Document de référence 2013

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Afrique

En 2013, la production de TOTAL en Afrique s’est établie à 670 kbep / j, représentant 29% de la production totale du Groupe, contre 713 kbep / j en 2012 et 659 kbep / j en 2011.

En Afrique du Sud, TOTAL a acquis en septembre 2013 une participation dans le permis 11B-12B (50%, opérateur). Ce permis, d’une superficie de 19 000 km2, est situé à environ 175 km au sud des côtes sud-africaines, par des profondeurs d’eau allant de 200 à 1 800 mètres. Le forage d’un puits d’exploration devrait être réalisé en 2014.

Par ailleurs, en août 2013, le Groupe a reçu l’approbation des autorités sud-africaines pour transformer le permis de coopération technique du bloc Outeniqua (100%) en un permis d’exploration sous réserve de la cession par TOTAL de 20% de sa participation, lorsque le contrat de licence correspondant aura été négocié et signé. Le bloc Outeniqua, d’une superficie d’environ 76 000 km2, est situé au sud-ouest du permis 11B-12B, par des profondeurs d’eau variant de 400 à 4 000 mètres. Une campagne sismique 2D de 7 000 km et des carottages de fond de mer devraient être initiés.

En Algérie, la production de TOTAL s’est établie à 21 kbep / j pour l’année 2013, contre 23 kbep / j en 2012 et 33 kbep / j en 2011. La baisse de la production entre 2011 et 2012 s’explique notamment par la cession de la participation de TOTAL dans CEPSA (48,83%) finalisée en juillet 2011. La production du Groupe provient intégralement des champs de la zone de TFT (Tin Fouyé Tabenkort, 35%). Par ailleurs, TOTAL détient des intérêts de 37,75% et de 47% respectivement dans les projets de développement gazier de Timimoun et d’Ahnet.

  • Sur le champ de TFT, le plateau de production s’est maintenu à 170 kbep / j.
  • Le développement du champ de Timimoun s’est poursuivi en 2013 et les réponses aux principaux appels d’offres (construction de l’usine et appareils de forage) ont été analysées. En février 2014, le contrat principal a été attribué. La production de gaz commercial pourrait démarrer en 2017 avec un plateau estimé à 1,6 Gm3 / an (160 Mpc / j). L’acquisition sismique 3D d’une superficie de 2 240 km2, démarrée en décembre 2012, s’est achevée en juillet 2013. L’analyse des données est en cours.
  • Dans le cadre du projet Ahnet, les discussions se poursuivent entre les partenaires du projet et les autorités, notamment à la lumière des dispositions de la nouvelle loi pétrolière 13-02, plus incitatives pour le développement des hydrocarbures non conventionnels. Le plateau de production devrait être de 4 Gm3 / an (400 Mpc / j) à compter de 2018.

En Angola, la production du Groupe s’est établie à 186 kbep / j en 2013, contre 179 kbep / j en 2012 et 135 kbep / j en 2011. Elle provient des blocs 0, 14 et 17. Les dernières années ont été marquées par le lancement du projet CLOV en 2010, le démarrage de la production de Pazflor en 2011, de nombreuses découvertes
sur les blocs 15 / 06 et 17 / 06, et enfin la prise de participations dans les blocs d’exploration 25, 39 et 40 du bassin de la Kwanza.

