Total : Résultats du troisième trimestre 2020

Regulatory News:

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

Le Conseil d’administration de Total SE, réuni le 29 octobre 2020 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour le troisième trimestre 2020. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Après un deuxième trimestre au cours duquel le Groupe a fait face à des circonstances exceptionnelles avec un prix du pétrole passé sous les 20 $/b et un très fort ralentissement de l’activité mondiale lié à la crise sanitaire, le Groupe a bénéficié au cours du troisième trimestre d’un environnement plus favorable, avec un prix du pétrole supérieur à 40 $/b grâce à la forte discipline des pays de l’OPEP+ et une reprise de la demande en produits pétroliers dans le transport routier. Cet environnement est toutefois contrasté avec des prix du gaz bas et des marges de raffinage très dégradées du fait de surcapacités de production au regard de la demande et de stocks élevés.

Dans ce contexte, le Groupe démontre une nouvelle fois sa résilience grâce à son modèle intégré avec une génération de cash-flow (DACF) de plus de 4 G$, conforme aux prévisions pour un prix du brut de 40 $/b, et un taux d’endettement en baisse à 22%, compte tenu de la discipline sur les investissements et les coûts. Le résultat net ajusté s’établit à près de 850 M$ et le point mort cash organique est inférieur à 25 $/b.

L’Amont porte les résultats du Groupe avec un résultat opérationnel net ajusté de 1,1 G$, notamment grâce à des coûts de production bas à 5 $/bep et ce, malgré des prix du GNL et une production en baisse. Compte tenu de la discipline stricte avec laquelle les pays de l’OPEP+ appliquent les quotas et de l’absence de production en Libye jusqu’en octobre 2020, le Groupe anticipe désormais une production sur l’année 2020 inférieure à 2,9 Mbep/j.

Dans l’Aval, l’activité de raffinage est en perte tandis que la pétrochimie résiste et que le Marketing & Services présente un résultat opérationnel net à plus de 400 M$, meilleur qu’au troisième trimestre 2019. Après l’annonce de la cession de la raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni en juillet, le Groupe poursuit l’adaptation de son raffinage européen avec la reconversion industrielle de la raffinerie de Grandpuits en France en une plateforme zéro-pétrole qui produira des biofuels et des bioplastiques.

Au cours du trimestre, le Groupe a accéléré la mise en œuvre de sa stratégie dans les énergies renouvelables, avec notamment l’acquisition d’un portefeuille solaire de 3,3 GW en Espagne et les prises de position sur de l’éolien offshore flottant en Corée du Sud et en France. Au-delà des capacités brutes installées d’énergie renouvelable de 5,1 GW à la fin du troisième trimestre, le Groupe développe un portefeuille de projets de 19 GW dont 9 GW bénéficient d’ores et déjà de contrats d'achat d'électricité à long terme.

Confiant dans les fondamentaux du Groupe, le Conseil d’administration confirme le maintien du troisième acompte sur dividende à 0,66 € par action et réaffirme sa soutenabilité dans un contexte de 40$/b, notamment au vu des résultats de ce trimestre. »

Faits marquants³

Responsabilité sociétale et environnementale

• Reconnaissance du Groupe comme entreprise « LEAD » par le Global Compact des Nations-Unies
• Nouvelle Ambition Biodiversité avec des engagements renforcés
• Signature en tant que co-fondateur de la charte « Sea Cargo » pour uniformiser et systématiser le reporting des émissions de gaz à effet de serre liées aux activités de transport maritime
• Première publication du reporting « Sustainability Accounting Standards Board » (standard Exploration & Production)

Renouvelables et Électricité

• Acquisition d’un portefeuille de projets solaires de 3,3 GW en Espagne, portant à plus de 5 GW la capacité totale des projets solaires espagnols en développement
• Décision de couvrir l’intégralité de la consommation électrique des sites industriels du Groupe en Europe d’ici 2025 avec de l’électricité verte produite par ses sites solaires espagnols, au travers d’un « corporate PPA » de 3 GW
• Finalisation par SunPower du spin-off de Maxeon Solar Technologies aux États-Unis
• Renforcement du partenariat avec Adani dans le solaire, avec l’extension du portefeuille à 2,3 GW en Inde
• Accord avec Macquarie pour développer un portefeuille de 2 GW d’éolien offshore flottant en Corée du Sud
• Prise de participation de 20% dans le projet Eolmed de ferme éolienne offshore flottant de 30 MW en Méditerranée
• Création avec le groupe PSA d’Automotive Cell Company, co-entreprise dédiée au développement et à la fabrication en Europe de batteries pour l’industrie automobile
• Acquisition de la société ‘Blue Point London’, exploitant du plus grand réseau de recharge de Londres avec 1 600 points de charge pour véhicules électriques

