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Total : Résultats du quatrième trimestre et de l’année 2015

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PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News: Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT):     4T15   Variation vs 4T14   2015   Variation vs 2014         Résultat net ajusté1 – en milliards de dollars (G$) 2,1 -26% 10,5 -18% – en dollars par action 0,88 -28% 4,51 -20%                  

PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

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

    4T15   Variation

vs 4T14

  2015   Variation

vs 2014

       
Résultat net ajusté1
– en milliards de dollars (G$) 2,1 -26% 10,5 -18%
– en dollars par action 0,88 -28% 4,51 -20%
                 
 
Résultat net2 de 5,1 G$ sur l’année
2015
Ratio d’endettement de 28% au 31 décembre 2015
Production d’hydrocarbures de 2 347 kbep/j sur l’année 2015
Solde sur dividende au titre du 4T15 de 0,61 €/action payable en
juin 2016
3

Le Conseil d’administration de Total, réuni le 10 février 2016 sous la
présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a pris
connaissance des comptes du Groupe pour le quatrième trimestre. En
commentant les résultats, Patrick Pouyanné a déclaré :

« Les prix des hydrocarbures ont fortement chuté en 2015, marquée par
la baisse du cours du Brent de près de 50%. Dans ce contexte, Total
réalise un résultat net ajusté de 10,5 milliards de dollars, en retrait
de 18% par rapport à 2014, la meilleure performance parmi les majors.
Cette résistance à un environnement dégradé est le fruit de l’efficacité
du modèle intégré du Groupe et de la pleine mobilisation de ses équipes.

La
discipline sur les dépenses a été renforcée en 2015. Le programme de
réduction de coûts a permis d’économiser 1,5 milliard de dollars,
au-delà de l’objectif de 1,2 milliard de dollars. Les investissements
organiques se sont élevés à 23 milliards de dollars, en retrait de près
de 15% par rapport à 2014.

La production dans l’Amont a
connu une hausse historique de 9,4%, avec le démarrage de neuf projets.
Le Raffinage-Chimie a su pleinement tirer parti de marges élevées grâce
à une bonne disponibilité des installations. Le secteur Marketing &
Services a connu une forte croissance, de 6% pour les réseaux de
distribution et de 3% pour les lubrifiants.

Des cessions
d’actifs pour 4 milliards de dollars ont été signées cette année, dans
le cadre du programme de 10 milliards prévu sur la période 2015-17. Dans
le même temps, Total a su préparer son futur avec un taux de
renouvellement des réserves de 107%.

Le ratio d’endettement
à la fin de l’année est en diminution à 28%, résultat d’une politique
financière visant à maintenir un bilan solide à travers le cycle.

Ces
résultats confirment le succès de la stratégie du Groupe, qui poursuit
les efforts d’abaissement de son point mort afin de tirer le meilleur
parti de ses marchés. »

Le Conseil d’administration a décidé de proposer à l’Assemblée Générale
Mixte des actionnaires du 24 mai 2016 la distribution d’un dividende de
2,44 euros/action au titre de 2015, stable par rapport à 2014, ainsi
que la possibilité du paiement du solde de 0,61 euro/action en actions
nouvelles, en bénéficiant d’une décote de 10%.

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4

4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  En millions de dollars, sauf le taux d’imposition, le résultat
par action et le nombre d’actions
  2015   2014   2015

vs

2014

37 749   40 580   52 511   -28%   Chiffre d’affaires   165 357   236 122   -30%
2 093   3 204   3 705   -44%   Résultat opérationnel ajusté des secteurs   12 672   21 604   -41%
2 285   2 963   2 797   -18%   Résultat opérationnel net ajusté des secteurs   11 362   14 247   -20%
748   1 107   1 596   -53%   Amont   4 774   10 504   -55%
1 007 1 433 956 +5% Raffinage-Chimie 4 889 2 489 +96%
530   423   245   x2,2   Marketing & Services   1 699   1 254   +35%
610   493   653   -7%   Quote-part du résultat net ajusté des

