Total 2010 Document Reference Vf V1

Document de rfrence 2010

Sommaire1. Chiffres cls1. Donnes oprationnelles et de march . . . . . . . . . . .1 2. Informations financires slectionnes . . . . . . . . . . . .2

7. Informations financires1. Informations financires historiques . . . . . . . . . . .152 2. Vrification des informations financires historiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 3. Informations complmentaires . . . . . . . . . . . . . . . .152 4. Politique de distribution des dividendes . . . . . . . .153 5. Procdures judiciaires et darbitrage . . . . . . . . . . .153 6. Changements significatifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157

2. Prsentation des activits1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Histoire et volution de TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 Secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 Secteur Aval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37 Secteur Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 Investissements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 Organigramme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 Proprits immobilires, usines et quipements . .49 Schma dorganisation au 31 dcembre 2010 . . . .50

8. Renseignements gnraux1. 2. 3. 4. 5. Capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 Acte constitutif et statuts ; autres informations . .164 Autres renseignements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 Documents accessibles au public . . . . . . . . . . . . .168 Informations sur les participations . . . . . . . . . . . . .168

3. Rapport de gestion1. 2. 3. 4. Examen de la situation financire et des rsultats .54 Trsorerie et capitaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 Recherche & Dveloppement . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 Tendances et perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63

9. Annexe 1 : Comptes consolids1. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolids . . . . . . . . . . . . . . . . . .172 2. Compte de rsultat consolid . . . . . . . . . . . . . . . .173 3. Rsultat global consolid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .174 4. Bilan consolid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 5. Tableau de flux de trsorerie consolid . . . . . . . . .176 6. Variation des capitaux propres consolids . . . . . .177 7. Annexe aux comptes consolids . . . . . . . . . . . . . .178

4. Facteurs de risques1. 2. 3. 4. Risques de march . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 Risques industriels ou lis lenvironnement . . . . .74 Autres risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 Assurance et couverture des risques . . . . . . . . . . . .82

5. Gouvernement dentreprise1. Rapport du Prsident du Conseil dadministration (article L. 225-37 du Code de commerce) . . . . . . . .86 2. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) . . . . . .103 3. Direction Gnrale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 4. Contrleurs lgaux des comptes . . . . . . . . . . . . . .105 5. Rmunration des organes dadministration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .106 6. Effectifs, participation au capital . . . . . . . . . . . . . .127

10. Annexe 2 : Informations complmentaires sur lactivit dhydrocarbures (non audites)1. Informations sur lactivit dhydrocarbures au titre de la rglementation de lAccounting Standards Codification 932 . . . . .260 2. Autres informations complmentaires . . . . . . . . . .275

11. Annexe 3 : TOTAL S.A.1. Rapport spcial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements rglements 278 2. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280 3. Comptes sociaux Socit mre . . . . . . . . . . . . . . .281 4. Annexe aux comptes sociaux . . . . . . . . . . . . . . . .285 5. Autres informations Socit mre . . . . . . . . . . . . .299 6. Informations dordre social et environnemental . .304 7. Informations financires consolides des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . .311

6. TOTAL et ses actionnaires1. 2. 3. 4. 5. Cotation boursire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 Dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136 Rachats dactions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .138 Actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .142 Communication financire . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146

Lexique Table de concordance

313 317

Document de rfrence 2010 Jatteste, aprs avoir pris toute mesure raisonnable cet effet, que les informations contenues dans le prsent Document de rfrence sont, ma connaissance, conformes la ralit et ne comportent pas domission de nature en altrer la porte. Jatteste, ma connaissance, que les comptes sociaux et consolids de TOTAL S.A. (la Socit) sont tablis conformment aux normes comptables applicables et donnent une image fidle du patrimoine, de la situation financire et du rsultat de la Socit et de lensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et que le Rapport de gestion du Conseil dadministration figurant en pages 53 63 du prsent Document de rfrence prsente un tableau fidle de lvolution des affaires, des rsultats et de la situation financire de la Socit et de lensemble des entreprises comprises dans la consolidation, ainsi quune description des principaux risques et incertitudes auxquels elles sont confrontes. Jai obtenu des contrleurs lgaux des comptes une lettre de fin de travaux, dans laquelle ils indiquent avoir procd la vrification des informations portant sur la situation financire et les comptes donnes dans le prsent Document de rfrence ainsi qu la lecture densemble de ce Document de rfrence. Les informations financires historiques prsentes dans le prsent Document de rfrence ont fait lobjet de rapports des contrleurs lgaux. Le rapport des contrleurs lgaux sur les comptes consolids de lexercice clos le 31 dcembre 2010 figurant en page 172 du prsent Document de rfrence, ainsi que le rapport des contrleurs lgaux sur les comptes consolids de lexercice clos le 31 dcembre 2009 figurant en page 182 du Document de rfrence 2009 dpos le 1er avril 2010 auprs de lAutorit des marchs financiers, contiennent des observations figurant aux pages ci-dessus mentionnes.

Christophe de Margerie Prsident-directeur gnral

Le prsent Document de rfrence a t dpos auprs de lAutorit des marchs financiers le 28 mars 2011 conformment larticle 212-13 du rglement gnral de lAutorit des marchs financiers. Il pourra tre utilis lappui dune opration financire sil est complt par une note dopration et un rsum, viss par lAutorit des marchs financiers. Le prsent Document de rfrence inclut, conformment aux VI et VIII de larticle 212-13 prcit, le Rapport financier annuel prvu au I de larticle L. 451-1-2 du Code montaire et financier. Ce document a t tabli par lmetteur et engage la responsabilit de ses signataires.

Document de rfrence 2010. TOTAL

i

Abrviations b: pc : /j : /an : : $ et/ou dollar : t: bep : kbep/j : kb/j : Btu : M: G: MW : MWc : TWh : AMF : API : ERMI : baril pied cube par jour par an euro dollar amricain tonne mtrique baril quivalent ptrole kilo (millier) bep/j kilo (millier) baril/j British thermal unit million milliard mgawatt mgawatt crte trawatt heure Autorit des marchs financiers American Petroleum Institute European Refining Margin Indicator. LERMI est un indicateur de marge de raffinage sur frais variables dune raffinerie complexe thorique dEurope du Nord situe Rotterdam. Il reprsente une marge thorique qui diffre de la marge relle ralise par TOTAL au cours de chaque priode en raison de la configuration particulire de ses raffineries, des effets de mix produit et dautres conditions opratoires spcifiques TOTAL au cours de chaque priode considre. Front-End Engineering and Design Floating Production Storage and Offloading gaz naturel liqufi gaz de ptrole liqufi International Financial Reporting Standards Return on Equity (rentabilit des capitaux propres) Return on Average Capital Employed (rentabilit des capitaux mis en uvre) United States Securities and Exchange Commission Steam Assisted Gravity Drainage

Table de conversion 1 bep = 1 baril quivalent ptrole = environ 5 478 pc de gaz* pour 2010 1 b/j = environ 50 t/an 1 t = environ 7,5 b (pour une densit de 37API) 1 Gm3/an = environ 0,1 Gpc/j 1 m3 = environ 35,3 pc 1 t de GNL = environ 48 kpc de gaz 1 Mt/an de GNL = environ 131 Mpc/j * Ce taux, calcul sur le contenu nergtique quivalent moyen des rserves de gaz naturel de TOTAL, est sujet changement. Dfinitions Les termes TOTAL et Groupe utiliss dans le prsent Document de rfrence rfrent, de faon collective, TOTAL S.A. et lensemble de ses filiales consolides directes et indirectes situes en France ou hors de France. Les termes Socit et metteur utiliss dans le prsent document se rfrent exclusivement TOTAL S.A., socit mre du Groupe. TOTAL S.A. mars 2011

FEED : FPSO : GNL : GPL : IFRS : ROE ROACE : SEC : SAGD :

ii

TOTAL. Document de rfrence 2010

Chiffres cls

1

Chiffres cls1. Donnes oprationnelles et de march2010 Prix du Brent ($ / b) Parit (-$) Marges de raffinage europennes ERMI ($ / t) Production dhydrocarbures (kbep / j) Liquides (kb / j) Gaz (Mpc / j) Traitements en raffinerie (kb / j) Ventes de produits raffins (kb / j) (a)a) Y compris Trading.

2009 61,7 1,39 17,8 2 281 1 381 4 923 2 151 3 616

2008 97,3 1,47 51,1 2 341 1 456 4 837 2 362 3 658

79,5 1,33 27,4 2 378 1 340 5 648 2 009 3 776


1

1

Chiffres cls Informations financires slectionnes

2. Informations financires slectionnesDonnes consolides en millions deuros, lexception du rsultat par action, du dividende, du nombre dactions et des pourcentages. 2010 Chiffre daffaires Rsultat oprationnel ajust des secteurs dactivit Rsultat oprationnel net ajust des secteurs dactivit (a)(a)

2009 131 327 14 154 7 607 8 447 7 784 2 237,3 3,48 2,28 27% 13% 16% 12 360 13 349 3 081

2008 179 976 28 114 13 961 10 590 13 920 2 246,7 6,20 2,28 23% 26% 32% 18 669 13 640 2 585

159 269 19 797 10 622 10 571 10 288 2 244,5 4,58 2,28 22% 16% 19% 18 493 16 273 4 316

Rsultat net (part du Groupe) Rsultat net ajust (part du Groupe) (a) Nombre moyen pondr dilu dactions (en millions) Rsultat net ajust dilu par action (en euro) Dividende par action (en euro)(c) (a) (b)

Dette nette / fonds propres (au 31 dcembre) Rentabilit des capitaux moyens employs (ROACE) (d) Rentabilit des fonds propres Flux de trsorerie dexploitation Investissements bruts Dsinvestissements (au prix de cession)

(a) Les rsultats ajusts se dfinissent comme les rsultats au cot de remplacement, hors lments non rcurrents et, jusquau 30 juin 2010, hors quote-part, pour TOTAL des lments dajustement de Sanofi-Aventis. (b) Calcul sur le nombre moyen pondr dilu dactions en circulation au cours de lexercice. (c) Dividende 2010 : sous rserve de lapprobation de lAssemble gnrale des actionnaires du 13 mai 2011. (d) Calcul sur la base du rsultat oprationnel net ajust et des capitaux employs moyens au cot de remplacement.

2



1

Chiffre daffaires(en millions deuros) 2008 2009 2010

Rsultat net ajust (part du Groupe)(en millions deuros) 2008 2009 2010

179 976 159 269 131 327

13 920 10 288 7 784

Rsultat oprationnel net ajust des secteurs(en millions deuros) 2008 2009 2010

Rsultat net ajust dilu par action(en euros) 2008 2009 2010

13 961668 2 569

6,20 4,58 3,48

10 62210 724

7 607272 953 6 382

857 1 168 8 597

Chimie

Aval

Amont

Investissements bruts(en millions deuros) 2008 2009 2010

Dividende par action(en euros) 2008 2009 2010

16 273 13 640 13 349

2,28

2,28

2,28 (a)

(a) Sous rserve de lapprobation par lAssemble gnrale des actionnaires du 13 mai 2011.


