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Total : Résultats du deuxième trimestre et du premier semestre 2016

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PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:     2T16   Variation vs 2T15   1S16   Variation vs 1S15         Résultat net ajusté1 – en milliards de dollars (G$) 2.2 -30% 3.8 -33% – en dollar par action 0.90 -33% 1.58 -36% Marge brute d’autofinancement1 (G$) 4.0 -25% 7.7 -23%          

PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

    2T16   Variation

vs 2T15

  1S16   Variation

vs 1S15

       
Résultat net ajusté1
– en milliards de dollars (G$) 2.2 -30% 3.8 -33%
– en dollar par action 0.90 -33% 1.58 -36%
Marge brute d’autofinancement1 (G$) 4.0 -25% 7.7 -23%
                 
 
Résultat net2 de 2,1 G$ au 2T16
Ratio d’endettement de 30% au 30 juin 2016
Production d’hydrocarbures de 2 424 kbep/j au 2e trimestre
2016
Acompte sur dividende au titre du 2T16 de 0,61 €/action payable
en janvier 2017
3

Le Conseil d’administration de Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT),
réuni le 27 juillet 2016 sous la présidence de Patrick Pouyanné,
Président-directeur général, a pris connaissance des comptes du Groupe
pour le deuxième trimestre. En commentant les résultats, Patrick
Pouyanné a déclaré :
« Tout en restant volatil, le prix du Brent
est en rebond depuis le début de l’année et a atteint une moyenne de 46
$/b au deuxième trimestre 2016. Total en a tiré parti avec un résultat
net ajusté de 2,2 milliards de dollars au deuxième trimestre, en hausse
de 33% par rapport au premier trimestre 2016.

Dans l’Amont,
la production trimestrielle a augmenté de plus de 5% par rapport au
deuxième trimestre 2015. La prise de participation de 30% dans la
concession d’Al-Shaheen au Qatar pour 25 ans constitue un succès majeur,
renforçant notre présence au Moyen-Orient sur un champ géant à long
plateau et à faibles coûts techniques.

L’Aval confirme la
solidité de son résultat et de sa génération de cash, au même niveau
qu’au trimestre précédent. Dans le secteur Marketing & Services,
l’acquisition d’actifs de distribution et logistique en Afrique de l’Est
consolide notre position de leader en Afrique.

Les efforts
de réduction des coûts opératoires continuent à porter leurs fruits, et
l’objectif d’économies de 2,4 milliards de dollars pour cette année sera
dépassé. Sur le premier semestre les investissements organiques se sont
élevés à 8,7 milliards de dollars, et devraient s’établir sur l’année à
18-19 milliards de dollars.

Dans le cadre de son ambition de
devenir la major de l’énergie responsable, le Groupe a complété son
portefeuille d’activités avec les acquisitions de Saft dans le domaine
du stockage d’énergie et de Lampiris dans la distribution du gaz et de
l’électricité.

Le Groupe confirme enfin la solidité de son
bilan avec un ratio d’endettement stable à 30% à fin juin. »

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

 

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

le résultat par action et le nombre d’actions

  1S16   1S15   1S16

vs

1S15

37 215   32 841   44 715   -17%   Chiffre d’affaires   70 056   87 028   -20%
1 979   1 770   4 064   -51%   Résultat opérationnel ajusté des secteurs*   3 749   7 375   -49%
2 523   1 878   3 334   -24%   Résultat opérationnel net ajusté des secteurs   4 401   6 114   -28%
1 127   498   1 560   -28%   Amont   1 625   2 919   -44%
1 018 1 128 1 349 -25% Raffinage-Chimie 2 146 2 449 -12%
378   252   425   -11%   Marketing & Services   630   746   -16%
797   499   677   +18%   Quote-part du résultat net ajusté des

sociétés mises en équivalence

  1 296   1 311   -1%
21,8%   22,9%   39,6%       Taux moyen d’imposition du Groupe5 *   22,3%   39,1%    
2 174   1 636   3 085   -30%   Résultat net ajusté   3 810   5 687   -33%
0,90   0,68   1,34   -33%   Résultat net ajusté dilué par action (dollars)   1,58   2,47   -36%
0,79   0,62   1,21   -35%   Résultat net ajusté dilué par action (euros)**   1,41   2,21   -36%
2 379   2 350   2 292   +4%   Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)   2 365   2 289   +3%
                             
2 088   1 606   2 971   -30%   Résultat net part du Groupe   3 694   5 634   -34%
                             
