Communiqué de Presse

Résultats du premier trimestre 2021

Avec un résultat de plus de 3 G$,

Total tire pleinement parti du rebond du prix des hydrocarbures Le GNL et les renouvelables représentent un tiers du résultat

1T21

1T20

Variation

1T19

Variation

vs 1T20

vs 1T19

Prix du pétrole - Brent ($/b)

61,1

50,1

+22%

63,1

-3%

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu)

6,1

6,3

-4%

7,2

-16%

Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)

5,3

26,3

-80%

33,0

-84%

Résultat net ajusté part du Groupe

1

- en milliards de dollars (G$)

3,0

1,8

+69%

2,8

+9%

- en dollar par action

1,10

0,66

+68%

1,02

+8%

DACF

1

(G$)

5,8

4,3

+34%

6,3

-8%

Flux de trésorerie d'exploitation (G$)

5,6

1,3

x4,3

3,6

+54%

Résultat net part du Groupe de 3,3 G$ au 1T21

Ratio d'endettement

2

de 19,5% au 31 mars 2021 contre 21,7% au 31 décembre 2020

Production d'hydrocarbures de 2 863 kbep/j au 1T21, en baisse de 7% sur un an

Premier acompte sur dividende au titre de l'exercice 2021 de 0,66 €/action

1

Paris, le 29 avril 2021 - Le Conseil d'administration de Total SE, réuni le 28 avril 2021 sous la présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté les comptes du Groupe pour le premier trimestre 2021. A cette occasion, Patrick Pouyanné a déclaré :

  • Au premier trimestre, le Groupe tire pleinement parti de prix du pétrole et du gaz en hausse de respectivement 38% et 24% sur un trimestre et de sa stratégie de croissance dans le GNL et les Renouvelables et Electricité.

Le Groupe réalise ainsi un résultat net ajusté de 3 G$, supérieur à celui du 1er trimestre 2019 avant crise, malgré un environnement moins favorable, tirant parti des plans d'actions mis en œuvre pendant la crise. Le cash-flow (DACF) s'élève à 5,8 G$ et le taux d'endettement retrouve un niveau inférieur à 20% dès ce premier trimestre 2021 ce qui valide la stratégie de résilience et de maintien du dividende menée par le Conseil d'administration durant la crise de 2020. Le Conseil d'administration confirme l'objectif d'ancrer durablement le ratio d'endettement du Groupe sous les 20%. Le point mort cash organique est inférieur à 25 $/b au premier trimestre.

Le secteur iGRP atteint un résultat opérationnel net ajusté de 1 G$, le plus élevé de son histoire, et génère une marge brute d'autofinancement de plus de 1 G$, grâce à la croissance de ses ventes de GNL et la contribution positive des activités Renouvelables et Electricité qui atteignent un EBITDA de près de 350 M$. Ainsi, sur un an, la capacité brute installée de production d'électricité renouvelable a crû de 3 à 7,8 GW, la production d'électricité renouvelable a plus que doublé, la production d'électricité a augmenté de plus de 60% et le Groupe a désormais plus de 5 millions de clients en France. Avec plus de 2 G$ investis dans les renouvelables avec l'acquisition d'une participation de 20% dans Adani Green Energy Ltd en Inde au premier trimestre 2021, le Groupe accélère sa transformation en une compagnie multi-énergies.

Avec un résultat opérationnel net ajusté de 2 G$, l'Exploration-Production a pleinement capturé la hausse du prix du pétrole et est ainsi un fort contributeur de cash-flow avec une marge brute d'autofinancement de 3,8 G$. Compte tenu des quotas mis en œuvre par les pays de l'OPEP+ et comme annoncé par le Groupe, la production est en légère hausse (0,8%) à 2,86 Mbep/j. Avec le lancement du projet de développement des ressources du lac Albert en Ouganda et en Tanzanie, le Groupe met en œuvre sa stratégie d'investissement résilient dans des projets à point mort bas, qui réduisent l'intensité carbone de son portefeuille.

