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Retraitement des chiffres clés des secteurs d'activité pour les exercices 2017 et 2018

Regulatory News:

La croissance rentable dans les chaînes de valeur intégrées du gaz et de l’électricité bas carbone est un des axes clés de la stratégie de Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT). Afin de donner une meilleure visibilité à ces activités, une nouvelle structure de reporting de l’information financière par secteur d’activité a été décidée et est effective depuis le 1er janvier 2019. Elle est articulée autour de quatre secteurs d’activité : Exploration & Production (EP), Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP), Raffinage & Chimie (RC) et Marketing & Services (MS).

Le secteur iGRP porte l’ambition de Total dans les activités de la chaine intégrée du gaz (y compris le GNL - gaz naturel liquéfié) et de l'électricité bas carbone. Il est constitué de l’ensemble des activités de GNL amont et midstream auparavant reportées dans le secteur EP (se référer à la liste indicative des actifs en annexe) ainsi que des activités auparavant reportées dans le secteur Gas, Renewables & Power. Le nouveau secteur EP a été ajusté en conséquence.

Les secteurs RC et MS ne sont pas affectés par ces changements.

Les tableaux ci-dessous présentent les chiffres clés des exercices 2017 et 2018 retraités pour tenir compte de ces changements.

Production d’hydrocarbures du Groupe

    2017   2018   1T18   2T18   3T18   4T18 Production Groupe (kbep/j)   2 566   2 775   2 703   2 717   2 804   2 876 EP (kbep/j)   2 229   2 394   2 359   2 375   2 433   2 408 iGRP (kbep/j)   337   381   344   342   371   468                           Production Groupe (kbep/j)   2 566   2 775   2 703   2 717   2 804   2 876 Pétrole (y compris bitumes) (kb/j) 1 167 1 378 1 297 1 400 1 431 1 382

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

  1 398   1 397   1 406   1 317   1 373   1 493                           Production Groupe (kbep/j)   2 566   2 775   2 703   2 717   2 804   2 876 Liquides (kb/j) 1 346 1 566 1 481 1 582 1 611 1 589 Gaz (Mpc/j)   6 662   6 599   6 664   6 176   6 557   6 994

EP – Exploration-Production (nouveau périmètre)

> Production

Production d'hydrocarbures   2017   2018   1T18   2T18   3T18   4T18 EP (kbep/j)   2 229   2 394   2 359   2 375   2 433   2 408 Liquides (kb/j)   1 310   1 527   1 445   1 544   1 575   1 541 Gaz (Mcf/d)   4 995   4 724   4 976   4 536   4 678   4 710

> Principaux indicateurs financiers

En millions de dollars   2017   2018   1T18   2T18   3T18   4T18 Résultat opérationnel ajusté   6 208   13 408   2 902   3 726   3 947   2 833 Taux moyen d'imposition du Groupe   40,5%   46,2%   48,7%   46,6%   47,5%   41,2% Résultat opérationnel net ajusté   4 541   8 547   1 817   2 315   2 439   1 976

Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises enéquivalence

  827   1 140   228   327   316   269 Investissements   10 005   13 789   5 545   2 612   2 472   3 160 Désinvestissements   1 793   3 674   2 176   466   494   538 Investissements organiques   9 110   7 953   1 798   1 785   1 605   2 765 Marge brute d'autofinancement*   12 758   17 832   3 921   4 800   5 200   3 911 Flux de trésorerie d'exploitation*   10 719   18 537   3 322   4 474   4 431   6 310

* Hors frais financiers

Note : voir les définitions dans les communiqués de presse trimestriels sur les résultats du Groupe

iGRP - Integrated Gas, Renewables & Power

> Production et ventes de GNL

Production d'hydrocarbures   2017   2018   1T18   2T18   3T18   4T18 iGRP (kbep/j)   337   381   344   342   371   468 Liquides (kb/j)   36   40   36   38   36   48 Gaz (Mcf/d)   1 668   1 875   1 688   1 640   1 879   2 284 Gaz naturel liquéfié (Mt)   2017   2018   1T18   2T18   3T18   4T18 Ventes totales de GNL   15.6   21.8   3.8   3.9   6.2   7.9 incl. ventes issues des quotes-parts de production*   11.2   11.1   2.5   2.5   2.8   3.3

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

  7.6   17.1   2.6   2.7   5.1   6.7

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

> Principaux indicateurs financiers

En millions de dollars   2017   2018   1T18   2T18   3T18   4T18 Résultat opérationnel ajusté   1 435   1 174   235   217   373   349 Résultat opérationnel net ajusté   1 929   2 419   481   565   697   676

Quote-part du résultat net ajusté des sociétés mises enéquivalence

  804   1 249   228   250   324   447                           Investissements   3 594   5 032   575   447   3 325   685 Désinvestissements   198   2 209   153   439   198   1 419 Investissements organiques   2 553   1 745   336   388   407   614 Marge brute d'autofinancement*   2 289   2 055   393   492   553   617 Flux de trésorerie d'exploitation*   3 157   596   68   258   (164)   434

* Hors frais financiers.

