Exploration et développement : un programme intense en 2008

Les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe se sont élevés à 1,2 milliard d'euros (y compris les coûts d’acquisition des permis non prouvés). Ils ont été principalement réalisés en Angola, au Nigeria, en Norvège, au Royaume-Uni, en Australie, aux États-Unis, en Libye, au Brunei, au Gabon, au Cameroun, en Indonésie, en Chine, en République du Congo et au Canada.

Les investissements de développement des filiales consolidées de l’Exploration & Production se sont élevés à 7 milliards d’euros en 2008. Ils ont principalement été réalisés en Angola, au Nigeria, en Norvège, au Kazakhstan, en Indonésie, en République du Congo, au Royaume-Uni, au Gabon, au Canada, aux États-Unis et au Qatar.

Réserves : un portefeuille diversifié, solide et prometteur

Les réserves prouvées de pétrole brut et de gaz naturel de Total atteignaient 10 458 Mbep au 31 décembre 2008, (dont 50% de réserves prouvées développées). Les liquides représentaient environ 54% de ces réserves et le gaz naturel 46%.

À fin 2008, Total dispose de réserves prouvées et probables ⁽¹⁾ représentant 20 Gbep, soit plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2008 et des ressources ⁽²⁾ représentant plus de 40 ans de durée de vie.

Ces réserves sont principalement situées en Europe (Norvège, Royaume-Uni, Pays-Bas, Italie et France), en Afrique (Nigeria, Angola, République du Congo, Gabon, Libye, Algérie et Cameroun), en Extrême-Orient (Indonésie, Myanmar, Thaïlande et Brunei), en Amérique du Nord (Canada et État -Unis), au Moyen-Orient (Qatar, Émirats arabes unis, Yémen, Oman, Iran et Syrie), en Amérique du Sud (Venezuela, Argentine, Bolivie, Trinité-et-Tobago et Colombie), ainsi que dans la CEI (Kazakhstan, Azerbaïdjan et Russie).

Production : croissance sous-jacente de 1%

Sur l’ensemble de l’année 2008, la production d’hydrocarbures a été de 2 341 kbep/j, en baisse de 2% par rapport à 2007. La croissance sous-jacente des productions sur l’année 2008, hors effet prix et variations de périmètre, s’est établie à +1%.

La baisse de la production résulte de :

• +3,5% de croissance essentiellement liée aux démarrages ou montées en puissance des nouveaux grands projets tels que Dolphin, Rosa, Jura et Dalia nette du déclin naturel des champs ;
• -2,5% liés à des incidents techniques survenus en particulier sur les champs d’Elgin-Franklin en février, de Bruce et Alwyn cet été, et aux conséquences de l’arrêt de la production du champ d’Al Jurf d’avril à fin décembre 2008 ;
• -2% liés à l’effet prix ⁽³⁾ ;
• -1% lié aux variations de périmètre.

Les liquides ont représenté environ 62% et le gaz naturel 38% de la production globale de Total en 2008 (en équivalent pétrole).

Comme en 2007, l’activité Trading & Shipping du secteur Aval a commercialisé en 2008 la quasi-totalité de la production de pétrole brut du secteur Amont.

Sources : Total en 2008

(1) 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 60 $/b, y compris les projets développés par des techniques minières
(2) Réserves prouvées et probables et quantités médianes potentiellement récupérables des accumulations connues (Society of Petroleum Engineers - 03/07)
(3) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits à production