L'amélioration de l'environnement de l'Amont contraste avec des marges de raffinage européennes très dégradées, en recul de 80% sur un an, affectées par la faible demande de produits pétroliers qui s'est établie à 13 Mb/j au premier trimestre 2021 contre 15 Mb/j un an plus tôt. Le résultat opérationnel net ajusté de l'Aval s'établit à plus de 500 M$ soutenu par la très bonne performance de la pétrochimie et la résilience du Marketing & Services.

Conforté par ces excellents résultats et confiant dans les fondamentaux du Groupe, le Conseil d'administration a décidé la distribution d'un premier acompte sur dividende au titre de l'exercice 2021 stable à 0,66 €/action. »

  1. Définitions en page 3.
  2. Hors engagements liés aux contrats de location.

1

Faits marquants3

Responsabilité sociétale et environnementale

  • Le Conseil d'administration de Total prend l'initiative de soumettre une résolution sur l'ambition de la
    Société en matière de développement durable et de transition énergétique vers la neutralité carbone
  • En cohérence avec sa politique climat, retrait du Groupe de l'American Petroleum Institute
  • Inauguration de L'Industreet, campus de formation de jeunes aux métiers de l'industrie, action phare en matière de responsabilité sociétale de Total en France

Renouvelables et Électricité

  • Acquisition en Inde d'une participation minoritaire de 20% dans Adani Green Energy Limited (AGEL), le premier développeur solaire au monde
  • Obtention avec Macquarie d'une concession sur fonds marins pour développer ensemble un projet éolien offshore de 1,5 GW au Royaume-Uni
  • Acquisition de portefeuilles de projets solaires et de stockage de 4 GW aux États-Unis
  • Association de Total et Microsoft pour soutenir l'innovation digitale et leurs objectifs de neutralité carbone
  • Signature d'un contrat de vente d'électricité verte à Orange qui permettra le développement de 80 MW de fermes solaires en France
  • Cession de 50 % de 2 portefeuilles renouvelables en France représentant près de 340 MW

GNL

  • Déclaration de force majeure sur le projet Mozambique LNG à la suite de la situation sécuritaire dans le nord de la province du Cabo Delgado
  • Signature d'accords avec Shenergy Group portant sur la fourniture de GNL jusqu'à 1,4 million de tonnes par an en Chine
  • Obtention d'une licence d'avitaillement en GNL marin à Singapour
  • Signature d'un accord de collaboration technique avec Siemens Energy pour réduire les émissions de CO2 liées au GNL

Amont

  • Signature des accords définitifs permettant le lancement des projets pétroliers amont de Tilenga et Kingfisher et la construction de l'oléoduc East African Crude Oil Pipeline en Ouganda et en Tanzanie
  • Publication de l'ensemble des études sociétales et environnementales relatives aux projets Tilenga et EACOP en Ouganda et Tanzanie

Aval

  • Démarrage de la production de biocarburants aériens durables en France grâce à sa bioraffinerie de La
    Mède et à son site d'Oudalle (Seine-Maritime)

Puits de Carbone

  • Investissement dans le développement d'une forêt de 40 000 hectares en République du Congo pour constituer un puits de carbone durable de plus de 10 millions de tonnes de CO2 sur 20 ans
  • Création de la joint-venture de développement du projet Northern Lights de séquestration de CO2 en mer du Nord septentrionale

3 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.

2

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4

En millions de dollars, sauf le taux d'imposition,

1T21

1T21

1T21

4T20

1T20

vs

1T19

vs

le résultat par action et le nombre d'actions

1T20

1T19

Résultat opérationnel net ajusté des secteurs

3 487

1 824

2 300

+52%

3 413

+2%

Exploration-Production

1 975

1 068

703

x2,8

1 722

+15%

Integrated Gas, Renewables & Power

985

254

913

+8%

592

+66%

Raffinage-Chimie

243

170

382

-36%

756

-68%

Marketing & Services

284

332

302

-6%

343

-17%

Quote-part du résultat net ajusté des

520

367

658

-21%

614

-15%

sociétés mises en équivalence

Taux moyen d'imposition du Groupe

5

34,6%

14,9%

30,0%

40,5%

Résultat net ajusté part du Groupe

3 003

1 304

1 781

+69%

2 759

+9%

Résultat net ajusté dilué par action (dollars)

