Total affiche ses premières pertes trimestrielles depuis 2015. Le pétrolier affiche 8,4 milliards de dollars de pertes nettes au deuxième trimestre, contre un résultat net positif de 2,8 milliards de dollars à la même période, en 2019.
A l’instar de ses concurrents BP et Shell, Total n’a d’autre choix que d’assumer la fin du pétrole cher . Mercredi, le pétrolier français a annoncé un record de 8,1 milliards dollars (6,9 milliards d’euros) de dépréciations d’actifs au titre du deuxième trimestre. Dans ce contexte, le résultat net part du groupe de Total passe dans le rouge au second trimestre, à -8,4 milliards de dollars. La dernière perte nette trimestrielle du pétrolier remontait à 2015. Hors dépréciations, son résultat net part du groupe atteint 126 millions de dollars, contre 2,9 milliards dollars, à la même période l’an passé. Une performance très dégradée qui dépasse néanmoins les estimations des analystes.
« Le groupe fait face à des circonstances tout à fait exceptionnelles : la crise sanitaire du Covid-19 qui affecte l’économie mondiale et la crise des marchés pétroliers avec un prix du Brent en très forte baisse à 30 dollars du baril en moyenne, des prix du gaz historiquement faibles et des marges de raffinage très dégradées compte tenu de la chute de la demande », a souligné le PDG de Total, Patrick Pouyanné dans un communiqué.
L’exploration production en pertes
Dans le détail, au deuxième trimestre, l’ensemble des quatre divisions métiers de Total ont pâti de l’effondrement de la demande de pétrole provoquée par les mesures de confinement. Le choc est particulièrement brutal dans l’exploration production : les pertes de cette activité clef pour Total atteignent 209 millions de dollars sur le trimestre, contre un résultat opérationnel net ajusté positif de plus de 2 milliards de dollars l’an passé. En cause, la baisse des prix du pétrole et aussi le recul de la production. Compte tenu notamment de la politique de quotas de l’OPEP +, Total a réduit sa production de 4 % au cours du trimestre. Pour l’année 2020, le groupe prévoit une production comprise entre 2,9 et 2,95 millions de barils par jour, soit un petit peu moins que ce qui avait été annoncé jusqu’alors.
Le résultat des activités de raffinage et de chimie du groupe chute également de 20 %, à 575 millions de dollars. De fait, les activités de raffinage du groupe ont tourné à 59 % de leur capacité. Les activités de Total dans la vente de GNL ont toutefois progressé de 22 %, grâce notamment à la « montée en puissance de Yamal LNG, Ichthys LNG et du démarrage des deux premiers trains de Cameron LNG aux Etats-Unis ». Au global toutefois, la chute des prix du gaz a également fait reculer le résultat opérationnel net ajusté de la division du groupe qui regroupe la production et la vente de GNL et ses diversifications dans l’électricité, à 326 millions de dollars.
Les sables bitumineux canadiens dans le viseur
Ce trimestre est aussi marqué par des dépréciations hors normes. Compte tenu de ses coûts de production et en raison de la baisse des cours de l’or noir, le pétrolier français estime qu’une part plus grande de ses réserves pétrolières ne sera pas sortie du sol dans les années à venir. De fait, le groupe indique avoir revu à la baisse ses prévisions de cours pour les prochaines décennies. Il table désormais sur un prix du Brent de 35 dollars par baril en 2020 – contre 60 dollars à l’origine dans ses perspectives 2020 -, puis de 40 dollars en 2021, 50 dollars en 2022 et 60 dollars en 2023.
Dans ce contexte, Total a enregistré une charge exceptionnelle de dépréciation d’actifs de 2,6 milliards de dollars, principalement dans les sables bitumineux du Canada pour 1,5 milliard et dans les actifs de gaz naturel liquéfié (GNL) en Australie pour 0,8 milliard, soit sur des projets géants aux coûts de construction élevés.
Total a en outre passé en revue ses actifs pétroliers présentant des réserves de plus de 20 ans et des coûts de production élevés, dont la totalité des réserves pourraient donc ne pas être produites avant 2050. Cet exercice concerne les seuls projets de sables bitumineux canadiens de Fort Hills et Surmont et a conduit le pétrolier à une dépréciation exceptionnelle complémentaire de 5,5 milliards de dollars.