Liquides

• Lancement de la troisième phase de développement du champ géant de Mero au Brésil
• Finalisation du « Host Government Agreement » relatif au pipeline EACOP avec le gouvernement ougandais, étape majeure pour la sanction du projet Tilenga
• Accord avec Perenco en vue de céder les participations dans 7 champs offshore matures non opérés et le terminal pétrolier du Cap Lopez, au Gabon
• Finalisation de la cession à Neo Energy de champs matures en mer du Nord au Royaume-Uni
• Annonce de la reconversion industrielle de la raffinerie de Grandpuits, en France, en une plateforme zéro pétrole à horizon 2024

   

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total⁴

Les données prennent en compte l’impact de la norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1^er janvier 2019.
* Taux de change moyen €-$ : 1,1689 au 3^ème trimestre 2020 et 1,1250 sur les neuf premiers mois de 2020.
** Données 2T20, 3T19 et 9M19 retraitées

Principales données d’environnement et de production du Groupe

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

* Les indicateurs sont indiqués en page 16

Le prix moyen de vente de GNL est en recul de 19% ce trimestre par rapport au trimestre précédent, du fait de l’impact différé de la baisse du prix du pétrole constatée durant le premier semestre 2020 sur les contrats long-terme GNL.

> Production*

* Production du Groupe = production de l’EP + production d’iGRP
** Données 3T19 et 9M19 retraitées

La production d’hydrocarbures a été de 2 715 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2020, en baisse de 11% sur un an, en raison des éléments suivants :

• -7% lié au respect des quotas de production décidés par les pays de l’OPEP+, notamment le Nigéria, les Émirats Arabes Unis, l’Angola, le Kazakhstan et l’Irak, ainsi que les réductions de production volontaires au Canada et subies en Libye
• -1% d’effet périmètre, notamment lié à la vente du Bloc CA1 au Brunei et la cession des actifs au Royaume-Uni
• +3% lié au démarrage et à la montée en puissance de nouveaux projets, notamment Culzean au Royaume-Uni, Johan Sverdrup en Norvège, Iara au Brésil et Tempa Rossa en Italie
• -3% lié au déclin naturel des champs
• -3% lié à des opérations de maintenance

La production d’hydrocarbures a été de 2 715 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2020, en baisse de 5% sur un trimestre, en raison des éléments suivants :

• -3% lié au renforcement des quotas de production par les pays de l’OPEP+, notamment le Nigéria
• -1% d’effet périmètre, notamment lié à la cession des actifs au Royaume-Uni
• +1% lié à la montée en puissance des projets récemment démarrés, notamment Ichthys en Australie, Tempa Rossa en Italie et Iara au Brésil
• -2% lié au déclin naturel et à des opérations de maintenance

Analyse des résultats des secteurs

Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)

> Production et ventes de GNL et d’électricité

* Données 3T19 et 9M19 retraitées
** Les quotes-parts de production du Groupe peuvent être vendues par Total ou par les joint-ventures

* Données à fin de période
** Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés

La production d’hydrocarbures pour le GNL est stable par rapport au trimestre précédent et en baisse de 4% sur un an.

Les ventes totales de GNL ont :

• Augmenté de 9% sur un an au troisième trimestre 2020, notamment du fait de la croissance des activités de négoce,
• Augmenté de 19% sur les neuf premiers mois de l’année 2020 pour les mêmes raisons et grâce à la montée en puissance de Yamal LNG, Ichthys LNG et du démarrage des deux premiers trains de Cameron LNG aux États-Unis.

La capacité brute installée de génération électrique renouvelable s’établit à 5,1 GW à la fin du troisième trimestre en forte croissance de 85% sur un an, notamment grâce à l’acquisition en Inde de 50% d’un portefeuille de plus de 2 GW au Groupe Adani.

Le Groupe poursuit la mise en œuvre de sa stratégie d’intégration dans la chaîne de l’électricité et du gaz en Europe et a vu les nombres de ses clients électricité et gaz croître sur un an respectivement de 7% et 4% et, sur les neuf premiers mois de l’année 2020, de 7%.

La production nette d’électricité s’établit à 4,1 TWh au troisième trimestre, en hausse de 41% sur un an, notamment du fait des appels plus importants aux CCGTs du Groupe et du doublement de la production d’électricité renouvelable.

