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Le secteur Amont

Le secteur Amont de Total englobe les activités Exploration-Production et Gas & Power. Le Groupe mène des activités d’exploration et de production dans plus de cinquante pays et produit du pétrole et du gaz dans environ trente pays. Gas & Power mène des activités en aval de la production liées au gaz naturel, au gaz naturel liquéfié (GNL) et au gaz de pétrole liquéfié (GPL), ainsi qu’à la génération d’électricité, au trading et à d’autres activités.

Exploration-Production Plate-forme offshore à crémaillère AGMP, sur le champ d'Anguille au large du Gabon.
Exploration-Production FPSO (Floating Production, Storage and Offloading Unit) d'Akpo au large du Nigeria, tracté par trois bateaux remorqueurs.
Exploration-Production FPSO de Dalia (Floating Production Storage and offloading Unit) sur le champ offshore en eaux profondes de Dalia, au large de l'Angola.
Exploration-Production D-Island, une des iles artificielles de Kashagan, prise dans les glaces.
Exploration-Production Plate-forme d’Ekofisk en mer du Nord.
Exploration-Production Elgin-Franklin (Ecosse) : deux plates-formes puits (Elgin et Franklin) et une plate-forme PUQ (usine de traitement, utilitaires, quartiers d'habitation).
Exploration-Production FPSO de Pazflor, à environ 150 km des côtes angolaises, par des profondeurs d’eau de 600 à 1200 mètres.
Exploration-Production La plate-forme MSV Regalia sur le champ offshore en eaux profondes de Girassol, au large de l'Angola.
Exploration-Production Jetée de chargement du coke de pétrole et du soufre (usine de traitement (Upgrader) Petrocedeno de José, au Venezuela).
Exploration-Production Héliport du FPU (Floating Production Unit) Alima dans le champ offshore en eaux profondes de Moho-Bilondo, au large du Congo.
Exploration-Production Navire Saibos FDS spécialisé dans les travaux sous-marins de grande profondeur, notamment sur le champ de Rosa, au large de l'Angola.
Exploration-Production Champ de Shah-Deniz en mer Caspienne, au large de l’Azerbaïdjan.
Exploration-Production Vue aérienne de l'usine de gaz naturel liquéfié de Snohvit, sur l'île de Melkoya au large de la Norvège, avec un méthanier aux abords de l'île.
Exploration-Production Vue aérienne de la plate-forme Torpille au large de Port-Gentil au Gabon.
Exploration-Production Centre scientifique et technique Jean Feger (CSTJF) de Pau (France) spécialisé dans la recherche géologique et les hydrocarbures.
Gas & Power Pipe rack central de trains de liquéfaction, usine de Balhaf (Yemen). L’usine sera alimentée par un gazoduc de 325 km.
Gas & Power Vue du gazoduc Gasandes, 460 kilomètres reliant le réseau argentin à Santiago du Chili à travers la cordillère des Andes.
Gas & Power Centre de stockage de gaz naturel TIGF à Izaute, dans le Gers, en France

Données financières du secteur Amont

2,3 Mbep / j d'hydrocarbures produits en 2012
11,4 Gbep de réserves prouvées d'hydrocarbures au 31 décembre 2012⁽¹⁾
Investissements 2012 : 19,6 milliards d'euros
18 045 collaborateurs

Sur l'ensemble de l'année 2012, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Amont s'élève à 11 186 millions d'euros contre 10 602 millions d'euros en 2011, soit une progression de 6%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Amont est en baisse de 3% à 14,4 milliards de dollars, qui s'explique principalement par la baisse des productions d'hydrocarbures du Groupe, alors que l'effet de la hausse des coûts techniques mentionnée ci-dessous a été en grande partie compensée par la baisse du taux moyen d'imposition de l'Amont.

Les coûts techniques (2) des filiales consolidées, établis conformément à l'ASC 932 (3), s'établissent à 22,8 $ /bep (4) en 2012, contre 18,9 $ / bep en 2011.

La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (5)) de l'Amont est de 18% en 2012 contre 21% en 2011.

Le prix moyen de vente des liquides et le prix moyen de vente du gaz de Total ont augmenté de 3% sur l'année 2012 par rapport à 2011.

Productions

En 2012, la production d'hydrocarbures a été de 2 300 kbep / j, en baisse de 2% par rapport à 2011, essentiellement en raison des éléments suivants :

+4,5% liés aux démarrages et à la croissance des nouveaux projets ;
-4% liés au déclin naturel des productions ;
+1,5% liés aux variations de périmètre intégrant essentiellementles productions correspondant à la participation détenue dans Novatek nette de la cession de la participation dans CEPSA et de divers actifs de production au Royaume-Uni, en France, au Nigeria et au Cameroun ;
-2% liés aux accidents d'Elgin en mer du Nord et d'Ibewa au Nigeria ;
-1,5% liés aux conditions de sécurité au Yémen et à l'arrêt des productions en Syrie, partiellement compensés par le retour des productions en Libye ;
-0,5% lié aux effets prix (6).

Réserves

Les réserves prouvées d'hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 111,13 $ / b) s'élèvent à 11 368 Mbep au 31 décembre 2012. Au niveau de production moyen de 2012, 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 93%. Le taux de renouvellement organique des réserves prouvées (8) atteint pour sa part 100% dans un environnement de prix constant. Fin 2012, Total possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (9) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2012 et des ressources (10) représentant plus de 45 ans de durée de vie.

Sources : Document de référence 2012

(1) Sur la base d'un prix du Brent de 111,13 $/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.
(8) Le taux de renouvellement ressort à 100% dans un environnement de prix constant, pour un prix du baril de 110,96 $ / b si l'on exclut les acquisitions et les cessions.
(9) 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.
(10) Réserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers – 03/07).

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