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Total : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2015

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PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:     2T15   Variation vs 2T14   1S15   Variation vs 1S14         Résultat net ajusté1 – en milliards de dollars (G$) 3,1 -2% 5,7 -12% – en dollar par action 1,34 -3% 2,47 -13%                     Résultat net2 de

PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

    2T15   Variation

vs 2T14

  1S15   Variation

vs 1S14

       
Résultat net ajusté1
– en milliards de dollars (G$) 3,1 -2% 5,7 -12%
– en dollar par action 1,34 -3% 2,47 -13%
                 
 
Résultat net2 de 3,0 G$ au 2T15
Ratio d’endettement de 25,9% au 30 juin 2015
Production d’hydrocarbures de 2 299 kbep/j au 2e
trimestre 2015
Acompte sur dividende au titre du 2T15 de 0,61 €/action payable
en janvier 2016
3

Le Conseil d’administration de Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) ,
réuni le 28 juillet 2015 sous la présidence de Thierry Desmarest, a pris
connaissance des comptes du Groupe pour le deuxième trimestre. En
commentant les résultats, Patrick Pouyanné, Directeur Général, a déclaré
:

« Le prix du pétrole s’est légèrement redressé ce trimestre pour se
stabiliser aux environs de 60 $/b mais reste en recul de plus de 40% sur
un an. Malgré cette forte baisse du prix, le résultat net ajusté de
Total s’établit à 3,1 milliards de dollars, en retrait de seulement 2%
sur la même période, grâce à des gains de productivité dans tous les
secteurs.

L’Amont a démarré son quatrième projet
cette année avec la mise en production de Termokarstovoye en Russie.
Notre stratégie de croissance se matérialise ainsi par une hausse de
production de 12% sur un an, en dépit de l’arrêt de Yemen LNG pour des
raisons de sûreté. L’excellent résultat de l’Aval souligne la pertinence
du modèle intégré du Groupe. Les secteurs Raffinage-Chimie et Marketing
& Services bénéficient pleinement des marges de raffinage, de
pétrochimie et de distribution, soutenues notamment par la hausse de la
demande dans un contexte de prix plus bas. Dans le raffinage européen,
Total a engagé les projets de reconversion de La Mède et d’adaptation de
Donges en France, de réduction de capacité de Lindsey au Royaume-Uni et
de cession de Schwedt en Allemagne.

Total tire de plus
profit des actions mises en œuvre pour réduire son point mort. Le Groupe
prévoit de dépasser son objectif de baisse des coûts opératoires de
1,2
milliard de dollars en 2015 et la baisse annoncée des capex pour 2015 à

23-24 milliards de dollars est confirmée.
Enfin, malgré
un environnement économique dégradé, Total conforte la solidité de son
bilan en abaissant au cours du premier semestre son ratio d’endettement
de 31% à 26%. »

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

 

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

le résultat par action et le nombre d’actions

  1S15   1S14   1S15

vs

1S14

44 715   42 313   62 561   -29%   Chiffre d’affaires   87 028   123 248   -29%
4 064   3 311   5 583   -27%   Résultat opérationnel ajusté des secteurs*   7 375   11 765   -37%
3 334   2 780   3 824   -13%   Résultat opérationnel net ajusté des secteurs   6 114   7 523   -19%
1 560   1 359   3 051   -49%   Amont   2 919   6 143   -52%
1 349 1 100 401 x3 Raffinage-Chimie 2 449 747 x3
425   321   372   +14%   Marketing & Services   746   633   +18%
677   634   883   -23%   Quote-part du résultat net ajusté des

sociétés mises en équivalence

  1 311   1 713   -23%
39,6%   38,5%   55,1%       Taux moyen d’imposition du Groupe5*   39,1%   56,5%    
3 085   2 602   3 151   -2%   Résultat net ajusté   5 687   6 478   -12%
1,34   1,13   1,38   -3%   Résultat net ajusté dilué par action (dollars)   2,47   2,84   -13%
1,21   1,00   1,00   +21%   Résultat net ajusté dilué par action (euros)**   2,21   2,07   +7%
2 292   2 285   2 281     Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)   2 289   2 279  
                             
