Document de référence 2013

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Réserves prouvées non développées

Au 31 décembre 2013, les réserves prouvées non développées d’hydrocarbures de TOTAL s’élevaient à 5 852 Mbep tandis qu’elles étaient à 5 579 Mbep au 31 décembre 2012. La hausse de 273 Mbep des réserves prouvées non développées se décompose en +946 Mbep associés à des découvertes ou extensions de champs découverts, -278 Mbep associés à des révisions, +44 Mbep associés à des cessions / acquisitions, et 439 Mbep de transfert de réserves prouvées non développées en réserves prouvées développées. Les révisions négatives sont consécutives à un changement du périmètre considéré pour l’alimentation d’une usine LNG en Afrique ainsi qu’au report d’un projet de dégoulottage et la révision de la performance d’un champ en Amérique. Pour l’année 2013, les coûts induits consacrés au développement de réserves prouvées non développées se sont élevés à 15,0 milliards d’euros, représentent 83% des coûts induits de développement et concernent des projets situés principalement en Angola, en Australie, au Canada, au Congo, au Gabon, au Nigeria, en Norvège et au Royaume-Uni.

Environ 51% des réserves prouvées non développées sont relatives à des projets déjà en production. Ces réserves se situent principale - ment au Canada, au Kazakhstan, au Nigeria, en Norvège en Russie et au Venezuela. Ces réserves devraient être développées selon le plan de développement initial au fur et à mesure que de nouveaux puits et / ou que des installations seraient construites pour traiter la production de puits existants ou futurs. La mise en production de ces réserves prouvées dépendra de plusieurs facteurs incluant notamment la performance des champs, les contraintes de capacité des installations de surface et les limitations contractuelles des niveaux de production. Le solde des réserves prouvées non développées est relatif à des champs non développés pour lesquels un développement a été décidé ou est en cours.

Le portefeuille de réserves prouvées non développées comprend quelques projets complexes de grande échelle pour lesquels les délais entre l’enregistrement des réserves et la mise en production peuvent dépasser cinq ans. Ces projets spécifiques représentent environ 20% des réserves non développées et incluent des développements par grande profondeur d’eau en Angola, au Nigeria et au Royaume-Uni, et des projets d’extraction de sable bitumineux au Canada. Ces projets sont très complexes à développer de par la nature des réservoirs, les caractéristiques des fluides, l’environnement opératoires et la taille des projets. D’autre part, ces projets sont dimensionnés et optimisés pour une certaine capacité de production qui contrôle le rythme de forage des puits. Seule une partie des réserves prouvées est développée pour atteindre le plateau de production ou remplir les obligations contractuelles. Le complément des réserves peut donc rester non développé plus de cinq ans après l’enregistrement des réserves en fonction du comportement du champ. Compte tenu de la spécificité de ces projets, le Groupe estime justifié de comptabiliser l’intégralité des réserves prouvées de ces projets, malgré des durées de mise en production de ces réserves non développées qui peuvent s’étaler sur plus de cinq ans après le lancement des projets. TOTAL a démontré par le passé sa capacité à développer avec succès des projets comparables avec les développements par grande profondeur d’eau en Angola, au Nigeria, en République du Congo, des projets haute pressionhaute température au Royaume-Uni, des développements d’huiles lourdes au Venezuela, ou des projets de GNL au Qatar, au Yémen, au Nigeria ou en Indonésie.

Les tableaux qui suivent présentent les informations par zone géographique : Europe, Afrique, Amériques, Moyen-Orient et Asie (y compris CEI).