Total : Résultats du quatrième trimestre et de l’année 2017

PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

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

Le Conseil d’administration de Total, réuni le 7 février 2018 sous la
présidence de Patrick Pouyanné, Président-directeur général, a arrêté
les comptes du Groupe pour l’exercice 2017. En commentant les résultats,
Patrick Pouyanné a déclaré :

« Les cours du pétrole se sont établis à 54 $/b en moyenne en 2017
contre 44 $/b en 2016, tout en restant volatiles. Le Groupe a démontré
sa capacité à capter la hausse des prix et enregistre un résultat annuel
net ajusté de 10,6 milliards de dollars en hausse de 28% (contre 24%
d’augmentation du prix du pétrole) affichant ainsi une rentabilité des
capitaux propres supérieure à 10%, la meilleure parmi les majors. En
particulier, l’Amont a vu son résultat augmenter sur un an de plus de
80% et sa marge brute d’autofinancement de près de 40%.

La discipline sur les dépenses a été maintenue avec succès. Les
investissements ont été de 14,4 milliards de dollars (hors acquisitions)
en ligne avec la guidance de 13 à 15 milliards de dollars et les
économies de coûts ont atteint 3,7 milliards de dollars en 2017
au-dessus de l’objectif de 3,5 milliards de dollars. Les coûts de
production ont ainsi baissé à 5,4 $/bep en 2017, contre 9,9 $/bep en
2014.

Ces bons résultats ont été portés par la croissance de la production
(5% en 2017) avec notamment le démarrage du projet géant Moho-Nord en
République du Congo, la montée en puissance de la production de Kashagan
au Kazakhstan et l’entrée sur Al-Shaheen au Qatar. L’Aval a confirmé
cette année encore sa capacité à générer environ 7 milliards de dollars
de marge brute d’autofinancement et a enregistré une rentabilité sur
capitaux supérieure à 30%.

En 2017, le Groupe a su tirer profit du bas de cycle en lançant 5
projets Amont dont la phase 1 du développement de Libra au Brésil ainsi
que des projets d’investissements en pétrochimie aux Etats-Unis et en
Corée du Sud. Dans l’Exploration-Production, le Groupe prépare sa
croissance future avec l’acquisition annoncée de Maersk Oil, renforçant
sa position en Mer du Nord et a finalisé au Brésil son entrée dans les
champs de Lapa et Iara début 2018. Il participe à la découverte majeure
de Ballymore dans le Golfe du Mexique aux Etats-Unis. Dans le cadre du
renforcement de sa stratégie gaz intégré, il a annoncé l’acquisition du
business GNL d’Engie et pourra ainsi tirer pleinement parti d’un marché
GNL en forte croissance. Le Marketing & Services poursuit sa croissance
en entrant notamment dans la distribution au Mexique.

La stratégie mise en place depuis 2015 a permis au Groupe en 2017 de
baisser son point mort organique avant dividende à 27 $/b et de générer
22 milliards de dollars de marge brute d’autofinancement hors frais
financiers (DACF). Le Groupe a continué ainsi à renforcer son bilan
cette année avec un ratio d’endettement de 14%, en forte baisse par
rapport à 2016.

Dans ce contexte, compte tenu de la croissance attendue du cash flow
à compter de 2018 du fait de l’augmentation des productions et du levier
accru au prix du pétrole, le Conseil d’administration a décidé de
retirer la décote sur le dividende en action et de proposer une
politique de retour aux actionnaires pour les trois prochaines années. »

Principales données financières issues des comptes consolidés de Total⁴

* Taux de change moyen €-$ : 1,1774 au 4e trimestre 2017
et 1,1297 sur 2017.

Faits marquants depuis le début du quatrième trimestre 2017¹³

• Démarrage en Russie des exportations de gaz du projet Yamal LNG,
  l’un des plus grands projets de liquéfaction du monde d’une capacité
  maximum de 16,5 millions de tonnes de GNL par an
• Démarrage du champ géant de Libra au Brésil avec la mise en
  production du FPSO Pioneiro de Libra d’une capacité de 50 000 bep/j et
  lancement de la première phase de développement à grande échelle du
  champ comprenant un nouveau FPSO d’une capacité de 150 000 bep/j
• Démarrage de la production du projet Fort Hills au Canada d’une
  capacité de 180 000 b/j
• Découverte majeure de pétrole dans l’offshore profond aux
  Etats-Unis sur le prospect de Ballymore sur lequel Total est rentré
  avec une participation de 40% en Septembre 2017
• Prise de participation de 12,5% dans le permis d’Anchor en offshore
  profond dans le Golfe du Mexique aux Etats-Unis
• Entrée de Total, en tant qu’opérateur, dans l’exploration du Bloc
  48 en Angola
• Acquisition de l’activité amont GNL d’Engie pour 1,49 milliard de
  dollars, Total devient le n°2 mondial du GNL
• Cession de sa participation dans le champ de Martin Linge en
  Norvège pour un montant de 1,45 milliard de dollars
• Lancement en France de Total Spring, une offre de distribution aux
  particuliers de gaz et d’électricité verte
• Cession en Italie des activités de distribution de carburants et de
  raffinage par TotalErg (Total 49%)
• Accord stratégique entre Total et CMA CGM visant à fournir 0,3
  millions de tonnes de GNL par an destiné aux futurs porte-conteneurs
  de CMA CGM
• Entrée dans la distribution de produits pétroliers au Mexique avec
  le passage à la marque Total de 250 stations-service du groupement
  GASORED

Analyse des résultats des secteurs

Exploration-Production

> Environnement – prix de vente liquides et gaz*

* Filiales consolidées, hors marges fixes.

> Production

La production d’hydrocarbures a été de 2 613 milliers de barils
équivalent pétrole par jour (kbep/j) au quatrième trimestre 2017, en
hausse de près de 6% sur un an, en raison des éléments suivants :

• +6% lié au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets,
  notamment Moho Nord, Kashagan, Edradour-Glenlivet, Yamal LNG et Angola
  LNG,
• +3% d’effet de périmètre, liés notamment à l’entrée dans la concession
  du champ géant d’Al Shaheen au Qatar et à la prise d’un intérêt
  supplémentaire de 75% dans le Barnett aux Etats-Unis partiellement
  compensés par le retrait du secteur Sud en République du Congo et des
  cessions d’intérêts en Norvège,
• +1% lié à l’amélioration des conditions de sûreté en Libye et au
  Nigeria,
• -1% lié à l’effet prix et aux quotas,
• -3% lié au déclin naturel des champs et à l’interruption de la
  production sur Elgin-Franklin suite à la rupture du pipeline Forties.

En 2017, la production d’hydrocarbures a été de 2 566 kbep/j, en hausse
de 5% sur un an, en raison des éléments suivants :

• +5% lié au démarrage et à la montée en puissance des nouveaux projets,
  notamment Moho Nord, Kashagan, Edradour-Glenlivet et Angola LNG,
• +2% d’effet de périmètre, lié notamment à l’entrée dans la concession
  du champ géant d’Al Shaheen au Qatar et à la prise d’un intérêt
  supplémentaire de 75% dans le Barnett aux Etats-Unis partiellement
  compensés par le retrait du secteur Sud en République du Congo et des
  cessions d’intérêts en Norvège,
• +1% lié à l’amélioration des conditions de sûreté en Libye et au
  Nigeria,
• -3% lié au déclin naturel des champs, à l’effet prix et aux quotas.

> Résultats

* 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 – dépréciations des écarts d’acquisition +
impôt sur le résultat opérationnel net ajusté).

La marge brute d’autofinancement de l’Exploration-Production s’est
établie au quatrième trimestre à 3 915 M$, en hausse de 35% sur un an,
notamment du fait de la hausse de la production, de la hausse du prix
des hydrocarbures et de la baisse des coûts opératoires.

En 2017, la marge brute d’autofinancement de l’Exploration-Production
s’établit à 13 391 M$, en hausse de 38% alors que le Brent n’a augmenté
que de 24%, grâce notamment à la montée en puissance de projets majeurs
démarrés depuis 2016 dont Kashagan et Moho Nord, à la hausse du prix des
hydrocarbures et à la baisse des coûts opératoires.

Le résultat opérationnel net ajusté de l’Exploration-Production
s’établit à :

• 1 805 M$ au quatrième trimestre 2017, en hausse de 79% sur un an,
  grâce à la croissance de la production, aux réductions de coûts, et
  au prix plus élevé des hydrocarbures.
• 5 985 M$ sur l’année 2017, en hausse de 86% pour les mêmes raisons.

Le taux moyen d’imposition augmente de 27,7% en 2016 à 41,2% en 2017 en
lien avec la remontée des prix du pétrole.

Les coûts techniques des filiales consolidées, calculés conformément à
l’ASC932¹⁴, continuent à diminuer, à 19,5 $/bep en 2017,
contre 20,4 $/bep en 2016. Cette évolution est notamment liée à la
baisse des coûts de production, à 5,4 $/bep en 2017 contre 5,9 $/bep en
2016.

