Total : Résultats du quatrième trimestre et de l’année 2018

Regulatory News:

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

Le Conseil d’administration de Total S.A., réuni le 06 février 2019 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour l’exercice 2018. En commentant les résultats, Patrick Pouyanné a déclaré :

«Porté par les cours du pétrole qui se sont établis à 71 $/b en moyenne en 2018 contre 54 $/b en 2017, tout en restant volatils, le Groupe enregistre un résultat annuel net ajusté de 13,6 milliards de dollars en hausse de 28%, affiche une rentabilité des capitaux employés proche de 12%, la meilleure parmi les majors et un point mort avant dividende inférieur à 30 $/b.
Ces excellents résultats ont été tirés par la forte croissance de plus de 8% de la production d’hydrocarbures qui a atteint un niveau record de 2,8 Mbep/j en 2018 et a permis à l’Exploration-Production de voir son résultat opérationnel net ajusté augmenter de 71%. L’année a notamment été marquée par le démarrage des projets Ichthys en Australie et Yamal LNG en Russie, des projets en eau profonde Kaombo North en Angola et Egina au Nigéria ainsi que par les acquisitions à contre cycle de Maersk Oil et de nouvelles licenses offshore aux Emirats Arabes Unis.
Par ailleurs, le Groupe a maintenu la discipline sur ses dépenses. Les investissements nets se sont élevés à 15,6 milliards de dollars en ligne avec l’objectif et 4,2 milliards de dollars d’économies ont été réalisées. Le cash-flow du Groupe (DACF) a ainsi atteint 26 milliards de dollars en 2018 porté par celui de l’Exploration-Production en hausse de 31%. Le Groupe dispose d’un bilan solide avec un ratio d’endettement de 15,5% sous l’objectif de 20%.
Le Groupe a poursuivi son développement dans la chaîne de valeur intégrée du gaz et de l’électricité bas carbone. Total est devenu le numéro 2 mondial du LNG avec l’acquisition du business LNG d’Engie, position qui sera renforcée par le démarrage du projet Cameron LNG prévu en 2019. Le Groupe a par ailleurs accéléré son développement dans l’électricité bas carbone avec notamment l’acquisition de Direct Energie.
Dans un environnement de baisse des marges de raffinage européennes, l’Aval a réalisé un cash-flow de 6,5 milliards de dollars en s’appuyant sur la bonne disponibilité de ses installations et la diversité de son portefeuille d’activités et présente une rentabilité sur capitaux de plus de 25%. Le Groupe a mis en œuvre sa stratégie de croissance dans la pétrochimie avec le lancement de projets aux Etats-Unis, en Arabie Saoudite, en Corée du Sud et en Algérie. Dans le Marketing & Services, Total a continué son expansion dans les marchés en forte croissance, notamment au Mexique, au Brésil et en Angola.
Conformément à la politique de retour à l’actionnaire annoncée en février 2018, le Groupe a augmenté le dividende 2018 de 3,2% et a procédé à des rachats d’actions pour un montant de 1,5 milliard de dollars sur l’année 2018. Compte tenu de la situation financière solide du Groupe qui va bénéficier de cash flow en croissance, le conseil d’administration a confirmé la politique de retour à l’actionnaire pour 2019. Il prévoit ainsi d’augmenter de 3,1% les acomptes trimestriels sur dividendes à 0,66€ par action, mettra fin à l’option de paiement du dividende en action à compter de l’Assemblée générale et poursuivra la politique de rachat d’actions pour un montant de 1,5 milliard de dollars dans un environnement de 60 $/b.»