2 971   2 663   3 104   -4%   Résultat net part du Groupe   5 634   6 439   -13%
                             
6 590   8 809   8 723   -24%   Investissements6   15 399   14 588   +6%
1 893   2 984   631   x3   Désinvestissements   4 877   2 471   x2
4 616   5 825   7 966   -42%   Investissements nets7   10 441   11 991   -13%
4 732   4 387   5 277   -10%   Flux de trésorerie d’exploitation   9 119   10 615   -14%
5 317   4 635   5 931   -10%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   9 952   12 135   -18%

* Au 2e trimestre 2015, le Groupe a revu le
classement au compte de résultat de certaines taxes dues au titre de sa
participation dans la concession ADCO, effective depuis le 1
er
janvier 2015. Ces taxes sont dorénavant comptabilisées en taxes
d’exploitation, ce qui entraîne le reclassement d’une charge de 498 M$
de la ligne « Charge d’impôt » vers la ligne « Achats, nets des
variations de stocks » au titre du 1
er trimestre
2015. Ce reclassement impacte le résultat opérationnel ajusté des
secteurs et le taux moyen d’imposition du Groupe et n’a pas d’impact sur
le résultat net.

** Taux de change moyen €-$ : 1,1053 au 2e
trimestre 2015 et 1,1158 au 1
er semestre 2015.

Faits marquants depuis le début du deuxième trimestre 20158

  • Démarrage de la production du champ de gaz de Termokarstovoye en
    Russie
  • Appréciation positive sur les champs de gaz de Elk-Antelope en
    Papouasie-Nouvelle-Guinée
  • Production cumulée de deux milliards de barils en offshore profond
    sur le Bloc 17 et mise en production de la phase 1A du projet Dalia en
    Angola
  • Annonce du plan pour le raffinage en France : Total va moderniser
    Donges et transformer La Mède en bio-raffinerie
  • Cession de participations dans des actifs à l’ouest des iles
    Shetland au Royaume-Uni
  • Cession de la participation dans la raffinerie de Schwedt en
    Allemagne
  • Démarrage de l’usine de lubrifiants à Singapour

Analyse des résultats des secteurs

Amont

> Environnement – prix de vente liquides et gaz*

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

      1S15   1S14   1S15

vs

1S14

61,9   53,9   109,7   -44%   Brent ($/b)   57,8   108,9   -47%
58,2   49,5   103,0   -44%   Prix moyen des liquides ($/b)   53,8   102,5   -48%
4,67   5,38   6,52   -28%   Prix moyen du gaz ($/Mbtu)   5,03   6,80   -26%
45,4   41,8   73,1   -38%   Prix moyen des hydrocarbures ($/bep)   43,6   73,2   -40%

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

> Production

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  Production d’hydrocarbures   1S15   1S14   1S15

vs

1S14

2 299   2 395   2 054   +12%   Productions combinées (kbep/j)   2 347   2 116   +11%
1 215   1 240   984   +23%   Liquides (kb/j)   1 227   1 007   +22%
5 910   6 312   5 867   +1%   Gaz (Mpc/j)   6 110   6 066   +1%

La production d’hydrocarbures a été de 2 299 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2015, en
hausse de 12% par rapport au deuxième trimestre 2014, en raison des
éléments suivants :

  • +5% liés au démarrage des nouveaux projets, notamment CLOV, West
    Franklin Phase 2 et Termokarstovoye,
  • +7% d’effets périmètres, liés principalement à l’entrée dans la
    nouvelle concession ADCO aux Emirats arabes unis compensée pour partie
    par la cession d’actifs en mer du Nord, au Nigeria et en Azerbaïdjan,
  • -4% liés à l’arrêt des productions au Yémen,
  • +4% lié à l’effet prix, à une meilleure performance des champs et à un
    programme de maintenance planifiée moins important qui compensent le
    déclin naturel.

Au premier semestre 2015, la production d’hydrocarbures a été de 2 347
kbep/j, en hausse de 11% par rapport au premier semestre 2014, en raison
des éléments suivants :

  • +4% liés au démarrage des nouveaux projets,
  • +6% liés aux effets périmètres mentionnés ci-dessus,
  • -2% liés à l’arrêt des productions au Yémen,
  • +3% liés à l’effet prix et à une meilleure performance des champs qui
    compensent le déclin naturel.

> Résultats

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition   1S15   1S14   1S15

vs

1S14

1 995   1 531   4 810   -59%   Résultat opérationnel ajusté*   3 526   10 311   -66%
47,3%   48,6%   52,3%       Taux moyen d’imposition**   47,9%   56,3%    
1 560   1 359   3 051   -49%   Résultat opérationnel net ajusté*   2 919   6 143   -52%
489   503   769   -36%   dont quote-part du résultat net ajusté des

sociétés mises en équivalence

  992   1 502   -34%
                             
5 653   8 151   7 999   -29%   Investissements   13 804   13 310   +4%
379   1 162   568   -33%   Désinvestissements   1 541   2 367   -35%
2 713   3 525   4 805   -44%   Flux de trésorerie d’exploitation   6 238   8 616   -28%
3 010   2 919   4 841   -38%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   5 929   9 974   -41%

* Le détail des éléments d’ajustement figure dans les informations
par secteur d’activité des états financiers. De plus, au 2
e
trimestre 2015, le Groupe a revu le classement au compte de résultat de
certaines taxes dues au titre de sa participation dans la concession
ADCO, effective depuis le 1
er janvier 2015. Ces
taxes sont dorénavant comptabilisées en taxes d’exploitation, ce qui
entraîne le reclassement d’une charge de 498 M$ de la ligne « Charge
d’impôt » vers la ligne « Achats, nets des variations de stocks » au
titre du 1
er trimestre 2015. Ce reclassement
impacte le résultat opérationnel ajusté et le taux moyen d’imposition et
n’a pas d’impact sur le résultat net.

** 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 + impôt sur
le résultat opérationnel net ajusté).

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Amont s’établit à :

  • 1 560 M$ au deuxième trimestre 2015, en recul de 49% par rapport au
    deuxième trimestre 2014, affecté essentiellement par la baisse des
    prix moyens de vente des hydrocarbures partiellement compensée par la
    hausse de la production, la baisse notable des coûts opératoires et la
    réduction du taux moyen d’imposition, notamment au Nigeria et au Congo,
  • 2 919 M$ au premier semestre 2015, en recul de 52% par rapport au
    premier semestre 2014, pour les mêmes raisons.

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés et taux d’utilisation*

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

      1S15   1S14   1S15

vs

1S14

1 909   1 931   1 622   +18%   Total volumes raffinés (kb/j)   1 920   1 662   +16%
613   737   634   -3%   France   675   626   +8%
875 795 695 +26% Reste de l’Europe 835 741 +13%
421   399   293   +44%   Reste du monde   410   295   +39%
                Taux d’utilisation**            
84% 87% 72% Sur bruts traités 85% 72%
87%   88%   74%       Sur bruts et autres charges   88%   76%    

* Y compris quote-part dans TotalErg. Le résultat relatif aux
raffineries en Afrique du Sud, aux Antilles françaises et en Italie est
reporté dans le secteur Marketing & Services.