  • Le bloc 17 (40%, opérateur), principal actif du Groupe en Angola situé en offshore profond, est composé de quatre pôles majeurs : Girassol, Dalia, Pazflor, tous trois en production et CLOV actuellement en développement. Le projet Pazflor, composé des champs de Perpetua, Zinia, Hortensia et Acacia, est au plateau de production (220 kbep / j). Le projet CLOV, lancé en 2010, conduira à l’installation d’un quatrième FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) d’une capacité de 160 kbep / j. Le démarrage de la production est prévu pour mi-2014.
  • Sur le bloc 32 (30%, opérateur), situé en offshore très profond, les études d’ingénierie de base pour le projet Kaombo sont achevées et la décision finale d’investissement devrait être prise au premier semestre 2014. Le projet permettra de développer les découvertes de la partie Sud-Est du bloc grâce à deux FPSO d’une capacité de plus de 100 kb / j chacun.
  • Sur le bloc 14 (20% (1)), la production provient des champs de Tombua-Landana, Kuito et du projet BBLT comprenant les champs de Benguela, Belize, Lobito et Tomboco.
  • Le bloc 14K (36,75%) correspond à la zone d’unitisation offshore entre l’Angola (bloc 14) et la République du Congo (permis Haute Mer). Le développement du champ de Lianzi, lancé en 2012, sera réalisé à l’aide d’un raccordement à la plateforme existante de BBLT (bloc 14). Le démarrage de la production est prévu pour 2015.Les intérêts de TOTAL dans la zone d’unitisation sont détenus à hauteur de 10% par Angola Block 14 BV et 26,75% par Total E&P Congo.
  • Sur le bloc 0 (10%), le développement de Mafumeira Sul a été approuvé par les partenaires et les autorités en 2012. Ce projet est la deuxième phase de développement du champ de Mafumeira. Le démarrage de la production est prévu pour 2016.
  • Sur le bloc 15 / 06 (15%), le développement d’un premier pôle de production regroupant les découvertes situées sur la partie Nord-Ouest du bloc a été lancé début 2012. En février 2014, TOTAL a signé un accord en vue de céder la totalité de ses intérêts dans le bloc 15 / 06. La finalisation de cette cession est prévue au cours du premier semestre 2014.

TOTAL est présent sur les blocs d’exploration 33 (58,67%, opérateur), 17 / 06 (30%, opérateur), 25 (35%, opérateur), 39 (15%) et 40 (50%, opérateur). Le Groupe envisage de forer des objectifs antésalifères sur ces trois derniers permis en 2014 dans le bassin de Kwanza en offshore profond. TOTAL a signé un accord de cession pour réduire sa participation à 40% dans le bloc 40. La finalisation de la cession est prévue au cours du premier semestre 2014.

TOTAL est également présent dans le GNL au travers du projet Angola LNG (13,6%) qui comprend une usine de liquéfaction de gaz à proximité de Soyo alimentée par le gaz associé aux productions des blocs 0, 14, 15, 17 et 18. Le démarrage de la production de GNL a eu lieu en juin 2013 mais en raison de divers incidents, l’usine n’a pas encore atteint sa pleine capacité (5,2 Mt).

Au Cameroun, TOTAL ne détient plus d’actifs d’exploration ni de production depuis la cession de sa participation dans sa filiale Total E&P Cameroun en 2011. La production s’était élevée à 3 kbep / j en 2011.

En Côte d’Ivoire, TOTAL est présent sur quatre permis d’exploration (offshore profond) situés entre 50 et 100 km des côtes, s’étendant sur près de 5 200 km2 par des profondeurs d’eau comprises entre 1 000 et 3 000 mètres.

TOTAL est opérateur dans le permis CI-100 (60%) dans le bassin de Tano et détient également des participations dans les permis CI-514 (54%, opérateur), CI-515 (45%) et CI-516 (45%) dans le bassin de San Pedro.

Sur le permis CI-100, une sismique 3D complète a été réalisée et un premier puits d’exploration (Ivoire-1X) a été foré début 2013 dans la partie Nord-Ouest du bloc par plus de 2 300 mètres de profondeur d’eau. Ce puits a mis en évidence un réservoir d’huile de bonne qualité. Les données acquises sont en cours d’analyse afin d’évaluer le potentiel des réservoirs découverts et de définir le programme d’exploration et de travaux complémentaires.

Sur les permis CI-514, CI-515 et CI-516, une campagne d’acquisition sismique 3D couvrant l’intégralité des trois permis s’est achevée en décembre 2012. Les travaux d’interprétation se poursuivent. Après le forage d’un premier puits d’exploration sur le permis CI-514, deux autres forages sur les permis CI-515
et CI-516 devraient être réalisés courant 2014.

En Égypte, TOTAL est opérateur du bloc 4 (East El Burullus Offshore) et a réduit sa participation dans ce permis de 90% à 50% en janvier 2013. Le permis, situé dans le bassin du Nil, couvre une période d’exploration initiale de quatre ans et comporte des obligations de travaux sismiques 3D et de forage de puits
d’exploration. À la suite de la campagne sismique 3D de 3 374 km2 réalisée en 2011, un puits d’exploration (Kala-1) a été foré fin 2013 dont les résultats se sont avérés décevants.

Au Gabon, la production du Groupe s’est élevée à 59 kbep / j en 2013 contre 57 kbep / j en 2012 et 58 kbep / j en 2011. Les activités d’exploration et de production du Groupe au Gabon sont principalement menées au travers de Total Gabon (2), l’une des plus anciennes filiales du Groupe en Afrique subsaharienne.