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total²

* Taux de change moyen €-$ : 1,1414au 4e trimestre 2018, et 1,1810 en 2018

Faits marquants depuis le début du quatrième trimestre 2018¹¹

• Démarrage d’Ichthys LNG et du troisième train de Yamal LNG
• Démarrage de la production du champ d’Egina au Nigéria
• Signature d’un protocole d’accord avec Sempra Energy en vue du développement de projets de LNG nord-américain
• Signature d’un accord de concession avec ADNOC pour le lancement d’un programme d'exploration de gaz non conventionnel à Abou Dhabi
• Cession d'une participation de 4% dans le projet Ichthys en Australie
• Achat de 10% additionnels sur le champ de Lapa au Brésil
• Entrée dans le secteur de la distribution de carburants au Brésil
• Signature d’un accord avec Sonangol en vue de lancer un réseau de stations-service en Angola

Analyse des résultats des secteurs

Exploration-Production

>Environnement – prix de vente liquides et gaz*

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

>Production

La production d’hydrocarbures du Groupe s’est élevée à 2 876 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au quatrième trimestre 2018, en hausse de 10% sur un an, en raison des éléments suivants :

• +12% lié au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets, notamment Yamal LNG, Ichthys, Fort Hills, Kaombo North, Kashagan.
• + 2% d’effet périmètre. L’intégration des actifs de Maersk Oil, ainsi que l’acquisition d’une participation supplémentaire de 0,5% dans Novatek, sont partiellement compensées par l’expiration du permis de Mahakam fin 2017 et les cessions de Visund en Norvège, et de Rabi au Gabon.
• -4% lié à l’effet prix et au déclin naturel des champs.

En 2018, la production d’hydrocarbures Groupe s’est élevée à 2 775 kbep/j, en hausse de 8% sur un an, en raison des éléments suivants :

• +9% lié au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets, notamment Yamal LNG, Moho Nord, Fort Hills, Kashagan, Kaombo Norte, Ichthys.
• +3% d’effet périmètre. L’intégration des actifs de Maersk Oil, d’Al Shaheen au Qatar, de Waha en Libye, de Lapa et Iara au Brésil ainsi que l’acquisition d’une participation supplémentaire de 0,5% dans Novatek sont partiellement compensées par l’expiration du permis de Mahakam fin 2017 et les cessions de Visund et de Rabi au Gabon.
• -4% lié 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 :

• 2 476 M$ au quatrième trimestre 2018 en hausse de 37% sur un an. Le Groupe tire pleinement parti de l’augmentation des prix des hydrocarbures et de la forte croissance des productions.
• 10 210 M$ en 2018, en hausse de 71% sur un an pour les mêmes raisons et malgré un taux d’impôt qui augmente en lien avec l’augmentation des prix des hydrocarbures.

La marge brute d’autofinancement s’élève à 4,4 milliards de dollars au quatrième trimestre 2018 en hausse de 3% par rapport au quatrième trimestre 2017, partiellement atténuée par le recul des prix de vente au Canada, et à 19,4 milliards de dollars en 2018, en hausse de 31% pour les raisons ci-dessus. L’Exploration-Production a généré 10,2 milliards de dollars de marge brute d’autofinancement après investissements organiques en 2018.

Le taux moyen d’imposition augmente de 41,2% en 2017 à 46,5% en 2018 en lien avec l’augmentation des prix du pétrole.

Les coûts techniques des filiales consolidées, calculés conformément à l’ASC932¹², continuent à diminuer, et s’élèvent à 18,9 $/bep en 2018 (dont 5,7 $/bep de coûts de production) contre 19,5 $/bep en 2017.

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’élève à 756 M$ en 2018, grâce notamment à la bonne performance des activités de négoce de LNG et de gaz-électricité. Les acquisitions de Direct Energie et du business LNG d’Engie expliquent la forte hausse des investissements qui s’établissent à 3,5 milliards de dollars sur l’année. L’augmentation du besoin en fonds de roulement du fait de l’entrée dans le périmètre des acquisitions Direct Energie et du business LNG d’Engie contribue principalement au flux de trésorerie négatif en 2018.

