Document de référence 2010 TOTAL

Document de référence 2010Sommaire 1. Chiffres clés 1. Données opérationnelles et de marché . . . . . . . . . . .1 2. Informations financières sélectionnées . . . . . . . . . . . .2 2. Présentation des activités 1. Histoire et évolution de TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 2. Secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 3. Secteur Aval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37 4. Secteur Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 5. Investissements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 6. Organigramme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 7. Propriétés immobilières, usines et équipements . .49 8. Schéma d’organisation au 31 décembre 2010 . . . .50 3. Rapport de gestion 1. Examen de la situation financière et des résultats .54 2. Trésorerie et capitaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 3. Recherche & Développement . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 4. Tendances et perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 4. Facteurs de risques 1. Risques de marché . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 2. Risques industriels ou liés à l’environnement . . . . .74 3. Autres risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 4. Assurance et couverture des risques . . . . . . . . . . . .82 5. Gouvernement d’entreprise 1. Rapport du Président du Conseil d’administration (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 Générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 4. Contrôleurs légaux des comptes . . . . . . . . . . . . . .105 5. Rémunération des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .106 6. Effectifs, participation au capital . . . . . . . . . . . . . .127 6. TOTAL et ses actionnaires 1. Cotation boursière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 2. Dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136 3. Rachats d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .138 4. Actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .142 5. Communication financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146 7. Informations financières 1. Informations financières historiques . . . . . . . . . . .152 2. Vérification des informations financières historiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 3. Informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . .152 4. Politique de distribution des dividendes . . . . . . . .153 5. Procédures judiciaires et d’arbitrage . . . . . . . . . . .153 6. Changements significatifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 8. Renseignements généraux 1. Capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 2. Acte constitutif et statuts ; autres informations . .164 3. Autres renseignements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 4. Documents accessibles au public . . . . . . . . . . . . .168 5. Informations sur les participations . . . . . . . . . . . . .168 9. Annexe 1 : Comptes consolidés 1. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés . . . . . . . . . . . . . . . . . .172 2. Compte de résultat consolidé . . . . . . . . . . . . . . . .173 3. Résultat global consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .174 4. Bilan consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 5. Tableau de flux de trésorerie consolidé . . . . . . . . .176 6. Variation des capitaux propres consolidés . . . . . .177 7. Annexe aux comptes consolidés . . . . . . . . . . . . . .178 10. Annexe 2 : Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 1. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 . . . . .260 2. Autres informations complémentaires . . . . . . . . . .275 11. Annexe 3 : TOTAL S.A. 1. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés 278 2. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280 3. Comptes sociaux Société mère . . . . . . . . . . . . . . .281 4. Annexe aux comptes sociaux . . . . . . . . . . . . . . . .285 5. Autres informations Société mère . . . . . . . . . . . . .299 6. Informations d’ordre social et environnemental . .304 7. Informations financières consolidées des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . .311 Lexique 313 Table de concordance 317Document de référence 2010 « J’atteste, après avoir pris toute mesure raisonnable à cet effet, que les informations contenues dans le présent Document de référence sont, à ma connaissance, conformes à la réalité et ne comportent pas d’omission de nature à en altérer la portée. J’atteste, à ma connaissance, que les comptes sociaux et consolidés de TOTAL S.A. (la Société) sont établis conformément aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière et du résultat de la Société et de l’ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et que le Rapport de gestion du Conseil d’administration figurant en pages 53 à 63 du présent Document de référence présente un tableau fidèle de l’évolution des affaires, des résultats et de la situation financière de la Société et de l’ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, ainsi qu’une description des principaux risques et incertitudes auxquels elles sont confrontées. J’ai obtenu des contrôleurs légaux des comptes une lettre de fin de travaux, dans laquelle ils indiquent avoir procédé à la vérification des informations portant sur la situation financière et les comptes données dans le présent Document de référence ainsi qu’à la lecture d’ensemble de ce Document de référence. Les informations financières historiques présentées dans le présent Document de référence ont fait l’objet de rapports des contrôleurs légaux. Le rapport des contrôleurs légaux sur les comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2010 figurant en page 172 du présent Document de référence, ainsi que le rapport des contrôleurs légaux sur les comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2009 figurant en page 182 du Document de référence 2009 déposé le 1 er avril 2010 auprès de l’Autorité des marchés financiers, contiennent des observations figurant aux pages ci-dessus mentionnées. » Christophe de Margerie Président-directeur général Document de référence 2010. TOTAL i Le présent Document de référence a été déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 28 mars 2011 conformément à l’article 212-13 du règlement général de l’Autorité des marchés financiers. Il pourra être utilisé à l’appui d’une opération financière s’il est complété par une note d’opération et un résumé, visés par l’Autorité des marchés financiers. Le présent Document de référence inclut, conformément aux VI et VIII de l’article 212-13 précité, le Rapport financier annuel prévu au I de l’article L. 451-1-2 du Code monétaire et financier. Ce document a été établi par l’émetteur et engage la responsabilité de ses signataires.ii TOTAL. Document de référence 2010 Abréviations b : baril pc : pied cube /j : par jour /an : par an € : euro $ et/ou dollar : dollar américain t : tonne métrique bep : baril équivalent pétrole kbep/j : kilo (millier) bep/j kb/j : kilo (millier) baril/j Btu : British thermal unit M : million G : milliard MW : mégawatt MWc : mégawatt crête TWh : térawatt heure AMF : Autorité des marchés financiers API : American Petroleum Institute ERMI : European Refining Margin Indicator. L’ERMI est un indicateur de marge de raffinage sur frais variables d’une raffinerie complexe théorique d’Europe du Nord située à Rotterdam. Il représente une marge théorique qui diffère de la marge réelle réalisée par TOTAL au cours de chaque période en raison de la configuration particulière de ses raffineries, des effets de mix produit et d’autres conditions opératoires spécifiques à TOTAL au cours de chaque période considérée. FEED : Front-End Engineering and Design FPSO : Floating Production Storage and Offloading GNL : gaz naturel liquéfié GPL : gaz de pétrole liquéfié IFRS : International Financial Reporting Standards ROE Return on Equity (rentabilité des capitaux propres) ROACE : Return on Average Capital Employed (rentabilité des capitaux mis en œuvre) SEC : United States Securities and Exchange Commission SAGD : Steam Assisted Gravity Drainage Table de conversion 1 bep = 1 baril équivalent pétrole = environ 5 478 pc de gaz* pour 2010 1 b/j = environ 50 t/an 1 t = environ 7,5 b (pour une densité de 37°API) 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, calculé sur le contenu énergétique équivalent moyen des réserves de gaz naturel de TOTAL, est sujet à changement. Définitions Les termes « TOTAL » et « Groupe » utilisés dans le présent Document de référence réfèrent, de façon collective, à TOTAL S.A. et à l’ensemble de ses filiales consolidées directes et indirectes situées en France ou hors de France. Les termes « Société » et « émetteur » utilisés dans le présent document se réfèrent exclusivement à TOTAL S.A., société mère du Groupe. © TOTAL S.A. mars 2011 Chiffres clés 1. Données opérationnelles et de marché 2010 2009 2008 Prix du Brent ($ / b) 79,5 61,7 97,3 Parité (€-$) 1,33 1,39 1,47 Marges de raffinage européennes ERMI ($ / t) 27,4 17,8 51,1 Production d’hydrocarbures (kbep / j) 2 378 2 281 2 341 Liquides (kb / j) 1 340 1 381 1 456 Gaz (Mpc / j) 5 648 4 923 4 837 Traitements en raffinerie (kb / j) 2 009 2 151 2 362 Ventes de produits raffinés (kb / j) (a) 3 776 3 616 3 658 a) Y compris Trading. Document de référence 2010. TOTAL 1 Chiffres clés 12. Informations financières sélectionnées Données consolidées en millions d’euros, à l’exception du résultat par action, du dividende, du nombre d’actions et des pourcentages. 2010 2009 2008 Chiffre d’affaires 159 269 131 327 179 976 Résultat opérationnel ajusté des secteurs d’activité (a) 19 797 14 154 28 114 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs d’activité (a) 10 622 7 607 13 961 Résultat net (part du Groupe) 10 571 8 447 10 590 Résultat net ajusté (part du Groupe) (a) 10 288 7 784 13 920 Nombre moyen pondéré dilué d’actions (en millions) 2 244,5 2 237,3 2 246,7 Résultat net ajusté dilué par action (en euro) (a) (b) 4,58 3,48 6,20 Dividende par action (en euro) (c) 2,28 2,28 2,28 Dette nette / fonds propres (au 31 décembre) 22% 27% 23% Rentabilité des capitaux moyens employés (ROACE) (d) 16% 13% 26% Rentabilité des fonds propres 19% 16% 32% Flux de trésorerie d’exploitation 18 493 12 360 18 669 Investissements bruts 16 273 13 349 13 640 Désinvestissements (au prix de cession) 4 316 3 081 2 585 (a) Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et, jusqu’au 30 juin 2010, hors quote-part, pour TOTAL des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. (b) Calculé sur le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice. (c) Dividende 2010 : sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011. (d) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. 2 TOTAL. Document de référence 2010 1 Chiffres clés Informations financières sélectionnéesRésultat opérationnel net ajusté des secteurs (en millions d’euros) 2008 2009 2010 ¦ Chimie ¦ Aval ¦ Amont Document de référence 2010. TOTAL 3 Chiffres clés Informations financières sélectionnées 1 Chiffre d’affaires (en millions d’euros) 2008 2009 2010 Résultat net ajusté (part du Groupe) (en millions d’euros) 2008 2009 2010 159 269 10 724 2 569 668 6 382 953 272 8 597 1 168 857 10 622 Investissements bruts (en millions d’euros) 2008 2009 2010 13 920 7 784 10 288 Résultat net ajusté dilué par action (en euros) 2008 2009 2010 6,20 3,48 4,58 Dividende par action (en euros) 2008 2009 2010 (a) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011. 