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Total : Résultats du troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2015

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PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News: Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT):     3T15   Variation vs 3T14   9M15   Variation vs 9M14         Résultat net ajusté1 – en milliards de dollars (G$) 2,8 -23% 8,4 -16% – en dollar par action 1,17 -25% 3,64 -17%                  

PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

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

    3T15   Variation

vs 3T14

  9M15   Variation

vs 9M14

       
Résultat net ajusté1
– en milliards de dollars (G$) 2,8 -23% 8,4 -16%
– en dollar par action 1,17 -25% 3,64 -17%
                 
Résultat net2 de 1,1 G$ au 3T15
Ratio d’endettement de 26,6% au 30 septembre 2015
Production d’hydrocarbures de 2 342 kbep/j au 3e
trimestre 2015
Acompte sur dividende au titre du 3T15 de 0,61 €/action payable
en avril 2016
3

Le Conseil d’administration de Total, réuni le 28 octobre 2015 sous la
présidence de Thierry Desmarest, a pris connaissance des comptes du
Groupe pour le troisième trimestre. En commentant les résultats, Patrick
Pouyanné, Directeur Général, a déclaré :

« Dans un contexte de baisse du prix du baril de 50% sur un an, Total
confirme sa résilience et a pu limiter à 23% le recul de son résultat
net ajusté au troisième trimestre qui s’établit à
2,8 milliards
de dollars. Total tire ainsi parti de son modèle intégré, de la hausse
de sa production et de sa discipline sur les investissements et les
coûts opératoires. Sur les neuf premiers mois de 2015, le résultat net
ajusté du Groupe est en baisse de seulement 16% alors que le prix du
brut a baissé de 48%.

Dans l’Amont, les mises en production
de Surmont 2 au Canada et Gladstone LNG en Australie portent à six le
nombre de démarrages majeurs cette année et la production est en hausse
de plus de 10% sur un an. L’Amont est de plus en avance dans l’exécution
de son programme de réduction des coûts et le Groupe dépassera ainsi son
objectif de 1,2 milliard de dollars de baisse des coûts opératoires en
2015.

Dans l’Aval, le Raffinage-Chimie et le Marketing &
Services ont pu pleinement tirer parti des marges toujours favorables.
En outre, l’Aval poursuit la mise en œuvre des programmes d’excellence
opérationnelle ainsi que la restructuration des activités européennes
avec notamment l’arrêt définitif du vapocraqueur de Carling en octobre.

Total
a à nouveau démontré ce trimestre sa capacité à céder des actifs au
meilleur prix et sans remettre en cause sa stratégie: six nouvelles
cessions ont été annoncées pour un montant cumulé d’environ 3 milliards
de dollars.

Par ailleurs, le niveau des investissements
organiques après neuf mois est de 16,6 milliards de dollars en ligne
avec l’objectif de 23-24 milliards de dollars en 2015.

Ainsi,
Total préserve la solidité de son bilan avec un ratio d’endettement
inférieur à 27% et agit avec discipline pour réduire son point mort. »

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total4

3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

 

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

  9M15   9M14   9M15

vs

9M14

40 580   44 715   60 363   -33%   Chiffre d’affaires   127 608   183 611   -31%
3 204   4 064   6 134   -48%   Résultat opérationnel ajusté des secteurs   10 579   17 899   -41%
2 963   3 334   3 927   -25%   Résultat opérationnel net ajusté des secteurs   9 077   11 450   -21%
1 107   1 560   2 765   -60%   Amont   4 026   8 908   -55%
1 433 1 349 786 +82% Raffinage-Chimie 3 882 1 533 x2,5
423   425   376   +13%   Marketing & Services   1 169   1 009   +16%
493   677   949   -48%   Quote-part du résultat net ajusté des

sociétés mises en équivalence

  1 804   2 662   -32%
27,2%   39,6%   54,1%       Taux moyen d’imposition du Groupe5   35,5%   55,7%    
2 756   3 085   3 558   -23%   Résultat net ajusté   8 443   10 036   -16%
1,17   1,34   1,56   -25%   Résultat net ajusté dilué par action (dollars)   3,64   4,40   -17%
1,06   1,21   1,17   -9%   Résultat net ajusté dilué par action (euros)*   3,27   3,25   +1%
2 312   2 292   2 285   +1%   Nombre moyen pondéré dilué d’actions (millions)   2 295   2 279   +1%
                             
