Chevardière, Directeur Financier, avec les analystes financiers, vous pouvez composer le +33 (0) 1 76 77 22 57 (code d’accès 6399441) ou vous connecter sur le site du Groupe total.com. Pour réécouter cette conférence, vous pouvez composer le +33 (0) 1 70 48 00 94(code d’accès 6399441).

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Principales données opérationnelles des secteurs

>Exploration – Production

* Ventes part du Groupe, hors trading ; données des périodes 2017 retraitées pour corriger les estimations des volumes de Bontang en Indonésie avec le coefficient SEC 2017.

>Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

* Données 2017 retraitées
** Y compris quote-part dans TotalErg.

Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe

Investissements – Désinvestissements

Cash flow

Ratios d’endettement

Rentabilité des capitaux employés moyens

>Période du 1^er juillet 2017 au 30 juin 2018

>Période du 1^er avril 2017 au 31 mars 2018

>Période du 1^er juillet 2016 au 30 juin 2017

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

Ce document ne constitue pas le rapport financier semestriel qui fera l’objet d’une publication spécifique, conformément à l’article L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier, disponible sur le site du Groupe total.com.

Ce communiqué de presse présente les résultats du deuxième trimestre 2018, issus des comptes consolidés de TOTAL S.A. au 30 juin 2018. Les procédures d’audit par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non auditée) est disponible sur le site du Groupe total.com.

Ce document peut contenir des informations prospectives sur le Groupe (notamment des objectifs et tendances), ainsi que 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. Ces données ne constituent pas des prévisions au sens du règlement européen n°809/2004.

Les informations et déclarations prospectives contenues dans ce document sont fondées sur des données et hypothèses économiques formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire donné. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont dépendantes de facteurs de risques susceptibles de donner lieu à un écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, tels que notamment la variation des taux de change, le prix des produits pétroliers, la capacité d’effectuer des réductions de coûts ou des gains d’efficacité sans perturbation inopportune des opérations, les considérations de réglementations environnementales et des conditions économiques et financières générales. 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. Des informations supplémentaires concernant les facteurs, risques et incertitudes susceptibles d’avoir un effet sur les résultats financiers ou les activités du Groupe sont par ailleurs disponibles dans les versions les plus actualisées du Document de référence 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. Les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement, tels que le résultat opérationnel ajusté, le résultat opérationnel net ajusté et le résultat net ajusté, sont destinés à faciliter l'analyse de la performance financière et la comparaison des résultats entre périodes. 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.
Par ailleurs, 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.

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 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.

¹ Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non-récurrents, et hors effet des variations de juste valeur. Le détail des éléments d’ajustement figure en page 11.
² 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).
³ Conformément aux normes IFRS, le résultat net ajusté dilué par action est calculé à partir du résultat net ajusté diminué du coupon des titres subordonnés à durée indéterminée.
⁴ Y compris acquisitions et augmentation des prêts non courants.
⁵ Y compris cessions et remboursements des emprunts non courants.
⁶ Investissements nets = investissements bruts – cessions – remboursement des prêts non courants – autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
⁷ Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
⁸ 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. La méthode du coût de remplacement est explicitée page 14. Le tableau de réconciliation des différents cash flow figure en page 12.
⁹ DACF = Debt adjusted cash flow, se définit comme la marge brute d’autofinancement hors frais financiers.
¹⁰ Certaines des transactions mentionnées dans les faits marquants restent soumises à l’accord des autorités ou à la réalisation de conditions suspensives selon les termes des accords.
¹¹ Ces éléments d’ajustement sont explicités page 11.
¹² Le total des éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 11 ainsi que dans les annexes aux comptes
¹³ Cash flow net = marge brute d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle)

Comptes Total
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Comptes consolidés du deuxième trimestre et du premier semestre 2018, normes IFRS