2,28 2,28 2,28 (a) 16 273 179 976 131 327 13 961 7 607 13 640 13 349Spécialités 6,82 G€ Chimie de Base 10,65 G€ Capacité de raffinage en fin d’année (en kb/j) 2008 2009 2010 ¦ Europe ¦ Reste du monde Réserves de liquides et de gaz (en Mbep) 2008 2009 2010 ¦ Liquide ¦ Gaz Ventes de produits raffinés (en kb/j) 2008 2009 2010 ¦ Europe ¦ Reste du monde Production d’hydrocarbures (en kbep/j) 2008 2009 2010 ¦ Europe ¦ Afrique ¦ Amériques ¦ Moyen-Orient ¦ Asie et CEI 4 TOTAL. Document de référence 2010 1 Chiffres clés Informations financières sélectionnées 2 341 3 658 Chimie de Base 0,39 G€ Spécialités 0,47 G€ 0,9 G€ 1 125 2 533 1 181 2 435 1 384 2 392 244 527 271 756 580 206 438 275 749 613 238 432 272 783 616 3 616 2 604 323 2 281 312 2 282 314 2 049 2 594 10 458 4 763 5 695 4 794 4 708 5 987 Chiffre d’affaires hors Groupe (en milliards d’euros) 2010 Résultat opérationnel net ajusté (en milliards d’euros) 2010 Amont Aval Chimie 17,5 G€ 2 281 10 483 5 689 10 695 2 378 2 363 3 776 y compris TradingActionnaires institutionnels 88% Actionnaires individuels 8% Salariés du Groupe 4% Reste de l’Europe 23% Royaume-Uni 11% France 34% Document de référence 2010. TOTAL 5 Chiffres clés Informations financières sélectionnées 1 Répartition de l'actionnariat par principale catégorie (a) (en pourcentage) 2010 (a) Estimations au 31 décembre 2010, hors détention intra-Groupe. Holding 1% Aval 35% Répartition des effectifs par secteur (a) (en pourcentage) 2010 (a) Sociétés consolidées. Effectifs au 31 décembre 2010 : 92 855 employés. Répartition de l'actionnariat par zone géographique (a) (en pourcentage) 2010 (a) Estimations au 31 décembre 2010, hors détention intra-Groupe. Reste du monde 5,5% Amérique du Nord 26,5% Chimie 45% Reste de l’Europe 27% France 38% Répartition des effectifs par zone géographique (a) (en pourcentage) 2010 (a) Sociétés consolidées. Effectifs au 31 décembre 2010 : 92 855 employés. Reste du monde 35% Amont 19%6 TOTAL. Document de référence 2010Présentation des activités 1. Histoire et évolution de TOTAL 8 1.1. Histoire et développement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 1.2. Stratégie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 2. Secteur Amont 9 2.1. Exploration & Production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 2.2. Production par zone géographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 2.3. Présentation des activités par zone géographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 2.4. Superficie du domaine minier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28 2.5. Puits producteurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28 2.6. Nombre de puits producteurs et secs forés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 2.7. Puits d’exploration et de développement en cours de forage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 2.8. Participation dans les oléoducs et les gazoducs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 2.9. Gaz & Énergies Nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31 3. Secteur Aval 37 3.1. Raffinage & Marketing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 3.2. Trading & Shipping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 4. Secteur Chimie 44 4.1. Chimie de Base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 4.2. Chimie de Spécialités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47 5. Investissements 48 5.1. Principaux investissements réalisés au cours de la période 2008-2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 5.2. Principaux investissements prévus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 6. Organigramme 49 6.1. Place de la Société au sein du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 6.2. Filiales de la Société . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 7. Propriétés immobilières, usines et équipements 49 8. Schéma d’organisation au 31 décembre 2010 50 Document de référence 2010. TOTAL 7 Présentation des activités 21. Histoire et évolution de TOTAL 1.1. Histoire et développement TOTAL S.A., société anonyme de droit français créée en France le 28 mars 1924, forme aujourd’hui avec l’ensemble des sociétés du Groupe le cinquième groupe pétrolier intégré international coté dans le monde (1) . Présent dans plus de 130 pays, TOTAL exerce ses activités dans tous les secteurs de l’industrie pétrolière : Amont (exploration, développement et production de pétrole et de gaz naturel, GNL) et Aval (raffinage, distribution, trading et transport maritime de pétrole brut et de produits pétroliers). TOTAL exerce également ses activités dans la Chimie de Base (pétrochimie et fertilisants) et dans la Chimie de Spécialités dont les produits sont principalement destinés à l’industrie. En outre, TOTAL détient des participations dans des mines de charbon et le secteur de la production d’électricité. La Société a débuté ses activités Amont au Moyen-Orient en 1924. Elle s’est depuis développée et a étendu sa présence dans le monde entier. Début 1999, la Société a pris le contrôle de PetroFina S.A. (ci-après désignée « PetroFina » ou « Fina ») et, début 2000, celui d’Elf Aquitaine (ci-après désignée « Elf Aquitaine » ou « Elf »). La dénomination sociale de la Société est TOTAL S.A. Le siège social de la Société est situé 2, place Jean Millier, La Défense 6, 92400 Courbevoie, France. Son numéro de téléphone est le +33 (0)1 47 44 45 46 et l’adresse de son site Internet est www.total.com. TOTAL S.A. est immatriculée en France, auprès du Greffe du tribunal de commerce de Nanterre, au Registre du Commerce et des Sociétés (RCS) sous le numéro 542 051 180. 1.2. Stratégie La stratégie du Groupe, dont la mise en œuvre s’appuie sur le déploiement d’un modèle de croissance durable conjuguant l’acceptabilité de ses opérations et un programme soutenu d’investissements rentables a pour objectifs : – la croissance de ses activités d’exploration et de production d’hydrocarbures, et le renforcement de sa position mondiale parmi les leaders sur les marchés du gaz naturel et du GNL ; – l’élargissement progressif de l’offre énergétique en accompagnant la croissance des énergies nouvelles complémentaires ; – l’adaptation de son outil de raffinage à l’évolution des marchés et, dans le Marketing, la consolidation de ses positions en Europe, tout en poursuivant des développements ciblés sur les marchés d’Afrique et d’Asie-Pacifique ; – le développement de la Chimie, en particulier en Asie et au Moyen-Orient, tout en améliorant la compétitivité de ses opérations sur les marchés matures ; – la poursuite d’efforts intensifs de recherche et développement pour développer des sources d’énergies « propres », contribuer à la modération de la demande en énergie et participer à la lutte contre le réchauffement climatique. 8 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Histoire et évolution de TOTAL (1) Selon le critère de la capitalisation boursière (en dollar) au 31 décembre 2010.Europe 580 kbep/ j 2. Secteur Amont Le secteur Amont de TOTAL englobe les activités Exploration & Production et Gaz & Énergies Nouvelles. Le Groupe mène des activités d’exploration et de production dans plus de quarante pays et produit du pétrole et du gaz dans trente pays. • 2,38 Mbep / j d’hydrocarbures produits en 2010 • 10,7 Gbep de réserves prouvées d’hydrocarbures au 31 décembre 2010 (1) • Investissements 2010 : 13,2 milliards d’euros • 17 192 collaborateurs Données financières du secteur Amont (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Chiffre d’affaires hors Groupe 18 527 16 072 24 256 Résultat opérationnel ajusté 17 653 12 879 23 639 Résultat opérationnel net ajusté 8 597 6 382 10 724 Sur l’ensemble de l’année 2010, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont s’élève à 8 597 millions d’euros contre 6 382 millions d’euros en 2009, soit une progression de 35%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont est en hausse de 28% à 11,4 milliards de dollars, essentiellement en raison de la croissance des productions et de l’impact de la hausse du prix de vente des hydrocarbures. Les coûts techniques des filiales consolidées, établis conformément à l’ASC 932 (2) , s’établissent à 16,6 $ / bep en 2010, contre 15,4 $ / bep en 2009. La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (3) ) de l’Amont est de 21% en 2010, contre 18% en 2009. Prix de vente liquides et gaz (a) 2010 2009 2008 Prix moyen de vente liquides ($ / b) 76,3 58,1 91,1 Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 5,15 5,17 7,38 (a) Filiales consolidées, hors marges fixes et buy-backs. Le prix moyen de vente des liquides de TOTAL a augmenté de 31% sur l’année 2010 par rapport à 2009. Les prix moyens de vente du gaz sont restés stables par rapport à 2009. Productions Productions d’hydrocarbures 2010 2009 2008 Productions combinées (kbep / j) 2 378 2 281 2 341 Liquides (kb / j) 1 340 1 381 1 456 Gaz (Mpc / j) 5 648 4 923 4 837 En 2010, la production d’hydrocarbures a été de 2 378 kbep / j, en hausse de 4,3% par rapport à 2009, essentiellement en raison des éléments suivants : • +3% grâce à l’impact de la montée en puissance des nouveaux projets net du déclin naturel des productions et à un niveau d’arrêts planifiés moins important ; • +1,5% lié aux moindres réductions Opep et à la reprise de la demande de gaz ; • +1% lié à l’amélioration des conditions de sécurité au Nigeria ; • +2% liés aux variations de périmètre ; • -3% liés à l’effet prix (4) . Réserves Au 31 décembre 2010 2009 2008 Réserves d’hydrocarbures (Mbep) 10 695 10 483 10 458 Liquides (Mb) 5 987 5 689 5 695 Gaz (Gpc) 25 788 26 318 26 218 Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 79,02 $ / b) s’élèvent à 10 695 Mbep au 31 décembre 2010. Au niveau de production moyen de 2010, la durée de vie des réserves ressort ainsi à plus de 12 années. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (5) , établies selon les règles de la SEC, ressort à 124%. Fin 2010, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (6) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2010 et des ressources (7) représentant plus de 40 ans de durée de vie. Document de référence 2010. TOTAL 9 Présentation des activités Secteur Amont 2 (1) Sur la base d’un prix du Brent de 79,02 $/b. (2) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries - Oil and Gas (3) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. (4) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits à production. (5) Variation des réserves hors productions : i.e. (révisions + découvertes, extensions + acquisitions - cessions) / productions de la période. Le taux de renouvellement ressort à 95% dans un environnement constant de prix du baril à 59,91 $/b si l’on exclut les acquisitions et les cessions. (6) En se limitant aux réserves prouvées et probables couvertes par des contrats d’exploration-production, sur des champs ayant déjà été forés et pour lesquels les études techniques mettent en évidence un développement économique dans un environnement de Brent à 80 $/b, y compris les projets développés par des techniques minières. (7) Réserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers - 03/07). Afrique 756 kbep/ j Asie-CEI 271 kbep/ j Amériques 244 kbep/ j Europe 1 706 Mbep Afrique 3 478 Mbep Moyen-Orient 2 386 Mbep Asie-CEI 1 099 Mbep Amériques 2 026 Mbep Moyen-Orient 527 kbep/ j2.1. Exploration & Production 2.1.1. Exploration et développement Dans l’Amont, TOTAL a pour ambition de maintenir une croissance des productions et une rentabilité au niveau des meilleurs de l’industrie sur le long terme. TOTAL évalue ses opportunités d’exploration en fonction de différents facteurs géologiques, techniques, politiques et économiques (y compris les questions d’ordre fiscal et contractuel), ainsi que des prévisions d’évolution des prix du pétrole et du gaz. Les découvertes et les extensions de champs existants représentent 46% des 2 445 Mbep de réserves prouvées supplémentaires du secteur Amont pour les trois années 2008, 2009 et 2010 (hors prise en compte, sur la même période, de la production et des prises ou cessions d’intérêts dans des réserves en terre). Le solde (54%) représente les révisions des estimations précédentes. En 2010, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe se sont élevés à 1 472 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés), réalisés notamment en Angola, en Norvège, au Brésil, au Royaume-Uni, aux États-Unis, en Indonésie, au Nigeria et au Brunei. En 2009, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe s’étaient élevés à 1 486 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés). Ces investissements d’exploration avaient été réalisés principalement aux États-Unis, en Angola, au Royaume-Uni, en Norvège, en Libye, au Nigeria et en République du Congo. En 2008, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe s’étaient élevés à 1 243 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés), réalisés notamment en Angola, au Nigeria, en Norvège, au Royaume-Uni, en Australie, aux États-Unis, en Libye, au Brunei, au Gabon, au Cameroun, en Indonésie, en Chine, en République du Congo et au Canada. Les investissements de développement des filiales consolidées de l’Exploration & Production se sont élevés à 8 milliards d’euros en 2010. Les principaux investissements ont été réalisés en Angola, au Nigeria, au Kazakhstan, en Norvège, en Indonésie, en République du Congo, au Royaume-Uni, aux États-Unis, au Canada, en Thaïlande, au Gabon et en Australie. En 2009, les investissements de développement s’étaient élevés à près de 8 milliards d’euros, réalisés principalement en Angola, au Nigeria, en Norvège, au Kazakhstan, en Indonésie, en République du Congo, au Royaume-Uni, aux États-Unis, au Gabon, au Canada, en Thaïlande, en Russie et au Qatar. En 2008, les investissements de développement s’étaient élevés à 7 milliards d’euros, réalisés principalement en Angola, au Nigeria, en Norvège, au Kazakhstan, en Indonésie, en République du Congo, au Royaume-Uni, au Gabon, au Canada, aux États-Unis et au Qatar. 