sociétés mises en équivalence

  2 414   3 315   -27%
20,0%   27,2%   40,1%       Taux moyen d’imposition du Groupe5   33,1%   53,0%    
2 075   2 756   2 801   -26%   Résultat net ajusté   10 518   12 837   -18%
0,88   1,17   1,22   -28%   Résultat net ajusté dilué par action (dollars)   4,51   5,63   -20%
0,80   1,06   0,98   -18%   Résultat net ajusté dilué par action (euros)*   4,07   4,24   -4%
2 329   2 312   2 287   +2%   Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)   2 304   2 281   +1%
                             
(1 626)   1 079   (5 658)   +71%   Résultat net part du Groupe   5 087   4 244   +20%
                             
6 594   6 040   8 152   -19%   Investissements6   28 033   30 509   -8%
2 297   410   1 689   +36%   Désinvestissements   7 584   6 190   +23%
4 289   5 630   6 409   -33%   Investissements nets7   20 360   24 140   -16%
4 838   5 989   7 354   -34%   Flux de trésorerie d’exploitation   19 946   25 608   -22%
4 365   5 059   5 721   -24%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   19 376   24 597   -21%

* Taux de change moyen €-$ : 1,0953 au 4e
trimestre 2015 et 1,1095 sur l’année 2015.

Faits marquants depuis le début du quatrième trimestre 20158

  • Démarrage de Laggan-Tormore au Royaume-Uni, de Moho Phase 1b au
    Congo et de Lianzi dans la zone commune entre le Congo et l’Angola
  • Première cargaison de gaz naturel liquéfié de Gladstone LNG en
    Australie
  • Découvertes de Shwe Yee Htun au Myanmar et de Léo en Argentine
  • Acquisition du principal réseau de stations-service de République
    Dominicaine
  • Cession d’une participation de 20% dans le champ Kharyaga en Russie
  • Signature d’accords d’approvisionnement à long terme de gaz naturel
    liquéfié avec la société nationale indonésienne Pertamina et la
    société chinoise ENN
  • Changement de gouvernance du Groupe Total avec la nomination d’un
    Président-directeur général et d’un Administrateur Référent, Patricia
    Barbizet

Analyse des résultats des secteurs

Amont

> Environnement – prix de vente liquides et gaz*

4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

      2015   2014   2015

vs

2014

43,8   50,5   76,6   -43%   Brent ($/b)   52,4   99,0   -47%
38,1   44,0   61,7   -38%   Prix moyen des liquides ($/b)   47,4   89,4   -47%
4,45   4,47   6,29   -29%   Prix moyen du gaz ($/Mbtu)   4,75   6,57   -28%
33,1   36,6   50,5   -34%   Prix moyen des hydrocarbures ($/bep)   39,2   66,2   -41%

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

> Production

4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  Production d’hydrocarbures   2015   2014   2015

vs

2014

2 352   2 342   2 229   +6%   Productions combinées (kbep/j)   2 347   2 146   +9%
1 251   1 241   1 077   +16%   Liquides (kb/j)   1 237   1 034   +20%
5 993   6 003   6 219   -4%   Gaz (Mpc/j)   6 054   6 063  

Au quatrième trimestre 2015 la production d’hydrocarbures a été de 2 352
milliers de barils équivalent pétrole par jour (kbep/j), en hausse de
5,5% par rapport au quatrième trimestre 2014, en raison des éléments
suivants :

  • +4% liés au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux
    projets, notamment GLNG, West Franklin phase 2, Eldfisk II et
    Termokarstovoye,
  • +6% d’effets périmètres, liés principalement à l’extension de la
    concession ADCO aux Emirats arabes unis contrebalancé pour partie par
    la cession d’actifs en mer du Nord, au Nigeria et en Azerbaïdjan,
  • -5% liés à l’arrêt des productions au Yémen et en Libye,
  • l’effet prix positif compense le déclin naturel des champs.