ANNEXE

Actifs inclus dans le secteur EP jusqu'à fin 2018 et reportés à compter du 1er janvier 2019 dans le secteur iGRP

Pays   Actif   % Participation Angola   Angola LNG   13,60% Australie   Gladstone LNG   27,50% Australie   Ichthys   26,00% Emirats Arabes Unis   ADNOC LNG   5,00% Etats-Unis   Barnett Shale*   90,92% en moyenne Indonésie   Mahakam   Jusqu'à fin 2017 (expiration de la license Mahakam) Nigeria   Nigeria LNG   15.00% Nigeria   OML 58   40.00% Norvège   Snohvit   18,40% Oman   Oman LNG   5,54% Oman   Qalhat LNG   2,04%, participation indirecte à travers Oman LNG Papouasie Nouvelle Guinée   Papua LNG   40,10% Qatar   Qatargas 1 Upstream   20.00% Qatar   Qatargas 1 Downstream   10.00% Qatar   Qatargas 2 Train 5   16,70% Russie   Arctic LNG 2**  

10,00% d'intérêt direct (21,64 % en incluantl'intérêt indirect*** et en considérant uneparticipation de Novatek de 60% dans le project)

Russie   Yamal LNG  

20,02% d'intérêt direct (29,72% en incluantl'intérêt indirect***)

Yémen   Yemen LNG   39,62%

* Barnett Shale est reporté dans iGRP avec les autres actifs LNG du Groupe aux Etats Unis, comprenant notamment la participation du Groupe dans Cameron LNG et Tellurian Inc., qui étaient déjà reportées le secteur GRP à fin 2018.** Total a signé les accords définitifs de son entrée dans le project Arctic LNG 2 le 5 mars 2019.*** Le secteur iGRP comprend l’intérêt de Total dans les projets Arctic LNG 2 et Yamal LNG indirectement détenu au travers de sa participation de 19,4% au capital de Novatek. Les autres actifs de Novatek restent rapportés dans le périmètre EP.

Les données retraitées présentées ici sont issues du reporting interne de TOTAL et n'ont pas été auditées par les commissaires aux comptes de TOTAL. Ces données financières sont présentées uniquement à titre d'information. Dans les limites autorisées par la loi, TOTAL S.A. décline toute responsabilité quant à l'utilisation des données financières retraitées.

La liste des actifs figurant en annexe est présentée à titre indicatif et mentionne les actifs qui, précédemment comptabilisés dans le secteur d’activité de reporting EP, sont comptabilisés à compter du 1er janvier 2019 dans le secteur d’activité de reporting iGRP. Cette liste fait référence à des actifs ou des droits contractuels pouvant regrouper les contributions de multiples filiales et / ou entités consolidées.

L'information financière par secteur d'activité est présentée conformément au système de reporting interne et présente l'information sectorielle interne utilisée pour gérer et mesurer la performance de TOTAL. Outre les indicateurs IFRS, certains indicateurs de performance alternatifs sont présentés, tels que les indicateurs de performance hors éléments d'ajustement décrits ci-dessous (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté). Ces indicateurs sont destinés à faciliter l'analyse de la performance financière de TOTAL et la comparaison des résultats entre périodes. Ils permettent aux investisseurs de suivre les mesures utilisées en interne pour gérer et mesurer la performance du Groupe. Ces éléments d'ajustement comprennent :

i) Éléments exceptionnelsEn raison de leur caractère inhabituel ou de leur importance particulière, certaines opérations qualifiées d'"éléments exceptionnels" sont exclues des chiffres des secteurs d'activité. En général, les éléments non-récurrents concernent des opérations significatives, peu fréquentes ou inhabituelles. Toutefois, dans certains cas, des opérations telles que des coûts de restructuration ou des cessions d'actifs, qui ne sont pas considérées comme représentatives du cours normal des affaires, peuvent être qualifiées d'éléments exceptionnels bien qu'elles aient pu se produire au cours d'exercices antérieurs ou soient susceptibles de se reproduire au cours des prochains exercices.(ii) Effet de stockLes résultats ajustés des secteurs Raffinage & Chimie et Marketing & Services sont présentés selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée pour évaluer la performance des secteurs et faciliter la comparabilité de la performance des secteurs avec celle de ses concurrents.Dans la méthode du coût de remplacement, qui se rapproche de la méthode du DEPS (dernier entré, premier sorti), la variation de la valeur des stocks dans l'état des résultats est, selon la nature des stocks, déterminée en utilisant soit les écarts de prix de fin de mois entre une période et une autre ou les prix moyens de la période plutôt que la valeur historique. L'effet de stock est la différence entre les résultats selon le FIFO (First-In, First-Out) et le coût de remplacement.(iii) Effet des variations de juste valeurL'effet des variations de juste valeur présentées comme élément d'ajustement reflète, pour certaines transactions, les différences entre les mesures internes de performance utilisées par la direction de TOTAL et la comptabilisation de ces transactions en IFRS.Les IFRS exigent que les stocks détenus à des fins de transaction soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les prix au comptant de fin de période. Afin de mieux refléter la gestion du risque économique au moyen d'opérations sur dérivés, les indicateurs internes utilisés pour mesurer le rendement comprennent l'évaluation des stocks de négociation en fonction des prix à terme.Par ailleurs, TOTAL, dans le cadre de ses activités de trading, conclut des contrats de stockage dont les effets futurs sont comptabilisés à la juste valeur dans la performance économique interne du Groupe. Les IFRS excluent la comptabilisation de cet effet de juste valeur.

Les résultats ajustés (résultat opérationnel ajusté, résultat opérationnel net ajusté, résultat net ajusté) sont définis comme des résultats au coût de remplacement, hors éléments non-récurrents et hors effet des variations de juste valeur.

Des informations complémentaires concernant les facteurs de risques et incertitudes susceptibles d'avoir un impact sur les résultats financiers ou les activités du Groupe sont disponibles dans les versions les plus récentes du Document de référence déposé auprès de l'Autorité des marchés financiers (AMF) et du Rapport annuel sur formulaire 20-F déposé auprès de la Securities and Exchange Commission (SEC) américaine.

Consultez la version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20190405005088/fr/

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