2.1.2. Réserves Les définitions des réserves prouvées, prouvées développées et prouvées non développées de pétrole brut et de gaz naturel sont conformes à la révision du 31 décembre 2008 de la norme 4-10 de la réglementation S-X de la United States Securities and Exchange Commission (SEC). Les réserves prouvées sont estimées au moyen de données géologiques et d’ingénierie qui permettent de déterminer avec une certitude raisonnable la quantité de pétrole brut ou de gaz naturel située dans des réservoirs connus qui pourra être produite dans les conditions contractuelles, économiques et opérationnelles existantes. Les réserves de pétrole et de gaz naturel de TOTAL sont consolidées au niveau du Groupe une fois par an en tenant compte, entre autres paramètres, des niveaux de production, du comportement des champs, des réserves supplémentaires issues des découvertes et acquisitions, des cessions et autres facteurs économiques. Sauf indications contraires, toute référence aux réserves prouvées, aux réserves prouvées développées, aux réserves prouvées non développées et à la production de TOTAL correspond à la part du Groupe dans lesdites réserves ou ladite production. Les réserves prouvées mondiales de TOTAL incluent les réserves prouvées de ses filiales consolidées, ainsi que sa quote-part dans les réserves prouvées des sociétés mises en équivalence et de deux sociétés non consolidées. De plus amples informations concernant les réserves prouvées de TOTAL au 31 décembre 2010, 2009 et 2008, figurent dans le Chapitre 10 (Annexe 2 : Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées)). L’estimation des réserves repose sur des observations indirectes et implique des jugements subjectifs. Par nature c’est un exercice sujet à révisions qui sont réalisées en respectant des procédures de contrôle bien établies. Le processus d’enregistrement des réserves impose en particulier : – une revue interne des évaluations techniques, permettant par ailleurs de s’assurer que les définitions et préconisations de la SEC sont respectées ; – l’obtention, en préalable à la reconnaissance de réserves prouvées, d’un engagement du management sur le financement nécessaire au développement des réserves. De plus amples informations concernant le processus d’évaluation des réserves figurent dans le chapitre 10 (Annexe 2 : Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées)). 2.1.3. Réserves prouvées La révision de la norme 4-10 de la réglementation S-X de la SEC requiert de calculer les réserves prouvées au 31 décembre, à compter de l’année 2009, sur la base d’un prix moyen annuel de référence, calculé à partir de la moyenne arithmétique du prix des premiers jours de chaque mois de l’année, à l’exception des cas où les prix sont définis contractuellement, sans actualisation. Les prix moyens du Brent retenu comme référence pour les années 2010 et 2009 sont respectivement 79,02 $ / b et 59,91 $ / b. Le prix du Brent retenu comme référence pour les réserves prouvées de l’année 2008 est le prix de fin d’année (36,55 $ / b). Au 31 décembre 2010, les réserves prouvées de pétrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 695 Mbep (dont 53% de réserves prouvées développées). Les liquides (pétrole brut, liquides de gaz naturel et bitume) représentaient environ 56% de ces réserves et le gaz naturel 44%. Ces réserves étaient situées en Europe (principalement en Norvège et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dans la République du Congo), en Amérique (principalement au Canada, aux États-Unis, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient (principalement au Qatar, aux Émirats arabes unis et au Yémen) et en Asie (principalement en Indonésie et au Kazakhstan). 10 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur AmontAu 31 décembre 2009, les réserves prouvées de pétrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 483 Mbep (dont 56% de réserves prouvées développées). Les liquides (pétrole brut, liquides de gaz naturel et bitume) représentaient environ 54% de ces réserves et le gaz naturel 46%. Ces réserves étaient situées en Europe (principalement en Norvège et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dans la République du Congo), en Amérique (principalement au Canada, aux États-Unis, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient (principalement en Oman, au Qatar, aux Émirats arabes unis et au Yémen) et en Asie (principalement en Indonésie et au Kazakhstan). Au 31 décembre 2008, les réserves prouvées de pétrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 458 Mbep (dont 50% de réserves prouvées développées). Les liquides représentaient environ 54% de ces réserves et le gaz naturel 46%. Ces réserves étaient situées en Europe (principalement en Norvège et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Algérie, en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dans la République du Congo), en Amérique (principalement au Canada, en Bolivie, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient (principalement en Oman, au Qatar, aux Émirats arabes unis et au Yémen) et en Asie (principalement en Indonésie et au Kazakhstan). 2.1.4. Sensibilité des réserves au prix des hydrocarbures Une variation du prix de référence entraîne une variation inverse non proportionnelle des réserves associées aux contrats de partage de production et aux contrats de service à risques (représentant ensemble près de 30% des réserves de TOTAL à fin 2010). En effet, TOTAL dispose, en vertu de ces contrats, d’une partie de la production dont la vente doit permettre le remboursement de ses dépenses. Plus les prix sont élevés, plus le nombre de barils nécessaire au remboursement d’un même coût est faible. Par ailleurs, la quantité de barils récupérable au titre de ces contrats peut aussi varier en fonction de critères tels que la production cumulée, le taux de retour sur investissements ou le ratio revenus sur dépenses cumulées. Cette baisse est en partie compensée par un allongement de la durée d’exploitation économique des champs. Toutefois, l’effet de cet allongement est généralement inférieur à celui de la baisse des réserves associées aux contrats de partage de production ou de contrats de service à risques. Pour cette raison, une hausse des prix se traduit globalement par une baisse des réserves de TOTAL. 2.1.5. Production La production moyenne par jour de liquides et de gaz naturel a été de 2 378 kbep / j en 2010, contre 2 281 kbep / j en 2009. Les liquides ont représenté environ 56% et le gaz naturel 44% de la production globale de TOTAL en 2010. Le tableau de la page suivante présente la production journalière moyenne de liquides et de gaz naturel revenant à TOTAL par zone géographique et pour chacun des trois derniers exercices. À l’instar de ses homologues du secteur, TOTAL ne détient souvent qu’une participation dans les champs, le solde étant détenu par d’autres partenaires (parmi lesquels peuvent figurer d’autres compagnies pétrolières internationales, des compagnies pétrolières d’État ou des organismes publics). TOTAL intervient fréquemment en qualité d’opérateur, c’est-à-dire en tant que responsable technique de la production sur les champs dans lesquels il détient une participation. Une description des actifs producteurs du secteur Amont, figure dans les tableaux « Présentation des activités par zone géographique » aux pages suivantes. L’activité Trading & Shipping du secteur Aval a commercialisé en 2010, comme en 2009 et 2008, l’essentiel de la production de liquides du secteur Amont (voir tableau « Ressources et débouchés de pétrole brut» page 42). La production de gaz naturel de TOTAL est majoritairement vendue dans le cadre de contrats à long terme. Toutefois, sa production nord-américaine est pour l’essentiel vendue sur des marchés spot ainsi qu’une partie de sa production britannique, norvégienne et argentine. Les contrats à long terme dans le cadre desquels TOTAL vend sa production de gaz naturel prévoient généralement un prix lié, entre autres facteurs, aux prix moyens du pétrole brut et d’autres produits pétroliers ainsi que, dans certains cas, à l’indice du coût de la vie. Bien que le prix du gaz naturel ait tendance à fluctuer dans le sillage de celui du pétrole brut, il s’écoule un certain laps de temps avant que les variations des prix du pétrole brut n’aient un impact sur les prix du gaz naturel. Du fait de la corrélation entre le prix contractuel du gaz naturel et les prix du pétrole brut, les prix contractuels ne sont généralement pas affectés par les fluctuations à court terme du prix du gaz naturel spot. Certains de ces contrats long-terme, notamment en Argentine, Indonésie, Nigeria, Norvège et au Qatar prévoient la livraison de quantités de gaz naturel, qui peuvent être ou ne pas être fixes et déterminables. Les contrats portant sur de tels engagements de livraison diffèrent de façon significative aussi bien sur leur durée que sur leur champ d’application. Par exemple, dans certains cas, les contrats exigent la livraison de gaz naturel en tant que de besoin et dans d’autres cas, la livraison de volumes de gaz naturel variant sur différentes périodes. Néanmoins, TOTAL évalue le montant des quantités fixes et déterminables de gaz devant être livré sur la période 2011-2013 à 3 665 milliards de pieds cubes. Le Groupe prévoit de satisfaire l’essentiel de ces engagements grâce à la production de ses réserves prouvées de gaz naturel et, si nécessaire, pourrait recourir au marché spot (voir chapitre 10, Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées)). Document de référence 2010. TOTAL 11 Présentation des activités Secteur Amont 22.2. Production par zone géographique 2010 2009 2008 Liquides Gaz Total Liquides Gaz Total Liquides Gaz Total kb/j naturel kbep/j kb/j naturel kbep/j kb/j naturel kbep/j Mpc/j Mpc/j Mpc/j Afrique 616 712 756 632 599 749 654 659 783 Algérie 25 87 41 47 143 74 51 145 79 Angola 157 34 163 186 33 191 200 33 205 Cameroun 9 2 9 12 2 12 13 2 14 Gabon 63 20 67 67 20 71 73 20 76 Libye 55 - 55 60 - 60 74 - 74 Nigeria 192 542 301 159 374 235 158 436 246 République du Congo 115 27 120 101 27 106 85 23 89 Amérique du Nord 30 199 65 20 22 24 11 15 14 Canada (a) 10 - 10 8 - 8 8 - 8 États-Unis 20 199 55 12 22 16 3 15 6 Amérique du Sud 76 569 179 80 564 182 119 579 224 Argentine 14 381 83 15 364 80 14 365 81 Bolivie 3 94 20 3 91 20 3 105 22 Colombie 11 34 18 13 45 23 14 45 23 Trinité-et-Tobago 3 2 3 5 2 5 6 2 6 Venezuela 45 58 55 44 62 54 82 62 92 Asie-Pacifique 28 1 237 248 33 1 228 251 29 1 236 246 Australie - 6 1 - - - - - - Brunei 2 59 14 2 49 12 2 60 14 Indonésie 19 855 178 25 898 190 21 857 177 Myanmar - 114 14 - 103 13 - 117 14 Thaïlande 7 203 41 6 178 36 6 202 41 CEI 13 56 23 14 52 24 12 75 26 Azerbaïdjan 3 54 13 3 50 12 4 73 18 Russie 10 2 10 11 2 12 8 2 8 Europe 269 1 690 580 295 1 734 613 302 1 704 616 France 5 85 21 5 100 24 6 103 25 Pays-Bas 1 234 42 1 254 45 1 244 44 Norvège 183 683 310 199 691 327 204 706 334 Royaume-Uni 80 688 207 90 689 217 91 651 213 Moyen-Orient 308 1 185 527 307 724 438 329 569 432 Emirats arabes unis 207 76 222 201 72 214 228 74 243 Iran 2 - 2 8 - 8 9 - 9 Oman 23 55 34 22 56 34 23 59 34 Qatar 49 639 164 50 515 141 44 434 121 Syrie 14 130 39 14 34 20 15 2 15 Yémen 13 285 66 12 47 21 10 - 10 Production totale 1 340 5 648 2 378 1 381 4 923 2 281 1 456 4 837 2 341 Dont part de production des filiales mise en équivalence et non consolidées 300 781 444 286 395 359 347 298 403 Algérie 19 4 20 20 3 21 19 4 20 Colombie 7 - 7 6 - 6 5 - 5 Venezuela 45 6 46 44 6 45 82 6 83 Emirats arabes unis 199 66 212 191 62 202 218 64 231 Oman 22 55 32 22 56 34 23 59 34 Qatar 8 367 75 3 221 42 - 165 30 Yémen - 283 52 - 47 9 - - - (a) Il s’agit uniquement de bitumes. Toute la production de bitume du Groupe se situe au Canada. 12 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Amont2.3. Présentation des activités par zone géographique Le tableau ci-dessous présente les actifs en production de TOTAL par zone géographique en précisant l’année de début d’activité dans le pays, la participation du Groupe, et le statut d’opérateur. Actifs en production au 31 décembre 2010 (a) Début de l’activité Opérés Non opérés dans le pays (part Groupe en %) (part Groupe en %) Afrique Algérie 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%) M’Boumba (100,00%) Mérou Sardine Sud (50,00%) Pageau (100,00%) Port Gentil Océan (100,00%) Port Gentil Sud Marine (100,00%) Tchengue (100,00%) Torpille (100,00%) Torpille Nord Est (100,00%) Rabi Kounga (47,50%) Document de référence 2010. TOTAL 13 Présentation des activités Secteur Amont 2 Début de l’activité Opérés Non opérés dans le pays (part Groupe en %) (part Groupe en %) Afrique Libye 1959 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 102 - Ekanga (40,00%) OML 130 (24,00%) Shell Petroleum Development Company (SPDC 10,00%) OML 118 - Bonga (12,50%) République 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%) Amérique du Nord Canada 1999 Surmont (50,00%) États-Unis 1957 Plusieurs actifs dans la zone de Barnett Shale (25,00%) Tahiti (17,00%) Amérique du Sud Argentine 1978 Aguada Pichana (27,27%) Aries (37,50%) Cañadon 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) Trinité-et-Tobago 1996 Angostura (30,00%) 14 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Amont Début de l’activité Opérés Non opérés dans le pays (part Groupe en %) (part Groupe en %) Venezuela 1980 PetroCedeño (30,323%) Yucal Placer (69,50%) Asie-pacifique Australie 2005 GLNG (20,00%) Brunei 1986 Maharaja Lela Jamalulalam (37,50%) Indonésie 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%) Thaïlande 1990 Bongkot (33,33%) Communauté des États indépendants Azerbaïdjan 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-Lettrée (56,99%) Norvège 1965 Skirne (40,00%) Åsgard (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%) Kvitebjørn (5,00%) Document de référence 2010. TOTAL 15 Présentation des activités Secteur Amont 2 Début de l’activité Opérés Non opérés dans le pays (part Groupe en %) (part Groupe en %) Norvège 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%) Snøhvit (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%) 16 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Amont Début de l’activité Opérés Non opérés dans le pays (part Groupe en %) (part Groupe en %) Royaume-Uni 1962 Bruce (43,25%) Champs unitisés Markham (7,35%) ETAP (Mungo, Monan) (12,43%) Everest (0,87%) Keith (25,00%) Maria (28,96%) Seymour (25,00%) Moyen-orient Émirats 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) Yémen 1987 Kharir / Atuf (bloc 10) (28,57%) Divers champs onshore (bloc 5) (15,00%) (a) La participation financière du Groupe dans l’entité locale est d’environ 100% dans tous les cas, sauf concernant Total Gabon (58,3%), Total E&P Cameroun (75,80%) et certaines entités en Algérie, à Abou Dabi, en Oman et au Royaume-Uni (voir notes b à i ci-dessous). (b) TOTAL détient une participation indirecte de 19,41% dans le champ de Ourhoud et de 48,83% dans le champ de RKF via CEPSA (société mise en équivalence). (c) TOTAL détient une participation indirecte de 35,8% dans le champ d’Elgin-Franklin via EFOG. (d) Participation de 13,33% via ADMA (société mise en équivalence). TOTAL est également associé aux opérations de Abu Dhabi Marine Operating Company. (e) Participation de 9,50% via ADPC (société mise en équivalence). TOTAL est également associé aux opérations de Abu Dhabi Company For Onshore Oil Operation. (f) TOTAL détient une participation directe de 4,00% dans Petroleum Development Oman LLC, opérateur du bloc 6 dans lequel TOTAL détient une participation indirecte de 4,00% via Pohol (société mise en équivalence). Le Groupe détient également une participation de 5,54% dans l’usine de liquéfaction d’Oman LNG (trains 1 et 2), et une participation indirecte de 2,04% via OLNG dans Qalhat LNG (train 3). (g) TOTAL détient une participation directe de 2,00% dans le bloc 53. (h) Opéré par la société DEZPC détenue à 50,00% par TOTAL et 50,00% par SPC. (i) TOTAL détient 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 (société mise en équivalence). Document de référence 2010. TOTAL 17 Présentation des activités Secteur Amont 22.3.1. Afrique En 2010, la production de TOTAL en Afrique s’est établie à 756 kbep / j, représentant 32% de la production totale du Groupe, contre 749 kbep / j en 2009 et 783 kbep / j en 2008. En Algérie, la production de TOTAL s’est établie à 41 kbep / j pour l’année 2010, contre 74 kbep / j en 2009 et 79 kbep / j en 2008. Ces baisses s’expliquent principalement par la fin du contrat Hamra en octobre 2009. La production du Groupe a été assurée par sa participation directe dans le champ de TFT (Tin Fouyé Tabenkort, 35%) et à travers sa participation dans CEPSA (1) (48,83%), elle-même partenaire de Sonatrach (Société nationale des hydrocarbures algérienne) sur les champs d’Ourhoud et Rhourde El Krouf. TOTAL détient également un intérêt direct de 37,75% dans le projet gazier de Timimoun aux côtés de Sonatrach (51%) et de CEPSA (11,25%) et de 47% dans le projet gazier d’Ahnet aux côtés 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 à 185 kbep / j. – La phase de basic engineering du projet Timimoun a été lancée en 2010 à la suite de son approbation par l’Agence nationale ALNAFT. Le démarrage du projet est prévu pour 2014 avec une production commerciale de gaz naturel estimée à environ 1,6 Gm3 / an (160 Mpc / j) en plateau. – Dans le cadre du projet Ahnet, un plan de développement devrait être soumis aux autorités avant la mi-2011 pour une mise en production prévue en 2015 avec un plateau de production d’au moins 4 Gm3 / an (400 Mpc / j). En Angola, la production du Groupe s’est établie à 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 années 2008 à 2010 ont été marquées par de nombreuses découvertes sur les blocs 15 / 06 et 17 / 06, et par l’avancée des projets majeurs Pazflor et CLOV. – Le bloc 17 (40%, opérateur), principal actif du Groupe en Angola situé en offshore profond, est composé de quatre pôles majeurs : Girassol, Dalia, Pazflor et CLOV. Sur le pôle de Girassol, la production des champs de Girassol, Jasmim et Rosa s’est élevée à plus de 190 kb / j en 2010. Sur le pôle de Dalia, la production s’est élevée à plus de 240 kb / j en 2010. Sur Pazflor, le troisième pôle composé des champs de Perpetua, Zinia, Hortensia et Acacia, le démarrage de la production est prévu fin 2011. Le projet prévoit la mise en place d’un FPSO d’une capacité de production de 220 kb / j. Le développement de CLOV, le quatrième pôle, a été lancé en 2010 avec l’attribution des contrats principaux. Ce développement conduira à l’installation d’un quatrième FPSO d’une capacité de 160 kb / j. Le démarrage de la production est prévu en 2014. – Sur le bloc 14 (20%), la production de Tombua-Landana a démarré en août 2009. Elle complète les productions de Benguela-Belize-Lobito-Tomboco et de Kuito. – Sur le bloc 32 (30%, opérateur), situé en offshore très profond, l’appréciation se poursuit et des études de pré-développement sont en cours pour une première zone de production située dans la partie centre / Sud-Est du bloc (projet Kaombo). – Sur le bloc 15 / 06 (15%), quatre découvertes ont été annoncées en 2010. Des études sont en cours pour établir la faisabilité d’un premier pôle de développement regroupant les découvertes situées sur la partie Nord-Ouest du bloc. TOTAL est également présent sur les blocs d’exploration 33 (55%, opérateur) et 17 / 06 (30%, opérateur). TOTAL a cédé fin 2010 sa participation de 5% dans le bloc 31. TOTAL est également présent dans le GNL au travers du projet Angola LNG (13,6%) avec la construction d’une usine de liquéfaction de gaz à proximité de Soyo. L’usine sera alimentée en particulier par le gaz associé aux productions des blocs 0, 14, 15, 17 et 18. Les travaux de construction se poursuivent et le démarrage est prévu en 2012. Au Cameroun, la production du Groupe s’est élevée à 9 kbep / j en 2010, contre 12 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008. En novembre 2010, TOTAL a finalisé un accord de principe avec Perenco pour céder sa participation (75,8%) dans sa filiale d’Exploration & Production au Cameroun. Cet accord est soumis à l’approbation des autorités camerounaises. En Côte d’Ivoire, TOTAL a signé en octobre 2010 un accord pour acquérir une participation de 60% (opérateur) dans le permis d’exploration CI-100. L’opération a reçu l’accord des autorités ivoiriennes. Ce permis, situé à environ 100 kilomètres au sud-est d’Abidjan, s’étend sur près de 2 000 km2 par des profondeurs d’eau comprises entre 1 500 et 3 100 mètres. Les travaux d’exploration comporteront une nouvelle campagne de sismique 3D de 1 000 km2 qui complétera la couverture de l’ensemble du permis ainsi qu’un premier forage prévu en 2012. En Égypte, à la suite de l’accord de concession signé en février 2010, TOTAL est opérateur du bloc 4 (El Burullus offshore Est) avec une participation de 90%. Le permis, situé dans le bassin du Nil où de nombreuses découvertes de gaz ont déjà été réalisées, couvre une période d’exploration initiale de quatre ans et comporte des obligations de travaux sismiques 3D et de forage de puits d’exploration. La campagne sismique démarrée en novembre 2010 s’est achevée en février 2011. Au Gabon, la part de production revenant au Groupe s’est élevée à 67 kbep / j en 2010, contre 71 kbep / j en 2009 et 76 kbep / j en 2008. Cette baisse est due au déclin naturel des champs. Total Gabon (2) est l’une des plus anciennes filiales du Groupe en Afrique subsaharienne. – Sur le champ d’Anguille, en 2010, cinq puits de développement ont été forés à partir des plates-formes existantes et la construction d’une nouvelle plate-forme puits a été lancée. – Sur le permis offshore profond de Diaba (Total Gabon 63,75%, opérateur), à la suite de la campagne d’acquisition sismique 2D qui s’est déroulée en 2008 et 2009, une sismique 3D de 6 000 km2 a été acquise en 2010. – Les permis des champs d’Avocette et de Coucal ont été renouvelés sous forme de contrats d’exploitation et de partage de 18 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Amont (1) En février 2011, TOTAL a signé un accord pour la cession de sa participation de 48,83% dans CEPSA. La transaction est soumise à l’obtention des approbations requises. (2) Total Gabon est une société de droit gabonais dont les actions, cotées sur Euronext Paris, sont détenues par TOTAL (58%), la République Gabonaise (25%) et le public (17%).production qui ont pris effet au 1 er janvier 2011 pour des périodes de dix ans renouvelables deux fois par tranche de cinq ans. – Total Gabon est entré en 2010 dans les permis d’exploration onshore de Mutamba-Iroru (50%), DE7 (30%) et Nziembou (20%). En Libye, la production du Groupe s’est élevée à 55 kb / j en 2010, contre 60 kb / j en 2009 et 74 kb / j en 2008. Ces baisses sont essentiellement dues à l’application 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 d’exploration et de partage de production) concernant les blocs C 137 et C 17 ont été ratifiés par le gouvernement libyen en janvier 2010 et s’étendent désormais jusqu’en 2032. Eu égard à la situation sécuritaire en Libye au premier trimestre 2011, la production du Groupe en Libye a été fortement réduite depuis début mars. De plus, le Groupe étudie les conséquences sur ses opérations et les mesures à prendre dans le cadre des projets sous-mentionnés. – Sur le bloc C 17, les champs de Dahra et Garian sont en phase de développement. – Sur le bloc C 137, deux puits d’exploration offshore devraient être forés en 2011. – Sur les blocs NC 115 et NC 186, la campagne sismique de près de 5 000 km2 devrait être finalisée en 2011. – Sur le bassin de Murzuk, à la suite du succès du forage d’appréciation de la découverte réalisée sur une partie du bloc NC 191 (100% (1) , opérateur), un plan de développement a été soumis aux autorités en 2009. – Le bloc 42 2 / 4 (60% (1) , opérateur) situé dans le bassin de Cyrénaïque a été rendu à son échéance en décembre 2010 à la suite des résultats décevants d’un puits d’exploration. À Madagascar, TOTAL a pris une participation de 60% et le rôle d’opérateur sur le permis de Bemolonga en 2008. Ce permis contient des accumulations de sables bitumineux. Une première phase d’appréciation a été lancée afin de confirmer le potentiel nécessaire à un développement de type minier. Les opérations de forage se sont déroulées en deux temps pendant la saison sèche entre juillet et novembre 2009, puis entre avril et juillet 2010. En Mauritanie, le Groupe est présent dans l’exploration sur les permis Ta7 et Ta8 (60%, opérateur), situés dans le bassin de Taoudenni, aux côtés de Sonatrach (20%) et Qatar Petroleum International (20%). – Sur le permis Ta8, le forage du puits d’exploration s’est achevé en 2010. Les résultats du puits sont décevants. – Sur le bloc Ta7, une campagne sismique 2D de 1 000 km a démarré en 2011. Au Nigeria, la production du Groupe s’est établie à 301 kbep / j en 2010, contre 235 kbep / j en 2009 et 246 kbep / j en 2008. Cette hausse est due en particulier à l’amélioration des conditions de sécurité dans le delta du Niger. TOTAL, établi au Nigeria depuis 1962, opère sept permis de production (OML) sur les quarante-quatre auxquels il participe et deux permis d’exploration (OPL) sur les huit auxquels il participe. Le Groupe est également présent dans le GNL au travers de Nigeria LNG et du projet Brass LNG. En 2010, TOTAL a acquis un intérêt de 45,9% dans le bloc 1 de la Joint Development Zone, administrée conjointement par le Nigeria et São Tomé-etPrincipe et s’est vu confier le rôle d’opérateur sur ce bloc. – TOTAL détient 15% de l’usine de liquéfaction Nigeria LNG, située sur l’île de Bonny dont la capacité totale s’élève à 22 Mt / an de GNL. En 2010, l’amélioration de la sécurité sur les installations pétrolières onshore a permis une augmentation de la production de GNL. Le taux d’utilisation de l’usine NLNG s’est établi à 72% environ en 2010, contre environ 50% en 2009. Par ailleurs, les travaux préliminaires au lancement du projet Brass LNG (17%), qui comprend la construction de deux trains d’une capacité de 5 Mt / an chacun, se sont poursuivis en 2010. – TOTAL a renforcé sa capacité à assurer l’approvisionnement des projets GNL auxquels il participe et à répondre à la croissance de la demande intérieure en gaz : - Sur le permis OML 136 (40%), les résultats positifs du puits d’appréciation Agge 3 ont confirmé le potentiel de développement de ce permis. Les études de développement sont en cours. - Dans le cadre de son association avec Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), TOTAL poursuit le projet d’augmentation de capacité du permis OML 58 (40%, opérateur) qui vise à porter la capacité de production de gaz de 370 Mpc / j à 550 Mpc / j en 2011. Une seconde phase du projet, en cours d’évaluation, devrait permettre de développer d’autres réserves grâce à ces infrastructures. - Sur les permis OML 112 / 117 (40%), TOTAL a poursuivi en 2010 les études de développement du champ de gaz d’Ima. – Sur le permis OML 102 (40%, opérateur), TOTAL devrait prendre en 2011 la décision finale d’investissement du projet Ofon phase 2 avec un démarrage prévu en 2014. Le Groupe a également démarré en 2010 une campagne de forage d’appréciation du pôle d’Etisong, situé à 15 km du champ d’Ofon actuellement en production. – Sur le permis OML 130 (24%, opérateur), le champ d’Akpo, mis en production par TOTAL en mars 2009, a atteint en 2010 son plateau de production à 225 kbep / j (en 100%). Le Groupe poursuit activement les travaux de valorisation du champ d’Egina pour lequel un plan de développement a été approuvé par les autorités nigérianes. Les études de basic engineering, réalisées au Nigeria, sont terminées et les appels d’offres pour le projet ont été lancés. – Sur le permis OML 138 (20%, opérateur), TOTAL a poursuivi en 2010 le projet de développement d’Usan (180 kb / j, capacité de production), avec notamment le démarrage du forage des puits de production, la construction du FPSO et le début de l’installation des équipements sous-marins. La production devrait démarrer en 2012. – TOTAL a également consolidé sa position dans l’offshore profond avec la poursuite du développement du projet Bonga Nord-Ouest sur le permis OML 118 (12,5%). L’amélioration des conditions de sécurité dans la région du delta du Niger a permis une remontée importante de la production opérée par l’association Shell Petroleum Development Company (SPDC), dans laquelle TOTAL détient une participation de 10%. Après le redémarrage en 2009 de l’usine de Soku, le projet de Document de référence 2010. TOTAL 19 Présentation des activités Secteur Amont 2 (1) Participation dans le consortium étranger.(1) Steam Assisted Gravity Drainage. (2) Des informations détaillées sur ces conditions et plus généralement sur les risques environnementaux et sociétaux associés et l’engagement de TOTAL au Canada pour y répondre sont disponibles sur le site de Total E&P Canada - www. total-ep-canada.com. 20 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Amont développement de Gbaran-Ubie s’est achevé en 2010 avec la mise en service du centre de production d’une capacité de 1 Gpc / j. En 2010, TOTAL a cédé les intérêts (10%) qu’il détenait au travers de l’association opérée par SPDC dans les permis OML 4, 38 et 41. En République du Congo, la part de production revenant au Groupe s’est élevée à 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%, opérateur), entré en production en avril 2008, le forage des puits de développement s’est 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 été renforcé par le puits d’appréciation Moho Nord Marine 3 foré fin 2008 à la suite des deux découvertes Moho Nord Marine 1 et 2, puis par le puits d’exploration Moho Nord Marine 4 en 2009 qui a mis en évidence de nouvelles ressources. Enfin, deux puits d’appréciation positifs (Bilondo Marine 2 & 3) réalisés fin 2010 dans la partie Sud du permis confirment un potentiel de développement complémentaire en prolongement des installations existantes. – La mise en production de Libondo (65%, opérateur), situé sur le permis d’exploitation Kombi-Likalala-Libondo a eu lieu en mars 2011. Le plateau de production devrait s’établir à 8 kb / j (en 100%). Une part substantielle des équipements a été réalisée localement à Pointe Noire grâce au redémarrage d’un chantier de construction sans activité depuis plusieurs années. Au Soudan, le Groupe détient des droits sur un permis d’exploration dans la partie Sud sans toutefois que des activités aient été entreprises dans le pays. Pour une information complémentaire sur la présence de TOTAL au Soudan, consulter le chapitre 4 (Facteurs de risques). 2.3.2. Amérique du Nord En 2010, la production de TOTAL en Amérique du Nord s’est établie à 65 kbep / j, représentant 3% de la production totale du Groupe, contre 24 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008. Au Canada, TOTAL a signé en décembre 2010 un partenariat stratégique avec la compagnie Suncor relatif aux projets miniers de Fort Hills et Joslyn, et à l’upgrader Voyageur. Ce partenariat permet de réorganiser autour de deux grands pôles le portefeuille des différents actifs acquis par le Groupe dans les sables bitumineux ces dernières années : un pôle minier et upgrading qui regroupe les projets miniers de Joslyn (38,25%) opéré par TOTAL, de Fort Hills (39,2%) opéré par Suncor et le projet d’upgrader Voyageur (49%) opéré par Suncor et un pôle SAGD(1) axé sur la poursuite du développement de Surmont (50%). Le Groupe détient également 50% du projet minier de Northern Lights (opérateur) et plusieurs permis (Oil Sands Leases) à 100% acquis lors de ventes aux enchères successives. En 2010, la production du Groupe s’est élevée à 10 kb / j, contre 8 kb / j en 2009 et 2008. – Sur le permis de Surmont, la production commerciale en mode SAGD de la première phase de développement (Surmont Phase 1A) a démarré fin 2007. Les travaux relatifs aux phases 1B et 1C pour atteindre un niveau de production estimé à 24 kb / j (en 100%), ont été réalisés. Les puits de la phase 1B ont été progressivement mis en production en 2009 et 2010 et ceux de la phase 1C devraient être connectés et mis en production en 2011. Début 2010, les partenaires ont décidé de lancer la construction de la deuxième phase de développement. Le démarrage de la production de Surmont Phase 2 est prévu en 2015 et devrait permettre de porter la capacité de production totale de Surmont (phases 1 et 2) à 110 kb / j (en 100%). – Le permis de Joslyn, situé à environ 140 km au nord de Surmont, devrait être exploité par techniques minières, en deux phases de développement de 100 kb / j chacune. La révision complète du pré-projet de la première phase (Joslyn North Mine), pour répondre notamment aux critères de la nouvelle réglementation de février 2009 relative au traitement des tailings (boues de production), s’est achevée en février 2010. En parallèle, une mise à jour du dossier administratif a été remise aux autorités. La poursuite de la préparation de Joslyn North Mine a été approuvée début mars 2010 avec le lancement des études de basic engineering dont la fin est prévue pour mi-2011. Les auditions publiques nécessaires à l’approbation du projet par les autorités canadiennes se sont déroulées en septembre et octobre 2010. La recommandation d’intérêt public du projet a été obtenue le 27 janvier 2011. Elle est assortie de vingt conditions à respecter par TOTAL, essentiellement dans le domaine de la protection de l’environnement (2) . Les premiers travaux de préparation du site pourraient alors intervenir dès l’hiver 2011-2012 et la production pourrait démarrer en 2017 / 2018. Le calendrier final reste cependant soumis au processus administratif d’approbation de l’ERCB (Energy Resources Conservation Board). Dans le cadre du partenariat signé fin 2010 avec Suncor, le Groupe a réduit son intérêt dans Joslyn de 75% à 38,25%. – TOTAL a finalisé en septembre 2010 l’acquisition d’UTS et de son unique actif : un intérêt de 20% dans le permis de Fort Hills. En décembre 2010, dans le cadre de leur partenariat, TOTAL a racheté à Suncor un intérêt supplémentaire de 19,2% dans le permis de Fort Hills, portant sa participation à 39,2%. L’entrée en production du projet Fort Hills, qui a reçu l’approbation des autorités pour une première phase de développement de 160 kb / j, est prévue en 2016. – Enfin, le Groupe a pris fin décembre 2010 une participation de 49% dans le projet d’upgrader Voyageur de Suncor. TOTAL et Suncor se sont engagés à ce que les projets Fort Hills et Voyageur soient réalisés en parallèle. Ce projet d’upgrader, mis sous cocon par Suncor fin 2008, sera relancé en 2011 pour une entrée en service alignée sur celle du projet Fort Hills. En conséquence, le Groupe renonce à son projet d’upgrader à Edmonton. – En 2008, le Groupe a finalisé l’acquisition de la société Synenco dont les deux principaux actifs étaient une participation de 60% dans le projet Northern Lights et le permis mitoyen de McClelland, détenu en 100%. Début 2009, le Groupe a cédé à Sinopec, l’autre partenaire du projet, un intérêt de 10% dans le projet Northern Lights et de 50% dans le permis McClelland, ramenant ainsi sa participation à 50% sur l’ensemble du domaine. Le projet Northern Lights, situé à une cinquantaine de kilomètres au nord de Joslyn, devrait être exploité par techniques minières.Aux États-Unis, la production du Groupe s’est établie à 55 kbep / j en 2010, contre 16 kbep / j en 2009 et 6 kbep / j en 2008. Cette hausse s’explique notamment par l’acquisition d’une participation dans le Barnett Shale fin 2009. – Dans le golfe du Mexique : - En mai 2009, le champ d’huile de Tahiti (17%), situé en offshore profond, a démarré sa production et rapidement atteint son plateau de 135 kbep / j. La phase 2 a été lancée en septembre 2010 avec le forage du premier puits injecteur d’eau. - Le développement de la première phase du projet offshore profond Chinook (33,33%) est en cours. Le test de production devrait démarrer au premier semestre 2011. - La campagne de forages d’exploration de l’alliance TOTAL (40%) - Cobalt (60%, opérateur) a été lancée en 2009. Les forages des premiers puits ont donné des résultats décevants. Cette campagne, interrompue en raison du moratoire sur les forages en eaux profondes décidé par l’administration américaine entre mai et octobre 2010, pourrait reprendre vers le milieu de l’année 2011. En avril 2009 TOTAL et Cobalt avaient signé un accord portant sur la mise en commun de leur domaine minier en offshore profond. Cobalt opère la phase d’exploration. - Le Groupe a vendu en avril 2010 ses participations dans les deux champs opérés Matterhorn et Virgo. – Une joint-venture avec Chesapeake pour la production de shale gas dans le bassin de Barnett Shale au Texas a été créée à la suite d’un accord signé en décembre 2009. Au travers de cette joint-venture, TOTAL détient 25% du portefeuille de Chesapeake dans cette zone. En 2010, 400 forages ont été réalisés afin de porter la production de gaz de 700 Mpc / j en début d’année à 800 Mpc / j en fin d’année. Des ingénieurs de TOTAL sont détachés dans les équipes de Chesapeake. – En janvier 2009, le Groupe a finalisé l’acquisition de 50% de la société American Shale Oil LLC (AMSO), en vue de développer une technologie d’exploitation des schistes bitumineux. Le pilote d’exploitation de cette technologie est en cours au Colorado. – En Alaska, TOTAL a acquis en 2008 une participation de 30% dans plusieurs blocs d’exploration onshore dénommés « White Hills », dont la plupart ont été rendus mi-2009 à la suite de résultats décevants. Au Mexique, TOTAL réalise diverses études avec la société nationale PEMEX dans le cadre d’un accord de coopération technique général signé en 2003 dont le renouvellement est en cours. 2.3.3. Amérique du Sud En 2010, la production de TOTAL en Amérique du Sud s’est élevée à 179 kbep / j, représentant 8% de la production totale du Groupe, contre 182 kbep / j en 2009 et 224 kbep / j en 2008. En Argentine, TOTAL, présent depuis 1978, opère un quart de la production de gaz du pays (1) . La production du Groupe s’est élevée à 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 découvertes satellites et l’augmentation des capacités de compression ont permis de prolonger le plateau de production des champs de San Roque (24,7%, opérateur) et d’Aguada Pichana (27,3%, opérateur). En 2009, TOTAL a signé avec les autorités argentines un accord pour l’extension de dix ans (de 2017 à 2027) des concessions d’Aguada Pichana et de San Roque. Dans ce contexte, une sismique 3D a été acquise fin 2009 dans la zone des canyons de Las Carceles qui devrait permettre de poursuivre le développement d’Aguada Pichana à l’ouest. Début 2011, TOTAL a acquis des participations dans quatre permis, situés dans le bassin du Neuquén, afin d’évaluer leur potentiel en shale gas. Le Groupe acquiert ainsi des participations de 42,5% dans les permis d’Aguada de Castro et Pampa las Yeguas II, deux permis dont il sera l’opérateur, et des participations dans les permis de Cerro Las Minas (40%) et Cerro Partido (45%). – En Terre de Feu, où le Groupe opère notamment les champs offshore de Carina et Aries (37,5%), la capacité de production de gaz a été portée de 424 à 565 Mpc / j en 2007 grâce à l’installation d’un quatrième compresseur moyenne pression pour dégoulotter les installations. Les travaux d’augmentation de la capacité du gazoduc transportant le gaz jusqu’à la région de Buenos Aires se sont achevés en juillet 2010 permettant au Groupe d’augmenter, pendant l’hiver austral, la production jusqu’à la capacité maximale des usines de traitement. En Bolivie, la production du Groupe, essentiellement gazière, s’est établie à 20 kbep / j en 2010, au même niveau que 2009, contre 22 kbep / j en 2008. TOTAL est présent sur six permis : trois permis en production - San Alberto et San Antonio (15%) et bloc XX Tarija Oeste (41%) - et trois permis en phase d’exploration ou d’appréciation, Aquio et Ipati (60%, opérateur) et Rio Hondo (50%). – La production du champ de gaz à condensats d’Itaú, située sur le bloc XX Tarija Oeste, a démarré en février 2011. Elle est acheminée vers les infrastructures existantes du champ voisin de San Alberto. En 2010, TOTAL a cédé 34% d’intérêt et le rôle d’opérateur dans le bloc XX Tarija Oeste, ramenant sa participation à 41%. – En 2004, le Groupe a découvert le gisement de gaz d’Incahuasi, situé sur le bloc d’Ipati. À la suite de l’interprétation de la sismique 3D réalisée en 2008, un puits d’appréciation est en cours sur le bloc adjacent d’Aquio pour confirmer l’extension de la découverte vers le nord. En 2010, TOTAL a signé un accord en vue de céder 20% d’intérêt dans les permis d’Aquio et d’Ipati. Aux termes de cet accord, qui reste soumis à l’approbation des autorités boliviennes, la participation de TOTAL dans ces permis sera de 60%. Enfin, TOTAL a signé un accord de coopération en 2008 avec Gazprom et Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos afin d’explorer le bloc Azero dans le cadre d’une entreprise mixte au sein de laquelle TOTAL et Gazprom seront partenaires avec des participations équivalentes. Au Brésil, le Groupe détient des participations dans trois permis d’exploration : les blocs BC-2 (41,2%) et BM-C-14 (50%), situés dans le bassin de Campos, et le bloc BM-S-54 (20%) situé dans le bassin de Santos. – Sur le bloc BC-2, un prospect antésalifère a été mis en évidence à la suite d’un retraitement sismique sous la découverte de Xerelete (anciennement Curió) réalisée en 2001 par 2 400 m d’eau. Document de référence 2010. TOTAL 21 Présentation des activités Secteur Amont 2 (1) Source : ministère de Planification Fédérale, Investissement Public et Services, Secrétariat à l’Énergie.– L’extrémité Sud de Xelerete se situe sur le bloc BM-C-14, adjacent au bloc BC-2. Un accord d’unitisation du gisement a été finalisé par les partenaires des deux blocs. Cet accord reste soumis à l’approbation de l’ANP (Agência National do Petroléo). – En juin 2010, le Groupe est entré à hauteur de 20% dans le permis BM-S-54. L’analyse préliminaire des données du forage d’exploration qui s’est achevé en novembre 2010 est positive et un deuxième forage est prévu en 2011. En Colombie, où TOTAL est présent depuis 1973, la production du Groupe s’est établie à 18 kbep / j en 2010, contre 23 kbep / j en 2009 et 2008. À la suite de l’expiration de la licence Santiago de Los Andes, TOTAL a rendu le champ de Cupiagua et sa participation dans l’association comprenant les deux licences restantes (couvrant le champ de Cusiana) est passée de 19% à 11,6%. TOTAL détient également un intérêt de 50% dans le permis d’exploration de Niscota. Enfin, TOTAL est présent dans le pays à travers sa participation dans CEPSA (1) , opérateur du bloc de Caracara depuis 2008. – Sur Cusiana, la construction des installations pour augmenter la capacité de production de gaz de 180 Mpc / j à 250 Mpc / j s’est achevée en décembre 2010. Par ailleurs, un projet d’extraction de GPL de 6 kb / j devrait démarrer en 2011. – Sur Niscota, le forage du puits Huron-1 a conduit à la découverte d’un gisement de gaz à condensats en 2009. Une campagne sismique 3D s’est achevée en 2010 avec l’objectif de définir la taille de la découverte et d’implanter de futurs puits d’appréciation. Un puits d’appréciation devrait être foré en 2011. En Guyane française, TOTAL a pris une participation de 25% dans le permis de Guyane Maritime en décembre 2009. Cette acquisition reste soumise à l’approbation des autorités françaises. Situé à environ 150 km au large des côtes, ce permis couvre une superficie d’environ 32 000 km² par des profondeurs d’eau allant de 2 000 à 3 000 m. Des travaux d’acquisition et d’interprétation d’une sismique 3D ont été conduits en 2009 et 2010. Un forage d’exploration devrait être réalisé en 2011. À Trinité-et-Tobago, où TOTAL est présent depuis 1996, la production du Groupe s’est établie à 3 kb / j en 2010, contre 5 kb / j en 2009 et 6 kb / j en 2008. TOTAL détient une participation de 30% dans le champ offshore d’Angostura situé sur le bloc 2C. Une phase 2, correspondant au développement des réserves de gaz, est actuellement en cours avec un début de production prévu au deuxième trimestre 2011. Au Venezuela, où TOTAL est présent depuis 1980, la production du Groupe s’est établie à 55 kbep / j en 2010, contre 54 kbep / j en 2009 et 92 kbep / j en 2008. TOTAL possède des participations dans PetroCedeño (30,323%), Yucal Placer (69,5%) ainsi que dans le bloc 4 d’exploration offshore de la Plataforma Deltana (49%). – À la suite de la décision des autorités vénézuéliennes de mettre fin aux « contrats d’opérations » signés dans les années quatre-vingt-dix, l’association Sincor dans laquelle TOTAL avait une participation a été convertie en l’entreprise mixte PetroCedeño. Dans le cadre de ce processus qui a entraîné le transfert du contrôle des opérations à PetroCedeño, la participation de TOTAL dans le projet a été réduite de 47% à 30,323% et celle de PDVSA portée à 60%. Le processus de conversion s’est achevé en février 2008. PDVSA a indemnisé TOTAL pour sa réduction d’intérêt dans Sincor sous forme d’une reprise de dettes à hauteur de 326 millions de dollars et d’un paiement de 834 millions de dollars, effectué pour l’essentiel en pétrole brut. Ce processus d’indemnisation s’est terminé en 2009. – Sur le bloc 4, la campagne d’exploration de trois puits s’est achevée en 2007. En 2008, les autorités ont donné leur accord pour que les partenaires conservent la zone de la découverte de Cocuina (lots B et F) et rendent le reste du bloc. – Début 2008, le Groupe a signé deux accords d’études conjointes avec PDVSA sur le bloc de Junin 10, dans la ceinture de l’Orénoque. 2.3.4. Asie-Pacifique En 2010, la production de TOTAL en Asie-Pacifique s’est élevée à 248 kbep / j, représentant 10% de la production totale du Groupe, contre 251 kbep / j en 2009 et 246 kbep / j en 2008. En Australie, où TOTAL possède des droits miniers depuis 2005, le Groupe détient 24% du projet Ichthys, 27,5% du projet GLNG et dix permis d’exploration offshore, dont quatre opérés, au nordouest du pays dans les bassins de Browse, Vulcan et Bonaparte. En 2010, le Groupe a produit 1 kbep / j grâce à sa participation dans GLNG. – Les études de FEED pour le développement du champ de gaz à condensats d’Ichthys, situé dans le bassin de Browse, progressent. Ces études, lancées en 2009, portent sur une plate-forme flottante pour la production, le traitement et l’exportation du gaz, un FPSO permettant de stabiliser et exporter les condensats, un gazoduc de 885 km et une usine de liquéfaction implantée à Darwin. Le projet prévoit une capacité de production de 8,4 Mt / an de GNL et d’environ 1,6 Mt / an de GPL ainsi qu’une capacité de production de 100 kb / j de condensats. L’opérateur prévoit un démarrage de la production du champ fin 2016. – Fin 2010, TOTAL a acquis une participation de 20% dans le projet GLNG, puis un intérêt supplémentaire de 7,5% dont l’acquisition a été finalisée en mars 2011. Ce projet intégré de production, transport et liquéfaction de gaz est basé sur l’exploitation de gaz de charbon des champs de Fairview, Roma, Scotia et Arcadia. La décision finale d’investissement a été prise en janvier 2011 pour un démarrage prévu en 2015. À terme, la production de GNL devrait s’établir à 7,2 Mt / an. – Sur les quatre permis d’exploration opérés par TOTAL, une importante activité d’acquisition sismique a eu lieu en 2008, suivie de l’interprétation des données en 2009. Une campagne de deux forages a démarré début 2011 sur le permis WA403 (60%, opérateur). – En 2010, à la suite des résultats négatifs, TOTAL s’est retiré des permis d’exploration situés dans le bassin du Carnarvon. Au Brunei, où TOTAL est présent depuis 1986, le Groupe opère le champ offshore de gaz à condensats de Maharaja Lela Jamalulalam sur le bloc B (37,5%). La production du Groupe s’est élevée à 14 kbep / j en 2010, contre 12 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008. Le gaz est livré à l’usine de liquéfaction de Brunei LNG. 22 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Amont (1) En février 2011, TOTAL a signé un accord pour la cession de sa participation de 48,83% dans CEPSA. La transaction est soumise à l’obtention des approbations requises.Sur le bloc B, une nouvelle campagne de forage a débuté en juillet 2009, comprenant un puits de développement, mis en production en avril 2010, et deux puits d’exploration forés en 2010 dans le sud du champ, qui ont conduit à de nouvelles découvertes d’hydrocarbures. Les études de développement de ces nouvelles réserves sont en cours. Sur le bloc d’exploration CA1 (54%, opérateur), anciennement bloc J, situé en offshore profond, les activités d’exploration ont repris en septembre 2010 après avoir été suspendues depuis mai 2003 en raison d’une contestation frontalière entre le Brunei et la Malaisie. L’accord frontalier conclu entre les deux pays en 2009 a entraîné une adaptation du contrat de partage de production signé en 2003 avec l’entrée de deux nouveaux partenaires désignés par la Malaisie. La part de TOTAL, qui reste opérateur, a ainsi été réduite de 60% à 54%. Une campagne de forage de plusieurs puits devrait démarrer dans la seconde moitié de l’année 2011. En Chine, TOTAL est présent sur le bloc de Sulige Sud, situé dans le bassin de l’Ordos, en Mongolie intérieure. Entre 2006 et 2008, des travaux d’appréciation ont été conduits sur ce bloc, avec notamment de l’acquisition sismique, le forage de quatre nouveaux puits et des essais sur des puits existants. Le plan de développement proposé par TOTAL en janvier 2010, en partenariat avec China National Petroleum Corporation (CNPC), a ensuite été ajusté afin de bénéficier des synergies offertes par le développement du Grand Sulige, opéré par CNPC. Il a été adopté par les deux partenaires en novembre 2010 et le processus d’approbation par les autorités est en cours. Les deux partenaires ont convenu que la part de TOTAL dans le cofinancement du développement s’établirait à 49% et celle de CNPC à 51% (opérateur). Le développement sera opéré par CNPC chez qui plusieurs spécialistes de TOTAL seront détachés. En Indonésie, où TOTAL est présent depuis 1968, la production du Groupe s’est élevée à 178 kbep / j en 2010, contre 190 kbep / j en 2009 et 177 kbep / j en 2008. Les activités de TOTAL sont essentiellement concentrées sur le permis de la Mahakam (50%, opérateur) qui inclut notamment les champs gaziers de Tunu et Peciko. TOTAL détient également une participation dans le champ de gaz de Sisi-Nubi (47,9%, opérateur). Le Groupe livre l’essentiel de sa production de gaz naturel à l’usine de liquéfaction de Bontang, opérée par la société indonésienne PT Badak. La capacité totale des huit trains de liquéfaction de cette usine s’élève à 22 Mt / an. En 2010, la production de gaz opérée par TOTAL s’est établie à 2 488 Mpc / j. Le gaz opéré et livré par TOTAL a représenté environ 80% de l’approvisionnement de l’usine de Bontang. À cette production de gaz se sont ajoutées les productions opérées de condensats (49 kb / j) et d’huile (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 s’est poursuivi dans le cadre des douzième et treizième phases de développement. La campagne sismique 3D sur la zone centrale et Sud-Est du champ s’est achevée en 2010 et le forage de puits de développement visant les réservoirs de gaz peu enfouis a démarré en 2010. - Sur le champ de Peciko, après le démarrage d’une nouvelle plate-forme (phase 5) fin 2008, une nouvelle phase de forage de puits (phase 7) a débuté en 2009 et s’est poursuivie en 2010. De nouvelles capacités de compression basse pression (phase 6) sont entrées en service en mai 2010. - Sur le champ de Bekapai les opérations de dégoulottage des installations permettant d’accroître la production de gaz se sont achevées en juillet 2010. - Le développement de South Mahakam s’est poursuivi avec l’attribution en août 2010 du contrat d’ingénierie et de construction (EPC) pour le développement des découvertes de Stupa, West Stupa et East Mandu. Le démarrage de la production est prévu début 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 d’exploration Southeast Mahakam (50%, opérateur), situé dans le delta de la Mahakam, a fait l’objet d’une campagne d’acquisition sismique en 2008. Le forage du premier puits d’exploration (Trekulu 1) s’est achevé fin 2010. – Le Groupe a pris en mai 2010 une participation de 24,5% dans deux blocs d’exploration - Arafura et Amborip VI - situés dans la mer d’Arafura. Le forage d’un premier puits a débuté mi-novembre 2010 sur le permis d’Amborip VI, suivi d’un second sur le permis d’Arafura qui a démarré début 2011. – Le Groupe a finalisé en octobre 2010 l’acquisition d’une participation de 15% dans le permis de Sebuku où se trouve la découverte du champ de gaz de Ruby, dont le développement a été lancé mi-février 2011, visant une production de 100 Mpc/j de gaz naturel et dont la mise en production est prévue en 2013. En octobre 2010, le Groupe a signé un accord avec le consortium Nusantara Regas (Pertamina-PGN) portant sur la livraison de 11,75 Mt de GNL sur la période 2012-2022 à un terminal de regazéification situé près de Djakarta. Enfin, le protocole d’accord signé en 2009, entre TOTAL, Inpex et la société nationale Pertamina, et un consortium d’acheteurs japonais de GNL (Western Buyers), est entré en vigueur en mars 2010. Aux termes de cet accord, l’usine de liquéfaction de Bontang devrait livrer 25 Mt de GNL au Japon sur la période 2011-2020. Le gaz proviendra du permis de la Mahakam. En Malaisie, TOTAL a signé en 2008 un contrat de partage de production avec la compagnie nationale malaise Petronas portant sur les blocs d’exploration offshore PM303, dont TOTAL s’est retiré début 2011, et PM324 (70%, opérateur). Une campagne de forages en conditions de haute pression/ haute température sur le bloc PM324 devrait débuter au second semestre 2011. TOTAL a également signé en novembre 2010 un nouveau contrat de partage de production avec Petronas portant sur le bloc d’exploration SK 317 B (85%, opérateur) situé dans l’offshore profond du Sarawak. Au Myanmar, TOTAL est opérateur du champ de Yadana (31,2%). Ce champ, situé sur les blocs offshore M5 et M6, produit du gaz livré essentiellement à PTT (compagnie nationale thaïlandaise) et destiné aux centrales électriques thaïlandaises. Le champ de Yadana alimente également le marché local via un gazoduc terrestre et, depuis juin 2010, via un gazoduc sous-marin construit et opéré par la compagnie nationale du Myanmar MOGE. La production du Groupe s’est élevée à 14 kbep / j en 2010, contre 13 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008. Document de référence 2010. TOTAL 23 Présentation des activités Secteur Amont 2En Thaïlande, la production du Groupe s’est élevée à 41 kbep / j en 2010, contre 36 kbep / j en 2009 et 41 kbep / j en 2008. Cette remontée des productions en 2010 est due à la demande soutenue de gaz, tirée par la croissance économique thaïlandaise. Le principal actif du Groupe est le champ offshore de gaz à condensats de Bongkot (33,3%). PTT achète la totalité de la production de condensats et de gaz naturel. – Sur la partie Nord du champ de Bongkot, les phases de développement 3F (trois plates-formes tête de puits) et 3G (deux plates-formes) ont respectivement été mises en production en 2008 et 2009. De nouveaux investissements permettent de répondre à la demande de gaz et de maintenir le plateau de production : - les trois plates-formes de la phase de développement 3H ont été mises en place en 2010 avec un démarrage de la production début 2011 ; - la phase 3J (deux plates-formes) a été lancée fin 2010 ; - des compresseurs basse pression supplémentaires ont été installés pour augmenter la production de gaz. – La partie Sud du champ (Great Bongkot South) fait également l’objet d’un développement par phases. Il comprendra à terme une plate-forme de traitement, une plate-forme d’habitation et treize plates-formes de production. La construction des installations, démarrée en 2009, s’est accélérée en 2010 et la mise en production devrait avoir lieu début 2012. En 2009, trois puits d’exploration ont été forés sur Bongkot, tous positifs, qui devraient faire ultérieurement l’objet de développements afin de maintenir le plateau de production. En 2010, un puits d’exploration a été foré sur Bongkot Nord, et un second sur le bloc G12-48 (33,3%) voisin du champ de Bongkot. Les résultats des deux puits, positifs, sont en cours d’interprétation. Au Vietnam, à la suite d’un accord signé en 2007 avec PetroVietnam, TOTAL détient une participation de 35% dans le contrat de partage de production du bloc d’exploration offshore 15-1 / 05. Une acquisition sismique 3D de 1 600 km2 a été réalisée à l’été 2008 sur ce bloc. Après une première découverte d’huile en novembre 2009, une seconde découverte d’huile a été réalisée en octobre 2010. Les deux découvertes sont situées dans la partie Sud du bloc. Une nouvelle campagne d’exploration de cinq puits a débuté en novembre 2010. En 2009, TOTAL a signé un contrat de partage de production avec PetroVietnam pour les blocs DBSCL-02 et DBSCL-03. Situés dans la région du delta du Mékong, ces blocs onshore sont détenus par TOTAL (opérateur) à hauteur de 75%, aux côtés de PetroVietnam (25%). Une première campagne sismique 2D a été acquise entre novembre 2009 et avril 2010. 2.3.5. Communauté des États indépendants (CEI) En 2010, la production de TOTAL dans cette région s’est établie à 23 kbep / j, représentant 1% de la production totale du Groupe, contre 24 kbep / j en 2009 et 26 kbep / j en 2008. En Azerbaïdjan, TOTAL est présent depuis 1996, avec une production s’établissant à 13 kbep / j en 2010 contre 12 kbep / j en 2009 et 18 kbep / j en 2008. La production du Groupe est centrée sur le champ de Shah Deniz (10%). TOTAL détient 10% de South Caucasus Pipeline Company, la société propriétaire du gazoduc SCP (South Caucasus Pipeline) qui achemine le gaz produit sur Shah Deniz vers les marchés turc et géorgien. TOTAL détient également 5% de BTC Co., la société propriétaire de l’oléoduc BTC (Bakou-Tbilissi-Ceyhan) qui relie Bakou à la mer Méditerranée. – Les livraisons de gaz à la Turquie et à la Géorgie, en provenance du champ de Shah Deniz, se sont poursuivies tout au long de l’année 2010, à un rythme moins soutenu pour la Turquie en raison d’une faible demande. La compagnie nationale d’Azerbaïdjan, SOCAR, a en revanche enlevé des quantités de gaz supérieures à celles prévues contractuellement pour 2010. Un accord a été obtenu avec Botas, compagnie nationale turque, pour réviser le prix de vente de gaz à la Turquie dans le cadre de Shah Deniz Phase 1, applicable avec effet rétroactif au 15 avril 2008. Les études de développement et les négociations commerciales pour la vente de gaz additionnel nécessaires au lancement d’une seconde phase de développement du champ de Shah Deniz se sont poursuivies en 2010. SOCAR et Botas ont signé en juin 2010 un Memorandum of Understanding portant sur la vente de volumes de gaz additionnels et sur les conditions de transit des volumes destinés aux marchés européens. Cet accord devrait permettre le lancement en 2011 des études de FEED pour cette seconde phase. – Sur l’oléoduc BTC, notamment utilisé pour évacuer les condensats produits sur Shah Deniz, des équipements permettant d’injecter des produits limitant les pertes de charge ont été installés en 2009. Ils ont permis d’augmenter la capacité de l’oléoduc de 1 Mb / j à 1,2 Mb / j. Enfin, TOTAL a signé en 2009 un contrat d’exploration, de développement et de partage de production avec SOCAR pour un permis situé sur le bloc d’Absheron en mer Caspienne. TOTAL (40%) est l’opérateur pendant la phase d’exploration et une société conjointe conduira les opérations pendant la phase de développement. Le forage d’un puits d’exploration a commencé début 2011. Au Kazakhstan, TOTAL détient depuis 1992 une participation dans le permis Nord Caspienne qui couvre notamment le champ de Kashagan dont l’importance des réserves permet d’envisager à terme une production supérieure à 1 Mb / j (en 100%). Le projet Kashagan prévoit une mise en œuvre par phases successives. Le plan de développement de la première phase (300 kb / j) a été approuvé en février 2004 par les autorités kazakhes, permettant le démarrage effectif des travaux. Le forage des puits de développement, commencé en 2004, s’est poursuivi en 2010. Le consortium continue à avoir pour objectif un début de la production vers la fin de l’année 2012. En octobre 2008, les membres du consortium North Caspian Sea Production Sharing Agreement (NCSPSA) et les autorités kazakhes ont signé des accords qui ont mis fin au litige qui les opposait depuis