4 566   4 908   6 590   -31%   Investissements6   9 474   15 399   -38%
773   985   1 893   -59%   Désinvestissements   1 758   4 877   -64%
3 790   3 923   4 616   -18%   Investissements nets7   7 713   10 441   -26%
4 059   4 615   5 148   -21%   Investissements organiques8   8 674   11 217   -23%
4 000   3 708   5 317   -25%   Marge brute d’autofinancement9   7 708   9 952   -23%
2 882   1 881   4 732   -39%   Flux de trésorerie d’exploitation   4 763   9 119   -48%

* Données du 1er trimestre 2015 telles que
republiées au 2
e trimestre 2015 après revue du
classement au compte de résultat de certaines taxes dues au titre de la
participation dans la concession ADCO. Le détail des éléments
d’ajustement figure dans les informations par secteur d’activité des
états financiers.

**Taux de change moyen €-$ : 1,1292 au 2e
trimestre 2016 et 1,1159 au premier semestre 2016

Faits marquants depuis le début du deuxième trimestre 201610

  • Prise d’une participation de 30% dans la concession du champ géant
    d’Al-Shaheen au Qatar pour une durée de 25 ans à compter de juillet
    2017
  • Chargement du premier cargo d’Angola LNG suite au redémarrage de
    l’usine
  • Prise de contrôle de Saft dans le domaine du stockage d’énergie
    après le succès de l’offre publique d’achat
  • Acquisition du distributeur de gaz et d’électricité Lampiris en
    Belgique
  • Acquisition de terminaux logistiques et de stations-service au
    Kenya, en Ouganda et en Tanzanie
  • Signature d’un protocole d’accord pour la livraison de 0,4 millions
    de tonnes de gaz naturel liquéfié par an à Chugoku Electric au Japon,
    pour une période de 17 ans
  • Dans le cadre de la nouvelle organisation du Groupe, nomination au
    Comité Exécutif de Momar Nguer, directeur général de la branche
    Marketing & Services à compter du 15 avril 2016, de Namita Shah,
    directrice générale People & Social Responsibility, et de Bernard
    Pinatel, directeur général de la branche Raffinage-Chimie à compter du
    1
    er septembre 2016. Philippe Sauquet devient
    directeur général de la nouvelle branche Gas, Renewables & Power et
    directeur général Strategy-Innovation.

Analyse des résultats des secteurs

Amont

> Environnement – prix de vente liquides et gaz*

2T16   1T16   2T15  

2T16

vs

2T15

    1S16   1S15  

1S16 vs
1S15

45,6   33,9   61,9   -26%   Brent ($/b)   39,8   57,8   -31%
43,0   31,0   58,2   -26%   Prix moyen des liquides ($/b)   36,8   53,8   -32%
3,43   3,46   4,67   -27%   Prix moyen du gaz ($/Mbtu)   3,44   5,03   -32%
33,0   26,4   45,4   -27%   Prix moyen des hydrocarbures ($/bep)   29,6   43,6   -32%

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

> Production

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  Production d’hydrocarbures   1S16   1S15  

1S16 vs
1S15

2 424   2 479   2 299   +5%   Productions combinées (kbep/j)   2 452   2 347   +4%
1 253   1 286   1 215   +3%   Liquides (kb/j)   1 269   1 227   +3%
6 466   6 441   5 910   +9%   Gaz (Mpc/j)   6 453   6 110   +6%

La production d’hydrocarbures a été de 2 424 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au deuxième trimestre 2016, en
hausse de plus de 5% par rapport au deuxième trimestre 2015, en raison
des éléments suivants :

  • +6% liés au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux
    projets, notamment Laggan-Tormore, Vega Pleyade, Moho Phase 1b,
    Gladstone LNG, et Termokarstovoye,
  • -2% liés aux conditions de sûreté au Nigeria et aux incendies au
    Canada,
  • +1% liés à l’effet prix positif et à la performance, net du déclin
    naturel des champs.

Au premier semestre 2016, la production d’hydrocarbures a été de 2 452
kbep/j, en hausse de 4,5% par rapport au premier semestre 2015 en raison
des éléments suivants :

  • +5% liés au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux
    projets, notamment Laggan-Tormore, Vega Pleyade, Moho Phase 1b,
    Gladstone LNG, et Termokarstovoye,
  • -2% liés aux conditions de sûreté au Nigeria et au Yemen ainsi qu’aux
    incendies au Canada,
  • +2% liés à l’effet prix positif et à la performance, net du déclin
    naturel des champs.