3

1


AmontProduction dhydrocarbures(en kbep/j) 2008 2009 2010

Rserves de liquides et de gaz(en Mbep) 2008 2009 2010

2 341616

2 281613

2 378580

783

756 749

10 4585 695

10 4835 689

10 6955 987

238 432

244 206 438 527 4 763 4 794 4 708

272

275

271

Europe Afrique Amriques Moyen-Orient Asie et CEI

Liquide

Gaz

AvalVentes de produits raffinsy compris Trading(en kb/j) 2008 2009 2010 (en kb/j) 2008 2009 2010

Capacit de raffinage en fin danne2 6042 281

2 5942 282

2 3632 049

3 6582 533

3 6162 435

3 7762 392

1 125

1 181

1 384 323 312 314

Europe

Reste du monde

Europe

Reste du monde

ChimieChiffre daffaires hors Groupe(en milliards deuros) 2010

Rsultat oprationnel net ajust(en milliards deuros) 2010

17,5 G Chimie de Base 10,65 G Spcialits 6,82 G Chimie de Base 0,39 G Spcialits 0,47 G

0,9 G

4



1

Rpartition de l'actionnariat par principale catgorie (a)(en pourcentage) 2010

Rpartition de l'actionnariat par zone gographique (a)(en pourcentage) 2010

France 34% Salaris du Groupe 4% Royaume-Uni 11% Actionnaires individuels 8% Reste de lEurope 23% Amrique du Nord 26,5% Actionnaires institutionnels 88% Reste du monde 5,5%

(a) Estimations au 31 dcembre 2010, hors dtention intra-Groupe.

(a) Estimations au 31 dcembre 2010, hors dtention intra-Groupe.

Rpartition des effectifs par secteur (a)(en pourcentage) 2010

Rpartition des effectifs par zone gographique (a)(en pourcentage) 2010

Amont 19% Aval 35% Chimie 45% Holding 1%

France 38%

Reste de lEurope 27%

Reste du monde 35%

(a) Socits consolides. Effectifs au 31 dcembre 2010 : 92 855 employs.

(a) Socits consolides. Effectifs au 31 dcembre 2010 : 92 855 employs.


5

6


Prsentation des activits

2

Prsentation des activits1.1.1. 1.2.

Histoire et volution de TOTAL

8

Histoire et dveloppement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 Stratgie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8

2.2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.5. 2.6. 2.7. 2.8. 2.9.

Secteur Amont

9

Exploration & Production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 Production par zone gographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 Prsentation des activits par zone gographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 Superficie du domaine minier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28 Puits producteurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28 Nombre de puits producteurs et secs fors . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 Puits dexploration et de dveloppement en cours de forage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 Participation dans les oloducs et les gazoducs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 Gaz & nergies Nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31

3.3.1. 3.2.

Secteur Aval

37

Raffinage & Marketing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 Trading & Shipping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42

4.4.1. 4.2.

Secteur Chimie

44

Chimie de Base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 Chimie de Spcialits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47

5.5.1. 5.2.

Investissements

48

Principaux investissements raliss au cours de la priode 2008-2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 Principaux investissements prvus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48

6.6.1. 6.2.

Organigramme

49

Place de la Socit au sein du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 Filiales de la Socit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49

7. 8.

Proprits immobilires, usines et quipements Schma dorganisation au 31 dcembre 2010

49 50


7

2

Prsentation des activits Histoire et volution de TOTAL

1. Histoire et volution de TOTAL1.1. Histoire et dveloppementTOTAL S.A., socit anonyme de droit franais cre en France le 28 mars 1924, forme aujourdhui avec lensemble des socits du Groupe le cinquime groupe ptrolier intgr international cot dans le monde (1). Prsent dans plus de 130 pays, TOTAL exerce ses activits dans tous les secteurs de lindustrie ptrolire : Amont (exploration, dveloppement et production de ptrole et de gaz naturel, GNL) et Aval (raffinage, distribution, trading et transport maritime de ptrole brut et de produits ptroliers). TOTAL exerce galement ses activits dans la Chimie de Base (ptrochimie et fertilisants) et dans la Chimie de Spcialits dont les produits sont principalement destins lindustrie. En outre, TOTAL dtient des participations dans des mines de charbon et le secteur de la production dlectricit. La Socit a dbut ses activits Amont au Moyen-Orient en 1924. Elle sest depuis dveloppe et a tendu sa prsence dans le monde entier. Dbut 1999, la Socit a pris le contrle de PetroFina S.A. (ci-aprs dsigne PetroFina ou Fina ) et, dbut 2000, celui dElf Aquitaine (ci-aprs dsigne Elf Aquitaine ou Elf ). La dnomination sociale de la Socit est TOTAL S.A. Le sige social de la Socit est situ 2, place Jean Millier, La Dfense 6, 92400 Courbevoie, France. Son numro de tlphone est le +33 (0)1 47 44 45 46 et ladresse de son site Internet est www.total.com. TOTAL S.A. est immatricule en France, auprs du Greffe du tribunal de commerce de Nanterre, au Registre du Commerce et des Socits (RCS) sous le numro 542 051 180.

1.2. StratgieLa stratgie du Groupe, dont la mise en uvre sappuie sur le dploiement dun modle de croissance durable conjuguant lacceptabilit de ses oprations et un programme soutenu dinvestissements rentables a pour objectifs : la croissance de ses activits dexploration et de production dhydrocarbures, et le renforcement de sa position mondiale parmi les leaders sur les marchs du gaz naturel et du GNL ; llargissement progressif de loffre nergtique en accompagnant la croissance des nergies nouvelles complmentaires ; ladaptation de son outil de raffinage lvolution des marchs et, dans le Marketing, la consolidation de ses positions en Europe, tout en poursuivant des dveloppements cibls sur les marchs dAfrique et dAsie-Pacifique ; le dveloppement de la Chimie, en particulier en Asie et au Moyen-Orient, tout en amliorant la comptitivit de ses oprations sur les marchs matures ; la poursuite defforts intensifs de recherche et dveloppement pour dvelopper des sources dnergies propres , contribuer la modration de la demande en nergie et participer la lutte contre le rchauffement climatique.

(1) Selon le critre de la capitalisation boursire (en dollar) au 31 dcembre 2010.

8


Prsentation des activits Secteur Amont

2

2. Secteur AmontLe secteur Amont de TOTAL englobe les activits Exploration & Production et Gaz & nergies Nouvelles. Le Groupe mne des activits dexploration et de production dans plus de quarante pays et produit du ptrole et du gaz dans trente pays. 2,38 Mbep / j dhydrocarbures produits en 2010 10,7 Gbep de rserves prouves dhydrocarbures au 31 dcembre 2010 (1) Investissements 2010 : 13,2 milliards deuros 17 192 collaborateurs

ProductionsProductions dhydrocarbures Productions combines (kbep / j) Liquides (kb / j) Gaz (Mpc / j) 2010 2 378 1 340 5 648 2009 2 281 1 381 4 923 2008 2 341 1 456 4 837

Europe 580 kbep / j Moyen-Orient 527 kbep / j Afrique 756 kbep / j2008 24 256 23 639 10 724

Donnes financires du secteur Amont(en millions deuros)

2010 18 527 17 653 8 597

2009 16 072 12 879 6 382

Asie-CEI 271 kbep / j Amriques 244 kbep / jEn 2010, la production dhydrocarbures a t de 2 378 kbep / j, en hausse de 4,3% par rapport 2009, essentiellement en raison des lments suivants : +3% grce limpact de la monte en puissance des nouveaux projets net du dclin naturel des productions et un niveau darrts planifis moins important ; +1,5% li aux moindres rductions Opep et la reprise de la demande de gaz ; +1% li lamlioration des conditions de scurit au Nigeria ; +2% lis aux variations de primtre ; -3% lis leffet prix (4).

Chiffre daffaires hors Groupe Rsultat oprationnel ajust Rsultat oprationnel net ajust

Sur lensemble de lanne 2010, le rsultat oprationnel net ajust de lAmont slve 8 597 millions deuros contre 6 382 millions deuros en 2009, soit une progression de 35%. Exprim en dollars, le rsultat oprationnel net ajust de lAmont est en hausse de 28% 11,4 milliards de dollars, essentiellement en raison de la croissance des productions et de limpact de la hausse du prix de vente des hydrocarbures. Les cots techniques des filiales consolides, tablis conformment lASC 932 (2), stablissent 16,6 $ / bep en 2010, contre 15,4 $ / bep en 2009. La rentabilit des capitaux employs moyens (ROACE (3)) de lAmont est de 21% en 2010, contre 18% en 2009. Prix de vente liquides et gaz Prix moyen de vente liquides ($ / b) Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu)(a)

Rserves2008 Au 31 dcembre Rserves dhydrocarbures (Mbep) Liquides (Mb) Gaz (Gpc) 2010 10 695 5 987 25 788 2009 10 483 5 689 26 318 2008 10 458 5 695 26 218

2010

2009

76,3 5,15

58,1 5,17

91,1 7,38

(a) Filiales consolides, hors marges fixes et buy-backs.

Europe 1 706 Mbep Moyen-Orient 2 386 Mbep Afrique 3 478 Mbep Asie-CEI 1 099 Mbep Amriques 2 026 Mbep

Le prix moyen de vente des liquides de TOTAL a augment de 31% sur lanne 2010 par rapport 2009. Les prix moyens de vente du gaz sont rests stables par rapport 2009.

(1) Sur la base dun prix du Brent de 79,02 $/b. (2) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries - Oil and Gas (3) Calcul sur la base du rsultat oprationnel net ajust et des capitaux employs moyens au cot de remplacement. (4) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits production. (5) Variation des rserves hors productions : i.e. (rvisions + dcouvertes, extensions + acquisitions - cessions) / productions de la priode. Le taux de renouvellement ressort 95% dans un environnement constant de prix du baril 59,91 $/b si lon exclut les acquisitions et les cessions. (6) En se limitant aux rserves prouves et probables couvertes par des contrats dexploration-production, sur des champs ayant dj t fors et pour lesquels les tudes techniques mettent en vidence un dveloppement conomique dans un environnement de Brent 80 $/b, y compris les projets dvelopps par des techniques minires. (7) Rserves prouves et probables et ressources contingentes (quantits moyennes potentiellement rcuprables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers - 03/07).

Les rserves prouves dhydrocarbures tablies selon les rgles de la SEC (Brent 79,02 $ / b) slvent 10 695 Mbep au 31 dcembre 2010. Au niveau de production moyen de 2010, la dure de vie des rserves ressort ainsi plus de 12 annes. Le taux de renouvellement des rserves prouves (5), tablies selon les rgles de la SEC, ressort 124%. Fin 2010, TOTAL possde un portefeuille solide et diversifi de rserves prouves et probables (6) reprsentant plus de 20 ans de dure de vie au niveau de production moyen de 2010 et des ressources (7) reprsentant plus de 40 ans de dure de vie.