** Sur la
base de la capacité de distillation en début d’année.

Les volumes raffinés sont :

  • en hausse de 18% au deuxième trimestre 2015 par rapport au deuxième
    trimestre 2014, bénéficiant du démarrage de SATORP et d’un moindre
    niveau de maintenance en Europe. La bonne fiabilité des sites a permis
    d’augmenter les traitements pour tirer parti des bonnes marges,
  • en hausse de 16% au premier semestre 2015 par rapport à ceux du
    premier semestre 2014, pour les mêmes raisons. Les taux d’utilisation
    sont en hausse dans un environnement de marge favorable.

> Résultats

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  En millions de dollars

sauf l’ERMI

  1S15   1S14   1S15

vs

1S14

54,1   47,1   10,9   x5   Indicateur de marge de raffinage

européenne ERMI ($/t)

  50,6   8,7   x6
                             
1 604   1 335   368   x4   Résultat opérationnel ajusté*   2 939   696   x4
1 349   1 100   401   x3   Résultat opérationnel net ajusté*   2 449   747   x3
135   116   174   -22%   dont Chimie de spécialités**   251   313   -20%
                             
465   434   475   -2%   Investissements   899   725   +24%
874   1 766   15   na   Désinvestissements   2 640   26   na
1 700   314   (133)   na   Flux de trésorerie d’exploitation   2 014   1 460   +38%
1 566   1 380   683   x2   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   2 946   1 300   x2

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

** Hutchinson
et Atotech, Bostik jusqu’à février 2015.

L’indicateur de marge de raffinage européenne (ERMI) s’établit à un
niveau élevé de 54 $/t ce trimestre, soutenu par une bonne demande en
produits finis, en particulier en essence, et par un niveau de
maintenance important, notamment en Asie. Les marges de pétrochimie ont
aussi été élevées, notamment en raison d’une capacité de production
limitée par de nombreux arrêts dans l’industrie.

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’élève
à :

  • 1 349 M$ au deuxième trimestre 2015, plus de trois fois plus élevé
    qu’au deuxième trimestre 2014. Le secteur a pleinement bénéficié des
    marges élevées dans le raffinage et la pétrochimie grâce à une bonne
    disponibilité des sites et un niveau de maintenance plus faible que
    l’an dernier,
  • 2 449 M$ sur le premier semestre 2015, plus de trois fois plus élevé
    qu’au premier semestre 2014 dans un environnement favorable. Le
    secteur démontre sa flexibilité en tirant profit des bonnes marges ce
    semestre grâce à des traitements élevés, un an après les avoir
    volontairement réduits pour résister à un environnement 2014 difficile.

Le montant des désinvestissements intègre ce trimestre le refinancement
de SATORP en Arabie Saoudite. A la suite du démarrage réussi du site,
l’un des plus compétitifs au monde, Total a pu refinancer dans
d’excellentes conditions son avance actionnaire dans la société.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  Ventes en kb/j*   1S15   1S14   1S15

vs

1S14

1 822   1 814   1 833   -1%   Total des ventes du Marketing & Services   1 818   1 742   +4%
1 079   1 103   1 102   -2%   Europe   1 091   1 080   +1%
743   711   731   +2%   Reste du monde   727   662   +10%

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

Les ventes de produits pétroliers sont :

  • stables au deuxième trimestre 2015 par rapport au deuxième trimestre
    de l’an passé, bénéficiant de la hausse des ventes dans les zones en
    croissance,
  • en hausse de 4% sur le premier semestre 2015 par rapport au premier
    semestre 2014, dans un marché plus favorable que l’an dernier, affecté
    par un hiver doux notamment.