1 079   2 971   3 463   -69%   Résultat net part du Groupe   6 713   9 902   -32%
                             
6 040   6 590   7 769   -22%   Investissements6   21 439   22 357   -4%
410   1 893   2 030   -80%   Désinvestissements   5 287   4 501   +17%
5 630   4 616   5 740   -2%   Investissements nets7   16 071   17 731   -9%
5 989   4 732   7 639   -22%   Flux de trésorerie d’exploitation   15 108   18 254   -17%
5 059   5 317   6 741   -25%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   15 011   18 876   -20%

* Taux de change moyen €-$ : 1,1117 au 3e
trimestre 2015 et 1,1144 sur les neuf premiers mois de 2015.

Faits marquants depuis le début du troisième trimestre 20158

  • Première cargaison de gaz naturel liquéfié de Gladstone LNG en
    Australie
  • Mise en production de la phase 1A du projet Dalia sur le Bloc 17 en
    Angola
  • Démarrage de la production de Surmont 2 au Canada
  • Découvertes d’huile sur le puits d’Ukot South au Nigeria, de gaz
    sur le puits de Leo en Argentine offshore et entrée à hauteur
    de 25% dans le permis d’exploration du bloc 7 en Egypte
  • Cession de participations dans Laggan et ses satellites au
    Royaume-Uni pour environ 900 millions de dollars
  • Cession d’actifs de transport de gaz en mer du Nord pour environ
    900 millions de dollars
  • Cessions de 10% du projet Fort Hills au Canada, de 15% du projet
    Gina Krog en Norvège, de 50% dans Géosel en France et des activités de
    distribution de carburants en Turquie pour un montant global supérieur
    à 1 milliard de dollars
  • Démarrage de l’usine de lubrifiants à Singapour

Analyse des résultats des secteurs

Amont

> Environnement – prix de vente liquides et gaz*

3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

      9M15   9M14   9M15

vs

9M14

50,5   61,9   101,9   -50%   Brent ($/b)   55,3   106,5   -48%
44,0   58,2   94,0   -53%   Prix moyen des liquides ($/b)   50,5   99,6   -49%
4,47   4,67   6,40   -30%   Prix moyen du gaz ($/Mbtu)   4,85   6,67   -27%
36,6   45,4   69,1   -47%   Prix moyen des hydrocarbures ($/bep)   41,3   71,8   -42%

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

> Production

3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

  Production d’hydrocarbures   9M15   9M14   9M15

vs

9M14

2 342   2 299   2 122   +10%   Productions combinées (kbep/j)   2 345   2 118   +11%
1 241   1 215   1 043   +19%   Liquides (kb/j)   1 232   1 019   +21%
6 003   5 910   5 902   +2%   Gaz (Mpc/j)   6 074   6 011   +1%

La production d’hydrocarbures a été de 2 342 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au troisième trimestre 2015, en
hausse de plus de 10% par rapport au troisième trimestre 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% 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,
  • -5% liés à l’arrêt des productions au Yémen et en Libye,
  • +3% liés à l’effet prix, à une meilleure performance des champs et à
    un programme de maintenance planifiée moins important qui compensent
    le déclin naturel.

Sur les neuf premiers mois de 2015, la production d’hydrocarbures a été
de 2 345 kbep/j, en hausse de 11% par rapport aux neuf premiers mois de
2014, en raison des éléments suivants :

  • +7% liés au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets,
  • +6% liés aux effets périmètres mentionnés ci-dessus,
  • -3% liés à l’arrêt des productions au Yémen et en Libye,
  • +1% lié à l’effet prix et à un programme de maintenance planifiée
    moins important qui compensent le déclin naturel.

