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Total : Résultats du premier trimestre 2016

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PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News: Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) :     1T16   1T15   Variationvs 1T15         Résultat net ajusté1 – en milliards de dollars (G$) 1,6 2,6 -37% – en dollar par action 0,68 1,13 -40%   Marge brute d’autofinancement1 (G$)   3,7   4,6   -20%   Résultat net2 de

PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

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

    1T16   1T15  

Variation
vs 1T15

 

     
Résultat net ajusté1
– en milliards de dollars (G$) 1,6 2,6 -37%
– en dollar par action 0,68 1,13 -40%
 
Marge brute d’autofinancement1 (G$)   3,7   4,6   -20%
 
Résultat net2 de 1,6 G$ au 1T16
Ratio d’endettement de 30,2% au 31 mars 2016
Production d’hydrocarbures de 2 479 kbep/j au 1er
trimestre 2016
Acompte sur dividende au titre du 1T16 de 0,61 €/action payable
en octobre 2016
3

Le Conseil d’administration de Total, réuni le 26 avril 2016 sous la
présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a pris
connaissance des comptes du Groupe pour le premier trimestre. En
commentant les résultats, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Malgré la baisse de 37% du Brent à 34 $/b, le résultat net ajusté
du Groupe s’établit à
1,6 milliard de dollars. La marge brute
d’autofinancement s’élève à 3,7 milliards de dollars soit un recul
limité à 20% grâce à la résilience de son modèle intégré.

L’Amont
tire parti d’un portefeuille qui bénéficie du coût de production le plus
bas des majors.

Conformément aux objectifs annoncés en
février, le secteur poursuit sa croissance forte avec une augmentation
de production de 4% sur un an grâce notamment à la montée en puissance
des neuf projets mis en production en 2015 et aux démarrages de
Laggan-Tormore et Vega Pléyade ce trimestre.

L’Aval réalise
un résultat solide en ligne avec les objectifs annuels. Le
Raffinage-Chimie améliore son résultat par rapport à 2015 malgré des
marges de raffinage en baisse à 35 $/t, grâce à un taux d’utilisation
des sites historiquement élevé de 94% et des marges de pétrochimie
favorables.

L’ensemble des équipes poursuit sa mobilisation
sur la maîtrise des dépenses. Le niveau des investissements organiques,
à 4,6 milliards de dollars au premier trimestre, conforte l’objectif de
limiter les Capex en dessous de 19 milliards de dollars en 2016. Les
coûts opératoires baissent comme prévu, avec un objectif d’économie de
900 millions de dollars cette année.

Enfin, le Groupe a
finalisé ce trimestre la cession d’environ 900 millions de dollars
d’actifs dont le réseau de transport de gaz FUKA en mer du Nord et a
annoncé la cession d’une participation de 20% dans Kharyaga en Russie.

Ainsi,
Total préserve la solidité de son bilan avec un ratio d’endettement de
30% à fin mars. »

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4

En millions de dollars, sauf le taux d’imposition,
le
résultat par action et le nombre d’actions

  1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Chiffre d’affaires   32 841   37 749   42 313   -22%
Résultat opérationnel ajusté des secteurs*   1 770   2 093   3 311   -47%
Résultat opérationnel net ajusté des secteurs   1 878   2 285   2 780   -32%
Amont   498   748   1 359   -63%
Raffinage-Chimie 1 128 1 007 1 100 +3%
Marketing & Services   252   530   321   -21%

Quote-part du résultat net ajusté des
sociétés mises en
équivalence

 

  499   610   634   -21%
Taux moyen d’imposition du Groupe5*   22,9%   20,0%   38,5%    
Résultat net ajusté   1 636   2 075   2 602   -37%
Résultat net ajusté dilué par action (dollars)   0,68   0,88   1,13   -40%
Résultat net ajusté dilué par action (euros)**   0,62   0,80   1,00   -38%
Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)   2 350   2 329   2 285   +3%
                 
Résultat net part du Groupe   1 606   (1 626)   2 663   -40%
                 
Investissements6   4 908   6 594   8 809   -44%
Désinvestissements   985   2 297   2 984   -67%
Investissements nets7   3 923   4 289   5 825   -33%
Investissements organiques8   4 615   6 365   6 069   -24%
Marge brute d’autofinancement9   3 708   4 365   4 635   -20%
Flux de trésorerie d’exploitation   1 881   4 838   4 387   -57%

* 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.