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2


2.1. Exploration & Production2.1.1. Exploration et dveloppementDans lAmont, TOTAL a pour ambition de maintenir une croissance des productions et une rentabilit au niveau des meilleurs de lindustrie sur le long terme. TOTAL value ses opportunits dexploration en fonction de diffrents facteurs gologiques, techniques, politiques et conomiques (y compris les questions dordre fiscal et contractuel), ainsi que des prvisions dvolution des prix du ptrole et du gaz. Les dcouvertes et les extensions de champs existants reprsentent 46% des 2 445 Mbep de rserves prouves supplmentaires du secteur Amont pour les trois annes 2008, 2009 et 2010 (hors prise en compte, sur la mme priode, de la production et des prises ou cessions dintrts dans des rserves en terre). Le solde (54%) reprsente les rvisions des estimations prcdentes. En 2010, les investissements dexploration des filiales consolides du Groupe se sont levs 1 472 millions deuros (y compris les bonus dexploration inclus dans les cots dacquisition des permis non prouvs), raliss notamment en Angola, en Norvge, au Brsil, au Royaume-Uni, aux tats-Unis, en Indonsie, au Nigeria et au Brunei. En 2009, les investissements dexploration des filiales consolides du Groupe staient levs 1 486 millions deuros (y compris les bonus dexploration inclus dans les cots dacquisition des permis non prouvs). Ces investissements dexploration avaient t raliss principalement aux tats-Unis, en Angola, au Royaume-Uni, en Norvge, en Libye, au Nigeria et en Rpublique du Congo. En 2008, les investissements dexploration des filiales consolides du Groupe staient levs 1 243 millions deuros (y compris les bonus dexploration inclus dans les cots dacquisition des permis non prouvs), raliss notamment en Angola, au Nigeria, en Norvge, au Royaume-Uni, en Australie, aux tats-Unis, en Libye, au Brunei, au Gabon, au Cameroun, en Indonsie, en Chine, en Rpublique du Congo et au Canada. Les investissements de dveloppement des filiales consolides de lExploration & Production se sont levs 8 milliards deuros en 2010. Les principaux investissements ont t raliss en Angola, au Nigeria, au Kazakhstan, en Norvge, en Indonsie, en Rpublique du Congo, au Royaume-Uni, aux tats-Unis, au Canada, en Thalande, au Gabon et en Australie. En 2009, les investissements de dveloppement staient levs prs de 8 milliards deuros, raliss principalement en Angola, au Nigeria, en Norvge, au Kazakhstan, en Indonsie, en Rpublique du Congo, au Royaume-Uni, aux tats-Unis, au Gabon, au Canada, en Thalande, en Russie et au Qatar. En 2008, les investissements de dveloppement staient levs 7 milliards deuros, raliss principalement en Angola, au Nigeria, en Norvge, au Kazakhstan, en Indonsie, en Rpublique du Congo, au Royaume-Uni, au Gabon, au Canada, aux tats-Unis et au Qatar. brut ou de gaz naturel situe dans des rservoirs connus qui pourra tre produite dans les conditions contractuelles, conomiques et oprationnelles existantes. Les rserves de ptrole et de gaz naturel de TOTAL sont consolides au niveau du Groupe une fois par an en tenant compte, entre autres paramtres, des niveaux de production, du comportement des champs, des rserves supplmentaires issues des dcouvertes et acquisitions, des cessions et autres facteurs conomiques. Sauf indications contraires, toute rfrence aux rserves prouves, aux rserves prouves dveloppes, aux rserves prouves non dveloppes et la production de TOTAL correspond la part du Groupe dans lesdites rserves ou ladite production. Les rserves prouves mondiales de TOTAL incluent les rserves prouves de ses filiales consolides, ainsi que sa quote-part dans les rserves prouves des socits mises en quivalence et de deux socits non consolides. De plus amples informations concernant les rserves prouves de TOTAL au 31 dcembre 2010, 2009 et 2008, figurent dans le Chapitre 10 (Annexe 2 : Informations complmentaires sur lactivit dhydrocarbures (non audites)). Lestimation des rserves repose sur des observations indirectes et implique des jugements subjectifs. Par nature cest un exercice sujet rvisions qui sont ralises en respectant des procdures de contrle bien tablies. Le processus denregistrement des rserves impose en particulier : une revue interne des valuations techniques, permettant par ailleurs de sassurer que les dfinitions et prconisations de la SEC sont respectes ; lobtention, en pralable la reconnaissance de rserves prouves, dun engagement du management sur le financement ncessaire au dveloppement des rserves. De plus amples informations concernant le processus dvaluation des rserves figurent dans le chapitre 10 (Annexe 2 : Informations complmentaires sur lactivit dhydrocarbures (non audites)).

2.1.3. Rserves prouvesLa rvision de la norme 4-10 de la rglementation S-X de la SEC requiert de calculer les rserves prouves au 31 dcembre, compter de lanne 2009, sur la base dun prix moyen annuel de rfrence, calcul partir de la moyenne arithmtique du prix des premiers jours de chaque mois de lanne, lexception des cas o les prix sont dfinis contractuellement, sans actualisation. Les prix moyens du Brent retenu comme rfrence pour les annes 2010 et 2009 sont respectivement 79,02 $ / b et 59,91 $ / b. Le prix du Brent retenu comme rfrence pour les rserves prouves de lanne 2008 est le prix de fin danne (36,55 $ / b). Au 31 dcembre 2010, les rserves prouves de ptrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 695 Mbep (dont 53% de rserves prouves dveloppes). Les liquides (ptrole brut, liquides de gaz naturel et bitume) reprsentaient environ 56% de ces rserves et le gaz naturel 44%. Ces rserves taient situes en Europe (principalement en Norvge et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dans la Rpublique du Congo), en Amrique (principalement au Canada, aux tats-Unis, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient (principalement au Qatar, aux mirats arabes unis et au Ymen) et en Asie (principalement en Indonsie et au Kazakhstan).

2.1.2. RservesLes dfinitions des rserves prouves, prouves dveloppes et prouves non dveloppes de ptrole brut et de gaz naturel sont conformes la rvision du 31 dcembre 2008 de la norme 4-10 de la rglementation S-X de la United States Securities and Exchange Commission (SEC). Les rserves prouves sont estimes au moyen de donnes gologiques et dingnierie qui permettent de dterminer avec une certitude raisonnable la quantit de ptrole

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Au 31 dcembre 2009, les rserves prouves de ptrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 483 Mbep (dont 56% de rserves prouves dveloppes). Les liquides (ptrole brut, liquides de gaz naturel et bitume) reprsentaient environ 54% de ces rserves et le gaz naturel 46%. Ces rserves taient situes en Europe (principalement en Norvge et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dans la Rpublique du Congo), en Amrique (principalement au Canada, aux tats-Unis, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient (principalement en Oman, au Qatar, aux mirats arabes unis et au Ymen) et en Asie (principalement en Indonsie et au Kazakhstan). Au 31 dcembre 2008, les rserves prouves de ptrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 458 Mbep (dont 50% de rserves prouves dveloppes). Les liquides reprsentaient environ 54% de ces rserves et le gaz naturel 46%. Ces rserves taient situes en Europe (principalement en Norvge et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Algrie, en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dans la Rpublique du Congo), en Amrique (principalement au Canada, en Bolivie, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient (principalement en Oman, au Qatar, aux mirats arabes unis et au Ymen) et en Asie (principalement en Indonsie et au Kazakhstan).

technique de la production sur les champs dans lesquels il dtient une participation. Une description des actifs producteurs du secteur Amont, figure dans les tableaux Prsentation des activits par zone gographique aux pages suivantes. Lactivit Trading & Shipping du secteur Aval a commercialis en 2010, comme en 2009 et 2008, lessentiel de la production de liquides du secteur Amont (voir tableau Ressources et dbouchs de ptrole brut page 42). La production de gaz naturel de TOTAL est majoritairement vendue dans le cadre de contrats long terme. Toutefois, sa production nord-amricaine est pour lessentiel vendue sur des marchs spot ainsi quune partie de sa production britannique, norvgienne et argentine. Les contrats long terme dans le cadre desquels TOTAL vend sa production de gaz naturel prvoient gnralement un prix li, entre autres facteurs, aux prix moyens du ptrole brut et dautres produits ptroliers ainsi que, dans certains cas, lindice du cot de la vie. Bien que le prix du gaz naturel ait tendance fluctuer dans le sillage de celui du ptrole brut, il scoule un certain laps de temps avant que les variations des prix du ptrole brut naient un impact sur les prix du gaz naturel. Du fait de la corrlation entre le prix contractuel du gaz naturel et les prix du ptrole brut, les prix contractuels ne sont gnralement pas affects par les fluctuations court terme du prix du gaz naturel spot. Certains de ces contrats long-terme, notamment en Argentine, Indonsie, Nigeria, Norvge et au Qatar prvoient la livraison de quantits de gaz naturel, qui peuvent tre ou ne pas tre fixes et dterminables. Les contrats portant sur de tels engagements de livraison diffrent de faon significative aussi bien sur leur dure que sur leur champ dapplication. Par exemple, dans certains cas, les contrats exigent la livraison de gaz naturel en tant que de besoin et dans dautres cas, la livraison de volumes de gaz naturel variant sur diffrentes priodes. Nanmoins, TOTAL value le montant des quantits fixes et dterminables de gaz devant tre livr sur la priode 2011-2013 3 665 milliards de pieds cubes. Le Groupe prvoit de satisfaire lessentiel de ces engagements grce la production de ses rserves prouves de gaz naturel et, si ncessaire, pourrait recourir au march spot (voir chapitre 10, Informations complmentaires sur lactivit dhydrocarbures (non audites)).

2.1.4. Sensibilit des rserves au prix des hydrocarburesUne variation du prix de rfrence entrane une variation inverse non proportionnelle des rserves associes aux contrats de partage de production et aux contrats de service risques (reprsentant ensemble prs de 30% des rserves de TOTAL fin 2010). En effet, TOTAL dispose, en vertu de ces contrats, dune partie de la production dont la vente doit permettre le remboursement de ses dpenses. Plus les prix sont levs, plus le nombre de barils ncessaire au remboursement dun mme cot est faible. Par ailleurs, la quantit de barils rcuprable au titre de ces contrats peut aussi varier en fonction de critres tels que la production cumule, le taux de retour sur investissements ou le ratio revenus sur dpenses cumules. Cette baisse est en partie compense par un allongement de la dure dexploitation conomique des champs. Toutefois, leffet de cet allongement est gnralement infrieur celui de la baisse des rserves associes aux contrats de partage de production ou de contrats de service risques. Pour cette raison, une hausse des prix se traduit globalement par une baisse des rserves de TOTAL.