> Résultats

3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

  En millions de dollars, sauf le taux moyen d’imposition   9M15   9M14   9M15

vs

9M14

994   1 995   4 671   -79%   Résultat opérationnel ajusté*   4 520   14 982   -70%
33,8%   47,3%   59,1%       Taux moyen d’imposition**   44,5%   57,1%    
1 107   1 560   2 765   -60%   Résultat opérationnel net ajusté*   4 026   8 908   -55%
316   489   824   -62%  

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

 

  1 308   2 326   -44%
                             
5 173   5 653   6 923   -25%   Investissements   18 977   20 233   -6%
272   379   1 924   -86%   Désinvestissements   1 813   4 291   -58%
2 320   2 713   5 442   -57%   Flux de trésorerie d’exploitation   8 558   14 058   -39%
2 736   3 010   5 028   -46%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   8 665   15 002   -42%

* 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 :

  • 1 107 M$ au troisième trimestre 2015, en recul de 60% par rapport au
    troisième trimestre 2014, affecté essentiellement par la baisse des
    prix moyens de vente des hydrocarbures partiellement compensée par la
    baisse des coûts opératoires et un produit latent d’impôt au Nigeria,
  • 4 026 M$ sur les neuf premiers mois de 2015, en recul de 55% par
    rapport aux neuf premiers mois de 2014, affecté par la baisse du prix
    des hydrocarbures partiellement compensée par la baisse notable des
    coûts, un taux d’impôt plus faible lié à un prix plus bas et la hausse
    de la production.

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés et taux d’utilisation*

3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

      9M15   9M14   9M15

vs

9M14

1 973   1 909   1 884   +5%   Total volumes raffinés (kb/j)   1 938   1 735   +12%
662   613   672   -1%   France   671   641   +5%
891 875 840 +6% Reste de l’Europe 853 774 +10%
420   421   372   +13%   Reste du monde   414   320   +29%
                Taux d’utilisation**            
87% 84% 82% Sur bruts traités 86% 75%
90%   87%   86%       Sur bruts et autres charges   89%   79%    

* 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 5% au troisième trimestre 2015 par rapport au troisième
    trimestre 2014, du fait du démarrage de SATORP et d’un très bon
    fonctionnement des sites en Europe,
  • en hausse de 12% sur les neuf premiers mois de 2015 par rapport aux
    neuf premiers mois de 2014. Les taux d’utilisation sont en hausse dans
    un environnement de marges élevées grâce notamment à la bonne
    disponibilité des raffineries, à la montée en puissance de SATORP et à
    un moindre niveau de maintenance saisonnière cette année.

> Résultats

3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

  En millions de dollars

sauf l’ERMI

  9M15   9M14   9M15

vs

9M14

54,8   54,1   29,9   +83%   Indicateur de marge de raffinage

européenne ERMI ($/t)

  52,0   15,8   x3
                             
1 713   1 604   974   +76%   Résultat opérationnel ajusté*   4 652   1 670   x2,8
1 433   1 349   786   +82%   Résultat opérationnel net ajusté*   3 882   1 533   x2,5
128   135   161   -20%   dont Chimie de spécialités**   379   473   -20%
                             
358   465   422   -15%   Investissements   1 257   1 147   +10%
12   874   9   +33%   Désinvestissements   2 652   35   na
2 291   1 700   1 729   +33%   Flux de trésorerie d’exploitation   4 305   3 189   +35%
1 797   1 566   1 263   +42%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   4 743   2 563   +85%

* 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 ce trimestre d’un environnement aussi
favorable qu’au trimestre précédent. Les marges de raffinage sont
restées stables à 54,8 $/t, tirées par la demande estivale en essence.
Les marges de pétrochimie, quant à elles, ont continué d’être soutenues
par une bonne demande en polymères et la baisse du prix des matières
premières consécutive à celle du Brent.

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

  • 1 433 M$ au troisième trimestre 2015, près de deux fois plus élevé
    qu’au troisième trimestre 2014. Le secteur a pleinement tiré parti de
    l’environnement porteur grâce à une bonne performance industrielle et
    continue à réduire ses coûts opératoires compensant ainsi un effet de
    stock négatif sur les plateformes non-européennes,
  • 3 882 M$ sur les neuf premiers mois de 2015, plus de deux fois plus
    élevé que sur les neuf premiers mois de 2014, du fait d’une bonne
    performance industrielle en période de marges élevées.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

3T15   2T15*   3T14   3T15

vs

3T14

  Ventes en kb/j**   9M15   9M14   9M15

vs

9M14

1 825   1 836   1 781   +2%   Total des ventes du Marketing & Services   1 825   1 755   +4%
1 103   1 097   1 107     Europe   1 101   1 089   +1%
722   739   674   +7%   Reste du monde   724   666   +9%

* Données du deuxième trimestre 2015 retraitées.
** Hors
négoce international (trading) et ventes massives Raffinage, et y
compris quote-part dans TotalErg.