  • Sur le champ d’Anguille, dans le cadre du projet de redéveloppement (capacité de production estimée à 20 kbep / j), la plateforme AGM Nord à partir de laquelle vingt et un puits de développement supplémentaires devraient être forés, a été installée en 2012. La production a démarré, comme prévu, avec deux puits en mars 2013.
  • Sur le permis offshore profond de Diaba, Total Gabon (opérateur) a cédé, en 2012, une partie de sa participation qui est désormais de 42,5%. Un premier puits d’exploration (Diaman-1B) a été réalisé courant 2013 par plus de 1 700 mètres de profondeur d’eau. Ce puits a mis en évidence une accumulation de gaz à condensats dans les réservoirs antésalifères de la formation de Gamba. Une analyse des données est en cours pour évaluer cette découverte et réévaluer les prospects environnants.
  • En 2012, le puits Nguongui-updip a été foré sur le permis de Mutamba-Iroru (50%) et a mis en évidence la présence d’hydrocarbures. Des travaux complémentaires sont en cours pour évaluer la commercialité de cette découverte. Sur le permis Nziembou (20%), une acquisition sismique 2D a été effectuée en 2012. Les activités pour préparer le forage d’un premier puits d’exploration prévu en 2014 sont en cours.

Au Kenya, TOTAL a acquis en 2011 une participation de 40% dans cinq permis offshore du bassin de Lamu, les permis L5, L7, L11a, L11b et L12 représentant une surface totale de plus de 30 600 km2, par des profondeurs d’eau comprises entre 100 et 3 000 mètres. À la suite de la campagne d’acquisition sismique 3D de 3 500 km2 réalisée pendant la période d’exploration initiale, 25% de la superficie des cinq blocs ont été rendus. En 2013, deux puits d’exploration ont été forés sur les blocs L7 et L11b sans résultat positif. Le Groupe a également acquis, en 2012, le permis offshore L22 (100%, opérateur) situé dans ce même bassin et s’étendant sur une superficie de plus de 10 000 km2, avec des profondeurs d’eau allant de 2 000 à 3 500 mètres. En décembre 2013, TOTAL a cédé 30% de ses intérêts détenus dans ce permis. Une campagne sismique 2D et des carottages de fond de mer sont prévus sur le permis offshore L22.

En Libye, la production du Groupe s’est élevée à 50 kb / j en 2013, contre 62 kb / j en 2012 et 20 kb / j en 2011. TOTAL est partenaire sur les zones contractuelles : 15, 16 & 32 (75% (3)), 70 & 87 (75% (3)), 129 & 130 (30%(3)) et 130 & 131 (24% (3)) et bloc NC191 (100% (3), opérateur).

La production, qui avait retrouvé en 2012 son niveau antérieur aux événements de 2011, est affectée depuis mi-2013 par le blocage de la plupart des terminaux et pipelines du pays suite aux mouvements sociaux et politiques.

  • Sur les zones onshore 70 et 87 (Mabruk), la production est affectée depuis août 2013 en raison du blocage du terminal d’exportation d’Es Sider. Le développement du champ de Garian a été approuvé en juillet 2013 et sa production devrait démarrer au troisième trimestre 2014.
  • Sur les zones onshore 129, 130 et 131, la production a été arrêtée en 2013 pendant plusieurs mois du fait du blocage des installations de production et de la conduite d’évacuation. La campagne sismique, arrêtée en 2011 sur force majeure, n’a pas pu être reprise. L’exploration de ces blocs s’est toutefois poursuivie en 2013 avec le forage de trois puits d’exploration.
  • Dans le bassin onshore de Murzuk, un plan de développement du bloc NC 191 a été soumis aux autorités en 2009. Après l’interruption liée aux événements de 2011, les discussions ont repris.
  • Sur les zones offshore 15, 16 et 32 (Al Jurf), la production n’a pas été touchée par les troubles sociaux. Le démarrage du forage de deux puits d’exploration prévu au deuxième trimestre 2013 a été reporté pour des raisons techniques. Le forage du premier puits a démarré fin 2013.

À Madagascar, TOTAL est présent sur le permis de Bemolanga 3102 (60%, opérateur). L’exploitation des grès bitumineux n’étant plus envisagée, TOTAL s’est réorienté vers l’exploration conventionnelle du bloc qui devrait se poursuivre en 2014 avec une sismique 2D après l’approbation d’une extension supplémentaire de deux ans de la phase d’exploration par les autorités malgaches.

Au Maroc, l’autorisation de reconnaissance Anzarane offshore, couvrant une zone en mer de 100 000 km2, attribuée en décembre 2011 à TOTAL et à l’ONHYM (Office national des hydrocarbures et des mines), a été prorogée pour un an en décembre 2013. Une campagne d’acquisition sismique 3D de 5 900 km2 démarrée fin 2012 s’est achevée en juillet 2013. Les données recueillies sont en cours de traitement.

En Mauritanie, le Groupe est présent dans l’exploration sur les permis Ta7 et Ta8 (60%, opérateur), situés dans le bassin de Taoudenni. En 2012, TOTAL (90%, opérateur) a acquis une participation dans deux permis d’exploration : le bloc C9 en mer très profonde et le bloc Ta29 situé à terre dans le bassin de Taoudenni. Courant 2013, TOTAL a cédé 18% de sa participation dans le bloc Ta29 mais reste opérateur avec 72% d’intérêts.

  • Sur le permis Ta7, à la suite de la campagne d’acquisition sismique 2D réalisée en 2011, le puits Ta7-1 a été foré en 2013. Des tests ont été réalisés mais ils n’ont pas permis de mettre en évidence des hydrocarbures en quantité commerciale.
  • Sur le bloc Ta29, une sismique 2D de 900 km2 a été acquise en 2012. Le traitement et l’interprétation de ces données sismiques sont maintenant terminés. Des études sont en cours pour identifier un prospect sur ce bloc.
  • Sur le bloc C9, une campagne d’acquisition sismique 3D de 4 700 km2 a été réalisée en 2013. Les données sont en cours de traitement et d’interprétation.

Au Mozambique, TOTAL a acquis en 2012 une participation de 40% dans le contrat de partage de production des blocs offshore zone 3 & zone 6. Situés dans le bassin de la Rovuma, ces deux blocs couvraient une superficie totale de 15 250 km2, par des profondeurs d’eau comprises entre 0 et 2 500 mètres. Un puits d’exploration a été foré en 2012, et la moitié de la superficie des deux blocs a été rendue en 2013 lors du passage en deuxième période d’exploration.

Au Nigeria, la production du Groupe s’est établie à 261 kbep / j en 2013, contre 279 kbep / j en 2012 et 287 kbep / j en 2011. Cette baisse s’explique principalement par la forte augmentation du détournement de pétrole et, en 2013, par le blocage de l’exportation des cargos de Nigeria LNG. En dépit des facteurs négatifs ayant affecté la production, le Nigeria reste le premier pays contributeur aux productions du Groupe.

TOTAL, établi dans le pays depuis 1962, opère six permis de production (OML) sur les trente-huit auxquels il participe et un permis d’exploration (OPL) sur les quatre auxquels il participe.

S’agissant des variations de domaines miniers :

  • TOTAL a obtenu l’accord des autorités en septembre 2013 pour porter sa participation de 26,67% à 60% dans le permis d’exploration OPL 285. En mai 2013, TOTAL a obtenu l’accord des autorités pour le renouvellement des licences OML 99, 100 et 102 pour une période de vingt ans.
  • Sur le permis OML 138 (20%), TOTAL a démarré la production sur le champ offshore d’Usan en 2012 (180 kb / j, capacité du FPSO) qui a atteint en 2013 le niveau de 130 kbep / j. Depuis février 2014, TOTAL n’est plus opérateur du permis OML 138. TOTAL a signé en 2012 un accord portant sur la vente de sa participation de 20% dans le bloc OML 138. L’approbation des autorités n’a pas été reçue à ce jour.
  • TOTAL a pris la décision de ne pas poursuivre son activité d’exploration sur le bloc 1 de la JDZ (48,6%, opérateur) à la suite de l’analyse des résultats des puits forés en 2012. Le bloc a été rendu en septembre 2013. De même, le bloc OPL 221 a été rendu en novembre 2013.
  • TOTAL a cédé ses 10% d’intérêts dans les blocs OML 26 et 42 en 2011 et dans les blocs OML 30, 34 et 40 en 2012, détenus indirectement au travers de l’association Shell Petroleum Development Company (SPDC).