2.1.5. ProductionLa production moyenne par jour de liquides et de gaz naturel a t de 2 378 kbep / j en 2010, contre 2 281 kbep / j en 2009. Les liquides ont reprsent environ 56% et le gaz naturel 44% de la production globale de TOTAL en 2010. Le tableau de la page suivante prsente la production journalire moyenne de liquides et de gaz naturel revenant TOTAL par zone gographique et pour chacun des trois derniers exercices. linstar de ses homologues du secteur, TOTAL ne dtient souvent quune participation dans les champs, le solde tant dtenu par dautres partenaires (parmi lesquels peuvent figurer dautres compagnies ptrolires internationales, des compagnies ptrolires dtat ou des organismes publics). TOTAL intervient frquemment en qualit doprateur, cest--dire en tant que responsable


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2.2. Production par zone gographique2010Liquides kb/j Gaz naturel Mpc/j Total kbep/j Liquides kb/j

2009Gaz naturel Mpc/j Total kbep/j Liquides kb/j

2008Gaz naturel Mpc/j Total kbep/j

Afrique Algrie Angola Cameroun Gabon Libye Nigeria Rpublique du Congo Amrique du Nord Canada (a) tats-Unis Amrique du Sud Argentine Bolivie Colombie Trinit-et-Tobago Venezuela Asie-Pacifique Australie Brunei Indonsie Myanmar Thalande CEI Azerbadjan Russie Europe France Pays-Bas Norvge Royaume-Uni Moyen-Orient Emirats arabes unis Iran Oman Qatar Syrie Ymen Production totale Dont part de production des filiales mise en quivalence et non consolides Algrie Colombie Venezuela Emirats arabes unis Oman Qatar Ymen

616 25 157 9 63 55 192 115 30 10 20 76 14 3 11 3 45 28 2 19 7 13 3 10 269 5 1 183 80 308 207 2 23 49 14 13 1 340

712 87 34 2 20 542 27 199 199 569 381 94 34 2 58 1 237 6 59 855 114 203 56 54 2 1 690 85 234 683 688 1 185 76 55 639 130 285 5 648

756 41 163 9 67 55 301 120 65 10 55 179 83 20 18 3 55 248 1 14 178 14 41 23 13 10 580 21 42 310 207 527 222 2 34 164 39 66 2 378

632 47 186 12 67 60 159 101 20 8 12 80 15 3 13 5 44 33 2 25 6 14 3 11 295 5 1 199 90 307 201 8 22 50 14 12 1 381

599 143 33 2 20 374 27 22 22 564 364 91 45 2 62 1 228 49 898 103 178 52 50 2 1 734 100 254 691 689 724 72 56 515 34 47 4 923

749 74 191 12 71 60 235 106 24 8 16 182 80 20 23 5 54 251 12 190 13 36 24 12 12 613 24 45 327 217 438 214 8 34 141 20 21 2 281

654 51 200 13 73 74 158 85 11 8 3 119 14 3 14 6 82 29 2 21 6 12 4 8 302 6 1 204 91 329 228 9 23 44 15 10 1 456

659 145 33 2 20 436 23 15 15 579 365 105 45 2 62 1 236 60 857 117 202 75 73 2 1 704 103 244 706 651 569 74 59 434 2 4 837

783 79 205 14 76 74 246 89 14 8 6 224 81 22 23 6 92 246 14 177 14 41 26 18 8 616 25 44 334 213 432 243 9 34 121 15 10 2 341

300 19 7 45 199 22 8 -

781 4 6 66 55 367 283

444 20 7 46 212 32 75 52

286 20 6 44 191 22 3 -

395 3 6 62 56 221 47

359 21 6 45 202 34 42 9

347 19 5 82 218 23 -

298 4 6 64 59 165 -

403 20 5 83 231 34 30 -

(a) Il sagit uniquement de bitumes. Toute la production de bitume du Groupe se situe au Canada.

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2.3. Prsentation des activits par zone gographiqueLe tableau ci-dessous prsente les actifs en production de TOTAL par zone gographique en prcisant lanne de dbut dactivit dans le pays, la participation du Groupe, et le statut doprateur.

Actifs en production au 31 dcembre 2010 (a)Dbut de lactivit dans le pays Afrique Algrie 1952 Ourhoud (19,41%) (b) RKF (48,83%) (b) Tin Fouye Tabankort (35,00%) Angola 1953 Blocs 3-85, 3-91 (50,00%) Girassol, Jasmim, Rosa, Dalia (bloc 17) (40,00%) Cabinda (bloc 0) (10,00%) Kuito, BBLT, Tombua-Landana (bloc 14) (20,00%) Cameroun 1951 Bakingili (25,50%) Bavo-Asoma (25,50%) Boa Bakassi (25,50%) Ekundu Marine (25,50%) Kita Edem (25,50%) Kole Marine (25,50%) Mokoko-Abana (10,00%) Mondoni (25,00%) Gabon 1928 Anguille (100,00%) Anguille Nord Est (100,00%) Anguille Sud-Est (100,00%) Atora (40,00%) Avocette (57,50%) Ayol Marine (100,00%) Baliste (50,00%) Barbier (100,00%) Baudroie Marine (50,00%) Baudroie Nord Marine (50,00%) Coucal (57,50%) Girelle (100,00%) Gonelle (100,00%) Grand Anguille Marine (100,00%) Grondin (100,00%) Hylia Marine (75,00%) Lopez Nord (100,00%) Mandaros (100,00%) MBoumba (100,00%) Mrou Sardine Sud (50,00%) Pageau (100,00%) Port Gentil Ocan (100,00%) Port Gentil Sud Marine (100,00%) Tchengue (100,00%) Torpille (100,00%) Torpille Nord Est (100,00%) Rabi Kounga (47,50%) Oprs (part Groupe en %) Non oprs (part Groupe en %)


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Dbut de lactivit dans le pays Afrique Libye 1959

Oprs (part Groupe en %)

Non oprs (part Groupe en %)

C 17 (Mabruk) (15,00%) C 137 (Al Jurf) (20,25%) NC 115 (El Sharara) (3,90%) NC 186 (2,88%) Nigeria 1962 OML 58 (40,00%) OML 99 Amenam-Kpono (30,40%) OML 100 (40,00%) OML 102 (40,00%) OML 130 (24,00%)

OML 102 - Ekanga (40,00%) Shell Petroleum Development Company (SPDC 10,00%) OML 118 - Bonga (12,50%)

Rpublique du Congo 1928 Kombi-Likalala (65,00%) Nkossa (53,50%) Nsoko (53,50%) Moho Bilondo (53,50%) Sendji (55,25%) Tchendo (65,00%) Tchibeli-Litanzi-Loussima (65,00%) Tchibouela (65,00%) Yanga (55,25%) Loango (50,00%) Zatchi (35,00%) Amrique du Nord Canada 1999 Surmont (50,00%) tats-Unis 1957 Plusieurs actifs dans la zone de Barnett Shale (25,00%) Tahiti (17,00%) Amrique du Sud Argentine 1978 Aguada Pichana (27,27%) Aries (37,50%) Caadon Alfa Complex (37,50%) Carina (37,50%) Hidra (37,50%) San Roque (24,71%) Sierra Chata (2,51%) Bolivie 1995 San Alberto (15,00%) San Antonio (15,00%) Colombie 1973 Caracara (34,18%) (i) Cusiana (11,60%) Espinal (7,32%) (i) San Jacinto/Rio Paez (8,14%) (i) Trinit-et-Tobago 1996 Angostura (30,00%)

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Dbut de lactivit dans le pays Venezuela 1980



PetroCedeo (30,323%) Yucal Placer (69,50%) Asie-pacifique Australie 2005 GLNG (20,00%) Brunei 1986 Maharaja Lela Jamalulalam (37,50%) Indonsie 1968 Bekapai (50,00%) Handil (50,00%) Peciko (50,00%) Sisi-Nubi (47,90%) Tambora (50,00%) Tunu (50,00%) Badak (1,05%) Nilam-gaz et condensats (9,29%) Nilam-huile (10,58%) Myanmar 1992 Yadana (31,24%) Thalande 1990 Bongkot (33,33%) Communaut des tats indpendants Azerbadjan 1996 Shah Deniz (10,00%) Russie 1989 Khariaga (40,00%) Europe France 1939 Lacq (100,00%) Meillon (100,00%) Pecorade (100,00%) Vic-Bilh (73,00%) Lagrave (100,00%) Lanot (100,00%) Itteville (78,73%) La Croix-Blanche (100,00%) Rousse (100,00%) Vert-le-Grand (90,05%) Vert-le-Petit (100,00%) Dommartin-Lettre (56,99%) Norvge 1965 Skirne (40,00%) sgard (7,68%) Ekofisk (39,90%) Eldfisk (39,90%) Embla (39,90%) Gimle (4,90%) Glitne (21,80%) Gungne (10,00%) Heimdal (16,76%) Huldra (24,33%) Kristin (6,00%) Kvitebjrn (5,00%)


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Dbut de lactivit dans le pays Norvge 1965



Mikkel (7,65%) Morvin (6,00%) Oseberg (10,00%) Oseberg East (10,00%) Oseberg South (10,00%) Sleipner East (10,00%) Sleipner West (9,41%) Snhvit (18,40%) Snorre (6,18%) Statfjord East (2,80%) Sygna (2,52%) Tor (48,20%) Tordis (5,60%) Troll I (3,69%) Troll II (3,69%) Tune (10,00%) Tyrihans (23,18%) Vale (24,24%) Vigdis (5,60%) Vilje (24,24%) Visund (7,70%) Yttergryta (24,50%) Pays-Bas 1964 F6a gaz (55,66%) F6a huile (65,68%) F15a Jurassic (38,20%) F15a/F15d Triassic (32,47%) F15d (32,47%) J3a (30,00%) K1a (40,10%) K1b/K2a (54,33%) K2c (54,33%) K3b (56,16%) K3d (56,16%) K4a (50,00%) K4b/K5a (36,31%) K5b (45,27%) K6/L7 (56,16%) L1a (60,00%) L1d (60,00%) L1e (55,66%) L1f (55,66%) L4a (55,66%) E16a (16,92%) E17a/E17b (14,10%) J3b/J6 (25,00%) Q16a (6,49%) Royaume-Uni 1962 Alwyn North, Dunbar, Ellon, Grant Nuggets (100,00%) Elgin-Franklin (EFOG 46,17%) (c) Forvie Nord (100,00%) Glenelg (49,47%) Jura (100,00%) Otter (81,00%) West Franklin (EFOG 46,17%) (c) Alba (12,65%) Armada (12,53%)

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Dbut de lactivit dans le pays Royaume-Uni 1962



Bruce (43,25%) Champs unitiss Markham (7,35%) ETAP (Mungo, Monan) (12,43%) Everest (0,87%) Keith (25,00%) Maria (28,96%) Seymour (25,00%) Moyen-orient mirats arabes unis 1939 Abu Dhabi-Abu Al Bu Khoosh (75,00%) Abu Dhabi offshore (13,33%) (d) Abu Dhabi offshore (9,50%) (e) GASCO (15,00%) ADGAS (5,00%) Oman 1937 Divers champs onshore (bloc 6) (4,00%) (f) Champ de Mukhaizna (bloc 53) (2,00%) (g) Qatar 1936 Al Khalij (100,00%) North Field-Bloc NF Dolphin (24,50%) North Field-Bloc NFB (20,00%) North Field-Qatargas 2 Train 5 (16,70%) Syrie 1988 Deir Ez Zor (Al Mazraa, Atalla North, Jafra, Marad, Qahar, Tabiyeh) (100,00%) (h) Ymen 1987 Kharir / Atuf (bloc 10) (28,57%) Divers champs onshore (bloc 5) (15,00%)(a) La participation financire du Groupe dans lentit locale est denviron 100% dans tous les cas, sauf concernant Total Gabon (58,3%), Total E&P Cameroun (75,80%) et certaines entits en Algrie, Abou Dabi, en Oman et au Royaume-Uni (voir notes b i ci-dessous). (b) TOTAL dtient une participation indirecte de 19,41% dans le champ de Ourhoud et de 48,83% dans le champ de RKF via CEPSA (socit mise en quivalence). (c) TOTAL dtient une participation indirecte de 35,8% dans le champ dElgin-Franklin via EFOG. (d) Participation de 13,33% via ADMA (socit mise en quivalence). TOTAL est galement associ aux oprations de Abu Dhabi Marine Operating Company. (e) Participation de 9,50% via ADPC (socit mise en quivalence). TOTAL est galement associ aux oprations de Abu Dhabi Company For Onshore Oil Operation. (f) TOTAL dtient une participation directe de 4,00% dans Petroleum Development Oman LLC, oprateur du bloc 6 dans lequel TOTAL dtient une participation indirecte de 4,00% via Pohol (socit mise en quivalence). Le Groupe dtient galement une participation de 5,54% dans lusine de liqufaction dOman LNG (trains 1 et 2), et une participation indirecte de 2,04% via OLNG dans Qalhat LNG (train 3). (g) TOTAL dtient une participation directe de 2,00% dans le bloc 53. (h) Opr par la socit DEZPC dtenue 50,00% par TOTAL et 50,00% par SPC. (i) TOTAL dtient une participation indirecte de 34,18% dans le bloc de Caracara, 8,14% dans le bloc de San Jacinto/Rio Paez et 7,32% dans le bloc Espinal au travers de CEPSA (socit mise en quivalence).