Les ventes d’électricité sont en hausse de 2% sur les neuf premiers mois de l’année quand les ventes de gaz sont en léger retrait de 2% sur cette même période, impactées par la baisse de la consommation liée aux mesures de confinement en Europe.

> Résultats

* 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. Données 2T20, 3T19 et 9M19 retraitées.
*** Hors frais financiers sauf ceux liés aux contrats de location.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur iGRP s’est établi à :

• 285 M$ au troisième trimestre 2020 contre 574 M$ au troisième trimestre 2019, du fait de la baisse des prix du GNL,
• 1 524 M$ sur les neuf premiers mois de l’année, en baisse de 4% sur un an pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement est en baisse de 5% sur un an à 695 M$ au troisième trimestre et en hausse de 14% à 2 346 M$ sur les neuf premiers mois de l’année de 2020, en lien avec la hausse des ventes de GNL de 19%.

Exploration-Production

> Production

> 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 sauf ceux liés aux contrats de location.

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

• 801 M$ au troisième trimestre contre 1 734 M$ au troisième trimestre 2019, du fait de la forte baisse des prix du pétrole et du gaz et de la baisse de la production,
• 1 295 M$ sur les neuf premiers mois de l’année, en baisse de 76% sur un an pour les mêmes raisons.

La marge brute d’autofinancement est en baisse de 41% sur un an à 2 646 M$ au troisième trimestre et de 48% à 7 032 M$ sur les neuf premiers mois de l’année de 2020.

Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

> Résultats

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

Raffinage-Chimie

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

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

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

Les volumes raffinés sont :

• En baisse de 29% sur un an au troisième trimestre 2020, en raison notamment de stocks élevés de produits raffinés et de la chute de la demande. L’arrêt prolongé de l’unité de distillation de la plateforme de Normandie à la suite de l’incident survenu fin 2019 et la mise en sécurité de la raffinerie de Port-Arthur aux États-Unis en septembre lors du passage de l’ouragan Laura ont également contribué à cette réduction,
• En baisse de 25% sur les neuf premiers mois de l’année 2020 pour les mêmes raisons.

La production de monomères est :

• En baisse de 11% sur un an à 1 255 kt au troisième trimestre 2020, essentiellement du fait de la prolongation de la maintenance non planifiée sur le cracker de Port Arthur aux États-Unis,
• En hausse de 6% sur les neuf premiers mois de l’année 2020, en raison du grand arrêt en 2019 du vapocraqueur de Daesan en Corée du Sud.

La production de polymères est :

• En légère baisse de 2% sur un an à 1 248 kt au troisième trimestre 2020, compte tenu de la baisse de la demande,
• Stable sur les neuf premiers mois de l’année 2020, compte tenu du grand arrêt du vapocraqueur en amont des unités de polymères de Daesan en Corée du Sud sur 2019 et contrebalancé par la fermeture du site de polystyrène d’El Prat en Espagne ainsi que par l’arrêt pour maintenance planifiée sur la plateforme de Qatofin au Qatar au premier trimestre sur 2020.

> Résultats

* 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 forte baisse à -88 M$ au troisième trimestre 2020. Cette chute est liée à des marges de raffinage négatives, du fait de la faible demande, notamment en distillats liée à une activité particulièrement dégradée dans le transport aérien,
• En forte baisse de 64% à 869 M$ sur les neuf premiers mois de l’année 2020, du fait de marges de raffinage dégradées et du taux d’utilisation sur bruts traités en baisse à 62%, en partie compensée par la résistance des marges de pétrochimie sur la période et la surperformance des activités de négoce au second trimestre de 2020.

La marge brute d’autofinancement est en baisse de 82% sur un an à 242 M$ au troisième trimestre et de 42% à 1 912 M$ sur les neuf premiers mois de l’année de 2020.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

* Hors négoce international (trading) et ventes massives Raffinage

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse sur un an de 22% ce trimestre et de 21% sur les neuf premiers mois de l’année 2020, en raison notamment de l’impact sur la consommation de la crise du Covid-19 au niveau mondial et des mesures de confinement associées. Une amélioration est toutefois constatée par rapport au trimestre précédent grâce à la reprise de la demande, essentiellement en Asie et en Europe.

> Résultats

* 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 461 M$ au troisième trimestre 2020, en hausse de 12% sur un an, du fait de marges en progression.

La marge brute d’autofinancement est en hausse de 17% sur un an à 729 M$ au troisième trimestre.