6

1,10

0,46

0,66

+68%

1,02

+8%

Résultat net ajusté dilué par action (euros)*

0,91

0,39

0,60

+52%

0,90

+1%

Nombre moyen pondéré dilué d'actions (millions)

2 645

2 645

2 601

+2%

2 620

+1%

Résultat net part du Groupe

3 344

891

34

x98,4

3 111

+7%

Investissements organiques

7

2 379

3 432

2 523

-6%

2 784

-15%

Acquisitions nettes

8

1 590

1 099

1 102

+44%

306

x5,2

Investissements nets

9

3 969

4 531

3 625

+9%

3 090

+28%

Marge brute d'autofinancement**

10

5 366

4 498

3 765

+43%

5 774

-7%

Marge brute d'autofinancement hors frais financiers (DACF)

11

5 750

4 933

4 277

+34%

6 277

-8%

Flux de trésorerie d'exploitation

5 598

5 674

1 299

x4,3

3 629

+54%

Les données prennent en compte l'impact de la norme IFRS16 « contrats de location », entrée en vigueur au 1er janvier 2019.

  • Taux de change moyen €-$ : 1,2048 au 1er trimestre 2021.
  • Données 1T20 et 1T19 retraitées.
  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 15.
  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. Investissements organiques = investissements nets, hors acquisitions, cessions et autres opérations avec des intérêts ne conférant pas le contrôle.
  5. Acquisitions nettes = acquisitions - cessions - autres opérations avec intérêts ne conférant pas le contrôle (voir page 15).
  6. Investissements nets = Investissements organiques + acquisitions nettes (voir page 15).
  7. 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).
    La méthode du coût de remplacement est explicitée page 18. Le tableau de réconciliation des différents cash-flows figure en page 16.
  8. DACF = Debt adjusted cash-flow, se définit comme la marge brute d'autofinancement hors frais financiers.

3

Principales données d'environnement et de production du Groupe

  • Environnement* - prix de vente liquides et gaz, marge de raffinage

Brent ($/b)

Henry Hub ($/Mbtu)

NBP ($/Mbtu)

JKM ($/Mbtu)

Prix moyen de vente liquides ($/b)

Filiale consolidées

Prix moyen de vente gaz ($/Mbtu)

Filiales consolidées

Prix moyen de vente GNL ($/Mbtu) Filiales consolidées et sociétés mises en equivalence

Marge sur coûts variables - Raffinage Europe, MCV ($/t)

  • Les indicateurs sont indiqués en page 19

1T21

1T21

1T21

4T20

1T20

vs

1T19

vs

1T20

1T19

61,1

44,2

50,1

+22%

63,1

-3%

2,7

2,8

1,9

+46%

2,9

-5%

6,8

5,6

3,1

x2,2

6,3

+7%

10,0

8,0

3,6

x2,8

6,6

+50%

56,4

41,0

44,4

+27%

58,7

-4%

4,06

3,31

3,35

+21%

4,51

-10%

6,08

4,90

6,32

-4%

7,20

-16%

5,3

4,6

26,3

-80%

33,0

-84%

> Production*

1T21

1T21

1T21

4T20

1T20

vs

1T19

vs

1T20

1T19

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 863

2 841

3 086

-7%

2 946

-3%

Pétrole (y compris bitumes) (kb/j)

1 272

1 238

1 448

-12%

1 425

-11%

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

1 591

1 603

1 638

-3%

1 521

+5%

Production d'hydrocarbures (kbep/j)

2 863

2 841

3 086

-7%

2 946

-3%

Liquides (kb/j)

1 508

1 483

1 699

-11%

1 629

-7%

Gaz (Mpc/j)

7 400

7 406

7 560

-2%

7 167

+3%

  • Production du Groupe = production de l'EP + production d'iGRP

La production d'hydrocarbures a été de 2 863 milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier trimestre 2021, en baisse de 7% sur un an, en raison des éléments suivants :

  • -3%lié au respect des quotas de production décidés par les pays de l'OPEP+, notamment le Nigéria, les Émirats Arabes Unis et le Kazakhstan,
  • +2% lié à la reprise de la production en Libye,
  • +2% lié au démarrage et à la montée en puissance de projets, notamment North Russkoye en Russie, Culzean au Royaume-Uni, Johan Sverdrup en Norvège et Iara au Brésil,
  • -2%d'effet périmètre, notamment lié aux cessions d'actifs au Royaume-Uni et du Bloc CA1 au Brunei,
  • -3%lié à des maintenances et des arrêts non planifiés notamment en Norvège,
  • -3%lié au déclin naturel des champs.