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2.3.1. AfriqueEn 2010, la production de TOTAL en Afrique sest tablie 756 kbep / j, reprsentant 32% de la production totale du Groupe, contre 749 kbep / j en 2009 et 783 kbep / j en 2008. En Algrie, la production de TOTAL sest tablie 41 kbep / j pour lanne 2010, contre 74 kbep / j en 2009 et 79 kbep / j en 2008. Ces baisses sexpliquent principalement par la fin du contrat Hamra en octobre 2009. La production du Groupe a t assure par sa participation directe dans le champ de TFT (Tin Fouy Tabenkort, 35%) et travers sa participation dans CEPSA (1) (48,83%), elle-mme partenaire de Sonatrach (Socit nationale des hydrocarbures algrienne) sur les champs dOurhoud et Rhourde El Krouf. TOTAL dtient galement un intrt direct de 37,75% dans le projet gazier de Timimoun aux cts de Sonatrach (51%) et de CEPSA (11,25%) et de 47% dans le projet gazier dAhnet aux cts de Sonatrach (51%) et de Partex (2%). Sur le champ de TFT, le projet de compression mis en service en 2010 devrait prolonger le plateau de production 185 kbep / j. La phase de basic engineering du projet Timimoun a t lance en 2010 la suite de son approbation par lAgence nationale ALNAFT. Le dmarrage du projet est prvu pour 2014 avec une production commerciale de gaz naturel estime environ 1,6 Gm3 / an (160 Mpc / j) en plateau. Dans le cadre du projet Ahnet, un plan de dveloppement devrait tre soumis aux autorits avant la mi-2011 pour une mise en production prvue en 2015 avec un plateau de production dau moins 4 Gm3 / an (400 Mpc / j). En Angola, la production du Groupe sest tablie 163 kbep / j en 2010, contre 191 kbep / j en 2009 et 205 kbep / j en 2008. La production provient essentiellement des blocs 17, 0 et 14. Les annes 2008 2010 ont t marques par de nombreuses dcouvertes sur les blocs 15 / 06 et 17 / 06, et par lavance des projets majeurs Pazflor et CLOV. Le bloc 17 (40%, oprateur), principal actif du Groupe en Angola situ en offshore profond, est compos de quatre ples majeurs : Girassol, Dalia, Pazflor et CLOV. Sur le ple de Girassol, la production des champs de Girassol, Jasmim et Rosa sest leve plus de 190 kb / j en 2010. Sur le ple de Dalia, la production sest leve plus de 240 kb / j en 2010. Sur Pazflor, le troisime ple compos des champs de Perpetua, Zinia, Hortensia et Acacia, le dmarrage de la production est prvu fin 2011. Le projet prvoit la mise en place dun FPSO dune capacit de production de 220 kb / j. Le dveloppement de CLOV, le quatrime ple, a t lanc en 2010 avec lattribution des contrats principaux. Ce dveloppement conduira linstallation dun quatrime FPSO dune capacit de 160 kb / j. Le dmarrage de la production est prvu en 2014. Sur le bloc 14 (20%), la production de Tombua-Landana a dmarr en aot 2009. Elle complte les productions de Benguela-Belize-Lobito-Tomboco et de Kuito.

Sur le bloc 32 (30%, oprateur), situ en offshore trs profond, lapprciation se poursuit et des tudes de pr-dveloppement sont en cours pour une premire zone de production situe dans la partie centre / Sud-Est du bloc (projet Kaombo). Sur le bloc 15 / 06 (15%), quatre dcouvertes ont t annonces en 2010. Des tudes sont en cours pour tablir la faisabilit dun premier ple de dveloppement regroupant les dcouvertes situes sur la partie Nord-Ouest du bloc. TOTAL est galement prsent sur les blocs dexploration 33 (55%, oprateur) et 17 / 06 (30%, oprateur). TOTAL a cd fin 2010 sa participation de 5% dans le bloc 31. TOTAL est galement prsent dans le GNL au travers du projet Angola LNG (13,6%) avec la construction dune usine de liqufaction de gaz proximit de Soyo. Lusine sera alimente en particulier par le gaz associ aux productions des blocs 0, 14, 15, 17 et 18. Les travaux de construction se poursuivent et le dmarrage est prvu en 2012. Au Cameroun, la production du Groupe sest leve 9 kbep / j en 2010, contre 12 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008. En novembre 2010, TOTAL a finalis un accord de principe avec Perenco pour cder sa participation (75,8%) dans sa filiale dExploration & Production au Cameroun. Cet accord est soumis lapprobation des autorits camerounaises. En Cte dIvoire, TOTAL a sign en octobre 2010 un accord pour acqurir une participation de 60% (oprateur) dans le permis dexploration CI-100. Lopration a reu laccord des autorits ivoiriennes. Ce permis, situ environ 100 kilomtres au sud-est dAbidjan, stend sur prs de 2 000 km2 par des profondeurs deau comprises entre 1 500 et 3 100 mtres. Les travaux dexploration comporteront une nouvelle campagne de sismique 3D de 1 000 km2 qui compltera la couverture de lensemble du permis ainsi quun premier forage prvu en 2012. En gypte, la suite de laccord de concession sign en fvrier 2010, TOTAL est oprateur du bloc 4 (El Burullus offshore Est) avec une participation de 90%. Le permis, situ dans le bassin du Nil o de nombreuses dcouvertes de gaz ont dj t ralises, couvre une priode dexploration initiale de quatre ans et comporte des obligations de travaux sismiques 3D et de forage de puits dexploration. La campagne sismique dmarre en novembre 2010 sest acheve en fvrier 2011. Au Gabon, la part de production revenant au Groupe sest leve 67 kbep / j en 2010, contre 71 kbep / j en 2009 et 76 kbep / j en 2008. Cette baisse est due au dclin naturel des champs. Total Gabon (2) est lune des plus anciennes filiales du Groupe en Afrique subsaharienne. Sur le champ dAnguille, en 2010, cinq puits de dveloppement ont t fors partir des plates-formes existantes et la construction dune nouvelle plate-forme puits a t lance. Sur le permis offshore profond de Diaba (Total Gabon 63,75%, oprateur), la suite de la campagne dacquisition sismique 2D qui sest droule en 2008 et 2009, une sismique 3D de 6 000 km2 a t acquise en 2010. Les permis des champs dAvocette et de Coucal ont t renouvels sous forme de contrats dexploitation et de partage de

(1) En fvrier 2011, TOTAL a sign un accord pour la cession de sa participation de 48,83% dans CEPSA. La transaction est soumise lobtention des approbations requises. (2) Total Gabon est une socit de droit gabonais dont les actions, cotes sur Euronext Paris, sont dtenues par TOTAL (58%), la Rpublique Gabonaise (25%) et le public (17%).

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production qui ont pris effet au 1er janvier 2011 pour des priodes de dix ans renouvelables deux fois par tranche de cinq ans. Total Gabon est entr en 2010 dans les permis dexploration onshore de Mutamba-Iroru (50%), DE7 (30%) et Nziembou (20%). En Libye, la production du Groupe sest leve 55 kb / j en 2010, contre 60 kb / j en 2009 et 74 kb / j en 2008. Ces baisses sont essentiellement dues lapplication des quotas Opep et aux nouveaux termes contractuels sur les blocs C 17 (75%) (1), C 137 (75%) (1), NC 115 (30%) (1) et NC 186 (24%) (1), sur lesquels TOTAL est partenaire. Les contrats EPSA IV (contrats dexploration et de partage de production) concernant les blocs C 137 et C 17 ont t ratifis par le gouvernement libyen en janvier 2010 et stendent dsormais jusquen 2032. Eu gard la situation scuritaire en Libye au premier trimestre 2011, la production du Groupe en Libye a t fortement rduite depuis dbut mars. De plus, le Groupe tudie les consquences sur ses oprations et les mesures prendre dans le cadre des projets sous-mentionns. Sur le bloc C 17, les champs de Dahra et Garian sont en phase de dveloppement. Sur le bloc C 137, deux puits dexploration offshore devraient tre fors en 2011. Sur les blocs NC 115 et NC 186, la campagne sismique de prs de 5 000 km2 devrait tre finalise en 2011. Sur le bassin de Murzuk, la suite du succs du forage dapprciation de la dcouverte ralise sur une partie du bloc NC 191 (100% (1), oprateur), un plan de dveloppement a t soumis aux autorits en 2009. Le bloc 42 2 / 4 (60% , oprateur) situ dans le bassin de Cyrnaque a t rendu son chance en dcembre 2010 la suite des rsultats dcevants dun puits dexploration.(1)