Résultats de Total

> Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 1 459 M$ au troisième trimestre 2020, en baisse de 60% sur un an. Cette baisse est liée à la baisse des prix du Brent, du gaz et des marges de raffinage,
• 4 580 M$ sur les neuf premiers mois, en baisse de 57% sur un an pour les mêmes raisons.

> Résultat net ajusté part du Groupe

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

• 848 M$ au troisième trimestre 2020, contre 3 017 M$ au troisième trimestre 2019, en raison de la baisse des prix du Brent, du gaz et des marges de raffinage,
• 2 755 M$ sur les neuf premiers mois de 2020, en baisse de 68% 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 valeur⁴.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net⁵ représente un montant de -646 M$ au troisième trimestre 2020, essentiellement lié à la reconversion de la raffinerie de Grandpuits en France et à la cession de celle de Lindsey au Royaume-Uni.

Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à 45,7% au troisième trimestre 2020, contre -6,8% au trimestre précédent et 30,7% au troisième trimestre 2019. Ce taux de 45,7% s’explique par un résultat opérationnel net ajusté négatif dans le Raffinage-Chimie, réduisant la base de calcul du taux au niveau du Groupe.

> Résultat net ajusté par action

Le résultat net ajusté dilué par action s’est établi :

• à 0,29 $ au troisième trimestre 2020, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 637 millions, contre 1,13 $ au troisième trimestre 2019.
• à 0,97 $ sur les neuf premiers mois de l’année 2020, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 612 millions, contre 3,20 $ sur les neuf premiers mois de l’année 2019.

Au 30 septembre 2020, le nombre d’actions dilué était de 2 644 millions.

> Acquisitions - cessions

Les acquisitions finalisées ont représenté :

• 150 M$ au troisième trimestre 2020 lié notamment à l’acquisition de 51% dans le projet éolien offshore Seagreen au Royaume-Uni,
• 2,7 G$ sur les neuf premiers mois de l’année 2020 lié aux acquisitions ci-dessus ainsi qu’à la finalisation de l’acquisition en Inde de 50% du portefeuille d’actifs solaires en opération d’Adani Green Energy Limited, la finalisation de l’acquisition de 37,4% d’Adani Gas Limited, l’acquisition de participations dans les blocs 20 et 21 en Angola et au paiement d’une deuxième tranche liée à la prise de participation de 10% dans le projet Arctic LNG 2 en Russie

Les cessions finalisées ont représenté :

• 422 M$ au troisième trimestre 2020 lié notamment à la cession d’actifs non-stratégiques en mer du Nord au Royaume-Uni,
• 1,1 G$ sur les neuf premiers mois de l’année 2020 lié notamment aux cessions ci-dessus, à la finalisation de la vente du Bloc CA1 au Brunei, à la vente de la participation du Groupe dans le terminal de regazéification de Fos Cavaou et à la vente de 50% d’un portefeuille d’actifs solaires et éoliens de Total Quadran en France.

> Cash-flow net

Le cash-flow net⁶ du Groupe ressort à :

• 1 879 M$ au troisième trimestre 2020 contre 19 M$ au troisième trimestre 2019, compte tenu de la baisse des investissements nets de 6 718 M$ à 1 912 M$ et d’une baisse de la marge d’autofinancement de 6 737 M$ à 3 791 M$.
• 2,7 G$ sur les neuf premiers mois de l’année 2020 contre 6,1 G$ sur les neuf premiers mois de l’année 2019, en raison de la baisse de 8,1 G$ de la marge d’autofinancement, partiellement compensée par une réduction des investissements nets de 4,8 G$.

> Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres s’est établie à 5,5% sur la période du 1^er octobre 2019 au 30 septembre 2020.

La rentabilité des capitaux employés moyens s’est établie à 5,4% sur la période du 1^er octobre 2019 au 30 septembre 2020.

Comptes de Total SE

Le résultat de Total SE, société mère, s’établit à 4 727 millions d’euros sur les neuf premiers mois de l’année 2020, contre 5 934 millions d’euros un an auparavant.

Sensibilités 2020*

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4^ème 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. Pour les indicateurs, se reporter à la page 16.

** Environnement Brent à 60 $/b.

Synthèse et perspectives

L’environnement pétrolier reste incertain et dépendra notamment de la vitesse de la reprise de la demande mondiale, affectée par la pandémie du Covid-19.