Les ventes de produits pétroliers sont :

  • en hausse de 2% au troisième trimestre 2015 par rapport au troisième
    trimestre de 2014, bénéficiant du dynamisme des ventes des réseaux
    dans les zones en croissance,
  • en hausse de 4% sur les neuf premiers mois de 2015 par rapport aux
    neuf premiers mois de 2014. Au-delà de la forte croissance en Afrique,
    le secteur est également performant en Europe, bénéficiant de son
    repositionnement stratégique sur les pays à fortes parts de marché et
    d’une demande stimulée par les prix plus bas.

> Résultats

3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

  En millions de dollars   9M15   9M14   9M15

vs

9M14

19 522   20 419   27 747   -30%   Chiffre d’affaires hors Groupe   59 561   82 430   -28%
497   465   489   +2%   Résultat opérationnel ajusté*   1 407   1 247   +13%
423   425   376   +13%   Résultat opérationnel net ajusté*   1 169   1 009   +16%
(82)   (45)   5   na   dont Energies Nouvelles   (169)   25   na
                             
501   436   398   +26%   Investissements   1 152   877   +31%
121   627   56   x2,2   Désinvestissements   800   110   x7
1 011   379   701   +44%   Flux de trésorerie d’exploitation   2 034   1 094   +86%
518   531   542   -4%   Flux de trésorerie d’exploitation ajusté   1 467   1 472  

* 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 :

  • 423 M$ au troisième trimestre 2015, en hausse de 13% par rapport au
    troisième trimestre 2014, bénéficiant notamment de la hausse des
    volumes et des marges,
  • 1 169 M$ sur les neuf premiers mois de 2015, en hausse de 16% par
    rapport aux neuf premiers mois de 2014, dans un environnement de prix
    favorable aux activités de distribution.

Résultats de Total

> Résultats opérationnels nets des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

  • 2 963 M$ au troisième trimestre 2015, en baisse de 25% par rapport au
    troisième trimestre 2014 alors que le prix du Brent a baissé de 50%.
    La moindre performance de l’Amont affecté par la baisse des cours du
    Brent a été partiellement compensée par l’excellent résultat de l’Aval,
  • 9 077 M$ sur les neuf premiers mois de 2015, en baisse de 21% par
    rapport aux neuf premiers mois de 2014 alors que le Brent a baissé de
    48%. Le Groupe tire parti d’un modèle intégré performant et de ses
    programmes de réduction de coûts.

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

  • 29,8% au troisième trimestre 2015 contre 52,1% au troisième 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,
  • 35,0% au cours des neuf premiers mois de 2015 contre 52,3% au cours
    des neuf premiers mois de 2014, pour les mêmes raisons.

> Résultat net part du Groupe

Le résultat net ajusté est de :

  • 2 756 M$ au troisième trimestre 2015 contre 3 558 M$ au troisième
    trimestre de 2014, soit une baisse de 23% alors que le Brent a perdu
    la moitié de sa valeur,
  • 8 443 M$ sur les neuf premiers mois de 2015 contre 10 036 M$ sur les
    neuf premiers mois de 2014, soit une baisse de 16% alors que le Brent
    a baissé de 48%.

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 au troisième trimestre 2015 un montant de -1 677 M$. Il
inclut notamment -760 M$ d’effet de stock et -650 M$ de dépréciation
exceptionnelles dont la part de Fort Hills en cours de cession. Sur les
neuf premiers mois de 2015, le total des éléments d’ajustement du
résultat net est de -1 730 M$.

Au 30 septembre 2015, le nombre d’actions dilué est de 2 310 millions
contre 2 285 millions au 30 septembre 2014.

