Afrique

En 2014, la production de TOTAL en Afrique s’est établie à 657 kbep / j, représentant 31% de la production totale du Groupe, contre 670 kbep / j en 2013 et 713 kbep / j en 2012.

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, démarré en juillet 2014 et interrompu début octobre 2014, devrait reprendre lorsque l’ensemble des conditions le permettront.

Par ailleurs, le Groupe détient un permis de coopération technique sur le bloc Outeniqua (100%) d’une superficie d’environ 76 000 km², et situé au sud-ouest du permis 11B-12B, par des profondeurs d’eau variant de 400 à 4 000 mètres.

En Algérie, la production de TOTAL s’est établie à 20 kbep / j pour l’année 2014, contre 21 kbep / j en 2013 et 23 kbep / j en 2012. La production du Groupe provient intégralement des champs de la zone de TFT (Tin Fouyé Tabankort, 35%). Par ailleurs, TOTAL détient une participation de 37,75% dans le projet de développement gazier de Timimoun.

  • Le développement du champ de Timimoun s’est poursuivi en 2014. Le contrat de construction de l’usine a été signé en février 2014 et celui des appareils de forage en septembre 2014.
  • TOTAL a renoncé à la mise en oeuvre du projet Ahnet et a abandonné le puits d’exploration Ain Enakhal.

En Angola, la production du Groupe s’est établie à 200 kbep / j en 2014, contre 186 kbep / j en 2013 et 179 kbep / j en 2012. Celle-ci provient principalement des blocs 0, 14 et 17. Ces dernières années ont été marquées par le démarrage des productions des projets Pazflor en 2011 et CLOV en 2014 ainsi que par 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 en production : Girassol, Dalia, Pazflor et CLOV. Le dernier projet, CLOV, lancé en 2010, a démarré en juin 2014 et a atteint son plateau de production de 160 kbep / j en septembre 2014.
  • Sur le bloc 32 (30%, opérateur), situé en offshore très profond, le projet Kaombo, lancé en avril 2014, permettra de développer les découvertes de la partie sud-est du bloc grâce à deux FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) d’une capacité de 115 kb / j chacun. Le démarrage de la production est prévu pour 2017. L’exploration et la délinéation sur les parties centre et nord du bloc se poursuivent.
  • 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). 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.
  • En avril 2014, TOTAL a cédé la totalité de ses intérêts dans le bloc 15 / 06 (15%).

TOTAL est présent sur le bloc d’exploration 17 / 06 (30%, opérateur) dans le bassin du Bas-Congo et les blocs 25 (35%, opérateur), 39 (15%) et 40 (40%, opérateur) dans le bassin de la Kwanza en offshore profond. En 2014 et début 2015, le Groupe a foré des objectifs antésalifères sur les trois blocs, 25, 39 et 40. TOTAL a rendu le block 33 (58,67%, opérateur) en novembre 2014.

TOTAL est également présent dans le gaz naturel liquéfié (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 divers incidents techniques ont nécessité l’arrêt prolongé de l’usine.

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

Sur le permis CI-100 (60%, opérateur) situé dans le bassin de Tano, un premier puits d’exploration (Ivoire-1X) a été foré début 2013 par plus de 2 300 mètres de profondeur d’eau.

Sur les permis CI-514 (54%, opérateur), CI-515 (45%) et CI-516 (45%) situés dans le bassin de San Pedro, une campagne d’acquisition sismique 3D couvrant l’intégralité des trois permis a été réalisée en 2012 et trois puits d’exploration ont été forés en 2014.

En Égypte, TOTAL a rendu le bloc 4 (East El Burullus offshore ; 50%, opérateur) à la fin de la première période d’exploration en août 2014, après avoir foré le puits Kala-1 en 2013.

En septembre 2014, TOTAL s’est vu attribuer un permis d’exploration sur le bloc 2 (North El Mahala Onshore) situé dans le delta du Nil.

Au Gabon, la production du Groupe s’est élevée à 58 kbep / j en 2014 contre 59 kbep / j en 2013 et 57 kbep / j en 2012. Les activités d’exploration et de production du Groupe au Gabon sont principalement menées au travers de Total Gabon (2).

  • Sur le champ d’Anguille (100%, opérateur), dans le cadre du projet de redéveloppement (capacité de production estimée à 20 kbep / j), la plateforme AGM Nord a été installée en 2012. La production depuis cette plateforme a démarré en 2013, et quatorze puits sont opérationnels.
  • Sur le champ de Torpille (100%, opérateur), l’acquisition d’une sismique 3D est en cours.
  • Sur le permis offshore profond de Diaba (42,5%, opérateur), 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. L’acquisition d’une sismique 3D sur la partie ouest du permis a été réalisée pendant le dernier trimestre 2014.
  • Sur le permis de Mutamba-Iroru (50%), le puits Nguongui-updip foré en 2012 a mis en évidence la présence d’hydrocarbures.
  • Sur le permis Nziembou (20%), le forage du puits Igongo-1X a mis en évidence une accumulation multicouche de pétrole et de gaz et le forage du prospect Monbou 1 a été achevé début janvier 2015.