4

Analyse des résultats des secteurs

Integrated Gas, Renewables & Power (iGRP)

  • Production et ventes de GNL et d'électricité

1T21

1T21

Production d'hydrocarbures pour le GNL

1T21

4T20

1T20

vs

1T19

vs

1T20

1T19

iGRP (kbep/j)

518

532

552

-6%

518

-

Liquides (kb/j)

64

65

73

-13%

66

-4%

Gaz (Mpc/j)

2 476

2 549

2 611

-5%

2 460

+1%

1T21

1T21

GNL (Mt)

1T21

4T20

1T20

vs

1T19

vs

1T20

1T19

Ventes totales de GNL

9,9

10,0

9,8

+1%

7,7

+28%

incl. Ventes issues des quotes-parts de production*

4,4

4,3

4,7

-7%

3,8

+15%

incl. Ventes par Total issues des quotes-parts de production et

7,9

8,0

7,8

+1%

6,0

+31%

d'achats auprès de tiers

  • Les quotes-parts de production du Groupe peuvent être vendues par Total ou par les joint-ventures

Malgré une production d'hydrocarbures pour le GNL au premier trimestre 2021 en baisse de 6% sur un an notamment du fait de l'arrêt de l'usine de Snøhvit LNG suite à l'incendie intervenu fin septembre 2020, les ventes totales de GNL sont stables au premier trimestre 2021.

1T21

Renouvelables et électricité

1T21

4T20

1T20

vs

1T20

Capacités brutes en portefeuille de génération électrique renouvelable

36,2

26,1

16,7

x2,2

pour 2025 (GW) 1,2

dont capacités installées

7,8

7,0

3,0

x2,6

dont capacités en construction

5,1

4,1

2,2

x2,3

dont capacités en développement

23,3

15,0

11,5

x2

Capacités brutes en développement post 2025 (GW) 2

4,0

2,5

0,4

x10

Capacités brutes de génération électrique renouvelable bénéficiant de

21,2

17,5

8,3

x2,6

PPA (GW) 1,2

Capacités nettes en portefeuille de génération électrique renouvelable

28,0

17,9

11,5

x2,4

pour 2025 (GW) 1,2

dont capacités installées

3,8

3,1

1,2

x3,1

dont capacités en construction

3,1

2,3

0,8

x3,8

dont capacités en développement

21,1

12,5

9,5

x2,2

Capacités nettes en développement post 2025 (GW) 2

2,1

1,4

0,3

x6,5

Production nette d'électricité (TWh) 3

4,7

4,3

2,9

+61%

dont à partir de sources renouvelables

1,6

1,2

0,7

x2,3

Clients électricité - BtB et BtC (Million) 2

5,7

5,6

4,2

+37%

Clients gaz - BtB et BtC (Million) 2

2,7

2,7

1,7

+58%

Ventes électricité - BtB et BtC (TWh)

16,1

13,5

14,2

+13%

Ventes gaz - BtB et BtC (TWh)

36,2

31,5

33,5

+8%

EBITDA Renouvelables et électricité part groupe (M$)4

344

179

250

+38%

dont provenant des activités renouvelables

148

102

91

+62%

  1. Dont 20% des capacités brutes de Adani Green Energy Ltd à partir du premier trimestre 2021.
  2. Données à fin de période.
  3. Solaire, éolien, biogaz, hydroélectricité et centrales à gaz à cycles combinés.
  4. Somme des quote-part groupe (% de détention) des EBITDA des sociétés du périmètre Renouvelables et Électricité, indépendamment de leur mode de consolidation et incluant les plus-value de cession.
    EBITDA: "Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization ».

5

Pour lire la suite de ce noodl, vous pouvez consulter la version originale ici.

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Total SA published this content on 29 April 2021 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 29 April 2021 06:10:01 UTC.