• 2,35 Mbep / j d’hydrocarbures produits en 2011
• 11,4 Gbep de réserves prouvées d’hydrocarbures au 31 décembre 2011⁽¹⁾
• Investissements 2011 : 21,7 milliards d’euros
• 23 563 collaborateurs

Sur l’ensemble de l’année 2011, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont s’élève à 10 405 millions d’euros contre 8 597 millions d’euros en 2010, soit une progression de 21%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont est en hausse de 27% à 14,5 milliards de dollars, qui s’explique essentiellement par l’impact de la hausse du prix de vente des hydrocarbures. Les coûts techniques(2) des filiales consolidées, établis conformément à l’ASC 932(3), s’établissent à 18,9 $ / bep(4) en 2011, contre 16,6 $ / bep en 2010.

La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (5)) de l’Amont est de 20% en 2011 contre 21% en 2010.

Le prix moyen de vente des liquides de TOTAL a augmenté de 38% sur l’année 2011 par rapport à 2010 et le prix moyen de vente du gaz de 27% par rapport à 2010.

En 2011, la production d’hydrocarbures a été de 2 346 kbep / j, en baisse de 1,3% par rapport à 2010, essentiellement en raison des éléments suivants :

• -1,5% lié au déclin naturel des productions net de la croissance des nouveaux projets ;
• +2,5% liés aux variations de périmètre intégrant essentiellement les productions correspondant à la participation détenue dansNovatek nette de la cession de la participation dans CEPSA ;
• +1% lié à la fin des réductions Opep ;
• -1,5% lié aux conditions de sécurité, principalement en Libye ;
• -2% liés à l’effet prix (6).

Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 110,96 $ / b) s’élèvent à 11 423 Mbep au 31 décembre 2011. Au niveau de production moyen de 2011, la durée de vie des réserves est de 13 ans. Le taux de renouvellement des réserves prouvées(7), établies selon les règles de la SEC, ressort à 185%. Fin 2011, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables(8) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2011 et des ressources(9) représentant plus de 40 ans de durée de vie.

Sources : Document de référence 2011

(1) Sur la base d’un prix du Brent de 110,96 $/b.
(2) (Coûts de production + charges d’exploration + amortissements)/production de l’année.
(3) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries – Oil and Gas.
(4) Hors IAS 36 - Dépréciation d’actifs.
(5) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement.
(6) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits à production.
(7) Variation des réserves hors productions : i.e. (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période. Le taux de renouvellement ressort à 84% dans un environnement constant de prix du baril à 79,02 $/b si l’on exclut les acquisitions et les cessions.
(8) En se limitant aux réserves prouvées et probables couvertes par des contrats d’exploration-production, sur des champs ayant déjà été forés et pour lesquels les études techniques mettent en évidence un développement économique dans un environnement de Brent à 100 $/b, y compris les projets développés par des techniques minières.
(9) Réserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers – 03/07).