a acquis un intrt de 45,9% dans le bloc 1 de la Joint Development Zone, administre conjointement par le Nigeria et So Tom-etPrincipe et sest vu confier le rle doprateur sur ce bloc. TOTAL dtient 15% de lusine de liqufaction Nigeria LNG, situe sur lle de Bonny dont la capacit totale slve 22 Mt / an de GNL. En 2010, lamlioration de la scurit sur les installations ptrolires onshore a permis une augmentation de la production de GNL. Le taux dutilisation de lusine NLNG sest tabli 72% environ en 2010, contre environ 50% en 2009. Par ailleurs, les travaux prliminaires au lancement du projet Brass LNG (17%), qui comprend la construction de deux trains dune capacit de 5 Mt / an chacun, se sont poursuivis en 2010. TOTAL a renforc sa capacit assurer lapprovisionnement des projets GNL auxquels il participe et rpondre la croissance de la demande intrieure en gaz : - Sur le permis OML 136 (40%), les rsultats positifs du puits dapprciation Agge 3 ont confirm le potentiel de dveloppement de ce permis. Les tudes de dveloppement sont en cours. - Dans le cadre de son association avec Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), TOTAL poursuit le projet daugmentation de capacit du permis OML 58 (40%, oprateur) qui vise porter la capacit de production de gaz de 370 Mpc / j 550 Mpc / j en 2011. Une seconde phase du projet, en cours dvaluation, devrait permettre de dvelopper dautres rserves grce ces infrastructures. - Sur les permis OML 112 / 117 (40%), TOTAL a poursuivi en 2010 les tudes de dveloppement du champ de gaz dIma. Sur le permis OML 102 (40%, oprateur), TOTAL devrait prendre en 2011 la dcision finale dinvestissement du projet Ofon phase 2 avec un dmarrage prvu en 2014. Le Groupe a galement dmarr en 2010 une campagne de forage dapprciation du ple dEtisong, situ 15 km du champ dOfon actuellement en production. Sur le permis OML 130 (24%, oprateur), le champ dAkpo, mis en production par TOTAL en mars 2009, a atteint en 2010 son plateau de production 225 kbep / j (en 100%). Le Groupe poursuit activement les travaux de valorisation du champ dEgina pour lequel un plan de dveloppement a t approuv par les autorits nigrianes. Les tudes de basic engineering, ralises au Nigeria, sont termines et les appels doffres pour le projet ont t lancs. Sur le permis OML 138 (20%, oprateur), TOTAL a poursuivi en 2010 le projet de dveloppement dUsan (180 kb / j, capacit de production), avec notamment le dmarrage du forage des puits de production, la construction du FPSO et le dbut de linstallation des quipements sous-marins. La production devrait dmarrer en 2012. TOTAL a galement consolid sa position dans loffshore profond avec la poursuite du dveloppement du projet Bonga Nord-Ouest sur le permis OML 118 (12,5%). Lamlioration des conditions de scurit dans la rgion du delta du Niger a permis une remonte importante de la production opre par lassociation Shell Petroleum Development Company (SPDC), dans laquelle TOTAL dtient une participation de 10%. Aprs le redmarrage en 2009 de lusine de Soku, le projet de

Madagascar, TOTAL a pris une participation de 60% et le rle doprateur sur le permis de Bemolonga en 2008. Ce permis contient des accumulations de sables bitumineux. Une premire phase dapprciation a t lance afin de confirmer le potentiel ncessaire un dveloppement de type minier. Les oprations de forage se sont droules en deux temps pendant la saison sche entre juillet et novembre 2009, puis entre avril et juillet 2010. En Mauritanie, le Groupe est prsent dans lexploration sur les permis Ta7 et Ta8 (60%, oprateur), situs dans le bassin de Taoudenni, aux cts de Sonatrach (20%) et Qatar Petroleum International (20%). Sur le permis Ta8, le forage du puits dexploration sest achev en 2010. Les rsultats du puits sont dcevants. Sur le bloc Ta7, une campagne sismique 2D de 1 000 km a dmarr en 2011. Au Nigeria, la production du Groupe sest tablie 301 kbep / j en 2010, contre 235 kbep / j en 2009 et 246 kbep / j en 2008. Cette hausse est due en particulier lamlioration des conditions de scurit dans le delta du Niger. TOTAL, tabli au Nigeria depuis 1962, opre sept permis de production (OML) sur les quarante-quatre auxquels il participe et deux permis dexploration (OPL) sur les huit auxquels il participe. Le Groupe est galement prsent dans le GNL au travers de Nigeria LNG et du projet Brass LNG. En 2010, TOTAL

(1) Participation dans le consortium tranger.


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dveloppement de Gbaran-Ubie sest achev en 2010 avec la mise en service du centre de production dune capacit de 1 Gpc / j. En 2010, TOTAL a cd les intrts (10%) quil dtenait au travers de lassociation opre par SPDC dans les permis OML 4, 38 et 41. En Rpublique du Congo, la part de production revenant au Groupe sest leve 120 kbep / j en 2010, contre 106 kbep / j en 2009 et 89 kbep / j en 2008. Sur le champ de Moho Bilondo (53,5%, oprateur), entr en production en avril 2008, le forage des puits de dveloppement sest poursuivi en 2010. Le champ a atteint un plateau de production de 90 kbep / j (en 100%) en juin 2010. Le potentiel de la partie Nord de ce permis a t renforc par le puits dapprciation Moho Nord Marine 3 for fin 2008 la suite des deux dcouvertes Moho Nord Marine 1 et 2, puis par le puits dexploration Moho Nord Marine 4 en 2009 qui a mis en vidence de nouvelles ressources. Enfin, deux puits dapprciation positifs (Bilondo Marine 2 & 3) raliss fin 2010 dans la partie Sud du permis confirment un potentiel de dveloppement complmentaire en prolongement des installations existantes. La mise en production de Libondo (65%, oprateur), situ sur le permis dexploitation Kombi-Likalala-Libondo a eu lieu en mars 2011. Le plateau de production devrait stablir 8 kb / j (en 100%). Une part substantielle des quipements a t ralise localement Pointe Noire grce au redmarrage dun chantier de construction sans activit depuis plusieurs annes. Au Soudan, le Groupe dtient des droits sur un permis dexploration dans la partie Sud sans toutefois que des activits aient t entreprises dans le pays. Pour une information complmentaire sur la prsence de TOTAL au Soudan, consulter le chapitre 4 (Facteurs de risques).

production en 2009 et 2010 et ceux de la phase 1C devraient tre connects et mis en production en 2011. Dbut 2010, les partenaires ont dcid de lancer la construction de la deuxime phase de dveloppement. Le dmarrage de la production de Surmont Phase 2 est prvu en 2015 et devrait permettre de porter la capacit de production totale de Surmont (phases 1 et 2) 110 kb / j (en 100%). Le permis de Joslyn, situ environ 140 km au nord de Surmont, devrait tre exploit par techniques minires, en deux phases de dveloppement de 100 kb / j chacune. La rvision complte du pr-projet de la premire phase (Joslyn North Mine), pour rpondre notamment aux critres de la nouvelle rglementation de fvrier 2009 relative au traitement des tailings (boues de production), sest acheve en fvrier 2010. En parallle, une mise jour du dossier administratif a t remise aux autorits. La poursuite de la prparation de Joslyn North Mine a t approuve dbut mars 2010 avec le lancement des tudes de basic engineering dont la fin est prvue pour mi-2011. Les auditions publiques ncessaires lapprobation du projet par les autorits canadiennes se sont droules en septembre et octobre 2010. La recommandation dintrt public du projet a t obtenue le 27 janvier 2011. Elle est assortie de vingt conditions respecter par TOTAL, essentiellement dans le domaine de la protection de lenvironnement (2). Les premiers travaux de prparation du site pourraient alors intervenir ds lhiver 2011-2012 et la production pourrait dmarrer en 2017 / 2018. Le calendrier final reste cependant soumis au processus administratif dapprobation de lERCB (Energy Resources Conservation Board). Dans le cadre du partenariat sign fin 2010 avec Suncor, le Groupe a rduit son intrt dans Joslyn de 75% 38,25%. TOTAL a finalis en septembre 2010 lacquisition dUTS et de son unique actif : un intrt de 20% dans le permis de Fort Hills. En dcembre 2010, dans le cadre de leur partenariat, TOTAL a rachet Suncor un intrt supplmentaire de 19,2% dans le permis de Fort Hills, portant sa participation 39,2%. Lentre en production du projet Fort Hills, qui a reu lapprobation des autorits pour une premire phase de dveloppement de 160 kb / j, est prvue en 2016. Enfin, le Groupe a pris fin dcembre 2010 une participation de 49% dans le projet dupgrader Voyageur de Suncor. TOTAL et Suncor se sont engags ce que les projets Fort Hills et Voyageur soient raliss en parallle. Ce projet dupgrader, mis sous cocon par Suncor fin 2008, sera relanc en 2011 pour une entre en service aligne sur celle du projet Fort Hills. En consquence, le Groupe renonce son projet dupgrader Edmonton. En 2008, le Groupe a finalis lacquisition de la socit Synenco dont les deux principaux actifs taient une participation de 60% dans le projet Northern Lights et le permis mitoyen de McClelland, dtenu en 100%. Dbut 2009, le Groupe a cd Sinopec, lautre partenaire du projet, un intrt de 10% dans le projet Northern Lights et de 50% dans le permis McClelland, ramenant ainsi sa participation 50% sur lensemble du domaine. Le projet Northern Lights, situ une cinquantaine de kilomtres au nord de Joslyn, devrait tre exploit par techniques minires.

2.3.2. Amrique du NordEn 2010, la production de TOTAL en Amrique du Nord sest tablie 65 kbep / j, reprsentant 3% de la production totale du Groupe, contre 24 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008. Au Canada, TOTAL a sign en dcembre 2010 un partenariat stratgique avec la compagnie Suncor relatif aux projets miniers de Fort Hills et Joslyn, et lupgrader Voyageur. Ce partenariat permet de rorganiser autour de deux grands ples le portefeuille des diffrents actifs acquis par le Groupe dans les sables bitumineux ces dernires annes : un ple minier et upgrading qui regroupe les projets miniers de Joslyn (38,25%) opr par TOTAL, de Fort Hills (39,2%) opr par Suncor et le projet dupgrader Voyageur (49%) opr par Suncor et un ple SAGD (1) ax sur la poursuite du dveloppement de Surmont (50%). Le Groupe dtient galement 50% du projet minier de Northern Lights (oprateur) et plusieurs permis (Oil Sands Leases) 100% acquis lors de ventes aux enchres successives. En 2010, la production du Groupe sest leve 10 kb / j, contre 8 kb / j en 2009 et 2008. Sur le permis de Surmont, la production commerciale en mode SAGD de la premire phase de dveloppement (Surmont Phase 1A) a dmarr fin 2007. Les travaux relatifs aux phases 1B et 1C pour atteindre un niveau de production estim 24 kb / j (en 100%), ont t raliss. Les puits de la phase 1B ont t progressivement mis en

(1) Steam Assisted Gravity Drainage. (2) Des informations dtailles sur ces conditions et plus gnralement sur les risques environnementaux et socitaux associs et lengagement de TOTAL au Canada pour y rpondre sont disponibles sur le site de Total E&P Canada - www. total-ep-canada.com.

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Aux tats-Unis, la production du Groupe sest tablie 55 kbep / j en 2010, contre 16 kbep / j en 2009 et 6 kbep / j en 2008. Cette hausse sexplique notamment par lacquisition dune participation dans le Barnett Shale fin 2009. Dans le golfe du Mexique : - En mai 2009, le champ dhuile de Tahiti (17%), situ en offshore profond, a dmarr sa production et rapidement atteint son plateau de 135 kbep / j. La phase 2 a t lance en septembre 2010 avec le forage du premier puits injecteur deau. - Le dveloppement de la premire phase du projet offshore profond Chinook (33,33%) est en cours. Le test de production devrait dmarrer au premier semestre 2011. - La campagne de forages dexploration de lalliance TOTAL (40%) Cobalt (60%, oprateur) a t lance en 2009. Les forages des premiers puits ont donn des rsultats dcevants. Cette campagne, interrompue en raison du moratoire sur les forages en eaux profondes dcid par ladministration amricaine entre mai et octobre 2010, pourrait reprendre vers le milieu de lanne 2011. En avril 2009 TOTAL et Cobalt avaient sign un accord portant sur la mise en commun de leur domaine minier en offshore profond. Cobalt opre la phase dexploration. - Le Groupe a vendu en avril 2010 ses participations dans les deux champs oprs Matterhorn et Virgo. Une joint-venture avec Chesapeake pour la production de shale gas dans le bassin de Barnett Shale au Texas a t cre la suite dun accord sign en dcembre 2009. Au travers de cette joint-venture, TOTAL dtient 25% du portefeuille de Chesapeake dans cette zone. En 2010, 400 forages ont t raliss afin de porter la production de gaz de 700 Mpc / j en dbut danne 800 Mpc / j en fin danne. Des ingnieurs de TOTAL sont dtachs dans les quipes de Chesapeake. En janvier 2009, le Groupe a finalis lacquisition de 50% de la socit American Shale Oil LLC (AMSO), en vue de dvelopper une technologie dexploitation des schistes bitumineux. Le pilote dexploitation de cette technologie est en cours au Colorado. En Alaska, TOTAL a acquis en 2008 une participation de 30% dans plusieurs blocs dexploration onshore dnomms White Hills , dont la plupart ont t rendus mi-2009 la suite de rsultats dcevants. Au Mexique, TOTAL ralise diverses tudes avec la socit nationale PEMEX dans le cadre dun accord de coopration technique gnral sign en 2003 dont le renouvellement est en cours.