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 2% au quatrième trimestre 2018 par rapport au quatrième trimestre 2017, soutenus par la bonne disponibilité des installations et un taux d’utilisation élevé de celles-ci.
• stables en 2018 par rapport à 2017. La baisse des traitements en Europe liée aux opérations de maintenance planifiées notamment à Anvers au second trimestre 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 diminue de 18% au quatrième trimestre par rapport au quatrième trimestre 2017 à 29,1 $/t. Il est en retrait de 21% à 32,3 $/t en 2018 principalement en raison de la hausse des prix du pétrole. L’environnement pétrochimique est resté favorable au quatrième trimestre, même si les marges en Europe sont en baisse sur un an, affectées par la hausse du prix des matières premières.

Dans ce contexte, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie présente une bonne résistance et s’établit à :

• 900 M$ au quatrième trimestre, en hausse de 2% sur un an.
• 3 379 M$ en 2018, en baisse de 11% 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 1% en 2018 par rapport à 2017. La cession de TotalErg en Italie est compensée par la croissance des activités 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

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services est stable en 2018 et s’établit à 1 652 M$.

Résultats de Total

>Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Grâce notamment à la bonne performance de l’Exploration-Production, le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 3 885 M$ au quatrième trimestre 2018, en hausse de 16% sur un an.
• 15 997 M$ en 2018, en hausse de 34% sur un an.

>Résultat net ajusté part du Groupe

En ligne avec les contributions des secteurs, le résultat net ajusté s’est établi à :

• 3 164 M$ au quatrième trimestre 2018, en hausse de 10% par rapport à l’année dernière.
• 13 559 M$ en 2018, en hausse de 28% sur un an.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et les effets des variations de juste valeur¹³.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net¹⁴ représente :

• un montant de -2 032 M$ au quatrième trimestre 2018, principalement lié à un effet de stock de 1,1 milliard dû à la baisse du prix du brut ainsi que notamment à la dépréciation d’Ichthys constatée lors de la réduction de la participation du Groupe.
• un montant de -2 113 M$ en 2018 pour les raisons mentionnées ci-dessus ainsi que la dépréciation d’usines de productions par SunPower.

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

• 38,1% au quatrième trimestre 2018, contre 31,8% 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.
• 38,7% en 2018, contre 31,1% en 2017, pour les mêmes raisons.

>Résultat net ajusté dilué par action et rachats d’actions

Le résultat net ajusté dilué par action est :

• en hausse de 6% à 1,17 $ au quatrième trimestre 2018, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 637 millions, contre 1,10 $ au quatrième trimestre 2017.
• en hausse de 23% à 5,05 $ en 2018, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 624 millions, contre 4,12 $ en 2017.

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

• d’une part les rachats d’actions émises en 2018 dans le cadre de l’option de paiement du dividende en actions, afin d’éliminer toute dilution liée à l’exercice de cette option : 21,6 millions d’actions ont ainsi été rachetées lors du quatrième trimestre 2018 et 47,2 millions d’actions en 2018 ; et
• d’autre part des rachats additionnels d’actions : 8,6 millions d’actions ont ainsi été rachetées lors du quatrième trimestre 2018 pour un montant de 500 M$ et 24,7 millions d’actions en 2018 pour un montant de 1,5 milliard de dollars.
• Au 31 décembre 2018, le nombre d’actions dilué était de 2 623 millions.

> Cessions – acquisitions

Les cessions finalisées ont représenté :

• 2 101 M$ au quatrième trimestre 2018, constituées notamment de la cession d'une participation de 4% dans le projet Ichthys en Australie et de la cession de la participation dans le terminal méthanier de Dunkerque.
• 5 172 M$ en 2018, constituées des éléments indiqués ci-dessus ainsi que des cessions de Joslyn au Canada, de Rabi au Gabon, des champs Martin Linge et Visund en Norvège, d’une participation dans Fort Hills au Canada, de la participation de SunPower dans la société 8point3, des activités de distribution de TotalErg en Italie et du réseau Marketing & Services à Haïti, et de l’apport de l’usine de polyethylène de Bayport aux Etats Unis à la co-entreprise formée avec Borealis et Nova dans laquelle Total détient 50%.