**Taux de change
moyen €-$ : 1,1020 au 1
er trimestre 2016.

Faits marquants depuis le début du premier trimestre 201610

  • Mise en production de Laggan-Tormore au Royaume-Uni avec une
    capacité de production de 90 000 barils équivalent pétrole par jour
    (bep/j)
  • Démarrage de Vega Pléyade en Argentine avec une capacité de
    production de 70 000 bep/j
  • Signatures d’accords pour environ 1,5 million de tonnes par an
    d’approvisionnement à long terme en GNL avec les sociétés Pertamina en
    Indonésie et ENN en Chine
  • Finalisation de la cession du réseau de transport de gaz FUKA en
    mer du Nord et transfert à Zarubezhneft d’une participation de 20% et
    du rôle d’opérateur dans Kharyaga en Russie
  • Acquisition du principal réseau de stations-service en République
    Dominicaine et finalisation de la cession des activités de
    distribution de carburants en Turquie
  • Présentation du projet d’évolution de l’organisation du Groupe pour
    devenir la major de l’énergie responsable

Analyse des résultats des secteurs

Amont

> Environnement – prix de vente liquides et gaz*

    1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Brent ($/b)   33,9   43,8   53,9   -37%
Prix moyen des liquides ($/b)   31,0   38,1   49,5   -37%
Prix moyen du gaz ($/Mbtu)   3,46   4,45   5,38   -36%
Prix moyen des hydrocarbures ($/bep)   26,4   33,1   41,8   -37%

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

> Production

Production d’hydrocarbures   1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Productions combinées (kbep/j)   2 479   2 352   2 395   +4%
Liquides (kb/j)   1 286   1 251   1 240   +4%
Gaz (Mpc/j)   6 441   5 993   6 312   +2%

La production d’hydrocarbures a été de 2 479 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au premier trimestre 2016, en
hausse de 4% par rapport au premier trimestre 2015, en raison des
éléments suivants :

  • +4% liés au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux
    projets, notamment Termokarstovoye, Laggan-Tormore, Surmont, Lianzi,
    Gladstone LNG et Moho Phase 1b,
  • -3% liés à l’arrêt des productions au Yémen et aux conditions de
    sûreté au Nigeria,
  • +3% liés à l’effet prix, à un moindre niveau de maintenance et à une
    bonne performance des champs partiellement compensés par le déclin
    naturel.

Comparée au quatrième trimestre 2015, la production augmente ainsi de
plus de 5%.

> Résultats

En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition   1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Résultat opérationnel ajusté*   142   405   1 531   -91%
Taux moyen d’imposition**   -7,0%   55,1%   48,6%    
Résultat opérationnel net ajusté*   498   748   1 359   -63%

dont quote-part du résultat net ajusté des
sociétés mises en
équivalence

 

  269   415   503   -47%
                 
Investissements   4 237   5 293   8 151   -48%
Désinvestissements   915   1 402   1 162   -21%
Investissements organiques   4 146   5 108   5 511   -25%
Marge brute d’autofinancement   1 831   2 514   2 919   -37%
Flux de trésorerie d’exploitation   2 113   2 624   3 525   -40%

* 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).

Le prix moyen des hydrocarbures s’établit à 26,4 $/b, en recul de 37%
sur un an, en ligne avec le Brent. Dans ce contexte, la marge brute
d’autofinancement de l’Amont s’établit à 1 831 M$, également en baisse
de 37%.

Total tire parti des coûts techniques les plus faibles des majors et
réalise un résultat opérationnel net ajusté de 498 M$ au premier
trimestre 2016. La hausse de 4% de la production, la réduction des coûts
opératoires et la baisse des charges d’exploration ont en partie
compensé l’impact négatif de l’environnement.

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés et taux d’utilisation*

    1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Total volumes raffinés (kb/j)   2 105   2 012   2 013   +5%
France   756   682   737   +3%
Reste de l’Europe 844 831 795 +6%
Reste du monde   505   499   481   +5%
Taux d’utilisation**                
Sur bruts traités 91% 87% 86%
Sur bruts et autres charges   94%   88%   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.

Au premier trimestre 2016, le taux d’utilisation de 94% est remarquable
et les volumes raffinés sont en hausse de 5% sur un an. Le secteur a
bénéficié d’un faible nombre d’arrêts de ses unités et continue de tirer
parti de l’amélioration de la disponibilité des sites.