En 2015, la production d’hydrocarbures a été de 2 347 kbep/j, en hausse
de 9,4% par rapport à 2014, en raison des éléments suivants :

  • +6% liés au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux
    projets, notamment CLOV, West Franklin phase 2, Eldfisk II et
    Termokarstovoye,
  • +6% liés aux effets périmètres mentionnés ci-dessus,
  • -4% liés à l’arrêt des productions au Yémen et en Libye,
  • +1% liés à l’effet prix positif et à la performance, net du déclin
    naturel des champs.

> Réserves

Réserves au 31 décembre   2015   2014   %
Réserves d’hydrocarbures (Mbep)   11 580   11 523  
● Liquides (Mb)   5 605   5 303   +6%
● Gaz (Gpc)   32 206   33 590   -4%

Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la
SEC (Brent à 54,17 $/b) s’élèvent à 11 580 Mbep au 31 décembre 2015. Au
niveau de production moyen de 2015, la durée de vie des réserves est de
plus de 13 ans.

En 2015, le taux de renouvellement des réserves prouvées9,
établi selon les règles de la SEC, ressort à 107%, notamment en raison
de l’extension de la concession d’ADCO.

Fin 2015, Total possède un portefeuille solide et diversifié de réserves
prouvées et probables10 représentant plus de 20 ans de durée
de vie au niveau de production moyen de 2015.

> Résultats

4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition   2015   2014   2015

vs

2014

405   994   2 174   -81%   Résultat opérationnel ajusté*   4 925   17 156   -71%
55,1%   33,8%   57,0%       Taux moyen d’imposition**   45,5%   57,1%    
748   1 107   1 596   -53%   Résultat opérationnel net ajusté*   4 774   10 504   -55%
415   316   533   -22%   dont quote-part du résultat net ajusté des

sociétés mises en équivalence

  1 723   2 859   -40%
                             
5 293   5 173   6 287   -16%   Investissements   24 270   26 520   -8%
1 402   272   1 473   -5%   Désinvestissements   3 215   5 764   -44%
2 624   2 320   2 608   +1%   Flux de trésorerie d’exploitation   11 182   16 666   -33%
2 514   2 736   3 665   -31%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   11 179   18 667   -40%

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

  • 748 M$ au quatrième trimestre 2015, en recul de 53% par rapport au
    quatrième trimestre 2014, affecté essentiellement par la baisse des
    prix de vente des hydrocarbures partiellement compensée par
    l’augmentation de la production et la baisse des coûts,
  • 4 774 M$ sur 2015, en recul de 55% par rapport à 2014, affecté
    essentiellement par la baisse des prix moyens de vente des
    hydrocarbures partiellement compensée par l’augmentation de la
    production, la baisse des coûts et du taux moyen de fiscalité.

Les coûts techniques des filiales consolidées, calculés conformément à
l’ASC 93211, s’établissent à 23,0 $/bep en 2015 contre 28,3
$/bep en 2014. Cette réduction est essentiellement liée à la mise en
œuvre du programme de réductions de coûts opératoires (qui diminuent de
9,9 $/bep à 7,4 $/bep) et à la baisse des amortissements (effet de
portefeuille).

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés et taux d’utilisation*

4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

      2015   2014   2015

vs

2014

1 931   1 973   1 887   +2%   Total volumes raffinés (kb/j)   1 938   1 775   +9%
682   662   632   +8%   France   674   639   +5%
831 891 852 -2% Reste de l’Europe 849 794 +7%
418   420   403   +4%   Reste du monde   415   342   +21%
                Taux d’utilisation**            
87% 87% 82% Sur bruts traités 86% 77%
88%   90%   86%       Sur bruts et autres charges   89%   81%    

* 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 2% au quatrième trimestre 2015 par rapport au quatrième
    trimestre 2014 grâce à un bon fonctionnement des sites, malgré l’arrêt
    partiel pour maintenance planifiée de la plateforme d’Anvers,
  • en hausse de 9% sur 2015 par rapport à 2014. Les actions
    d’amélioration de la disponibilité en Europe se sont traduites par un
    taux d’utilisation élevé à 89%. Le secteur a également bénéficié de la
    montée en puissance de la raffinerie SATORP en Arabie Saoudite.