> Cessions – acquisitions

Les cessions se sont élevées à :

  • 395 M$ au troisième trimestre 2015, notamment constituées de la vente
    des activités de production de charbon en Afrique du Sud,
  • 3 867 M$ sur les neuf premiers mois de 2015, essentiellement
    constituées des ventes de Bostik, des intérêts du Groupe dans des
    blocs onshore au Nigeria, de Totalgaz et des activités de
    production de charbon en Afrique du Sud.

Les acquisitions ont représenté :

  • 631 M$ au troisième trimestre 2015,
  • 3 408 M$ sur les neuf premiers mois de 2015, essentiellement
    constituées de l’entrée dans la nouvelle concession ADCO aux Emirats
    arabes unis, de l’acquisition de 0,7% supplémentaire dans le capital
    de Novatek en Russie pour porter la participation à 18,9% 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 :

  • 359 M$ au troisième trimestre 2015 contre 1 899 M$ au troisième
    trimestre 2014. Cette baisse s’explique par la baisse du résultat de
    l’Amont compensée en partie par l’excellent résultat de l’Aval,
  • -963 M$ sur les neuf premiers mois de 2015 contre 523 M$ sur les neuf
    premiers mois de 2014. La réduction de 9% des investissements nets
    compense partiellement le recul de 17% du flux de trésorerie
    d’exploitation dans un contexte de baisse du prix du Brent de 48%.

Synthèse et perspectives

Trimestre après trimestre, Total démontre sa capacité à résister à un
environnement baissier et les résultats obtenus encouragent le Groupe à
poursuivre ses actions en cours pour accroître encore son efficacité
dans tous les domaines qu’il maîtrise. Les équipes sont mobilisées en
priorité sur le démarrage des nouveaux projets et les programmes de
baisse des coûts.

Dans l’Amont, les démarrages de Laggan-Tormore et Moho Ph 1b sont prévus
avant la fin 2015 et le Groupe aura démarré ainsi 8 projets majeurs
cette année. La production devrait ainsi être en hausse d’au moins 9% en
2015, dépassant l’objectif fixé initialement à plus de 8%. La stratégie
de croissance organique se traduit par une hausse attendue de 6 à 7% par
an de la production entre 2014 et 2017, résultant en une forte hausse du
cash flow du secteur dans un environnement constant.

Dans l’Aval, la plateforme intégrée d’Anvers sera en maintenance
partielle au quatrième trimestre 2015. Par ailleurs, l’ERMI s’établit à
plus de 30 $/t au mois d’octobre et les marges de pétrochimie sont en
baisse mais restent supérieures aux moyennes observées ces dernières
années. Dans cet environnement qui reste globalement favorable, l’Aval
poursuit ses plans d’action pour baisser encore les points morts du
Raffinage-Chimie et faire croitre la contribution du Marketing &
Services.

Total met en œuvre une stratégie ambitieuse, en particulier pour le
bénéfice de ses actionnaires : la sortie programmée du cycle intensif
d’investissement, la baisse des coûts opératoires et la hausse de la
production permettront au Groupe de couvrir en cash le dividende par les
flux de trésorerie nets organiques en 2017 à 60 $/b.

— — —

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 30 (code d’accès 3134512) 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 3134512).

Principales données opérationnelles des secteurs

Amont

3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

  Production combinée liquides/gaz

par zone géographique (kbep/j)

  9M15   9M14   9M15

vs

9M14

364   360   340   +7%   Europe   372   354   +5%
685 663 665 +3% Afrique 678 646 +5%
486 477 387 +26% Moyen-Orient 501 391 +28%
96 107 89 +8% Amérique du Nord 100 87 +15%
153 156 159 -4% Amérique du Sud 155 159 -3%
245 251 237 +3% Asie Pacifique 253 239 +6%
313   285   245   +28%   CEI   286   242   +18%
2 342   2 299   2 122   +10%   Production totale   2 345   2 118   +11%
574   547   562   +2%   dont filiales mises en équivalence   565   563  
                             
3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

  Production de liquides

par zone géographique (kb/j)