> Résultats

En millions de dollars
sauf l’ERMI

 

  1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Indicateur de marge de raffinage
européenne ERMI ($/t)

 

  35,1   38,1   47,1   -25%
                 
Résultat opérationnel ajusté*   1 297   997   1 335   -3%
Résultat opérationnel net ajusté*   1 128   1 007   1 100   +3%
dont Chimie de spécialités**   116   117   116  
                 
Investissements   259   586   434   -40%
Désinvestissements   29   836   1 766   -98%
Investissements organiques   232   494   410   -43%
Marge brute d’autofinancement   1 319   1 042   1 380   -4%
Flux de trésorerie d’exploitation   (421)   2 127   314   na

* 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’environnement du Raffinage-Chimie est resté globalement favorable ce
trimestre. Toujours soutenue par la demande en essence, l’ERMI est en
ligne avec l’hypothèse annuelle du Groupe à 35 $/t, en retrait de 25%
sur un an. Les marges de pétrochimie ont continué d’être tirées par une
bonne demande en polymères et par la baisse du prix des matières
premières.

Malgré ce recul de la marge de raffinage, le résultat opérationnel net
ajusté du secteur Raffinage-Chimie s’élève à 1 128 M$ au premier
trimestre 2016 grâce notamment à la hausse des traitements et à une très
bonne performance industrielle.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

Ventes en kb/j*   1T16   4T15   1T15**  

1T16
vs
1T15

 

Total des ventes du Marketing & Services   1 757   1 797   1 824   -4%
Europe   1 062   1 065   1 106   -4%
Reste du monde   695   732   718   -3%

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

** Données du premier
trimestre 2015 retraitées.

Les ventes de produits pétroliers sont en baisse de 4% sur un an au
premier trimestre 2016. Ceci s’explique notamment par un effet périmètre
d’environ -2% lié aux cessions de Totalgaz et de la raffinerie des
Antilles au deuxième trimestre 2015 et par un recul des ventes de fioul
de chauffage en Europe.

> Résultats

En millions de dollars   1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Chiffre d’affaires hors Groupe   15 433   18 326   19 620   -21%
Résultat opérationnel ajusté*   331   691   445   -26%
Résultat opérationnel net ajusté*   252   530   321   -21%
dont Energies Nouvelles   (37)   277   (42)   na
                 
Investissements   390   689   215   +81%
Désinvestissements   37   56   52   -29%
Investissements organiques   220   736   143   +54%
Marge brute d’autofinancement   362   598   418   -13%
Flux de trésorerie d’exploitation   240   289   644   -63%

* 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
s’établit à 252 M$ pour les raisons mentionnées ci-dessus, l’effet
périmètre représentant environ -40 M$.

Résultats de Total

> Résultats opérationnels nets des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint 1 878 M$ au
premier trimestre 2016, en baisse de 32% par rapport au premier
trimestre 2015, essentiellement due à l’environnement économique
défavorable dans l’Amont. Grâce à une bonne performance industrielle,
l’Aval réalise un résultat opérationnel net ajusté de 1 380 M$, stable
sur un an malgré la baisse des marges de raffinage et l’impact des
cessions sur les résultats du Marketing & Services.

Le taux moyen d’imposition11 des secteurs s’est établi à
24,3% au premier trimestre 2016 contre 37,3% au premier trimestre 2015,
notamment du fait de la baisse du taux d’impôt de l’Amont liée à la
baisse du prix du pétrole.

> Résultat net part du Groupe

Le résultat net ajusté est de 1 636 M$ au premier trimestre 2016 contre
2 602 M$ au premier trimestre 2015, soit une baisse de 37%.

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 au premier trimestre 2016 un montant de -30 M$. Il inclut
notamment -183 M$ d’effet de stock et 150 M$ d’éléments non-récurrents
liés principalement à la plus-value réalisée sur la cession du réseau de
transport de gaz FUKA en mer du Nord.

Au 31 mars 2016, le nombre d’actions dilué est de 2 351 millions contre
2 286 millions au 31 mars 2015.

> Cessions – acquisitions

Les cessions se sont élevées à 885 M$ au premier trimestre 2016,
essentiellement constituées de la vente du réseau de transport de gaz
FUKA en mer du Nord.

Les acquisitions ont représenté 193 M$ au premier trimestre 2016,
principalement liées à l’acquisition d’un réseau de stations-service en
République Dominicaine.

> Cash flow net

Le cash flow net14 du Groupe ressort à -215 M$ au
premier trimestre 2016 contre -1 190 M$ au premier trimestre 2015 alors
que le Brent a baissé de 54 $/b à 34 $/b. La marge brute
d’autofinancement s’établit en effet à 3 708 M$, soit une baisse limitée
à 20% sur un an, et les investissements nets sont en recul de 33% à 3
923 M$.

> Rentabilité des capitaux propres

La rentabilité des capitaux propres sur la période du 1er
avril 2015 au 31 mars 2016 s’est établie à 10,2%15.