Au Kenya, TOTAL est présent sur les permis offshore L5 et L7 (40%), L11a, L11b et L12 (30% après cession de 10% d’intérêts en décembre 2014) et opérateur sur le permis L22 (70%) situés dans le delta de Lamu par des profondeurs d’eau comprises entre 1 000 et 3 500 mètres.

Sur les blocs L7 et L11b, deux puits d’exploration ont été forés en 2013.

Sur le permis offshore L22 une campagne de carottages de fond de mer a été réalisée début 2014. Une campagne d’acquisition sismique 3D a été réalisée en synergie avec les blocs adjacents.

En Libye, la production du Groupe s’est élevée à 27 kb / j en 2014, contre 50 kb / j en 2013 et 62 kb / j en 2012. TOTAL est partenaire à 75%(3) sur les zones de Mabruk (blocs 70 et 87) et Al Jurf (blocs 15, 16 et 32) opérées par Mabruk Oil Opérations, société détenue par National Oil Corporation (NOC) et TOTAL. TOTAL est partenaire sur la zone d’El Sharara (blocs 129 et 130 (30%(3)) et 130 et 131 (24%(3)). Enfin, TOTAL est opérateur du bloc d’exploration NC191 (100%(3)).

La situation sécuritaire a conduit le Groupe, en 2014, à réduire graduellement son personnel en Libye. Jusqu’à l’été 2014, la production a été affectée par le blocage, entamé mi-2013, de la plupart des terminaux et pipelines du pays.

  • Sur les zones onshore 70 et 87 (Mabruk), la production était arrêtée depuis août 2013 en raison du blocage du terminal d’exportation d’Es Sider. Elle a redémarré en septembre 2014 avec la réouverture du terminal puis a été interrompue à nouveau mi-décembre 2014 en raison des conditions sécuritaires près du terminal d’Es Sider, la production n’a pas repris sur ce champ depuis.
  • Sur les zones onshore 129, 130 et 131 (El Sharara), la production a subi plusieurs interruptions tout au long de l’année 2014. L’exploration de ces blocs s’est néanmoins poursuivie en 2014 avec le forage de trois puits.
  • Sur les zones offshore 15, 16 et 32 (Al Jurf), la production n’a pas été affectée par les troubles sociaux. Cependant, le puits d’exploration A1-16 / 3 démarré fin 2013 a été bouché et provisoirement abandonné en août 2014.

À Madagascar, TOTAL est présent sur le permis de Bemolanga 3102 (60%, opérateur). Les autorités malgaches ont approuvé en août 2014 l’extension de deux ans de la phase d’exploration.

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 jusqu’en décembre 2015. Les études de traitement et d’interprétation de la sismique 3D, acquise en 2013 au sud du bloc, se poursuivent.

En Mauritanie, le Groupe est présent dans l’exploration sur les permis C9 (90%, opérateur), situé en mer très profonde, et Ta29 (72%, opérateur), situé à terre dans le bassin de Taoudenni, tous deux acquis en 2012.

  • Sur le bloc Ta29, à la suite des résultats de la campagne sismique 2D acquise en 2012, des études sont en cours afin d’évaluer le bloc. Courant 2013, TOTAL a cédé une participation de 18% dans le bloc Ta29 détenu auparavant à 90%.
  • Sur le bloc C9, une campagne d’acquisition sismique 3D de 4 700 km² a été réalisée en 2013.
  • Par ailleurs, à l’issue de la fin de la période d’exploration en juillet 2014, les blocs Ta7 et Ta8 (60%, opérateur) ont été rendus aux autorités.

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 couvrent une superficie totale de 15 250 km², depuis la côte jusqu’à des profondeurs d’eau de 2 500 mètres, dont la moitié a été rendue en 2013. Une sismique 3D de 500 km² a été réalisée entre fin 2014 et début 2015.

Au Nigéria, la production du Groupe s’est établie à 257 kbep / j en 2014, contre 261 kbep / j en 2013 et 279 kbep / j en 2012. Cette baisse s’explique principalement par la forte augmentation du détournement de pétrole et, en 2013, par le blocage de l’exportation des cargaisons de la société Nigeria LNG. Le Nigeria est le premier pays contributeur aux productions du Groupe.

TOTAL, établi au Nigéria depuis 1962, opère cinq permis de production (OML) sur les trente-sept auxquels il participe et détient quatre permis d’exploration (OPL).