Gas, Renewables & Power

> Résultats

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

Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Gas, Renewables & Power
s’est établi à 232 M$ au quatrième trimestre 2017 avec notamment la
livraison de la ferme solaire El Pelicano au Chili. En 2017, le résultat
opérationnel net ajusté a progressé de 10% par rapport à 2016.

La marge brute d’autofinancement s’est établie à 232 millions de dollars
en 2017, en hausse de 86%.

Raffinage-Chimie

> Volumes raffinés et taux d’utilisation*

* Y compris les quotes-parts dans TotalErg et les raffineries
africaines reportées dans le secteur Marketing & Services.

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

Les volumes raffinés sont :

• en baisse de 8% au quatrième trimestre 2017 par rapport au quatrième
  trimestre 2016, conséquence notamment de l’arrêt du raffinage de
  pétrole brut à La Mède et d’activités de maintenance à la raffinerie
  de Port Arthur.
• en retrait de 7% en 2017 par rapport à 2016 du fait de l’arrêt
  définitif de capacités de distillation à La Mède (France) et Lindsey
  (Royaume Uni) et de l’arrêt temporaire lié à l’ouragan Harvey aux
  Etats-Unis.

> Résultats

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

L’indicateur de marge de raffinage européenne (ERMI) du Groupe est en
hausse en 2017 à 40,9 $/t en moyenne du fait de la demande élevée en
produits pétroliers. La pétrochimie a continué de bénéficier d’un
environnement porteur bien qu’en retrait sur un an.

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

• 886 M$ au quatrième trimestre 2017, en baisse de 22% sur un an à cause
  d’activités de maintenance notamment à Port Arthur aux Etats-Unis et à
  la cession d’Atotech.
• 3 790 M$ en 2017, en baisse de 10% par rapport à 2016 du fait
  notamment de l’impact de l’ouragan Harvey, de l’impact des travaux de
  modernisation sur la plateforme d’Anvers et de la cession d’Atotech
  début 2017 ainsi que de résultats du négoce en retrait en raison de
  l’évolution du marché en backwardation.

La marge brute d’autofinancement est restée stable entre 2016 et 2017 à
4,8 milliards de dollars.

Marketing & Services

> Ventes de produits pétroliers

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

Les ventes de produits pétroliers sont globalement stables sur un an, et
se déplacent vers l’Afrique et l’Asie où le Groupe poursuit sa
croissance forte. Les ventes en Europe intègrent la cession des
activités matures de distribution de GPL en Belgique et en Allemagne.

> Résultats

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

Les résultats du Marketing & Services continuent de croître dans un
contexte de bonnes marges de distribution, notamment en Afrique. Le
résultat opérationnel net ajusté est ainsi en hausse de 7% sur un an à
436 M$ au quatrième trimestre 2017, et est en hausse de 8% en 2017 à 1
676 M$.

La marge brute d’autofinancement est en hausse de 14% entre 2016 et 2017.

Résultats de Total

> Résultats opérationnels nets ajustés des secteurs

Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs a atteint :

• 3 359 M$ au quatrième trimestre 2017, en hausse de 26% sur un an,
  notamment grâce à la hausse de 79% de la contribution de
  l’Exploration-Production qui tire parti de la montée en puissance des
  nouveaux projets et de la hausse des prix.
• 11 936 M$ en 2017, en hausse de 27% sur un an, pour les mêmes raisons.

> Résultat net ajusté part du Groupe

Le résultat net ajusté s’est établi à 2 872 M$ au quatrième trimestre
2017, en hausse de 19% par rapport à l’année dernière, et à 10 578 M$ en
2017, en hausse de 28% sur un an. Cette augmentation s’explique par la
forte hausse de la contribution de l’Exploration-Production et par la
baisse continue du point mort du Groupe.

Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments
non-récurrents et les effets des variations de juste valeur¹⁵.

Le total des éléments d’ajustement du résultat net¹⁶
représente :

• Un montant de -1 851 M$ au quatrième trimestre 2017 composé notamment
  de la dépréciation de Gladstone LNG en Australie et d’actifs en
  République du Congo.
• Un montant de -1 947 M$ sur 2017 composé notamment des dépréciations
  de Fort Hills au Canada, de Gladstone LNG en Australie et d’actifs en
  République du Congo, partiellement compensées par la plus-value
  réalisée sur la cession d’Atotech.