TOTAL, grâce à ses développements, continue de répondre à la croissance de la demande intérieure en gaz et de renforcer sa capacité à assurer l’approvisionnement des projets GNL auxquels il participe :

  • Dans le cadre de son association avec la Nigerian National Petroleum Company (NNPC), TOTAL poursuit le projet d’augmentation de capacité de production de gaz de 370 Mpc / j à 550 Mpc / j du permis OML 58 (40%, opérateur).
  • Sur le permis OML 102 (40%, opérateur), TOTAL poursuit le développement du projet Ofon phase 2 lancé en 2011, pour une capacité attendue de 70 kbep / j et un démarrage de la production prévu fin 2014. En 2011, le Groupe a réalisé la découverte d’Etisong North, située à 15 km du champ d’Ofon actuellement en production. La campagne d’exploration s’est poursuivie en 2012 avec le forage du puits d’Eben, également au sud d’Ofon. Les résultats positifs de ce puits renforcent l’attractivité du futur pôle de développement d’Etisong-Eben comme satellite du champ d’Ofon.
  • Sur le permis OML 130 (24%, opérateur), le développement du champ d’Egina (capacité de 200 kbep / j) a été lancé en juin 2013 et les contrats ont été attribués. Le démarrage de la production est prévu fin 2017.
  • Sur le permis OML 99 (40%, opérateur), des études d’ingénierie sont en cours pour le développement du champ d’Ikike dont la production devrait démarrer en 2017 (capacité estimée de 55 kbep / j).
  • Sur les permis OML 112 / 117 (40%), les études de développement ont été suspendues dans l’attente de la résolution de discussions contractuelles survenues en 2013.
  • TOTAL est également présent dans le GNL avec une participation de 15% dans la société Nigeria LNG, qui détient une usine de liquéfaction d’une capacité totale de 22 Mt / an. Par ailleurs, TOTAL détient une participation de 17% dans Brass LNG qui poursuit l’étude du projet d’usine de liquéfaction de gaz, avec deux trains d’une capacité de 5 Mt / an chacun.

La production non opérée du Groupe au Nigeria provient en grande partie de la joint venture SPDC, dans laquelle TOTAL détient une participation de 10%. La forte augmentation du détournement de pétrole en 2013 a pénalisé la production onshore et a eu un impact sur l’intégrité des installations de la joint venture et sur l’environnement local.

Par ailleurs, TOTAL détient également un intérêt de 12,5% dans le permis OML 118 en mer profonde. Sur ce permis, le champ de Bonga a contribué en 2013 à hauteur de 15 kbep / j aux productions du Groupe. Les partenaires ont poursuivi en 2013 le développement du projet Bonga Nord-Ouest. Sur le permis OML 118, un accord de pré-unitisation a été signé en décembre 2013 concernant la découverte de Bonga South West.

En Ouganda, TOTAL est présent depuis 2012 et possède une participation de 33,33% dans les licences EA-1, EA-1A et EA-2 et la licence de Kingfisher. Toutes ces licences sont situées dans la région du Lac Albert où des ressources en huile ont déjà été mises en évidence. TOTAL est l’opérateur des licences EA-1 et EA-1A et partenaire sur les autres licences.

  • Sur la licence d’appréciation EA-1, une campagne de forages, des tests de production et une acquisition de sismique 3D sont en cours. Cinq plans de développement sont à remettre aux autorités d’ici la fin 2014 : Ngiri (remis en décembre 2013), Jobi-Rii (avril 2014), Mpyo, Gunya et Jobi East (décembre 2014).
  • La licence d’exploration EA-1A est arrivée à expiration en février 2013, à l’issue d’une campagne de forage de cinq puits d’exploration qui a permis de mettre en évidence une découverte (Lyec). À l’exception du périmètre relatif à cette découverte, la licence a été rendue aux autorités.
  • Sur la licence d’appréciation EA-2, la campagne de forages et les tests de production commencés en 2012 se sont poursuivis en 2013. Un puits supplémentaire devrait être foré en 2014. Deux plans de développement ont été remis aux autorités en juin 2013 (champs de Kasamene-Wahrindi et de Kigogole, Ngege, Ngara et Nsoga).
  • Le plan de développement du champ de Kingfisher situé sur la licence de production EA-3 a été approuvé par les autorités en septembre 2013. Les études d’ingénierie de base sont en cours de préparation.
  • Le puits d’exploration de Kanywataba a été foré en juin 2012. La licence de Kanywataba a expiré en août 2012 et a été rendue aux autorités suite aux résultats négatifs du puits.