> Résultats

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  En millions de dollars   1S15   1S14   1S15

vs

1S14

20 419   19 620   28 213   -28%   Chiffre d’affaires hors Groupe   40 039   54 683   -27%
465   445   405   +15%   Résultat opérationnel ajusté*   910   758   +20%
425   321   372   +14%   Résultat opérationnel net ajusté*   746   633   +18%
(45)   (42)   (8)   x6   dont Energies Nouvelles   (87)   20   na
                             
436   215   203   x2   Investissements   651   479   +36%
627   52   28   na   Désinvestissements   679   54   na
379   644   304   +25%   Flux de trésorerie d’exploitation   1 023   393   x3
531   418   551   -4%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   949   930   +2%

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

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services
atteint :

  • 425 M$ au deuxième trimestre 2015, en hausse de 14% par rapport au
    deuxième trimestre 2014, notamment du fait de l’augmentation des
    marges,
  • 746 M$ sur le premier semestre 2015, en hausse de 18% par rapport au
    premier semestre 2014.

Résultats de Total

> Résultats opérationnels nets des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

  • 3 334 M$ au deuxième trimestre 2015, en baisse de seulement 13% par
    rapport au deuxième trimestre 2014 alors que le prix du Brent baisse
    de 44%. L’Amont a été affecté par ce recul du prix compensé
    partiellement par une hausse de 12% de la production et les effets du
    programme de réduction des coûts. Par ailleurs, l’Aval réalise un
    excellent résultat, tirant profit de l’amélioration des marges,
  • 6 114 M$ au premier semestre 2015, en baisse de 19% par rapport au
    premier semestre 2014 alors que le Brent baisse de 47%. Le Groupe
    bénéficie pleinement de son programme de réduction des coûts, de la
    résilience de l’Amont et de la remarquable performance de l’Aval.

Le taux moyen d’imposition9 des secteurs s’est établi à :

  • 37,5% au deuxième trimestre 2015 contre 48,8% au deuxième trimestre
    2014, bénéficiant principalement des bons résultats de l’Aval dont le
    taux d’impôt est plus faible,
  • 37,4% au cours du premier semestre 2015 contre 52,5% au cours du
    premier semestre 2014, pour la même raison.

> Résultat net part du Groupe

Le résultat net ajusté est de :

  • 3 085 M$ au deuxième trimestre 2015 contre 3 151 M$ au deuxième
    trimestre de 2014, soit une baisse de 2% seulement dans un
    environnement défavorable,
  • 5 687 M$ au premier semestre 2015 contre 6 478 M$ sur le premier
    semestre 2014, soit une baisse de 12% alors que le Brent baisse de 47%.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments
non-récurrents et les effets des variations de juste valeur10.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net11
représente un montant de -114 M$ ce trimestre contre -47 M$ au second
trimestre 2014. Ce semestre, le total des éléments d’ajustement du
résultat net représente -53 M$ en 2015, contre -39 M$ en 2014.

Au 30 juin 2015, le nombre d’actions dilué est de 2 294 millions contre
2 284 millions au 30 juin 2014.

> Cessions – acquisitions

Les cessions se sont élevées à :

  • 733 M$ au deuxième trimestre 2015, notamment constituées de la vente
    de Totalgaz,
  • 3 472 M$ au cours du premier semestre 2015, essentiellement
    constituées des ventes de Bostik, des intérêts du Groupe dans les
    blocs OML 18 et 29 au Nigeria et de Totalgaz.

Les acquisitions ont représenté :

  • 282 M$ au deuxième trimestre 2015,
  • 2 777 M$ lors du premier semestre 2015, essentiellement constituées de
    l’entrée dans la nouvelle concession ADCO aux Emirats arabes unis et
    du portage d’investissements dans les gisements de gaz à condensats de
    l’Utica aux Etats-Unis.

> Cash flow net

Le cash flow net12 du Groupe ressort à :

  • 116 M$ au deuxième trimestre 2015 contre -2 689 M$ au deuxième
    trimestre 2014. Cette hausse s’explique essentiellement par la forte
    baisse des investissements organiques dont le refinancement de SATORP
    et une bonne résistance du flux de trésorerie d’exploitation dans un
    contexte de prix du Brent plus bas notamment grâce à la bonne
    performance de l’Aval,
  • -1 322 M$ au premier semestre 2015 contre -1 376 M$ sur le premier
    semestre 2014. Le flux de trésorerie d’exploitation net est en hausse
    de 4%, résistant bien à la baisse de 47% du prix du Brent, notamment
    grâce à la résilience de l’Amont et la performance de l’Aval. Les
    investissements organiques sont en ligne avec l’objectif de 23 à 24
    milliards de dollars cette année.

