Document de référence 2013

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Résultats du secteur Amont


Environnement Prix de vente liquides et gaz

TOTAL a bénéficié de conditions de marché relativement stables dans l’Amont en 2013 par rapport à 2012. Les prix moyens de vente des liquides du Groupe et de gaz des filiales consolidées du Groupe ont respectivement baissé de 4% et augmenté de 6% sur l’année 2013 par rapport à 2012.

Productions d’hydrocarbures pour 2011, 2012 et 2013

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% lié 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% lié aux variations de périmètre intégrant essentiellement 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% lié aux conditions de sécurité au Nigeria et en Libye, partiellement compensé par une amélioration de la situation au Yémen.

Réserves d’hydrocarbures pour 2011, 2012 et 2013

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 (1), établies selon les règles de la SEC, ressort à 119%.

Le taux de renouvellement organique des réserves (2) atteint pour sa part 109% dans un environnement de prix constant.

Fin 2013, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (3) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2013 et des ressources (4) représentant une durée de vie d’environ 50 ans.

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

Résultats pour 2011, 2012 et 2013

Sur l’ensemble de l’année 2013, le résultat opérationnel net ajusté de l’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 de l’Amont est en baisse de 13% à 12,4 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 des filiales consolidées, calculés conformément à l’ASC 932 (5), s’établissent à 26,1 $ / bep en 2013 contre 22,8 $ / bep en 2012, une hausse qui s’explique notamment par la hausse des amortissements des immobilisations corporelles à la suite des démarrages de grands projets, ainsi que par la hausse des dépenses d’exploration passées en charge.

La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (6)) de l’Amont est de 14% en 2013 contre 18% en 2012.

 

(1) Variation des réserves hors productions : (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période.
(2) 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.
(3) 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.
(4) IRéserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers – 03 / 07).
(5) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries – Oil and Gas.
(6) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement.