Document de référence 2013

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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. Depuis le 1er juillet 2012, le secteur Amont n’intègre plus l’activité Énergies Nouvelles, affectée au secteur Marketing & Services. En conséquence, l’information des périodes comparatives antérieures à ce changement a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur.

  • 2,3 Mbep / j d’hydrocarbures produits en 2013
  • 11,5 Gbep de réserves prouvées d’hydrocarbures au 31 décembre 2013 (1)
  • 22,4 milliards d’euros d’investissements en 2013
  • 18 054 collaborateurs

Données financières du secteur Amont

Le chiffre d'affaire et les résultats opérationnels, ajusté et net ajusté  pour 2011, 2012 et 2013

Sur l’ensemble de l’année 2013, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Amont s’élève à 9 370 millions d’euros contre 11 145 millions d’euros en 2012, soit une baisse de 16%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Amont est en baisse de 13% à12,4 milliards de dollars, en raison principalement d’un mix de production moins favorable, de la hausse des coûts techniques, en particulier des charges d’exploration, et de la hausse du taux moyen d’imposition de l’Amont. Le taux moyen d’imposition de l’Amont ressort à 60,1% en 2013 contre 58,4% l’année précédente.

Les coûts techniques (2) des filiales consolidées, calculés conformément à l’ASC 932 (3), s’établissent à 26,1 $ / bep (4) en 2013, contre 22,8 $ / bep en 2012.

La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (5)) de l’Amont est de 14% en 2013 contre 18% en 2012.

Prix de vente liquides et gaz

Le prix moyen de vente des liquides a diminué de 4% sur l’année 2013 par rapport à 2012 et le prix moyen de vente du gaz de TOTAL a augmenté de 6% sur l’année 2013 par rapport à 2012.

Productions

Productions d’hydrocarbures

production d'hydrocarbures par zones géographiques

En 2013, la production d’hydrocarbures a été de 2 299 kbep / j, stable par rapport à 2012, essentiellement en raison des éléments suivants :

  • +2,5% liés aux démarrages et à la croissance des nouveaux projets ;
  • -1% liés au déclin naturel des productions, partiellement compensé par la reprise de production sur Elgin-Franklin en mer du Nord et sur OML 58 au Nigeria ;
  • -0,5% liés aux variations de périmètre intégrant les cessions de participations au Nigeria, au Royaume-Uni, en Colombie et à Trinité-et-Tobago, nettes des productions correspondantes à la hausse de la participation détenue dans Novatek ;
  • -1% liés aux conditions de sécurité au Nigeria et en Libye, partiellement compensés par une amélioration de la situation au Yémen.

Réserves

Réserves d'hydrocarbures, de liquides et de gaz

Réseves par zones géographiques

Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 108,02 $ / b) s’élèvent à 11 526 Mbep au 31 décembre 2013. Au niveau de production moyen de 2013, la durée de vie des réserves est de plus de 13 ans. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (6), établies selon les règlesde la SEC, ressort à 119%. Le taux de renouvellement organique des réserves prouvées (7) atteint pour sa part 109% dans unenvironnement de prix constant. Fin 2013, 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 2013 et des ressources (9) représentant une durée de vie d’environ 50 ans.

 

(1) Sur la base d’un prix du Brent de 108,02 $ / b.
(2) (Coûts de production + charges d’exploration + amortissements) / production de l’année.
(3) FASB Accounting Standards Codification 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) Variation des réserves hors productions : (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période.
(7) Taux de renouvellement dans un environnement de prix constant, pour un prix du baril de 111,13 $ / b (prix de référence en 2012), 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).