> Résultats

4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  En millions de dollars

sauf l’ERMI

  2015   2014   2015

vs

2014

38,1   54,8   27,6   +38%   Indicateur de marge de raffinage

européenne ERMI ($/t)

  48,5   18,7   x2,6
                             
997   1 713   1 069   -7%   Résultat opérationnel ajusté*   5 649   2 739   x2,1
1 007   1 433   956   +5%   Résultat opérationnel net ajusté*   4 889   2 489   x2,0
117   128   155   -25%   dont Chimie de spécialités**   496   629   -21%
                             
586   358   875   -33%   Investissements   1 843   2 022   -9%
836   12   157   x5,3   Désinvestissements   3 488   192   x18
2 127   2 291   3 113   -32%   Flux de trésorerie d’exploitation   6 432   6 302   +2%
1 042   1 797   1 465   -29%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   5 785   4 028   +44%

* 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.

Le Raffinage-Chimie a bénéficié en 2015 d’un environnement porteur, en
particulier en Europe. L’ERMI s’est établie en moyenne à 48,5 $/t en
2015 contre 18,7 $/t en 2014, tirée notamment par une forte demande en
essence. Les marges pétrochimiques en Europe ont été en hausse en 2015
du fait de la bonne demande en polymères et de la baisse du prix des
matières premières.

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

  • 1 007 M$ au quatrième trimestre 2015, soit 5% de plus qu’au quatrième
    trimestre 2014 dans un environnement globalement favorable,
  • 4 889 M$ sur 2015, soit un montant deux fois supérieur à celui de
    2014, grâce à une bonne performance industrielle en période de fortes
    marges et aux programmes de réduction de coûts.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  Ventes en kb/j*   2015   2014   2015

vs

2014

1 797   1 825   1 810   -1%   Total des ventes du Marketing & Services   1 818   1 769   +3%
1 065   1 103   1 132   -6%   Europe   1 092   1 100   -1%
732   722   678   +8%   Reste du monde   726   669   +9%

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

Les ventes de produits pétroliers sont :

  • stables au quatrième trimestre 2015 par rapport au quatrième 2014. Le
    dynamisme des ventes dans les zones de croissance compense un effet de
    périmètre en Europe lié aux cessions de Totalgaz et Total Suisse,
  • en hausse de 3% sur 2015 par rapport à 2014. Au-delà de la forte
    croissance en Afrique, le secteur bénéficie de son repositionnement
    stratégique en Europe et d’une demande stimulée par les prix plus bas.

> Résultats

4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  En millions de dollars   2015   2014   2015

vs

2014

18 326   19 522   24 079   -24%   Chiffre d’affaires hors Groupe   77 887   106 509   -27%
691   497   462   +50%   Résultat opérationnel ajusté*   2 098   1 709   +23%
530   423   245   x2,2   Résultat opérationnel net ajusté*   1 699   1 254   +35%
277   (82)   (15)   n.a.   dont Energies Nouvelles   108   10   x10,8
                             
689   501   941   -27%   Investissements   1 841   1 818   +1%
56   121   53   +6%   Désinvestissements   856   163   x5,3
289   1 011   1 627   -82%   Flux de trésorerie d’exploitation   2 323   2 721   -15%
598   518   544   +10%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   2 065   2 016   +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 :

  • 530 M$ au quatrième trimestre 2015, deux fois plus élevé qu’au
    quatrième trimestre 2014, bénéficiant de la contribution des Energies
    Nouvelles liée à la finalisation de la ferme solaire Quinto aux
    Etats-Unis,
  • 1 699 M$ sur 2015, en hausse de 35% par rapport à 2014, bénéficiant de
    la hausse des ventes et des marges dans un environnement favorable et
    de la contribution de Sunpower.