Le prix du pétrole s’est maintenu au-dessus de 40 $/b depuis le mois de juin, soutenu par la forte conformité aux quotas des pays de l’OPEP+ et par la baisse des productions d’hydrocarbures en Amérique du Nord. Dans ce contexte, compte tenu des quotas, le Groupe anticipe désormais une production sur l’année 2020 inférieure à 2,9 Mbep/j.

Total anticipe que la hausse du prix du pétrole observée sur les deuxième et troisième trimestres aura un impact positif sur son prix moyen de vente du GNL au quatrième trimestre, qui devrait s’établir à plus de 4 $/Mbtu.

Dans l’Aval, depuis le début du quatrième trimestre, les marges européennes de raffinage se sont établies en moyenne au-dessus de 10 $/t et restent fragiles compte tenu de la faiblesse de la demande en jet fuel qui pèse sur la valorisation de l’ensemble des distillats. Dans ce contexte, le Groupe prévoit une contribution de l’Aval supérieure à 4.5 G$ au cash flow du Groupe pour 2020.

Dans ce contexte, le Groupe maintient la discipline forte sur les dépenses. Le Groupe dépassera en 2020 son programme de réduction des coûts opératoires avec plus de 1 G$ d’économies. Les investissements nets s’établiront à moins de 13 G$ en 2020, dont 2 G$ sur les renouvelables et l’électricité.

La priorité du Groupe demeure la génération d’un niveau de cash-flow permettant de continuer à investir dans des projets rentables, de soutenir le dividende et de maintenir un bilan solide. Les équipes du Groupe restent pleinement mobilisées sur les 4 priorités que sont le HSE, l’excellence opérationnelle, la réduction des coûts et la génération de cash-flow.

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Pour écouter en direct la conférence téléphonique en anglais de Jean-Pierre Sbraire, Directeur Financier, qui se tient ce jour à 13h00 (heure de Paris) avec les analystes financiers, vous pouvez consulter les informations fournies sur le site du Groupe total.com ou composer le +33 (0) 1 70 70 07 81 (code d’accès 2124019). L’enregistrement de cette conférence sera disponible sur le site du Groupe total.com à l’issue de l’événement.

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Principales données opérationnelles des secteurs

>Production du Groupe (Exploration Production + iGRP)

* Données 3T19 et 9M19 retraitées

> Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

* Oléfines, Polymères

Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe

Investissements – Désinvestissements

* A compter du 2^ème trimestre 2019, les remboursements organiques de prêts SME se définissent comme les remboursements des prêts aux sociétés mises en équivalence provenant de leur flux de trésorerie d’exploitation.
** Variation de dette de projets renouvelables quote-part Groupe et quote-part partenaire.

Cash-flow

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

Les chiffres historiques ont été retraités pour annuler l’impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP

** La variation du besoin en fonds de roulement est présentée hors impact des contrats comptabilisés en juste valeur du secteur iGRP.

Ratio d’endettement

* Les taux d’endettement intègrent l’impact de la nouvelle norme IFRS16, entrée en vigueur au 1^er janvier 2019

Rentabilité des capitaux employés moyens

> Période du 1^er octobre 2019 au 30 septembre 2020

> Période du 1^er juillet 2019 au 30 juin 2020

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

Ce communiqué de presse présente les résultats du troisième trimestre 2020 et des neuf premiers mois de 2020, issus des comptes consolidés de TOTAL SE au 30 septembre 2020. Les procédures d’examen limité par les Commissaires aux Comptes sont en cours. L’annexe aux comptes consolidés (non audités) est disponible sur le site du Groupe total.com.

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

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

Ni TOTAL ni aucune de ses filiales ne prennent l’engagement ou la responsabilité vis-à-vis des investisseurs ou toute autre partie prenante de mettre à jour ou de réviser, en particulier en raison d’informations nouvelles ou événements futurs, tout ou partie des déclarations, informations prospectives, tendances ou objectifs contenus dans ce document. 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 d’enregistrement universel déposé par la Société auprès de l’Autorité des marchés financiers et du Form 20-F/A 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 d’endettement, la marge brute d’autofinancement (MBA). 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.

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

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

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

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

Avertissement aux investisseurs américains - La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières sous son autorité à publier séparément les réserves prouvées, probables et possibles qu'elles auraient identifiées conformément aux règles de la SEC. Ce document peut contenir certains termes que les recommandations de la SEC nous interdisent strictement d’utiliser dans les documents officiels qui lui sont adressés, comme notamment les termes "réserves potentielles" ou "ressources". Tout investisseur américain est prié de se reporter au Form 20-F/A 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.

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Comptes Total

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Comptes consolidés du troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2020, normes IFRS