À l’initiative du gouvernement ougandais, des discussions sont en cours pour la construction d’une raffinerie à développer en deux phases (30 kb / j dans un 1ertemps et une seconde phase de +30 kb / j) et d’un pipeline d’export.

En République du Congo, la production du Groupe s’est élevée à 93 kbep / j en 2013, contre 113 kbep / j en 2012 et 123 kbep / j en 2011. La baisse de production s’explique notamment par la fin du plateau de production sur Moho Bilondo mi-2010 et par un grand arrêt planifié sur le champ de Nkossa en 2013.

  • Le bloc 14K (36,75%), correspond à la zone d’unitisation offshore entre la République du Congo (permis Haute Mer) et l’Angola (bloc 14 situé en Angola). Le développement du champ de Lianzi, lancé en 2012, sera réalisé à l’aide d’un raccordement à la plateforme existante de BBLT (bloc 14). Le démarrage de la production est prévu pour 2015. Les intérêts de TOTAL dans la zone d’unitisation sont détenus à hauteur de 26,75% par Total E&P Congo et 10% par Angola Block 14 BV.
  • Le champ offshore Moho Bilondo (53,5%, opérateur) a atteint un plateau de production de 90 kbep / j mi-2010. Le déclin du champ est maintenant amorcé. Le lancement des projets Phase 1bis et Moho Nord a eu lieu en mars 2013 suite l’aménagement des conditions contractuelles et fiscales en 2012. Les démarrages de production sont envisagés respectivement en 2015 et 2016 avec une capacité de production estimée de 140 kbep / j (40 kbep / j pour la Phase 1bis ; 100 kbep / j pour Moho Nord).
  • La mise en production de Libondo (65%, opérateur), situé sur le permis d’exploitation Kombi-Likalala-Libondo a eu lieu en 2011. Le plateau de production a atteint 12 kbep / j en 2011.
  • En juillet 2013, TOTAL a obtenu le permis Haute Mer B (34,62%, opérateur) en association avec d’autres partenaires.
  • Dans le cadre du renouvellement de licence des permis de Loango et Zatchi, un accord portant sur l’aménagement des conditions contractuelles et fiscales a été signé en octobre 2013. Cet accord est soumis à l’approbation du Parlement. La participation de TOTAL sur ces permis passera respectivement de 50% à 42,50% sur Loango et de 35% à 29,75% sur Zatchi avec un effet rétroactif à octobre 2013.
  • En décembre 2013, dans le cadre d’une augmentation de capital de Total E&P Congo, Qatar Petroleum International Upstream (QPI) est entré à hauteur de 15% dans le capital de cette filiale.

En République Démocratique du Congo, à la suite de l’ordonnance présidentielle approuvant en 2011 l’entrée de TOTAL comme opérateur avec 60% d’intérêt sur le bloc III du Graben Albertine, un arrêté du ministre des Hydrocarbures a attribué en janvier 2012 le permis d’exploration du bloc III pour une première période de trois ans, prorogée d’une année supplémentaire en raison du report de travaux résultant de la situation sécuritaire prévalant dans l’est du pays. Ce bloc est situé dans la région du lac Albert. TOTAL a acquis 6,66% supplémentaires sur ce bloc en mars 2012. Le programme de prospection prévu est limité à la partie Nord du permis qui se trouve en dehors du parc des Virunga. Une acquisition héliportée de données gravimétriques et magnétiques a été réalisée en août 2012 avec des résultats encourageants. La campagne sismique 2D préparée en 2013 devrait démarrer en 2014.

En République du Soudan du Sud, TOTAL négocie avec les autorités du pays un nouveau contrat permettant la reprise des activités d’exploration dans une partie du bloc B. Depuis l’indépendance de la République du Soudan du Sud le 9 juillet 2011, TOTAL n’est plus présent au Soudan.

 

(1) Participation détenue par la société Angola Block 14 BV (TOTAL 50,01%, INPEX Corporation 49,99% depuis février 2013).
(2) Total Gabon est une société de droit gabonais dont les actions, cotées sur Euronext Paris, sont détenues par TOTAL (58,28%), la République gabonaise (25%) et le public (16,72%).
(3) Participation de TOTAL dans le consortium étranger.