Résultats de Total

> Résultats opérationnels nets des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

  • 2 285 M$ au quatrième trimestre 2015, en baisse de 18% par rapport au
    quatrième trimestre 2014 alors que le prix du Brent a baissé de 43%.
    La moindre performance de l’Amont affecté par la baisse des prix des
    hydrocarbures a été partiellement compensée par les solides résultats
    de l’Aval,
  • 11 362 M$ sur 2015, en baisse de 20% par rapport à 2014 alors que le
    Brent a baissé de 47%. Le Groupe tire parti de son modèle intégré et
    de ses programmes de réduction de coûts.

Le taux moyen d’imposition12 des secteurs s’est établi à :

  • 28,4% au quatrième trimestre 2015 contre 45,6% au quatrième trimestre
    2014, principalement du fait de la baisse du taux d’impôt de l’Amont
    et du poids plus important de l’Aval dans le résultat,
  • 33,9% en 2015 contre 51,2% en 2014, pour les mêmes raisons.

> Résultat net part du Groupe

Le résultat net ajusté est de :

  • 2 075 M$ au quatrième trimestre 2015 contre 2 801 M$ au quatrième
    trimestre de 2014, soit une baisse de 26% alors que le Brent a perdu
    43%,
  • 10 518 M$ en 2015 contre 12 837 M$ en 2014, soit une baisse de 18%
    alors que le Brent a baissé de 47%.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments
non-récurrents et les effets des variations de juste valeur13.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net14 au
quatrième trimestre 2015 est de -3 701 M$. Il inclut notamment une
dépréciation exceptionnelle sur Gladstone LNG en Australie, un
rattrapage d’amortissements sur Usan au Nigéria suite à l’arrêt du
processus de cession, la dépréciation d’actifs d’exploration dont les
projets de développement ont été abandonnés et un ajustement de stock
négatif.

En 2015, le total des éléments d’ajustement du résultat net est de -5
431 M$. Il inclut notamment des dépréciations exceptionnelles sur Fort
Hills au Canada et sur Gladstone LNG en Australie ainsi qu’en Libye, un
rattrapage d’amortissements sur Usan au Nigéria suite à l’arrêt du
processus de cession, la dépréciation d’actifs d’exploration dont les
projets de développement ont été abandonnés, et un ajustement de stock
négatif.

> Résultat net ajusté par action

Au 31 décembre 2015, le nombre d’actions dilué est de 2 336 millions
contre 2 285 millions au 31 décembre 2014. Le résultat net ajusté par
action a été de 4,5 dollars en 2015, en baisse de 20%.

> Cessions – acquisitions

Les cessions se sont élevées à :

  • 2 101 M$ au quatrième trimestre 2015, essentiellement constituées de
    la finalisation des cessions de la raffinerie de Schwedt, des
    infrastructures de stockage de Géosel, et d’intérêts partiels dans
    Laggan-Tormore et Fort Hills,
  • 5 968 M$ en 2015, essentiellement constituées de la finalisation des
    ventes de Bostik, des blocs onshore au Nigeria, de Totalgaz, de
    la raffinerie de Schwedt, des infrastructures de stockage de Géosel,
    des activités de production de charbon en Afrique du Sud, et
    d’intérêts partiels dans Laggan-Tormore et Fort Hills.

Les acquisitions se sont élevées à :

  • 33 M$ en au quatrième trimestre 2015,
  • 3 441 M$ en 2015, essentiellement constituées de l’extension de la
    concession ADCO aux Emirats arabes unis, de l’acquisition de 0,7%
    supplémentaire dans le capital de Novatek en Russie portant la
    participation du Groupe à 18,9% et du portage d’investissements dans
    les gisements de l’Utica aux Etats-Unis.

