Les tableaux ci-après donnent, pour les réserves d'hydrocarbures liquides et pour les réserves d'hydrocarbures gazeux, une estimation par zone géographique des quantités d'huile et de gaz revenant au Groupe aux 31 décembre 2001, 2000 et 1999.

L'analyse porte sur :

- les réserves prouvées développées et non développées, ainsi que sur les variations correspondantes intervenues durant les exercices 2001, 2000 et 1999 ;

- les réserves prouvées développées.

On entend par :

- "Réserves prouvées développées et non développées", celles qui correspondent à la part que le Groupe s'attend à produire dans le futur, selon des données techniques déjà éprouvées et dans les conditions économiques en vigueur en fin d'année ;
- "Réserves prouvées développées", celles qui correspondent aux quantités qui pourraient être produites à partir de puits et d'installations déjà existants s'il n'y avait plus d'investissements après la fin de l'exercice.
Ces quantités s'entendent nettes de toutes redevances.
Le calcul technique de ces réserves fait partie d'un processus continu, où les estimations antérieures sont en permanence remises en cause à la suite de nouvelles informations ; ce n'est qu'après plusieurs années de production qu'une évaluation plus assurée des réserves peut être effectuée.
Les estimations des réserves ci-dessous ne tiennent pas compte des quantités qui seraient produites, ou non produites, en cas de variation des conditions économiques ou à la suite d'innovations technologiques.
Les réserves prouvées n'incluent pas les quantités supplémentaires récupérables au-delà de la fin des concessions.
Les réserves prouvées incluent les quantités estimées attribuables au titre des contrats de partage de production. Ces estimations de réserves varient en fonction des prix des hydrocarbures en raison du mode de fonctionnement du remboursement des dépenses prévu au contrat.
Les estimations à fin 2001 ont été établies après la poursuite de l'harmonisation des principes et pratiques au sein du Groupe TotalFinaElf ; les effets relatifs à ces changements n'ont pas d'impact significatif et ont été pris en compte sans modification des réserves pro forma de l'exercice 1999.

Les réserves mentionnées correspondent à la part Groupe, nette de tout liquide pouvant être prélevé par des tiers au titre de royalties par exemple.

ÉLÉMENTS FINANCIERS

Les tableaux présentés dans le cadre du pro forma 1999 avaient été établis selon des principes de présentation harmonisés :
- périmètre géographique : les zones géographiques sont au nombre de cinq : Europe (hors CEI), Afrique, Amérique du Nord, Extrême-Orient et Reste du Monde ;
- périmètre d'activité : les chiffres sont présentés nets des éléments relatifs au transport d'hydrocarbures, ainsi que des coûts de liquéfaction du gaz ;
- les quantités présentées au titre des Réserves et Productions sont nettes de toutes redevances, et les autres prélèvements (essentiellement des taxes à la production) sont classées en "Autres charges".
Les principes et les pratiques comptables ont été ultérieurement harmonisés au sein du Groupe TotalFinaElf ; les effets relatifs à ces changements n'ont pas d'impact significatif sur le périmètre FAS 69 et ont été pris en compte sans modification du FAS 69 pro forma de l'exercice 1999.
Jusqu'en 2000, les coûts de développement de l'unité d'upgrading des bruts lourds du projet Sincor au Venezuela étaient inclus dans les coûts induits et les coûts capitalisés au titre de la norme FAS 69. En 2001, le Groupe considère que ces coûts ne relèvent pas de cette norme et les données présentées pour cet exercice les excluent. Les sommes des années 2000 et 1999 n'ont pas été retraitées ; l'impact de ce changement pour ces exercices est présenté avec les tableaux concernés.

RÉSULTATS DES OPÉRATIONS DE PRODUCTION D'HYDROCARBURES

Le tableau qui suit présente les produits et charges directs des opérations de production d'hydrocarbures. Ils n'englobent pas de charges financières.
Dans les comptes consolidés, la part du Groupe dans les résultats des activités de production des sociétés mises en équivalence est reflétée au moyen de facturation interne dans le résultat opérationnel de l'Amont.

COÛTS INDUITS

Le tableau qui suit présente les coûts induits par les acquisitions de permis, les activités d'exploration et de développement d'hydrocarbures : ils comprennent à la fois les coûts capitalisés et ceux passés en charges.
Les coûts induits par l'unité d'upgrading du projet Sincor inclus pour 2000 et 1999 dans la colonne ci-dessous "Reste du Monde" se montent respectivement à 416 millions d'euros et 339 millions d'euros. Hormis ces coûts, les coûts induits se seraient élevés respectivement à 1 381 millions d'euros et 902 millions d'euros au lieu de 1 797 millions d'euros et 1 241 millions d'euros pour la zone Reste du Monde, et 4 390 millions d'euros et 4 278 millions d'euros au lieu de 4 806 millions d'euros et 4 617 millions d'euros pour le total des filiales consolidées.

(en millions d’euros)		Filiales consolidées				Total
	Europe	Afrique	Amérique du Nord	Extrême-Orient	Reste du Monde
31 décembre 1999
Acquisition des permis prouvés	–	3	1	–	2	6
Acquisition des permis non prouvés	1	202	21	1	1	226
Coûts d’exploration	96	193	135	28	181	633
Coûts de développement	1 283	934	158	320	1 057	3 752
Total	1 380	1 332	315	349	1 241	4 617
31 décembre 2000
Acquisition des permis prouvés	4	–	–	3	–	7
Acquisition des permis non prouvés	–	5	11	–	–	16
Coûts d’exploration	58	246	170	34	213	721
Coûts de développement	1 225	920	182	151	1 584	4 062
Total	1 287	1 171	363	188	1 797	4 806
31 décembre 2001
Acquisition des permis prouvés	–	13	–	–	12	25
Acquisition des permis non prouvés	–	10	2	10	131	153
Coûts d’exploration	83	214	110	17	346	770
Coûts de développement	1 222	1 218	364	191	1 150	4 145
Total	1 305	1 455	476	218	1 639	5 093
Part des filiales du Groupe dans les coûts induits d’acquisition, d’exploration et de développement de l’activité hydrocarbures des sociétés mises en équivalence :
Au 31 décembre 1999						82
Au 31 décembre 2000						105
Au 31 décembre 2001						132

 
COÛTS CAPITALISÉS

Les coûts capitalisés représentent les montants des droits miniers prouvés et non prouvés et comprennent les actifs industriels et installations ainsi que les amortissements correspondants.
Les coûts capitalisés pour l'unité d'upgrading du projet Sincor inclus en 2000 et 1999 dans la colonne ci-dessous "Reste du Monde" se montent respectivement à 878 millions d'euros et 462 millions d'euros. Ils comprennent les coûts induits de ces années ainsi que ceux capitalisés en 1997 et 1998. Hormis ces coûts, les coûts nets capitalisés se seraient élevés respectivement à 3 502 millions d'euros et 2 538 millions d'euros au lieu de 4 380 millions d'euros et 3 000 millions d'euros pour la zone Reste du Monde, et 20 852 millions d'euros et 19 440 millions d'euros au lieu de 21 730 millions d'euros et 19 902 millions d'euros pour le total des filiales consolidé