  9M15   9M14   9M15

vs

9M14

159 159 161 -1% Europe 160 164 -2%
542 530 539 +1% Afrique 541 510 +6%
359 347 190 +89% Moyen-Orient 355 194 +83%
45 48 39 +15% Amérique du Nord 45 37 +22%
46 48 50 -8% Amérique du Sud 48 50 -4%
30 32 30 Asie Pacifique 33 30 +10%
60   51   34   +76%   CEI   50   34   +47%
1 241   1 215   1 043   +19%   Production totale   1 232   1 019   +21%
230   218   199   +16%   dont filiales mises en équivalence   218   201   +9%
                             
3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

  Production de gaz

par zone géographique (Mpc/j)

  9M15   9M14   9M15

vs

9M14

1 115 1 086 982 +14% Europe 1 155 1 044 +11%
719 663 643 +12% Afrique 690 700 -1%
708 720 1 076 -34% Moyen-Orient 808 1 074 -25%
280 332 284 -1% Amérique du Nord 309 278 +11%
598 602 613 -2% Amérique du Sud 596 608 -2%
1 240 1 258 1 178 +5% Asie Pacifique 1 265 1 189 +6%
1 343   1 249   1 126   +19%   CEI   1 251   1 118   +12%
6 003   5 910   5 902   +2%   Production totale   6 074   6 011   +1%
1 850   1 764   1 966   -6%   dont filiales mises en équivalence   1 858   1 963   -5%
                             
3T15   2T15   3T14   3T15

vs

3T14

  Gaz Naturel Liquéfié   9M15   9M14   9M15

vs

9M14

2,47   2,34   2,98   -17%   Ventes de GNL* (Mt)   7,58   9,09   -17%

* 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)

3T15   2T15*   3T14   3T15

vs

3T14

  Ventes de produits pétroliers

par zone géographique (kb/j)**

  9M15   9M14   9M15

vs

9M14

2 234   2 118   2 053   +9%   Europe   2 136   2 025   +5%
611 655 540 +13% Afrique 643 534 +20%
585 625 632 -7% Amériques 597 583 +2%
612   639   604   +1%   Reste du monde   636   596   +7%
4 042   4 037   3 829   +6%   Total des ventes   4 012   3 738   +7%
618   632   621   -1%   dont ventes massives raffinage   626   610   +3%
1 599   1 569   1 427   +12%   dont négoce international   1 561   1 373   +14%

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

Eléments d’ajustement

> Eléments d’ajustement du résultat opérationnel

3T15   2T15   3T14   En millions de dollars   9M15   9M14
(654)   (474)   (216)   Eléments non-récurrents du résultat opérationnel   (2 505)   (393)
      Charges de restructuration    
(650) (248) (122) Dépréciations exceptionnelles (1 944) (162)
(4)   (226)   (94)   Autres éléments   (561)   (231)
(1 127)   250   (563)   Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement   (649)   (627)
(10)   (10)   17   Effet des variations de juste valeur   (16)   7
                     
(1 791)   (234)   (762)   Total des éléments d’ajustement du résultat opérationnel   (3 170)   (1 013)

> Eléments d’ajustement du résultat net part du Groupe

3T15   2T15   3T14   En millions de dollars   9M15   9M14
(912)   (282)   294   Eléments non-récurrents du résultat net (part du Groupe)   (1 289)   320
(98)   327   580   Plus (moins) -value de cession   1 231   1 179
(12) (7) Charges de restructuration (43) (12)
(650) (245) (187) Dépréciations exceptionnelles (2 004) (613)
(152)   (364)   (92)   Autres éléments   (473)   (234)
(760)   174   (403)   Effet de stock : écart FIFO / coût de remplacement, net d’impôt   (432)   (460)
(5)   (6)   14   Effet des variations de juste valeur   (9)   6
                     
(1 677)   (114)   (95)   Total des éléments d’ajustement du résultat net   (1 730)   (134)

Sensibilités 2015*

    Scénario   Variation  

Impact sur le
résultat
opérationnel
ajusté

 

Impact sur le
résultat
opérationnel
net
ajusté

Dollar   1,30 $/€   -0,1 $ par €   +0,7 G$   +0,2 G$
Brent   60 $/b   +10 $/b   +3,1 G$   +1,7 G$
Marge de raffinage européenne (ERMI)   25 $/t   +1 $/t   +0,08 G$   +0,05 G$

* Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la
publication des résultats du 4
ème trimestre de
l’année précédente.

Contacts

TOTAL S.A.
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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