> Cash flow net

Le cash flow net15 du Groupe ressort à :

  • 549 M$ au quatrième trimestre 2015 contre 945 M$ au quatrième
    trimestre 2014. Cette baisse s’explique par la baisse de la
    contribution de l’Amont compensée en partie par les bons résultats de
    l’Aval et la baisse des investissements,
  • -414 M$ en 2015 contre 1 468 M$ en 2014. La réduction des
    investissements nets compense partiellement le recul du flux de
    trésorerie d’exploitation dans un contexte de baisse du prix du Brent
    de 47%.

Comptes de TOTAL S.A.

Le bénéfice de TOTAL S.A., société mère, s’établit à 11 067 M€ en 2015
contre 6 045 M€ en 2014. 2015 a été l’occasion pour les filiales de
TOTAL S.A. de remonter un volume important de dividendes à leur
maison-mère.

Proposition de dividende

Le Conseil d’administration, réuni le 10 février 2016, après avoir
arrêté les comptes, a décidé de proposer à l’Assemblée Générale Mixte
des actionnaires, qui se tiendra le 24 mai 2016, de fixer le dividende
au titre de l’exercice 2015 à 2,44 euros par action, stable par rapport
à 2014. Le taux de distribution de Total en 2015, calculé sur la base du
résultat net ajusté, ressortirait ainsi à 60%.
Compte tenu des
trois acomptes de 0,61 euro par action relatifs à l’exercice 2015, un
solde du même montant de 0,61 euro est donc proposé. Le Conseil propose
également que l’Assemblée Générale décide d’offrir aux actionnaires la
possibilité de recevoir le paiement de ce solde du dividende relatif à
l’exercice 2015, soit en numéraire, soit en souscrivant à des actions
nouvelles de la Société en bénéficiant d’une décote de 10%, comme pour
les trois premiers acomptes de l’exercice 2015. Dès lors, sous réserve
de la décision par ladite assemblée, le solde sera détaché de l’action
sur Euronext Paris le 6 juin 2016 et le paiement en numéraire ou la
livraison des actions éventuellement émises, selon l’option retenue,
devra intervenir à compter du 23 juin 2016.

Synthèse et perspectives

En 2015, la rentabilité des capitaux propres s’est établie à 11,5%.
Total a résisté à la chute des prix en s’appuyant sur l’efficacité de
son modèle intégré et la qualité de ses performances opérationnelles. La
stratégie engagée sera poursuivie. Toutes les actions nécessaires
continueront à être mises en œuvre pour réduire les coûts et maintenir
un bilan solide, démontrant à nouveau la capacité du Groupe à s’adapter.

En 2016 le Groupe réduira ses investissements organiques à environ
19 milliards de dollars, soit une baisse de plus de 15% par rapport à
2015. Ceci marque la transition vers un niveau d’investissements
organiques durable de 17 à 19 milliards de dollars à partir de 2017. Le
programme de réduction des coûts opératoires engagé en 2014 permettra
d’économiser 2,4 milliards de dollars en 2016, confirmant ainsi
l’objectif d’économies de plus de 3 milliards de dollars à horizon 2017.
Les cessions d’actifs se poursuivront conformément au plan, avec 4
milliards prévus en 2016 comme en 2015.

Dans l’Amont, cinq démarrages majeurs sont prévus en 2016. Le premier
d’entre eux, Laggan-Tormore, a eu lieu le 8 février. La production
devrait croitre de 4% en 2016 par rapport à 2015, après plus de 9% en
2015 par rapport en 2014, confirmant l’objectif de croissance de 5% par
an en moyenne entre 2014 et 2019.