> Résultats

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

 

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

  1S16   1S15  

1S16 vs
1S15

580   142   1 995   -71%   Résultat opérationnel ajusté*   722   3 526   -80%
3,2%   -7,0%   47,3%       Taux moyen d’imposition**   0,8%   47,9%    
1 127   498   1 560   -28%   Résultat opérationnel net ajusté*   1 625   2 919   -44%
452   269   489   -8%   dont quote-part du résultat net ajusté des

sociétés mises en équivalence

  721   992   -27%
                             
3 539   4 237   5 653   -37%   Investissements   7 776   13 804   -44%
448   915   379   +18%   Désinvestissements   1 363   1 541   -12%
3 261   4 146   5 212   -37%   Investissements organiques   7 408   10 724   -31%
2 281   1 831   3 010   -24%   Marge brute d’autofinancement   4 112   5 929   -31%
983   2 113   2 713   -64%   Flux de trésorerie d’exploitation   3 096   6 238   -50%

* Données du 1er trimestre 2015 telles que
republiées au 2
e trimestre 2015 après revue du
classement au compte de résultat de certaines taxes dues au titre de la
participation dans la concession ADCO. 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 + impôt sur le résultat opérationnel
net ajusté).

La marge brute d’autofinancement a évolué avec le prix de vente moyen
des hydrocarbures et a bénéficié des efforts sur les coûts et de la
croissance des productions :

  • Au deuxième trimestre 2016, la marge brute d’autofinancement de
    l’Amont s’établit à 2 281 M$, en retrait de 24% par rapport au
    deuxième trimestre 2015.
  • Au premier semestre 2016, la marge brute d’autofinancement de l’Amont
    s’établit à 4 112 M$, en retrait de 31% par rapport au premier
    semestre 2015.

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

  • 1 127 M$ au deuxième trimestre 2016, en recul de 28% par rapport au
    deuxième trimestre 2015, affecté essentiellement par la baisse des
    prix moyens de vente des hydrocarbures, partiellement compensée par la
    hausse de la production, la baisse des coûts opératoires, de moindres
    charges d’exploration et d’impôts.
  • 1 625 M$ au premier semestre 2016, en retrait de 44% par rapport au
    premier semestre 2015, pour les mêmes raisons.

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés et taux d’utilisation*

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

      1S16   1S15  

1S16 vs
1S15

1 795   2 105   1 998   -10%   Total volumes raffinés (kb/j)   1 951   2 006   -3%
522   756   613   -15%   France   639   675   -5%
803 844 875 -8% Reste de l’Europe 824 835 -1%
470   505   510   -8%   Reste du monde   488   496   -2%
                Taux d’utilisation**            
77% 91% 84% Sur bruts traités 84% 85%
80%   94%   87%       Sur bruts et autres charges   87%   88%    

* Y compris les quotes-parts dans TotalErg, la raffinerie des
Antilles et les raffineries africaines reportées dans le secteur
Marketing & Services. Comme indiqué dans le document de référence 2015,
les splitter de condensats de Port-Arthur et Daesan sont dorénavant
intégrés dans les capacités de raffinage et les données 2015 ont été
retraitées.

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

Les volumes raffinés sont :

  • en baisse de 10% au deuxième trimestre 2016 par rapport au deuxième
    trimestre 2015, affectés par les arrêts en Europe et aux Etats-Unis,
  • en retrait de 3% au premier semestre 2016 par rapport au premier
    semestre 2015. Les bonnes performances opérationnelles du premier
    trimestre ont été compensées par les arrêts du deuxième trimestre.

> Résultats

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  En millions de dollars

sauf l’ERMI

  1S16   1S15  

1S16 vs
1S15

35,0   35,1   54,1   -35%   Indicateur de marge de raffinage

européenne ERMI ($/t)

  35,1   50,6   -31%
                             
965   1 297   1 604   -40%   Résultat opérationnel ajusté*   2 262   2 939   -23%
1 018   1 128   1 349   -25%   Résultat opérationnel net ajusté*   2 146   2 449   -12%
150   116   135   +11%   dont Chimie de spécialités**   266   251   +6%
                             
480   259   465   +3%   Investissements   739   899   -18%
23   29   874   -97%   Désinvestissements   52   2 640   -98%
457   232   (425)   na   Investissements organiques   689   (15)   na
1 138   1 319   1 566   -27%   Marge brute d’autofinancement   2 457   2 946   -17%
1 560   (421)   1 700   -8%   Flux de trésorerie d’exploitation   1 139   2 014   -43%

* 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.

Les marges de raffinage sont restées stables par rapport au premier
trimestre, néanmoins en retrait de 35% sur un an. L’environnement de la
pétrochimie est resté favorable, porté par une bonne demande en
polymères.

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

  • 1 018 M$ au deuxième trimestre 2016, en baisse de seulement 25% par
    rapport au deuxième trimestre 2015 malgré les marges de raffinage en
    baisse et les arrêts plus nombreux qu’en 2015, grâce à la performance
    des grandes plateformes en Asie et au Moyen-Orient,
  • 2 146 M$ au premier semestre 2016, en baisse de seulement 12% par
    rapport à 2015.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  Ventes en kb/j*   1S16   1S15  

1S16 vs
1S15

1 793   1 757   1 822   -2%   Total des ventes du Marketing & Services   1 775   1 818   -2%
1 074   1 062   1 079     Europe   1 068   1 091   -2%
719   695   743   -3%   Reste du monde   707   727   -3%

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

Au deuxième trimestre 2016 les ventes de produits pétroliers sont en
baisse de 2% par rapport au deuxième trimestre 2015. Cette évolution est
notamment liée aux cessions de Totalgaz et du réseau de distribution en
Turquie. Hors effet périmètre, les ventes dans les réseaux et de
lubrifiants terrestres ont cru de 3,5%.
Au premier semestre 2016
les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 2% par rapport à la
même période en 2015.

> Résultats

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  En millions de dollars   1S16   1S15  

1S16 vs
1S15

17 305   15 433   20 419   -15%   Chiffre d’affaires hors Groupe   32 738   40 039   -18%
434   331   465   -7%   Résultat opérationnel ajusté*   765   910   -16%
378   252   425   -11%   Résultat opérationnel net ajusté*   630   746   -16%
(43)   (37)   (45)   na   dont Energies Nouvelles   (80)   (87)   na
                             
339   390   436   -22%   Investissements   729   651   +12%
296   37   627   -53%   Désinvestissements   333   679   -51%
329   220   324   +2%   Investissements organiques   549   467   +18%
511   362   531   -4%   Marge brute d’autofinancement   873   949   -8%
(15)   240   379   na   Flux de trésorerie d’exploitation   225   1 023   -78%

* 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 :

  • 378 M$ au deuxième trimestre 2016, en hausse de 50% par rapport au
    premier trimestre 2016, revenant à des niveaux proches du deuxième
    trimestre 2015, malgré les cessions effectuées depuis un an,
  • 630 M$ au premier semestre 2016, en baisse de 16% par rapport au
    premier semestre 2015.

Résultats de Total

> Résultats opérationnels nets des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

  • 2 523 M$ au deuxième trimestre 2016, en baisse de 24% par rapport au
    deuxième trimestre 2015, essentiellement affecté par la baisse des
    prix de vente moyens des hydrocarbures dans l’Amont et la baisse des
    marges de raffinage,
  • 4 401 M$ au premier semestre 2016, en baisse de 28% par rapport au
    premier semestre 2015, pour les mêmes raisons.

Le taux moyen d’imposition11 des secteurs s’est établi à :

  • 19,8% au deuxième trimestre 2016 contre 37,5% au deuxième trimestre
    2015, notamment du fait de la baisse du taux moyen d’imposition de
    l’Amont,
  • 21,9% au premier semestre 2016 contre 37,4% au premier semestre 2015,
    pour la même raison.

> Résultat net part du Groupe

Le résultat net ajusté est de :

  • 2 174 M$ au deuxième trimestre 2016 contre 3 085 M$ au deuxième
    trimestre 2015, soit une baisse de 30%,
  • 3 810 M$ au premier semestre 2016 contre 5 687 M$ au premier semestre
    2015, soit une baisse de 33%.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments
non-récurrents et les effets des variations de juste valeur12.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net13
représente :

  • un montant de -86 M$ au deuxième trimestre 2016. Il inclut notamment
    des effets de stock et la dépréciation d’actifs dont les perspectives
    de développement ont été abandonnées.
  • un montant de -116 M$ au premier semestre 2016. Il inclut notamment
    des effets de stocks, la plus-value réalisée sur la cession du réseau
    de transport de gaz FUKA en mer du Nord au premier trimestre et la
    dépréciation d’actifs dont les perspectives de développement ont été
    abandonnées.