Synthèse et perspectives

Les résultats du premier trimestre 2016 encouragent Total à poursuivre
sa stratégie visant à maximiser la génération de cash flow en
tirant pleinement parti de son portefeuille d’actifs et des opportunités
de marché. Fort de son excellence opérationnelle et de son modèle
intégré performant, le Groupe met en œuvre un ambitieux programme de
baisse des coûts et des investissements et démarre les projets qui font
croître sa production.

Dans l’Amont, la production continuera de bénéficier au deuxième
trimestre de la montée en puissance des démarrages récents mais sera
affectée par un niveau de maintenance saisonnière habituel. Au-delà,
Angola LNG et Incahuasi devraient démarrer en milieu d’année, Kashagan
en fin d’année, et la production devrait croitre de 4% en 2016.

Les marges de raffinage et pétrochimie restent bien orientées en ce
début de trimestre et l’Aval est en ligne avec son objectif de
génération d’environ 7 G$ de cash flow en 2016. Des opérations de
maintenance partielle sont prévues à Anvers et Lindsey pour la mise en
œuvre des projets de modernisation, ainsi que sur le coker de Port
Arthur.

Total continue ses efforts pour réduire son point mort cash et
vise un niveau d’investissements organiques inférieur à 19 G$ en 2016.

— — —

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 28 (code d’accès 1642494) 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 1642494).

Principales données opérationnelles des secteurs

Amont*

Production combinée liquides/gaz
par zone
géographique (kbep/j)

 

  1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Europe et Asie centrale   788   681   653   +21%
Afrique 630 638 647 -3%
Moyen-Orient et Afrique du Nord 531 503 580 -8%
Amériques 258 255 254 +2%
Asie Pacifique   271   275   261   +4%
Production totale   2 479   2 352   2 395   +4%
dont filiales mises en équivalence   620   544   573   +8%

Production de liquides
par zone géographique (kb/j)

 

  1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Europe et Asie centrale   251   227   203   +23%
Afrique 518 526 528 -2%
Moyen-Orient et Afrique du Nord 380 361 380
Amériques 104 100 91 +14%
Asie Pacifique   33   37   37   -9%
Production totale   1 286   1 251   1 240   +4%
dont filiales mises en équivalence   240   220   207   +16%

Production de gaz
par zone géographique (Mpc/j)

 

  1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Europe et Asie centrale   2 814   2 435   2 424   +16%
Afrique 564 545 589 -4%
Moyen-Orient et Afrique du Nord 837 780 1 097 -24%
Amériques 860 869 904 -5%
Asie Pacifique   1 366   1 364   1 298   +5%
Production totale   6 441   5 993   6 312   +2%
dont filiales mises en équivalence   2 039   1 739   1 963   +4%
                 
Gaz Naturel Liquéfié   1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Ventes de GNL** (Mt)   2,64   2,48   2,82   -6%

* 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)

Ventes de produits pétroliers
par zone géographique
(kb/j)*

 

  1T16   4T15   1T15**  

1T16
vs
1T15

 

Europe   2 288   2 298   2 059   +11%
Afrique 501 547 670 -25%
Amériques 531 489 581 -9%
Reste du monde   771   620   657   +17%
Total des ventes   4 091   3 954   3 967   +3%
dont ventes massives raffinage   699   688   628   +11%
dont négoce international   1 635   1 469   1 515   +8%

* Y compris quote-part dans TotalErg.
** Données du
premier trimestre 2015 retraitées.

Eléments d’ajustement

> Eléments d’ajustement du résultat opérationnel

En millions de dollars   1T16   4T15   1T15
Eléments non-récurrents du résultat opérationnel   (464)   (5 677)   (1 377)
Charges de restructuration   (11)   (48)  
Dépréciations exceptionnelles (4 933) (1 046)
Autres éléments   (453)   (696)   (331)
Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement   (282)   (464)   228
Effet des variations de juste valeur   3     4
             

Total des éléments d’ajustement du résultat
opérationnel

  (743)   (6 141)   (1 145)

> Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe

En millions de dollars   1T16   4T15   1T15

Eléments non-récurrents du résultat net (part du
Groupe)

  150   (3 386)   (95)
Plus (moins) -value de cession   358   579   1 002
Charges de restructuration (2) (29) (31)
Dépréciations exceptionnelles (3 443) (1 109)
Autres éléments   (206)   (493)   43

Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net
d’impôt

  (183)   (315)   154
Effet des variations de juste valeur   3     2
             
Total des éléments d’ajustement du résultat net   (30)   (3 701)   61

Sensibilités 2016*

    Scénario   Variation  

Impact estimé
sur le résultat
opérationnel
net
ajusté

 

Impact estimé
sur les flux de
trésorerie
d’exploitation

Dollar   1,0 $/€   +0,1 $ par €   -0,15 G$   -0,1 G$
Brent   50 $/b   -10 $/b   -2 G$   -2 G$
Marge de raffinage européenne (ERMI)   35 $/t   -10 $/t   -0,5 G$   -0,6 G$

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la
publication des résultats du 4
eme trimestre de
l’année précédente. Les sensibilités indiquées sont des estimations
préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille
2016. 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 85% au Raffinage-Chimie.