S’agissant des principales variations de domaines miniers depuis 2012 :

  • 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 qui a atteint en 2013 130 kbep / j. En 2014, deux puits d’exploration Ukot South-2B et Ukot South-3 ont conduit à deux découvertes d’huile. Le Groupe poursuit activement le processus de cession de cet actif dont la vente annoncée en novembre 2012 n’a pas pu être finalisée. TOTAL n’est plus opérateur du permis OML 138 depuis février 2014.
  • Le bloc 1 (48,6%, opérateur) de la joint development zone (JDZ) 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 permis OML 30, 34 et 40 en 2012, exploités via l’association Shell Petroleum Development Company (SPDC). Par ailleurs, des nouveaux processus de vente pour quatre permis (OML 18, 24, 25 & 29) ont été lancés début 2014. La cession de l’OML 24 a été finalisée en novembre 2014, et celles de l’OML 18 et de l’OML 29 en mars 2015.

TOTAL continue de développer ses actifs opérés, notamment :

  • OML 58 (40%, opérateur) : dans le cadre de son association avec la Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), TOTAL poursuit le projet d’augmentation de la capacité de production de gaz du permis de 370 Mpc / j à 550 Mpc / j.
  • OML 102 (40%, opérateur) : en décembre 2014, TOTAL a mis fin au brûlage de gaz sur le projet Ofon phase 2. Le gaz associé à la production de pétrole est désormais comprimé et exporté à terre vers l’usine Nigeria LNG
  • OML 130 (24%, opérateur) : le développement du champ d’Egina (capacité de 200 kbep / j) a été lancé en juin 2013.
  • OML 99 (40%, opérateur) : des études complémentaires sont en cours pour le développement du champ d’Ikike.

TOTAL est également présent dans le GNL avec une participation de 15% dans la société Nigeria LNG Ltd, qui détient une usine de liquéfaction d’une capacité totale de 22 Mt / an. Par ailleurs, depuis le retrait d’un des partenaires, TOTAL a vu sa participation dans Brass LNG augmenter temporairement de 17% à 20,48%. Les études sont en cours pour l’installation d’une usine de liquéfaction de gaz, avec pour chaque train une capacité attendue d’environ 4,5 Mt / an.

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 qui s’est poursuivie en 2014 a pénalisé la production onshore et a eu un impact sur l’intégrité des installations de la joint venture et sur l’environnement local.

TOTAL détient également un intérêt dans le permis OML 118 en mer profonde (12,5%). Sur ce permis, le champ de Bonga a contribué en 2014 à hauteur de 15 kbep / j aux productions du Groupe. Sur le permis OML 118, un accord de pré-unitisation a été signé en décembre 2013 concernant la découverte de Bonga South West / Aparo (10%).

En Ouganda, où TOTAL est présent depuis 2012, le Groupe possède une participation de 33,33% dans les licences EA-1, EA-1A et EA-2 ainsi que la licence de Kingfisher, situées dans la région du Lac Albert. TOTAL est l’opérateur des licences EA-1 et EA-1A et partenaire sur les autres licences.

  • Sur la licence EA-1, une campagne de forages, des tests de production et une acquisition de sismique 3D ont été réalisés entre 2012 et mi-2014. À fin 2014, cinq plans de développement ont été remis aux autorités : Ngiri (remis en décembre 2013), Jobi-Rii (remis en juin 2014), Mpyo, Gunya et Jobi East (décembre 2014).
  • La licence 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 EA-2, la campagne de forages et les tests de production commencés en 2012 se sont terminés 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.
  • La licence de Kanywataba a expiré en 2012 et a été rendue aux autorités.

En République du Congo, la production du Groupe s’est élevée à 95 kbep / j en 2014, contre 93 kbep / j en 2013 et 113 kbep / j en 2012. La production réduite en 2013 s’explique par un grand arrêt planifié sur le champ de Nkossa. La baisse de production entre 2012 et 2014 s’explique principalement par le déclin naturel des champs. 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.

  • Le champ offshore Moho Bilondo (53,5%, opérateur) a atteint un plateau de production de 90 kbep / j mi-2010. Le lancement des projets Phase 1bis (capacité estimée : 40 kbep / j) et Moho Nord (capacité estimée : 100 kbep / j) a eu lieu en mars 2013, avec des démarrages de production respectivement prévus en 2015 et 2016.
  • 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 a été lancé en 2012. 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.
  • En juillet 2013, TOTAL a obtenu le permis Haute Mer B (34,62%, opérateur). Le permis a reçu l’approbation des autorités en juin 2014.
  • 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. À la suite de l’approbation des autorités en juin 2014, la participation de TOTAL sur ces permis est passée respectivement de 50% à 42,50% sur Loango et de 35% à 29,75% sur Zatchi avec un effet rétroactif à octobre 2013.

En République Démocratique du Congo, dans la région du lac Albert, le permis d’exploration du bloc III (66,66%, opérateur), a été attribué en 2012, pour une première période de trois ans. À la suite de la situation sécuritaire prévalant en 2012 dans l’est du pays, le permis a été prorogé d’une année supplémentaire. Le programme de prospection prévu est limité à la partie nord du permis qui se trouve en dehors du parc des Virunga.

En République du Soudan du Sud, TOTAL négocie avec les autorités du pays un nouveau contrat permettant la reprise des activités d’exploration sur une partie du bloc B. Depuis l’indépendance de la République du Soudan du Sud en 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.