Au 30 juin 2016, le nombre d’actions dilué est de 2 401 millions contre
2 294 millions au 30 juin 2015.

> Cessions – acquisitions

Les cessions se sont élevées à :

  • 472 M$ au deuxième trimestre 2016, dont principalement le réseau de
    distribution en Turquie,
  • 1 357 M$ au premier semestre 2016, essentiellement constituées par les
    ventes du réseau de distribution en Turquie et du réseau de transport
    de gaz FUKA en mer du Nord.

Les acquisitions se sont élevées à :

  • 206 M$ au deuxième trimestre 2016, essentiellement liées à l’achat de
    titres de Saft,
  • 399 M$ au premier semestre 2016, essentiellement liées à l’achat de
    titres de Saft et l’acquisition d’un réseau de stations-service en
    République Dominicaine.

> Cash flow net

Le cash flow net14 du Groupe ressort à :

  • 210 M$ au deuxième trimestre 2016 contre 701 M$ au deuxième trimestre
    2015, alors que le Brent a baissé de 62 $/b à 46 $/b. La marge brute
    d’autofinancement s’est en effet établie à 4,0 G$, contre 5,3 G$ au
    deuxième trimestre 2015 et les investissements nets à 3,8 G$, contre
    4,6 G$ au deuxième trimestre 2015.
  • -5 M$ au premier semestre 2016 contre – 489 M$ au premier semestre
    2015, alors que le Brent a baissé de 58 $/b à 40 $/b. La marge brute
    d’autofinancement s’est en effet établie à 7,7 G$, au même niveau que
    les investissements nets, contre respectivement 10,0 G$ et 10,4 G$ au
    premier semestre 2015.

> Rentabilité des capitaux propres

La rentabilité des capitaux propres sur la période du 1er
juillet 2015 au 30 juin 2016 s’est établie à 8,9%15.

Comptes de Total S.A.

Le résultat net de TOTAL S.A., société mère, s’établit à 1 142 M€ au
premier semestre 2016, contre 3 438 M€ au premier semestre 2015. Le
premier semestre 2015 avait en effet été l’occasion pour les filiales de
TOTAL S.A. de remonter un volume important de dividendes à leur
maison-mère.

Synthèse et perspectives

Les performances financières du Groupe au cours du premier semestre 2016
confirment le bien-fondé de son modèle intégré dans un contexte de prix
toujours volatil. Le Groupe a bien résisté à un environnement économique
fortement dégradé en début d’année et a su profiter du rebond récent des
prix au cours du second trimestre.

Dans l’Amont, les démarrages d’Incahuasi en Bolivie et de Kashagan au
Kazakhstan sont prévus au second semestre, après Laggan-Tormore au
Royaume-Uni, Vega Pleyade en Argentine et Angola LNG au premier
semestre. La production devrait être en hausse de 4% sur l’année, après
une hausse de 4,5% au premier semestre.

Dans l’Aval, les marges de raffinage sont en retrait en début de
troisième trimestre, du fait de niveaux élevés de stocks de produits. La
réduction de capacité à Lindsey et l’arrêt de la raffinerie de La Mède
pour la transformer en bio-raffinerie seront réalisés au cours du
deuxième semestre. Nos grandes plateformes sont performantes et tirent
parti des bonnes marges de pétrochimie soutenues par la demande en
polymères.

Le Groupe Total maintient une stricte discipline en matière de coûts et
d’investissements dans le cadre de sa stratégie d’abaissement du point
mort. Avec la prise de participation dans Al-Shaheen, il poursuit son
positionnement sur des actifs d’excellente qualité à bas coûts.

Par ailleurs, le Groupe continue son programme de gestion active de
portefeuille avec la mise en vente d’Atotech, et confirme l’objectif de
deux milliards de dollars de cessions nettes d’acquisitions sur l’année.

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Pour écouter en direct la conférence téléphonique qui se tient ce
jour à 15h30 (heure de Paris) de Patrick de La Chevardière, Directeur
Financier, avec les analystes financiers, vous pouvez composer le +33
(0)1 76 77 22 26 (code d’accès 9046552) 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 9046552).