Investissements – Désinvestissements

En millions de dollars   1T16   4T15   1T15  

1T16
vs
1T15

 

Investissements organiques   4 615   6 365   6 069   -24%
dont exploration capitalisée 228 232 399 -43%
dont augmentation des prêts non courants 572 553 793 -28%
dont remboursement des prêts non courants   (100)   (196)   (245)   -59%
Acquisitions   193   33   2 495   -92%
Cessions   885   2 101   2 739   -68%

Autres opérations avec des intérêts
ne conférant pas le
contrôle

    8     na
Investissements nets   3 923   4 289   5 825   -33%

Ratio dette nette sur capitaux propres

En millions de dollars   31/03/2016   31/12/2015   31/03/2015
Dettes financières courantes   10 858   12 488   13 604
Actifs financiers courants nets (3 231) (6 019) (2 262)
Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés 83 141 (27)
Dettes financières non courantes 43 138 44 464 41 827

Instruments de couverture des dettes financières
non courantes

 

(1 236) (1 219) (1 275)
Trésorerie et équivalents de trésorerie   (20 570)   (23 269)   (25 051)
Dette nette   29 042   26 586   26 816
             
Capitaux propres – part du Groupe 96 443 92 494 95 096

Répartition du résultat sur la base des actions
existantes à
la clôture

(3 250) (1 545) (2 988)
Intérêts ne conférant pas le contrôle   2 960   2 915   3 024
Capitaux propres retraités   96 153   93 864   95 132
             
Ratio dette nette sur capitaux propres   30,2%   28,3%   28,2%

Rentabilité des capitaux propres

En millions de dollars  

période du 1er avril 2015 au
31 mars 2016

 

période du 1er janvier 2015 au
31 décembre 2015

Résultat net ajusté   9 742   10 698
Capitaux propres retraités moyens   95 643   92 854
Rentabilité des capitaux propres (ROE)   10,2%   11,5%

Rentabilité des capitaux employés moyens

> Période du 1er avril 2015 au 31
mars 2016

En millions de dollars   Amont  

Raffinage-
Chimie

 

Marketing &
Services

  Groupe
Résultat opérationnel net ajusté   3 913   4 917   1 630   10 460
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2015* 103 167 12 534 7 928 123 218
Capitaux mis en œuvre au 31/03/2016*   106 517   12 505   8 800     127 754
ROACE   3,7%   39,3%   19,5%     8,3%

> Période du 1er janvier 2015 au 31
décembre 2015

En millions de dollars   Amont  

Raffinage-
Chimie

 

Marketing &
Services

  Groupe
Résultat opérationnel net ajusté   4 774   4 889   1 699   11 400
Capitaux mis en œuvre au 31/12/2014* 100 497 13 451 8 825 120 526
Capitaux mis en œuvre au 31/12/2015*   105 580   10 407   8 415     121 143
ROACE   4,6%   41,0%   19,7%     9,4%

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

Ce communiqué de presse présente les résultats du premier trimestre
2016, issus des comptes consolidés de TOTAL S.A. au 31 mars 2016.
L’annexe
à ces comptes consolidés (non auditée) est disponible sur le site du
Groupe
total.com.

Ce document peut contenir des informations prospectives sur le Groupe
(notamment des objectifs et tendances), ainsi que 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. Ces données ne constituent pas des prévisions au
sens du règlement européen n°809/2004.

Les informations et déclarations prospectives contenues dans ce
document sont fondées sur des données et hypothèses économiques
formulées dans un contexte économique, concurrentiel et réglementaire
donné. Elles peuvent s’avérer inexactes dans le futur et sont
dépendantes de facteurs de risques susceptibles de donner lieu à un
écart significatif entre les résultats réels et ceux envisagés, tels que
notamment la variation des taux de change, le prix des produits
pétroliers, la capacité d’effectuer des réductions de coûts ou des gains
d’efficacité sans perturbation inopportune des opérations, les
considérations de réglementations environnementales et des conditions
économiques et financières générales. 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.

Contacts

Total
Mike SANGSTER
Nicolas FUMEX
Patrick GUENKEL
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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