Les acquisitions finalisées ont représenté :

• 350 M$ au quatrième trimestre 2018, constituées essentiellement de l’extension de licences d’exploitation au Nigeria et de l’acquisition d’un réseau de stations-services au Brésil.
• 8 314 M$ en 2018, constituées des éléments indiqués ci-dessus ainsi que notamment l’acquisition de Direct Energie, de l’activité GNL d’Engie, de l’augmentation de la participation à 19,4% dans Novatek, des acquisitions de participations dans les champs de Iara et Lapa au Brésil, dans deux nouvelles concessions offshore pour 40 ans à Abou Dhabi et l’acquisition d’actifs offshore de Cobalt dans le golfe du Mexique.

> Cash flow net

Le cash flow net¹⁵ du Groupe ressort à :

• 2 964 M$ au quatrième trimestre 2018 contre 2 317 M$ au quatrième trimestre 2017. Ceci résulte notamment de la baisse de 930 M$ des investissements nets.
• 8 961 M$ en 2018 contre 9 499 M$ en 2017. Ceci résulte de l’augmentation de 3 932 M$ des investissements nets portés par la stratégie d’acquisition contracyclique du Groupe, partiellement compensée par une hausse de la marge brute d’autofinancement de 3 394 M$.

> Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est élevée à 12,2% sur la période du 1er janvier 2018 au 31 decembre 2018, en hausse par rapport à la même période l’année dernière.

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est élevée à 11,8% sur la période du 1er janvier 2018 au 31 decembre 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 5 485 M€ en 2018, contre 6 634 M€ en 2017.

Sensibilités 2019*

* 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 2019. 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

Depuis le début de l’année, le Brent a évolué autour de 60 $/b dans un contexte de demande et d’offre proche du plus haut niveau historique de 100 Mbep/j. Dans un environnement volatil, le Groupe poursuit sa stratégie de croissance intégrée dans les chaînes de valeur pétrole, gaz et électricité bas carbone.

Le Groupe dispose d’une forte visibilité sur son cash-flow en 2019, soutenu par la contribution des projets démarrés en 2018 et de ses acquisitions récentes.

Il maintient la discipline sur les dépenses pour réduire son point mort afin de rester rentable quel que soit l’environnement. En particulier, il vise un objectif d’économies de 4,7 milliards de dollars en 2019, des investissements nets prévus de 15 à 16 milliards de dollars en 2019, et des coûts de production de 5,5 $/bep.

Dans l’Exploration-Production, la production devrait augmenter de plus de 9% grâce à la montée en puissance de Kaombo North, Egina et Ichthys et des démarrages de Iara 1 au Brésil, Kaombo South en Angola, Culzean au Royaume-Uni et Johan Sverdrup en Norvège. Déterminé à tirer parti d’un environnement favorable de coûts, le Groupe poursuivra en 2019 les lancements de projets et notamment Mero 2 au Brésil, Tilenga & Kingfisher en Ouganda et Arctic LNG 2 en Russie.

Le Groupe poursuit sa stratégie de croissance rentable sur les chaînes intégrées du gaz et de l’électricité bas carbone. A partir de 2019, le Groupe reportera ensemble au sein du nouveau secteur iGRP (integrated Gas, Renewables & Power), les activités de la branche Gas, Renewables & Power et les activités amont de LNG actuellement reportées dans l’Exploration-Production.

Affectées par une abondance de produits disponibles, les marges européennes de raffinage sont très volatiles depuis le début de l’année. L’aval continuera à s’appuyer sur son portefeuille diversifié, notamment ses plateformes intégrées du Raffinage-Chimie aux Etats-Unis et en Asie-Moyen Orient ainsi que sur l’activité non cyclique du Marketing et Services.