Comptes de TOTAL S.A.

Le résultat net de TOTAL S.A., société mère, s’établit à 3 438 M€ au
premier semestre 2015, contre 3 397 M€ au premier semestre 2014.

Synthèse et perspectives

Après s’être légèrement repris au deuxième trimestre, le prix du pétrole
a baissé d’environ 10% depuis le début du mois de juillet. Dans ce
contexte, les équipes de Total restent pleinement mobilisées sur les
démarrages de projet et l’exécution des programmes de réduction des
coûts, afin de baisser durablement le point mort et maximiser la
génération de cash. La mise en œuvre rapide de cette réponse
industrielle à l’environnement dégradé a d’ores et déjà porté ses
premiers fruits et permis les bons résultats du premier semestre. Elle
assurera également la réussite du Groupe au second semestre et au-delà.

Dans l’Amont, les démarrages des projets Surmont Phase 2, GLNG et
Laggan-Tormore sont prévus au second semestre. La production devrait
ainsi être en hausse de plus de 8% cette année et ce malgré l’arrêt de
Yemen LNG.

Dans l’Aval, les conditions de marché restent favorables en ce début de
troisième trimestre. La hausse de la demande, notamment en essence, est
positive pour le raffinage sans toutefois éliminer les surcapacités du
marché. Aussi, les équipes poursuivent leurs actions visant à baisser
les coûts et à adapter les sites pour leur permettre de résister aux
environnements défavorables.

Enfin, après l’annonce des cessions de participations dans les champs
gaziers situés à l’ouest des îles Shetland au Royaume-Uni et dans la
raffinerie de Schwedt en Allemagne pour un montant cumulé de 1,2
milliard de dollars, Total poursuit ses discussions pour la cession de
plusieurs autres actifs.

— — —

Pour écouter en direct la conférence téléphonique qui se tient ce
jour à 15h00 (heure de Paris) de Patrick de La Chevardière, Directeur
Financier, avec les analystes financiers, vous pouvez composer le
+33
(0)1 76 77 22 24 (code d’accès 9806117) ou vous connecter sur le site du
Groupe total.com. Pour réécouter cette conférence, vous pouvez composer
le +33 (0)1 74 20 28 00 (code d’accès 9806117).

Principales données opérationnelles des secteurs

Amont

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  Production combinée liquides/gaz

par zone géographique (kbep/j)

  1S15   1S14   1S15

vs

1S14

360   393   329   +9%   Europe   376   361   +4%
663 687 618 +7% Afrique 675 637 +6%
477 540 380 +26% Moyen-Orient 508 393 +29%
107 98 91 +18% Amérique du Nord 103 86 +20%
156 155 157 -1% Amérique du Sud 155 158 -2%
251 261 238 +5% Asie Pacifique 256 240 +7%
285   261   241   +18%   CEI   274   241   +14%
2 299   2 395   2 054   +12%   Production totale   2 347   2 116   +11%
547   573   544   +1%   dont filiales mises en équivalence   560   563   -1%
                             
2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  Production de liquides

par zone géographique (kb/j)

  1S15   1S14   1S15

vs

1S14

159 162 159 Europe 160 165 -3%
530 551 482 +10% Afrique 540 495 +9%
347 358 190 +83% Moyen-Orient 353 197 +79%
48 41 40 +20% Amérique du Nord 44 37 +19%
48 50 50 -4% Amérique du Sud 49 50 -2%
32 37 29 +10% Asie Pacifique 34 29 +17%
51   41   34   +50%   CEI   47   34   +38%
1 215   1 240   984   +23%   Production totale   1 227   1 007   +22%
218   207   197   +11%   dont filiales mises en équivalence   213   202   +5%
                             
