Document de Référence 2005 (pdf - 2,4 Mo - Total.com
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Présentation <strong>de</strong>s activités<br />
Secteur Amont - Exploration & Production<br />
La norme 4-10 <strong>de</strong> la réglementation S-X <strong>de</strong> la SEC requiert que<br />
l’estimation <strong>de</strong>s réserves soit basée sur les conditions économiques<br />
et opérationnelles existant en fin d’année. Les réserves à fin <strong>2005</strong><br />
ont été calculées sur la base du prix au 31 décembre <strong>2005</strong>, soit<br />
58,21 $ par baril <strong>de</strong> Brent.<br />
Au 31 décembre <strong>2005</strong>, les réserves prouvées <strong>de</strong> pétrole brut et<br />
<strong>de</strong> gaz naturel <strong>de</strong> TOTAL atteignaient 11 106 Mbep (dont 50 %<br />
<strong>de</strong> réserves prouvées développées). Les liqui<strong>de</strong>s représentaient<br />
environ 59 % <strong>de</strong> ces réserves et le gaz naturel 41 %. Ces réserves<br />
sont principalement situées en Europe (Norvège, Royaume-Uni,<br />
Pays-Bas, Italie et France), en Afrique (Nigeria, Angola, Congo,<br />
Gabon, Libye, Algérie et Cameroun), en Extrême-Orient (Indonésie,<br />
Myanmar, Thaïlan<strong>de</strong> et Brunei), en Amérique du Nord (Canada et<br />
États-Unis), au <strong>Mo</strong>yen-Orient (Émirats arabes unis, Qatar, Yémen,<br />
Oman, Iran et Syrie) en Amérique du Sud (Venezuela, Argentine,<br />
Bolivie, Trinidad & Tobago et Colombie), ainsi que dans la CEI<br />
(Kazakhstan, Azerbaïdjan et Russie).<br />
Au 31 décembre 2004, les réserves prouvées <strong>de</strong> pétrole brut et<br />
<strong>de</strong> gaz naturel <strong>de</strong> TOTAL avaient atteint 11 148 Mbep (dont 51 %<br />
<strong>de</strong> réserves prouvées développées). Les liqui<strong>de</strong>s représentaient<br />
environ 63 % <strong>de</strong> ces réserves et le gaz naturel 37 %. Ces réserves<br />
étaient principalement situées en Europe (Norvège, Royaume-Uni,<br />
Pays-Bas, Italie et France), en Afrique (Nigeria, Angola, Congo,<br />
Gabon, Algérie, Libye et Cameroun), en Extrême-Orient (Indonésie,<br />
Myanmar, Thaïlan<strong>de</strong> et Brunei), en Amérique du Nord (États-Unis et<br />
Canada), au <strong>Mo</strong>yen-Orient (Émirats arabes unis, Qatar, Oman, Iran,<br />
Syrie et Yémen) en Amérique du Sud (Venezuela, Argentine, Bolivie,<br />
Trinidad & Tobago et Colombie), ainsi que dans la CEI (Kazakhstan,<br />
Azerbaïdjan et Russie).<br />
Au 31 décembre 2003, les réserves prouvées <strong>de</strong> pétrole brut et<br />
<strong>de</strong> gaz naturel <strong>de</strong> TOTAL avaient atteint 11 401 Mbep (dont 52 %<br />
<strong>de</strong> réserves prouvées développées). Les liqui<strong>de</strong>s représentaient<br />
environ 64 % <strong>de</strong> ces réserves et le gaz naturel 36 %. Ces réserves<br />
étaient principalement situées en Europe (Norvège, Royaume-Uni,<br />
14 TOTAL - <strong>Document</strong> <strong>de</strong> référence <strong>2005</strong><br />
Pays-Bas, France et Italie), en Afrique (Nigeria, Angola, Algérie,<br />
Congo, Gabon, Libye et Cameroun), en Extrême-Orient (Indonésie,<br />
Thaïlan<strong>de</strong>, Myanmar, et Brunei), en Amérique du Nord (États-Unis<br />
et Canada), au <strong>Mo</strong>yen-Orient (Émirats arabes unis, Oman, Iran,<br />
Qatar, Syrie et Yémen) en Amérique du Sud (Venezuela, Argentine,<br />
Bolivie, Colombie et Trinidad & Tobago), ainsi que dans la CEI<br />
(Kazakhstan, Azerbaïdjan et Russie).<br />
Les réserves prouvées correspon<strong>de</strong>nt aux quantités estimées<br />
revenant à TOTAL au titre <strong>de</strong> contrats <strong>de</strong> concession, <strong>de</strong> partage<br />