Principales données opérationnelles des secteurs

Amont*

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  Production combinée liquides/gaz

par zone géographique (kbep/j)

  1S16   1S15   1S16

vs

1S15

770   788   645   +19%   Europe et Asie Centrale   779   649   +20%
634 630 622 +2% Afrique 632 634
505 531 518 -2% Moyen-Orient et Afrique du Nord 518 549 -6%
251 258 263 -4% Amériques 255 258 -1%
264   271   251   +5%   Asie Pacifique   268   256   +4%
2 424   2 479   2 299   +5%   Production totale   2 452   2 347   +4%
627   620   547   +15%   dont filiales mises en équivalence   624   560   +11%
                             
2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  Production de liquides

par zone géographique (kb/j)

  1S16   1S15   1S16

vs

1S15

251 251 210 +20% Europe et Asie Centrale 251 206 +21%
511 518 508 +1% Afrique 515 518 -1%
367 380 369 -1% Moyen-Orient et Afrique du Nord 374 375
93 104 96 -4% Amériques 99 93 +6%
30   33   32   -6%   Asie Pacifique   32   34   -7%
1 253   1 286   1 215   +3%   Production totale   1 269   1 227   +3%
265   240   218   +21%   dont filiales mises en équivalence   253   213   +19%
                             
2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  Production de gaz

par zone géographique (Mpc/j)

  1S16   1S15   1S16

vs

1S15

2 877 2 814 2 335 +23% Europe et Asie Centrale 2 845 2 379 +20%
594 564 566 +5% Afrique 579 578
761 837 817 -7% Moyen-Orient et Afrique du Nord 800 956 -16%
881 860 934 -6% Amériques 870 919 -5%
1 353   1 366   1 258   +8%   Asie Pacifique   1 359   1 278   +6%
6 466   6 441   5 910   +9%   Production totale   6 453   6 110   +6%
1 927   2 039   1 764   +9%   dont filiales mises en équivalence   1 983   1 863   +6%
                             
2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  Gaz Naturel Liquéfié   1S16   1S15   1S16

vs

1S15

2,76   2,64   2,39   +15%   Ventes de GNL** (Mt)   5,39   5,21   +3%

* Le reporting a évolué pour représenter les zones opérationnelles du
Groupe. Un historique retraité est disponible sur le site total.com

**
Ventes part du Groupe, hors trading ; données des périodes 2015
retraitées pour corriger les estimations des volumes de Bontang en
Indonésie avec le coefficient SEC 2015.

Aval (Raffinage-Chimie et Marketing & Services)

2T16   1T16   2T15   2T16

vs

2T15

  Ventes de produits pétroliers

par zone géographique (kb/j)*

  1S16   1S15   1S16

vs

1S15

2 372   2 288   2 100   +13%   Europe   2 330   2 078   +12%
597 501 657 -9% Afrique 549 660 -17%
597 531 625 -4% Amériques 564 603 -6%
705   771   641   +10%   Reste du monde   738   649   +14%
4 271   4 091   4 023   +6%   Total des ventes   4 181   3 990   +5%
717   699   632   +13%   dont ventes massives raffinage   708   630   +12%
1 761   1 635   1 569   +12%   dont négoce international   1 698   1 542   +10%

* Y compris quote-part dans TotalErg.

Eléments d’ajustement

> Eléments d’ajustement du résultat opérationnel

2T16   1T16   2T15   En millions de dollars   1S16   1S15
(633)   (464)   (474)   Eléments non-récurrents du résultat opérationnel   (1 097)   (1 851)
(8)   (11)     Charges de restructuration   (19)  
(200) (248) Dépréciations exceptionnelles (200) (1 294)
(425)   (453)   (226)   Autres éléments   (878)   (557)
634   (282)   250   Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement   352   478
(6)   3   (10)   Effet des variations de juste valeur   (3)   (6)
                     
(5)   (743)   (234)   Total des éléments d’ajustement du résultat opérationnel   (748)   (1 379)

> Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe

2T16   1T16   2T15   En millions de dollars   1S16   1S15
(486)   150   (282)   Eléments non-récurrents du résultat net (part du Groupe)   (336)   (377)
(14)   358   327   Plus (moins) -value de cession   344   1 329
(2) (2) Charges de restructuration (4) (31)
(178) (245) Dépréciations exceptionnelles (178) (1 354)
(292)   (206)   (364)   Autres éléments   (498)   (321)
405   (183)   174   Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt   222   328
(5)   3   (6)   Effet des variations de juste valeur   (2)   (4)
                     
(86)   (30)   (114)   Total des éléments d’ajustement du résultat net   (116)   (53)

Contacts

Total
Mike SANGSTER
Nicolas FUMEX
Kim HOUSEGO
Romain
RICHEMONT
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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