2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  Production de gaz

par zone géographique (Mpc/j)

  1S15   1S14   1S15

vs

1S14

1 086 1 265 936 +16% Europe 1 175 1 075 +9%
663 687 710 -7% Afrique 675 729 -7%
720 999 1 042 -31% Moyen-Orient 859 1 073 -20%
332 315 285 +16% Amérique du Nord 323 276 +17%
602 589 601 Amérique du Sud 596 605 -1%
1 258 1 298 1 188 +6% Asie Pacifique 1 278 1 194 +7%
1 249   1 159   1 105   +13%   CEI   1 204   1 114   +8%
5 910   6 312   5 867   +1%   Production totale   6 110   6 066   +1%
1 764   1 963   1 895   -7%   dont filiales mises en équivalence   1 863   1 962   -5%
                             
2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  Gaz Naturel Liquéfié   1S15   1S14   1S15

vs

1S14

2,34   2,77   2,96   -21%   Ventes de GNL* (Mt)   5,11   6,11   -16%

* Ventes part du Groupe, hors trading ; données des périodes
2014 retraitées pour corriger les estimations des volumes de
Bontang en Indonésie avec le coefficient SEC 2014.

 

 

Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

2T15   1T15   2T14   2T15

vs

2T14

  Ventes de produits raffinés

par zone géographique (kb/j)*

  1S15   1S14   1S15

vs

1S14

2 100 2 056 2 017 +4% Europe** 2 078 2 011 +3%
657 663 587 +12% Afrique 660 531 +24%
625 581 643 -3% Amériques 603 559 +8%
641   657   611   +5%   Reste du monde   649   592   +10%
4 023   3 957   3 858   +4%   Total des ventes   3 990   3 693   +8%
632   628   576   +10%   dont ventes massives raffinage   630   605   +4%
1 569   1 515   1 449   +8%   dont négoce international   1 542   1 346   +15%

* Y compris quote-part dans TotalErg.
** Chiffres
historiques retraités.

Eléments d’ajustement

> Eléments d’ajustement du résultat opérationnel

2T15   1T15   2T14   En millions de dollars   1S15   1S14
(474)   (1 377)   (62)   Eléments non-récurrents du résultat opérationnel   (1 851)   (177)
      Charges de restructuration    
(248) (1 046) (40) Dépréciations exceptionnelles (1 294) (40)
(226)   (331)   (22)   Autres éléments   (557)   (137)
250   228   117   Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement   478   (64)
(10)   4   (36)   Effet des variations de juste valeur   (6)   (10)
                     
(234)   (1 145)   19   Total des éléments d’ajustement du résultat opérationnel   (1 379)   (251)

> Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe

2T15   1T15   2T14   En millions de dollars   1S15   1S14
(282)   (95)   (98)   Eléments non-récurrents du résultat net (part du Groupe)   (377)   26
327   1 002     Plus (moins) -value de cession   1 329   599
(31) (5) Charges de restructuration (31) (5)
(245) (1 109) (76) Dépréciations exceptionnelles (1 354) (426)
(364)   43   (17)   Autres éléments   (321)   (142)
174   154   80   Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt   328   (57)
(6)   2   (29)   Effet des variations de juste valeur   (4)   (8)
                     
(114)   61   (47)   Total des éléments d’ajustement du résultat net   (53)   (39)

Contacts

Total
2, place Jean Millier
Arche Nord Coupole/Regnault
92
400 Courbevoie France
Mike SANGSTER
Nicolas FUMEX
Patrick
GUENKEL
Magali PAILHE
Tel. : + 44 (0)207 719 7962
Fax : +
44 (0)207 719 7959
ou
Robert HAMMOND (U.S.)
Tel. : +1
713-483-5070
Fax : +1 713-483-5629

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