<strong>de</strong> production ou <strong>de</strong> buy back. Ces estimations varient en fonction<br />
<strong>de</strong>s prix <strong>de</strong>s hydrocarbures.<br />
Une hausse du prix <strong>de</strong> fin d’année entraîne une baisse <strong>de</strong>s<br />
réserves associées aux contrats <strong>de</strong> partage <strong>de</strong> production et <strong>de</strong><br />
buy back (représentant près <strong>de</strong> 28 % <strong>de</strong>s réserves <strong>de</strong> TOTAL à fin<br />
<strong>2005</strong>). En effet, TOTAL dispose, sous ces contrats, d’une partie<br />
<strong>de</strong> la production dont la vente doit permettre le remboursement <strong>de</strong><br />
ses dépenses. Plus les prix sont élevés, plus le nombre <strong>de</strong> barils<br />
nécessaire au remboursement d’un même coût est faible.<br />
Cette baisse est en partie <strong>com</strong>pensée par un allongement <strong>de</strong> la<br />
durée d’exploitation économique <strong>de</strong>s champs, dont l’effet est<br />
toutefois inférieur à celui <strong>de</strong> la baisse <strong>de</strong>s réserves associées aux<br />
contrats <strong>de</strong> partage <strong>de</strong> production ou <strong>de</strong> buy back. Pour cette<br />
raison une hausse <strong>de</strong>s prix <strong>de</strong> fin d’année se traduit globalement<br />
par une baisse <strong>de</strong>s réserves <strong>de</strong> TOTAL.<br />
Compte tenu <strong>de</strong>s niveaux <strong>de</strong> prix élevés atteints au<br />
31 décembre <strong>2005</strong> (Brent 58,21 $/b), une estimation <strong>de</strong>s réserves<br />
est indiquée ci-après sur la base d’un prix du Brent <strong>de</strong> 40 $/b. Il<br />
s’agit <strong>de</strong>s réserves qui auraient été calculées, en application <strong>de</strong> la<br />
norme 4-10 <strong>de</strong> la réglementation S-X <strong>de</strong> la SEC, si le prix du Brent<br />
du 31 décembre <strong>2005</strong> avait été <strong>de</strong> 40 $/b, <strong>com</strong>parable au prix <strong>de</strong><br />
fin d’année 2004 <strong>de</strong> 40,47 $/b. Les réserves prouvées calculées<br />
d’après cette hypothèse <strong>de</strong> 40 $/b atteignent 11 329 Mbep.<br />
Le tableau suivant présente le niveau <strong>de</strong>s réserves prouvées (développées et non développées) <strong>de</strong> TOTAL à travers le mon<strong>de</strong><br />
aux dates indiquées.<br />
Réserves prouvées <strong>de</strong> TOTAL (1)(2) Liqui<strong>de</strong>s (Mb) Gaz naturel (Gpc) Ensemble (Mbep)<br />
31 décembre 2003 7 323 22 267 11 401<br />
Variation <strong>de</strong>puis le 31 décembre 2002 1,3 % 3,2 % 1,8 %<br />
31 décembre 2004 7 003 22 785 11 148<br />
Variation <strong>de</strong>puis le 31 décembre 2003 (4,3 %) 2,3 % (2,2 %)<br />
31 décembre <strong>2005</strong> 6 592 24 750 11 106<br />
Variation <strong>de</strong>puis le 31 décembre 2004 (5,9 %) 8,6 % (0,4 %)<br />
Réserves prouvées <strong>de</strong> TOTAL (1) calculées à 40 $/b Liqui<strong>de</strong>s (Mb) Gaz naturel (Gpc) Ensemble (Mbep)<br />
31 décembre <strong>2005</strong> 6 778 24 973 11 329<br />
(1) Incluent la quote-part <strong>de</strong> TOTAL dans les réserves prouvées <strong>de</strong>s sociétés mises en équivalence et <strong>de</strong> <strong>de</strong>ux sociétés non consolidées. Voir la rubrique Informations <strong>com</strong>plémentaires sur<br />
l’activité d’hydrocarbures (non auditées), figurant à la page 235.<br />
(2) Les réserves au 31 décembre <strong>2005</strong> sont calculées sur la base d’un prix Brent <strong>de</strong> 58,21 $/b en application <strong>de</strong> la norme 4-10 <strong>de</strong> la réglementation S-X <strong>de</strong> la SEC.