Dans ce contexte, le Groupe poursuivra la mise en œuvre de sa politique de retour à l’actionnaire annoncée en février 2018 et augmentera en 2019 le dividende de 3,1% en ligne avec l’objectif d’augmentation de 10% sur la période 2018-20. Compte tenu de la situation financière du Groupe, l’option de paiement du dividende en actions prendra fin à partir de juin 2019. Dans le cadre de son programme de rachat d’actions de 5 milliards de dollars sur la période 2018-20, le Groupe prévoit de racheter 1,5 milliard de dollars d’actions en 2019 dans un environnement à 60$/b.

* * * * *

Pour écouter en direct la présentation en anglais uniquement de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, et de Patrick de La Chevardière, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 11h (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site du Groupe total.com ou composer le composer le +33 (0) 1 70 70 07 81 (code d’accès 7198797). Pour réécouter cette conférence, vous pouvez composer le +33 (0) 1 70 95 03 48 (code d’accès 7198797).

* * * * *

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

Ratio d’endettement

Rentabilité des capitaux employés moyens

> Période du 1erjanvier 2018au 31 décembre 2018

> Période du 1er octobre 2017 au 30 septembre 2018

> Période du 1er janvier 2017 au 31 décembre 2017

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

Ce communiqué de presse présente les résultats de l’exercice 2018, issus des comptes consolidés de TOTAL S.A. au 31 décembre 2018. Les procédures d’audit par les Commissaires aux Comptes sont en cours. Les Etats financiers consolidés (non audités) sont disponibles sur le site du Groupe total.com. Ce document ne constitue pas le rapport financier annuel au sens de L.451-1-2 du Code monétaire et financier.

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 le prix des produits pétroliers, 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 et les changements des conditions de marché. 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 activités du Groupe, sa situation financière, y compris ses résultats opérationnels et ses flux de trésorerie, sa réputation ou ses perspectives 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.

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 moyens employés (ROACE), le ratio dette nette/capitaux propres. 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 de 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.
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 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.

¹ Définitions en page 2.
² 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.
³ 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).
⁴ 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.
⁵ Y compris acquisitions et augmentation des prêts non courants.
⁶ Y compris cessions et remboursements des emprunts non courants.
⁷ Investissements nets = investissements bruts – cessions – remboursement des prêts non courants – autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
⁸ Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
⁹ 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.
¹⁰ DACF = Debt adjusted cash flow, se définit comme la marge brute d’autofinancement hors frais financiers.
¹¹ 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.
¹² FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries – Oil and Gas
¹³ Ces éléments d’ajustement sont explicités page 11.
¹⁴ Le total des éléments d’ajustements du résultat net est détaillé page 11 ainsi que dans les annexes aux comptes.
¹⁵ Cash flow net = marge brute d’autofinancement - investissements nets (y compris les autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle)

Principaux indicateurs

Tableau mis à jour au milieu du mois suivant la fin de chaque trimestre

* L’indicateur de marge de raffinage européen (ERMI) est un indicateur de marge de raffinage sur frais variables d’une raffinerie complexe théorique d’Europe du Nord située à Rotterdam. Cette raffinerie traite un cocktail de bruts représentatif de l’approvisionnement moyen de la zone pour fournir les grands produits cotés dans la même zone. Cet indicateur est un indicateur de marge théorique qui diffère de la marge réelle réalisée par Total au cours de chaque période en raison de la configuration particulière de ses raffineries, des effets de mix produit et d’autres conditions opératoires spécifiques à Total au cours de chaque période considérée.

** 1 $/t = 0,136 $/b

*** filiales consolidées, hors marges fixes, y compris les sous/sur-enlèvements d’hydrocarbures à la valeur de marché.

Avertissement : ces données sont issues du reporting de Total et ne sont pas auditées. Elles pourraient faire l’objet de modifications ultérieures.

Comptes Total

Comptes consolidés du quatrième trimestre et l’année 2018, normes IFRS