Roque (24,7%, oprateur) et dAguada Pichana (27,3%, oprateur). En 2009, TOTAL a sign avec les autorits argentines un accord pour lextension de dix ans (de 2017 2027) des concessions dAguada Pichana et de San Roque. Dans ce contexte, une sismique 3D a t acquise fin 2009 dans la zone des canyons de Las Carceles qui devrait permettre de poursuivre le dveloppement dAguada Pichana louest. Dbut 2011, TOTAL a acquis des participations dans quatre permis, situs dans le bassin du Neuqun, afin dvaluer leur potentiel en shale gas. Le Groupe acquiert ainsi des participations de 42,5% dans les permis dAguada de Castro et Pampa las Yeguas II, deux permis dont il sera loprateur, et des participations dans les permis de Cerro Las Minas (40%) et Cerro Partido (45%). En Terre de Feu, o le Groupe opre notamment les champs offshore de Carina et Aries (37,5%), la capacit de production de gaz a t porte de 424 565 Mpc / j en 2007 grce linstallation dun quatrime compresseur moyenne pression pour dgoulotter les installations. Les travaux daugmentation de la capacit du gazoduc transportant le gaz jusqu la rgion de Buenos Aires se sont achevs en juillet 2010 permettant au Groupe daugmenter, pendant lhiver austral, la production jusqu la capacit maximale des usines de traitement. En Bolivie, la production du Groupe, essentiellement gazire, sest tablie 20 kbep / j en 2010, au mme niveau que 2009, contre 22 kbep / j en 2008. TOTAL est prsent sur six permis : trois permis en production - San Alberto et San Antonio (15%) et bloc XX Tarija Oeste (41%) - et trois permis en phase dexploration ou dapprciation, Aquio et Ipati (60%, oprateur) et Rio Hondo (50%). La production du champ de gaz condensats dIta, situe sur le bloc XX Tarija Oeste, a dmarr en fvrier 2011. Elle est achemine vers les infrastructures existantes du champ voisin de San Alberto. En 2010, TOTAL a cd 34% dintrt et le rle doprateur dans le bloc XX Tarija Oeste, ramenant sa participation 41%. En 2004, le Groupe a dcouvert le gisement de gaz dIncahuasi, situ sur le bloc dIpati. la suite de linterprtation de la sismique 3D ralise en 2008, un puits dapprciation est en cours sur le bloc adjacent dAquio pour confirmer lextension de la dcouverte vers le nord. En 2010, TOTAL a sign un accord en vue de cder 20% dintrt dans les permis dAquio et dIpati. Aux termes de cet accord, qui reste soumis lapprobation des autorits boliviennes, la participation de TOTAL dans ces permis sera de 60%. Enfin, TOTAL a sign un accord de coopration en 2008 avec Gazprom et Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos afin dexplorer le bloc Azero dans le cadre dune entreprise mixte au sein de laquelle TOTAL et Gazprom seront partenaires avec des participations quivalentes. Au Brsil, le Groupe dtient des participations dans trois permis dexploration : les blocs BC-2 (41,2%) et BM-C-14 (50%), situs dans le bassin de Campos, et le bloc BM-S-54 (20%) situ dans le bassin de Santos. Sur le bloc BC-2, un prospect antsalifre a t mis en vidence la suite dun retraitement sismique sous la dcouverte de Xerelete (anciennement Curi) ralise en 2001 par 2 400 m deau.

2.3.3. Amrique du SudEn 2010, la production de TOTAL en Amrique du Sud sest leve 179 kbep / j, reprsentant 8% de la production totale du Groupe, contre 182 kbep / j en 2009 et 224 kbep / j en 2008. En Argentine, TOTAL, prsent depuis 1978, opre un quart de la production de gaz du pays (1). La production du Groupe sest leve 83 kbep / j en 2010, contre 80 kbep / j en 2009 et 81 kbep / j en 2008. Dans le bassin du Neuquen, le raccordement des dcouvertes satellites et laugmentation des capacits de compression ont permis de prolonger le plateau de production des champs de San

(1) Source : ministre de Planification Fdrale, Investissement Public et Services, Secrtariat lnergie.


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Lextrmit Sud de Xelerete se situe sur le bloc BM-C-14, adjacent au bloc BC-2. Un accord dunitisation du gisement a t finalis par les partenaires des deux blocs. Cet accord reste soumis lapprobation de lANP (Agncia National do Petrolo). En juin 2010, le Groupe est entr hauteur de 20% dans le permis BM-S-54. Lanalyse prliminaire des donnes du forage dexploration qui sest achev en novembre 2010 est positive et un deuxime forage est prvu en 2011. En Colombie, o TOTAL est prsent depuis 1973, la production du Groupe sest tablie 18 kbep / j en 2010, contre 23 kbep / j en 2009 et 2008. la suite de lexpiration de la licence Santiago de Los Andes, TOTAL a rendu le champ de Cupiagua et sa participation dans lassociation comprenant les deux licences restantes (couvrant le champ de Cusiana) est passe de 19% 11,6%. TOTAL dtient galement un intrt de 50% dans le permis dexploration de Niscota. Enfin, TOTAL est prsent dans le pays travers sa participation dans CEPSA (1), oprateur du bloc de Caracara depuis 2008. Sur Cusiana, la construction des installations pour augmenter la capacit de production de gaz de 180 Mpc / j 250 Mpc / j sest acheve en dcembre 2010. Par ailleurs, un projet dextraction de GPL de 6 kb / j devrait dmarrer en 2011. Sur Niscota, le forage du puits Huron-1 a conduit la dcouverte dun gisement de gaz condensats en 2009. Une campagne sismique 3D sest acheve en 2010 avec lobjectif de dfinir la taille de la dcouverte et dimplanter de futurs puits dapprciation. Un puits dapprciation devrait tre for en 2011. En Guyane franaise, TOTAL a pris une participation de 25% dans le permis de Guyane Maritime en dcembre 2009. Cette acquisition reste soumise lapprobation des autorits franaises. Situ environ 150 km au large des ctes, ce permis couvre une superficie denviron 32 000 km par des profondeurs deau allant de 2 000 3 000 m. Des travaux dacquisition et dinterprtation dune sismique 3D ont t conduits en 2009 et 2010. Un forage dexploration devrait tre ralis en 2011. Trinit-et-Tobago, o TOTAL est prsent depuis 1996, la production du Groupe sest tablie 3 kb / j en 2010, contre 5 kb / j en 2009 et 6 kb / j en 2008. TOTAL dtient une participation de 30% dans le champ offshore dAngostura situ sur le bloc 2C. Une phase 2, correspondant au dveloppement des rserves de gaz, est actuellement en cours avec un dbut de production prvu au deuxime trimestre 2011. Au Venezuela, o TOTAL est prsent depuis 1980, la production du Groupe sest tablie 55 kbep / j en 2010, contre 54 kbep / j en 2009 et 92 kbep / j en 2008. TOTAL possde des participations dans PetroCedeo (30,323%), Yucal Placer (69,5%) ainsi que dans le bloc 4 dexploration offshore de la Plataforma Deltana (49%). la suite de la dcision des autorits vnzuliennes de mettre fin aux contrats doprations signs dans les annes quatre-vingt-dix, lassociation Sincor dans laquelle TOTAL avait une participation a t convertie en lentreprise mixte PetroCedeo. Dans le cadre de ce processus qui a entran le transfert du contrle des oprations PetroCedeo, la participation de TOTAL dans le projet a t rduite de 47% 30,323% et celle de PDVSA porte 60%. Le processus de conversion sest achev en fvrier 2008.

PDVSA a indemnis TOTAL pour sa rduction dintrt dans Sincor sous forme dune reprise de dettes hauteur de 326 millions de dollars et dun paiement de 834 millions de dollars, effectu pour lessentiel en ptrole brut. Ce processus dindemnisation sest termin en 2009. Sur le bloc 4, la campagne dexploration de trois puits sest acheve en 2007. En 2008, les autorits ont donn leur accord pour que les partenaires conservent la zone de la dcouverte de Cocuina (lots B et F) et rendent le reste du bloc. Dbut 2008, le Groupe a sign deux accords dtudes conjointes avec PDVSA sur le bloc de Junin 10, dans la ceinture de lOrnoque.

2.3.4. Asie-PacifiqueEn 2010, la production de TOTAL en Asie-Pacifique sest leve 248 kbep / j, reprsentant 10% de la production totale du Groupe, contre 251 kbep / j en 2009 et 246 kbep / j en 2008. En Australie, o TOTAL possde des droits miniers depuis 2005, le Groupe dtient 24% du projet Ichthys, 27,5% du projet GLNG et dix permis dexploration offshore, dont quatre oprs, au nordouest du pays dans les bassins de Browse, Vulcan et Bonaparte. En 2010, le Groupe a produit 1 kbep / j grce sa participation dans GLNG. Les tudes de FEED pour le dveloppement du champ de gaz condensats dIchthys, situ dans le bassin de Browse, progressent. Ces tudes, lances en 2009, portent sur une plate-forme flottante pour la production, le traitement et lexportation du gaz, un FPSO permettant de stabiliser et exporter les condensats, un gazoduc de 885 km et une usine de liqufaction implante Darwin. Le projet prvoit une capacit de production de 8,4 Mt / an de GNL et denviron 1,6 Mt / an de GPL ainsi quune capacit de production de 100 kb / j de condensats. Loprateur prvoit un dmarrage de la production du champ fin 2016. Fin 2010, TOTAL a acquis une participation de 20% dans le projet GLNG, puis un intrt supplmentaire de 7,5% dont lacquisition a t finalise en mars 2011. Ce projet intgr de production, transport et liqufaction de gaz est bas sur lexploitation de gaz de charbon des champs de Fairview, Roma, Scotia et Arcadia. La dcision finale dinvestissement a t prise en janvier 2011 pour un dmarrage prvu en 2015. terme, la production de GNL devrait stablir 7,2 Mt / an. Sur les quatre permis dexploration oprs par TOTAL, une importante activit dacquisition sismique a eu lieu en 2008, suivie de linterprtation des donnes en 2009. Une campagne de deux forages a dmarr dbut 2011 sur le permis WA403 (60%, oprateur). En 2010, la suite des rsultats ngatifs, TOTAL sest retir des permis dexploration situs dans le bassin du Carnarvon. Au Brunei, o TOTAL est prsent depuis 1986, le Groupe opre le champ offshore de gaz condensats de Maharaja Lela Jamalulalam sur le bloc B (37,5%). La production du Groupe sest leve 14 kbep / j en 2010, contre 12 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008. Le gaz est livr lusine de liqufaction de Brunei LNG.