Le taux moyen d’imposition du Groupe s’est établi à :

• 31,8% au quatrième trimestre 2017, contre 31,3% un an plus tôt, du
  fait de la hausse du taux d’imposition de l’Exploration-Production
  dans un contexte de hausse du prix des hydrocarbures, et du poids plus
  important de ce secteur dans les résultats du Groupe ce trimestre
  compensée en partie par le remboursement d’impots de l’Etat français
  lié à la taxe sur les dividendes.
• 31,1% sur 2017, contre 25,0% un an auparavant, pour les mêmes raisons.

> Résultat net ajusté par action

Le résultat net ajusté dilué par action est en hausse de 22% à 4,12 $
sur 2017, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions
de 2 495 millions, contre 3,38 $ en 2016.

Au 31 décembre 2017, le nombre d’actions dilué était de 2 536 millions
contre 2 436 millions au 31 décembre 2016.

> Cessions – acquisitions

Les cessions finalisées ont représenté :

• 1 119 M$ au quatrième trimestre 2017, constituées notamment de la
  cession d’actifs matures au Gabon, de Gina Krog en Norvège et d’une
  partie de l’intérêt dans le projet Fort Hills au Canada.
• 4 239 M$ sur 2017, essentiellement constituées de la cession
  d’Atotech, d’actifs matures au Gabon, de Gina Krog en Norvège, d’une
  partie de l’intérêt dans le projet Fort Hills au Canada, du pipeline
  SPMR et des activités GPL en Allemagne.

Les acquisitions finalisées ont représenté :

• 313 M$ au quatrième trimestre 2017, essentiellement constituées par
  l’acquisition de 23% dans EREN Renewable Energy et de 12,5% dans le
  permis d’Anchor aux Etats-Unis.
• 1 476 M$ sur 2017, essentiellement constituées du bonus lié au permis
  d’Elk-Antelope, d’actifs de distribution et de logistique en Afrique
  de l’Est et de 23% dans la société Tellurian.

Par ailleurs, le Groupe a finalisé début janvier 2018 l’acquisition des
actifs de Petrobras au Brésil pour un montant de 1,95 milliard de
dollars ainsi que la cession de TotalErg en Italie pour un montant total
de 415 millions de dollars (montant incluant les cessions du business de
GPL et de commerce général).

> Cash flow net

Le cash flow net¹⁷ du Groupe ressort à :

• 2 317 M$ au quatrième trimestre 2017 contre -170 M$ un an plus tôt,
  lié à la hausse de la marge brute d’autofinancement et à un niveau
  plus élevé de cessions ce trimestre conduisant à une baisse des
  investissements nets.
• 9 499 M$ sur 2017, contre -769 M$ en 2016, grâce notamment à la hausse
  de plus de 4 milliards de dollars de la marge brute d’autofinancement,
  à la baisse des investissements nets liée d’une part à la maitrise des
  investissements organiques pour trois milliards de dollars et d’autre
  part au produit de la vente d’Atotech.

> Rentabilité

La rentabilité des capitaux propres sur la période du 1er janvier au 31
décembre 2017 s’est établie à 10,1%, en hausse par rapport à l’année
2016.

En outre, la rentabilité sur capitaux employés s’est redressée à 9,4% en
2017 contre 7,5% en 2016.

Comptes de Total S.A.

Le bénéfice de Total S.A., société mère, s’établit à 6 634 M€ en 2017
contre 4 142 M€ en 2016. Cette augmentation s’explique par un montant
plus important de dividendes remontés par les filiales à leur
maison-mère.

Proposition de dividende

Le Conseil d’administration, réuni le 7 février 2018, propose à
l’Assemblée générale mixte des actionnaires, qui se tiendra le 1er juin
2018, de fixer le dividende au titre de l’exercice 2017 à 2,48 euros par
action, en hausse de 1,2% par rapport à 2016. Compte tenu des trois
acomptes de 0,62 euro par action relatifs à l’exercice 2017, un solde
d’un montant égal de 0,62 euro par action est donc proposé.

Le Conseil d’administration 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 2017, soit en numéraire,
soit en souscrivant à des actions nouvelles de la Société sans décote.
Dès lors, sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale de la
résolution qui sera proposée, le solde du dividende sera détaché de
l’action sur Euronext Paris le 11 juin 2018 et le paiement en numéraire
et/ou la livraison des actions éventuellement émises, selon l’option
retenue, devra intervenir à compter du 28 juin 2018.

Contacts

Total
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