Dans l’Aval, la réduction de capacité de 20% du raffinage européen sera
achevée fin 2016, avec un an d’avance sur le plan initial annoncé en
2012. L’arrêt de l’activité traditionnelle de raffinage en vue de la
conversion de La Mède en bio-raffinerie, la restructuration de la
raffinerie de Lindsey et la modernisation de la raffinerie d’Anvers
seront réalisés avant la fin de l’année 2016, pour des bénéfices
attendus à partir de 2017.

La stratégie déployée par le Groupe en 2015 autour des quatre priorités
que sont la Sécurité, l’Excellence Opérationnelle, la Réduction des
Coûts et le Cash-flow sera poursuivie en 2016, notamment pour le
bénéfice de ses actionnaires.

— — —

Pour écouter en direct la présentation en anglais uniquement de
Patrick Pouyanné et de Patrick de La Chevardière qui se tient ce jour à
14h30 (heure de Londres) avec les analystes financiers, vous pouvez
consulter les informations fournies sur le site du Groupe
total.com
ou composer le +33 (0)1 76 77 22 22 (code d’accès 3406579). Pour
réécouter cette conférence, vous pouvez composer le +33 (0)1 74 20 28 00
(code d’accès 3406579).

Principales données opérationnelles des secteurs

Amont

Principales données opérationnelles des secteurs      
       
AMONT
Production                            
4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  Production combinée liquides/gaz

par zone géographique (kbep/j)

  2015   2014   2015

vs

2014

381 364 393 -3% Europe 374 364 +3%
676 685 690 -2% Afrique 678 657 +3%
465 486 391 +19% Moyen-Orient 492 391 +26%
110 96 99 +11% Amérique du Nord 103 90 +14%
145 153 151 -4% Amérique du Sud 152 157 -3%
275 245 235 +17% Asie Pacifique 258 238 +8%
300   313   270   +11%   CEI   290   249   +16%
2 352   2 342   2 229   +6%   Production totale   2 347   2 146   +9%
544   574   594   -8%   dont filiales mises en équivalence   559   571   -2%
                             
4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  Production de liquides

par zone géographique (kb/j)

  2015   2014   2015

vs

2014

163 159 168 -3% Europe 161 165 -2%
545 542 558 -2% Afrique 542 522 +4%
341 359 185 +84% Moyen-Orient 351 192 +83%
56 45 45 +24% Amérique du Nord 48 39 +23%
44 46 49 -10% Amérique du Sud 47 50 -6%
37 30 33 +12% Asie Pacifique 34 30 +13%
65   60   39   +67%   CEI   54   36   +50%
1 251   1 241   1 077   +16%   Production totale   1 237   1 034   +20%
220   230   197   +11%   dont filiales mises en équivalence   219   200   +9%
                             
4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  Production de gaz

par zone géographique (Mpc/j)

  2015   2014   2015

vs

2014

1 179 1 115 1 224 -4% Europe 1 161 1 089 +7%
639 719 674 -5% Afrique 677 693 -2%
686 708 1 113 -38% Moyen-Orient 778 1 084 -28%
305 280 305 Amérique du Nord 308 285 +8%
564 598 573 -2% Amérique du Sud 588 599 -2%
1 364 1 240 1 144 +19% Asie Pacifique 1 290 1 178 +10%
1 256   1 343   1 186   +6%   CEI   1 252   1 135   +10%
5 993   6 003   6 219   -4%   Production totale   6 054   6 063  
1 739   1 850   2 064   -16%   dont filiales mises en équivalence   1 828   1 988   -8%
                             
4T15   3T15   4T14   4T15

vs

4T14

  Gaz Naturel Liquéfié   2015   2014   2015

vs

2014

2,48   2,53   3,06   -19%   Ventes de GNL* (Mt)   10,22   12,15   -16%

Contacts

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Mike SANGSTER
Nicolas FUMEX
Patrick GUENKEL
Romain
RICHEMONT
Tel. : + 44 (0)207 719 7962
Fax : + 44 (0)207 719
7959
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