(1) En fvrier 2011, TOTAL a sign un accord pour la cession de sa participation de 48,83% dans CEPSA. La transaction est soumise lobtention des approbations requises.

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Sur le bloc B, une nouvelle campagne de forage a dbut en juillet 2009, comprenant un puits de dveloppement, mis en production en avril 2010, et deux puits dexploration fors en 2010 dans le sud du champ, qui ont conduit de nouvelles dcouvertes dhydrocarbures. Les tudes de dveloppement de ces nouvelles rserves sont en cours. Sur le bloc dexploration CA1 (54%, oprateur), anciennement bloc J, situ en offshore profond, les activits dexploration ont repris en septembre 2010 aprs avoir t suspendues depuis mai 2003 en raison dune contestation frontalire entre le Brunei et la Malaisie. Laccord frontalier conclu entre les deux pays en 2009 a entran une adaptation du contrat de partage de production sign en 2003 avec lentre de deux nouveaux partenaires dsigns par la Malaisie. La part de TOTAL, qui reste oprateur, a ainsi t rduite de 60% 54%. Une campagne de forage de plusieurs puits devrait dmarrer dans la seconde moiti de lanne 2011. En Chine, TOTAL est prsent sur le bloc de Sulige Sud, situ dans le bassin de lOrdos, en Mongolie intrieure. Entre 2006 et 2008, des travaux dapprciation ont t conduits sur ce bloc, avec notamment de lacquisition sismique, le forage de quatre nouveaux puits et des essais sur des puits existants. Le plan de dveloppement propos par TOTAL en janvier 2010, en partenariat avec China National Petroleum Corporation (CNPC), a ensuite t ajust afin de bnficier des synergies offertes par le dveloppement du Grand Sulige, opr par CNPC. Il a t adopt par les deux partenaires en novembre 2010 et le processus dapprobation par les autorits est en cours. Les deux partenaires ont convenu que la part de TOTAL dans le cofinancement du dveloppement stablirait 49% et celle de CNPC 51% (oprateur). Le dveloppement sera opr par CNPC chez qui plusieurs spcialistes de TOTAL seront dtachs. En Indonsie, o TOTAL est prsent depuis 1968, la production du Groupe sest leve 178 kbep / j en 2010, contre 190 kbep / j en 2009 et 177 kbep / j en 2008. Les activits de TOTAL sont essentiellement concentres sur le permis de la Mahakam (50%, oprateur) qui inclut notamment les champs gaziers de Tunu et Peciko. TOTAL dtient galement une participation dans le champ de gaz de Sisi-Nubi (47,9%, oprateur). Le Groupe livre lessentiel de sa production de gaz naturel lusine de liqufaction de Bontang, opre par la socit indonsienne PT Badak. La capacit totale des huit trains de liqufaction de cette usine slve 22 Mt / an. En 2010, la production de gaz opre par TOTAL sest tablie 2 488 Mpc / j. Le gaz opr et livr par TOTAL a reprsent environ 80% de lapprovisionnement de lusine de Bontang. cette production de gaz se sont ajoutes les productions opres de condensats (49 kb / j) et dhuile (23 kb / j), provenant des champs de Handil et Bekapai. Sur le permis de la Mahakam : - En 2010, le forage de puits additionnels sur le champ de Tunu sest poursuivi dans le cadre des douzime et treizime phases de dveloppement. La campagne sismique 3D sur la zone centrale et Sud-Est du champ sest acheve en 2010 et le forage de puits de dveloppement visant les rservoirs de gaz peu enfouis a dmarr en 2010. - Sur le champ de Peciko, aprs le dmarrage dune nouvelle plate-forme (phase 5) fin 2008, une nouvelle phase de forage de puits (phase 7) a dbut en 2009 et sest poursuivie en

2010. De nouvelles capacits de compression basse pression (phase 6) sont entres en service en mai 2010. - Sur le champ de Bekapai les oprations de dgoulottage des installations permettant daccrotre la production de gaz se sont acheves en juillet 2010. - Le dveloppement de South Mahakam sest poursuivi avec lattribution en aot 2010 du contrat dingnierie et de construction (EPC) pour le dveloppement des dcouvertes de Stupa, West Stupa et East Mandu. Le dmarrage de la production est prvu dbut 2013. Sur le champ de Sisi-Nubi, mis en production en 2007, les forages se poursuivent. Le gaz de Sisi-Nubi est produit au travers des installations de traitement de Tunu. Le bloc dexploration Southeast Mahakam (50%, oprateur), situ dans le delta de la Mahakam, a fait lobjet dune campagne dacquisition sismique en 2008. Le forage du premier puits dexploration (Trekulu 1) sest achev fin 2010. Le Groupe a pris en mai 2010 une participation de 24,5% dans deux blocs dexploration - Arafura et Amborip VI - situs dans la mer dArafura. Le forage dun premier puits a dbut mi-novembre 2010 sur le permis dAmborip VI, suivi dun second sur le permis dArafura qui a dmarr dbut 2011. Le Groupe a finalis en octobre 2010 lacquisition dune participation de 15% dans le permis de Sebuku o se trouve la dcouverte du champ de gaz de Ruby, dont le dveloppement a t lanc mi-fvrier 2011, visant une production de 100 Mpc/j de gaz naturel et dont la mise en production est prvue en 2013. En octobre 2010, le Groupe a sign un accord avec le consortium Nusantara Regas (Pertamina-PGN) portant sur la livraison de 11,75 Mt de GNL sur la priode 2012-2022 un terminal de regazification situ prs de Djakarta. Enfin, le protocole daccord sign en 2009, entre TOTAL, Inpex et la socit nationale Pertamina, et un consortium dacheteurs japonais de GNL (Western Buyers), est entr en vigueur en mars 2010. Aux termes de cet accord, lusine de liqufaction de Bontang devrait livrer 25 Mt de GNL au Japon sur la priode 2011-2020. Le gaz proviendra du permis de la Mahakam. En Malaisie, TOTAL a sign en 2008 un contrat de partage de production avec la compagnie nationale malaise Petronas portant sur les blocs dexploration offshore PM303, dont TOTAL sest retir dbut 2011, et PM324 (70%, oprateur). Une campagne de forages en conditions de haute pression/ haute temprature sur le bloc PM324 devrait dbuter au second semestre 2011. TOTAL a galement sign en novembre 2010 un nouveau contrat de partage de production avec Petronas portant sur le bloc dexploration SK 317 B (85%, oprateur) situ dans loffshore profond du Sarawak. Au Myanmar, TOTAL est oprateur du champ de Yadana (31,2%). Ce champ, situ sur les blocs offshore M5 et M6, produit du gaz livr essentiellement PTT (compagnie nationale thalandaise) et destin aux centrales lectriques thalandaises. Le champ de Yadana alimente galement le march local via un gazoduc terrestre et, depuis juin 2010, via un gazoduc sous-marin construit et opr par la compagnie nationale du Myanmar MOGE. La production du Groupe sest leve 14 kbep / j en 2010, contre 13 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008.


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En Thalande, la production du Groupe sest leve 41 kbep / j en 2010, contre 36 kbep / j en 2009 et 41 kbep / j en 2008. Cette remonte des productions en 2010 est due la demande soutenue de gaz, tire par la croissance conomique thalandaise. Le principal actif du Groupe est le champ offshore de gaz condensats de Bongkot (33,3%). PTT achte la totalit de la production de condensats et de gaz naturel. Sur la partie Nord du champ de Bongkot, les phases de dveloppement 3F (trois plates-formes tte de puits) et 3G (deux plates-formes) ont respectivement t mises en production en 2008 et 2009. De nouveaux investissements permettent de rpondre la demande de gaz et de maintenir le plateau de production : - les trois plates-formes de la phase de dveloppement 3H ont t mises en place en 2010 avec un dmarrage de la production dbut 2011 ; - la phase 3J (deux plates-formes) a t lance fin 2010 ; - des compresseurs basse pression supplmentaires ont t installs pour augmenter la production de gaz. La partie Sud du champ (Great Bongkot South) fait galement lobjet dun dveloppement par phases. Il comprendra terme une plate-forme de traitement, une plate-forme dhabitation et treize plates-formes de production. La construction des installations, dmarre en 2009, sest acclre en 2010 et la mise en production devrait avoir lieu dbut 2012. En 2009, trois puits dexploration ont t fors sur Bongkot, tous positifs, qui devraient faire ultrieurement lobjet de dveloppements afin de maintenir le plateau de production. En 2010, un puits dexploration a t for sur Bongkot Nord, et un second sur le bloc G12-48 (33,3%) voisin du champ de Bongkot. Les rsultats des deux puits, positifs, sont en cours dinterprtation. Au Vietnam, la suite dun accord sign en 2007 avec PetroVietnam, TOTAL dtient une participation de 35% dans le contrat de partage de production du bloc dexploration offshore 15-1 / 05. Une acquisition sismique 3D de 1 600 km2 a t ralise lt 2008 sur ce bloc. Aprs une premire dcouverte dhuile en novembre 2009, une seconde dcouverte dhuile a t ralise en octobre 2010. Les deux dcouvertes sont situes dans la partie Sud du bloc. Une nouvelle campagne dexploration de cinq puits a dbut en novembre 2010. En 2009, TOTAL a sign un contrat de partage de production avec PetroVietnam pour les blocs DBSCL-02 et DBSCL-03. Situs dans la rgion du delta du Mkong, ces blocs onshore sont dtenus par TOTAL (oprateur) hauteur de 75%, aux cts de PetroVietnam (25%). Une premire campagne sismique 2D a t acquise entre novembre 2009 et avril 2010.

produit sur Shah Deniz vers les marchs turc et gorgien. TOTAL dtient galement 5% de BTC Co., la socit propritaire de loloduc BTC (Bakou-Tbilissi-Ceyhan) qui relie Bakou la mer Mditerrane. Les livraisons de gaz la Turquie et la Gorgie, en provenance du champ de Shah Deniz, se sont poursuivies tout au long de lanne 2010, un rythme moins soutenu pour la Turquie en raison dune faible demande. La compagnie nationale dAzerbadjan, SOCAR, a en revanche enlev des quantits de gaz suprieures celles prvues contractuellement pour 2010. Un accord a t obtenu avec Botas, compagnie nationale turque, pour rviser le prix de vente de gaz la Turquie dans le cadre de Shah Deniz Phase 1, applicable avec effet rtroactif au 15 avril 2008. Les tudes de dveloppement et les ngociations commerciales pour la vente de gaz additionnel ncessaires au lancement dune seconde phase de dveloppement du champ de Shah Deniz se sont poursuivies en 2010. SOCAR et Botas ont sign en juin 2010 un Memorandum

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