août 2007. Leur mise en œuvre a conduit à une réduction de la part de TOTAL dans NCSPSA de 18,52% à 16,81%. Le modèle opératoire a été revu et le rôle d’opérateur confié à une société conjointe d’opérations, North Caspian Operating Company (NCOC) qui a pris sa fonction d’opérateur en janvier 2009. NCOC supervise l’ensemble des activités du NCSPSA et en assure la coordination. En Russie, où TOTAL est présent depuis 1989, la production du Groupe s’est élevée à 10 kbep / j en 2010, contre 12 kbep / j en 2009 et 8 kbep / j en 2008. Elle provient du champ de Khariaga (40%, opérateur). – En 2007, TOTAL et Gazprom ont signé un accord portant sur 24 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Amontla première phase de développement du gisement géant de gaz et de condensats de Shtokman, situé en mer de Barents. Aux termes de cet accord, la société Shtokman Development AG (TOTAL, 25%) a été créée en 2008 pour concevoir, construire, financer et opérer cette première phase de développement dont la capacité globale de production devrait s’élever à 23,7 Gm3 / an (0,4 Mbep / j). Les études d’ingénierie sont en cours pour la partie du projet permettant de transporter le gaz par gazoduc vers le réseau Gazprom (développement offshore, gazoduc et installation de traitement de gaz et condensats à terre - site de Teriberka) avec une décision d’investissement prévue en 2011 et pour la partie GNL du projet qui permettra d’exporter 7,5 Mt / an de GNL à partir d’un nouveau port situé à Teriberka, soit environ la moitié du gaz produit par la première phase de développement. – En décembre 2009, TOTAL a finalisé l’acquisition auprès de Novatek d’une participation de 49% dans Terneftegas, qui détient une licence de développement et de production sur le gisement onshore de Termokarstovoye. Un puits d’appréciation a été foré en 2010. Les résultats de ce puits devraient permettre de prendre une décision finale d’investissement vers la fin de l’année 2011. – Sur le champ de Khariaga, les travaux relatifs au plan de développement de la phase 3 se poursuivent. Ce plan vise le maintien du plateau de production à 30 kbep / j en 100%, atteint fin 2009. En décembre 2009, TOTAL a signé un accord de cession de 10% du champ à la société d’État Zarubezhneft, effectif au 1 er janvier 2010, ramenant sa participation à 40%. – En octobre 2009, TOTAL a signé un accord établissant les principes de coopération avec la société KazMunaiGas (KMG) pour le développement du champ de gaz à condensats de Khvalynskoye, situé à la frontière russo-kazakhe dans l’offshore conventionnel de la mer Caspienne (sous juridiction russe). La production de gaz devrait être évacuée vers la Russie. Aux termes de cet accord, TOTAL prévoit d’acquérir une participation de 17% sur la part de KMG. – Le 2 mars 2011, TOTAL et Novatek ont signé deux accords de principe, d'après lesquels : - TOTAL deviendra, avec une participation de 20%, le partenaire de référence du projet Yamal LNG lancé par Novatek qui conserve 51% de ce projet. L'accord prévoit de finaliser la transaction d’ici juillet 2011 ; - TOTAL deviendra actionnaire de Novatek à hauteur de 12,08% avec l’intention des deux parties que TOTAL augmente sa participation à 15% sous 12 mois et à 19,40% sous 36 mois. 2.3.6. Europe En 2010, la production de TOTAL en Europe s’est élevée à 580 kbep / j, représentant 24% de la production totale du Groupe, contre 613 kbep / j en 2009 et 616 kbep / j en 2008. Au Danemark, TOTAL a obtenu en juin 2010 une participation de 80% et le rôle d’opérateur des licences 1 / 10 (Nordjylland) et 2 / 10 (Frederoskilde), après approbation par l’Agence de l’énergie danoise. Ces licences onshore couvrent respectivement des superficies d’environ 3 000 km² et 2 300 km². Les objectifs poursuivis appartiennent à une thématique « gaz de schistes ». En France, la production du Groupe s’est établie à 21 kbep / j en 2010, contre 24 kbep / j en 2009 et 25 kbep / j en 2008. Les principaux actifs du Groupe sont les champs de gaz de Lacq (100%) et Meillon (100%) situés dans le sud-ouest du pays. Sur le gisement de Lacq, dont l’exploitation remonte à 1957, un pilote de captage, d’injection et de stockage du CO2 est entré en service en janvier 2010. Dans le cadre de ce projet, une chaudière a été modifiée pour fonctionner en oxycombustion et le CO2 produit est injecté dans le gisement déplété de Rousse. Ce projet, qui s’inscrit dans la politique de développement durable du Groupe, permet de tester dans son ensemble l’une des voies envisageables pour réduire les émissions de CO2 . En 2010, TOTAL s’est vu attribuer le permis de Montélimar (100%) en vue d’évaluer le potentiel en gaz de schistes de cette zone lorsque les autorisations d’opérer seront obtenues. En Italie, le champ de Tempa Rossa (50%, opérateur), découvert en 1989 et situé sur la concession unitisée de Gorgoglione (région Basilicate), est l’un des principaux actifs de TOTAL dans le pays. Les travaux de préparation des sites ont débuté en août 2008, mais une procédure judiciaire diligentée par le procureur du tribunal de Potenza à l’encontre de Total Italia a conduit à leur arrêt. Certains contrats annulés font l’objet de nouveaux appels d’offres. Le forage d’appréciation Gorgoglione 2, démarré en mai 2010, est actuellement en cours. Les partenaires de Tempa Rossa devraient prendre en 2011 la décision d’investissement du projet d’une capacité envisagée de 55 kbep / j. Le plan d’extension du système export de la raffinerie de Tarente, nécessaire au développement du champ de Tempa Rossa, soumis aux autorités en mai 2010, devrait être approuvé en 2011. La mise en production est actuellement envisagée en 2015. En Norvège, où le Groupe est présent depuis le milieu des années soixante, TOTAL détient des intérêts dans soixante dix-huit permis de production sur le plateau continental maritime norvégien, dont quinze opérés. La Norvège est le premier pays contributeur aux productions du Groupe avec des volumes de 310 kbep / j en 2010, contre 327 kbep / j en 2009 et 334 kbep / j en 2008. – En mer du Nord norvégienne, la production s’est établie à 226 kbep / j en 2010. La contribution la plus importante à cette production, essentiellement non opérée, provient de l’ensemble Greater Ekofisk Area (Ekofisk, Eldfisk, Embla, etc.) situé au sud. L’ensemble Greater Hild Area (Hild East, Central, West, etc.) est situé au nord. - Sur Greater Ekofisk area, plusieurs projets sont en cours ou à l’étude. Le Groupe détient une participation de 39,9% dans les champs d’Ekofisk et Eldfisk. Les projets Ekofisk South et Eldfisk 2 devraient être lancés courant 2011 après avoir reçu l’approbation des autorités norvégiennes. - En 2010, TOTAL a cédé ses participations dans les champs de Valhall et Hod. - Sur Greater Hild Area, le Groupe est opérateur et détient une participation de 49%. Le schéma de développement a été sélectionné fin 2010. Le projet devrait être approuvé en 2011 avec un démarrage de la production attendu en 2016. - Sur Frigg, le démantèlement est terminé. – En mer de Norvège, la région de l’Haltenbanken regroupe les champs de Tyrihans (23,2%), Mikkel (7,7%) et Kristin (6%) ainsi que le champ d’Åsgard (7,7%) et ses satellites Yttergryta (24,5%) et Morvin (6%). Morvin a démarré en août 2010, conformément au calendrier, avec deux puits producteurs. En 2010, la production du Groupe dans la région de l’Haltenbanken s’est établie à 61 kbep / j. Document de référence 2010. TOTAL 25 Présentation des activités Secteur Amont 2– En mer de Barents, la production de GNL sur Snøhvit (18,4%) a démarré en 2007. Ce projet comprend le développement des champs de gaz de Snøhvit, Albatross et Askeladd, et la construction de l’usine de liquéfaction associée. En raison de problèmes de conception, l’usine a fonctionné à capacité réduite durant la phase de démarrage. Plusieurs arrêts pour maintenance ont été programmés pour résoudre ces problèmes et l’usine opère désormais à sa capacité de conception (4,2 Mt / an). Entre 2008 et 2010, des travaux d’exploration et d’appréciation ont été conduits sur plusieurs permis. En mer du Nord norvégienne, la découverte d’huile sur Dagny (PL 048, 21,8%) et la découverte de Pan / Pandora (PL 120, 11%) ont sensiblement augmenté en 2008 le potentiel respectif des zones de Sleipner et de Visund. Pan / Pandora va faire l’objet d’un développement accéléré en satellite. Le projet de développement devrait être lancé en 2011 après avoir reçu l’approbation des autorités norvégiennes. Le projet Dagny devrait être approuvé en 2012. Plusieurs découvertes ont été réalisées en 2009, notamment sur Beta Vest (PL 046, 10%) près de Sleipner, Katla (PL 104, 10%) au sud d’Oseberg, et Vigdis North East (PL 089, 5,6%) au sud de Snorre. Katla et Vigdis North East devraient faire l’objet d’un développement accéléré en satellite, la validation des projets par les partenaires des deux licences étant attendue pour le premier semestre 2011. En zone centrale de la mer du Nord, une découverte de gaz et de condensats (40%, opérateur) a été réalisée en 2010 sur la structure de David (PL 102C - zone de Heimdal). Cette structure pourrait être développée grâce à un raccordement à Heimdal via Skirne-Byggve. En mer de Barents, TOTAL s’est vu octroyer en 2009 un nouveau permis d’exploration - PL 535, 40% - au cours du vingtième cycle d’attribution. Sur ce permis, la campagne d’acquisition sismique 3D s’est achevée en 2009 et les forages devraient débuter en 2011. À l’occasion de l’APA 2010 (Awards in Predefined Areas), TOTAL s’est vu attribuer en 2011 quatre nouvelles licences d’exploration, dont une opérée. Aux Pays-Bas, TOTAL est présent dans l’exploration et la production de gaz naturel depuis 1964 et détient des intérêts dans vingt-quatre permis de production offshore - dont vingt opérés - et un permis d’exploration offshore, le permis E17c (16,92%) obtenu en 2008. En 2010, la production du Groupe s’est établie à 42 kbep / j, contre 45 kbep / j en 2009 et 44 kbep / j en 2008. TOTAL a acquis en 2008 Goal Petroleum (Netherlands) B.V. – Le champ K5F (40,39%, opérateur) a été mis en production en 2008. Ce projet comprend deux puits sous-marins reliés aux installations existantes de production et de transport. K5F est le premier projet au monde à utiliser des têtes de puits et des systèmes sous-marins à commande entièrement électrique. – Le développement du projet K5CU (49%, opérateur) a été lancé en 2009 et la production a démarré début 2011. Ce développement comprend quatre puits supportés par une plate-forme installée en septembre 2010 et reliée à la plate-forme K5A par un gazoduc de 15 km. Fin 2010, TOTAL a cédé 18,19% de ses parts dans le gazoduc NOGAT, ramenant ainsi sa participation à 5%. Au Royaume-Uni, où TOTAL est présent depuis 1962, la production du Groupe s’est établie à 207 kbep / j en 2010, contre 217 kbep / j en 2009 et 213 kbep / j en 2008. Cette production provient pour 86% de champs opérés, répartis sur deux zones principales : la zone d’Alwyn, au nord de la mer du Nord, et la zone d’Elgin / Franklin, dans le Central Graben. – Sur la zone d’Alwyn, la mise en production de satellites ou de nouveaux compartiments des réservoirs permet de maintenir le potentiel de production. La capacité des installations de traitement et de compression de la plate-forme d’Alwyn (530 Mpc / j) a été portée à 575 Mpc / j pendant l’arrêt de maintenance de l’été 2008. Le puits N52, foré sur Alwyn (100%) dans un nouveau compartiment du réservoir Statfjord, a été mis en production en février 2010 avec un débit initial de 15 kbep / j (gaz et condensats). Le gisement de Jura (100%), découvert fin 2006, est entré en production en mai 2008 à partir de deux puits sous-marins connectés à l’oléoduc reliant Forvie Nord et Alwyn. La capacité de production du champ est de 50 kbep / j (gaz et condensats). Les études de développement sur Islay (100%), deuxième découverte de gaz et condensats réalisée en 2008 et située dans un panneau faillé immédiatement à l’est de Jura, ont été finalisées et le développement approuvé en juillet 2010. L’entrée en production est prévue pour le second semestre 2011 avec une capacité de production de 15 kbep / j. Fin 2008, TOTAL a augmenté sa participation dans le champ d’Otter, la portant de 54,3% à 81%. Un accord de cession de cette participation a été conclu en 2010 et devrait se réaliser en deux phases entre 2011 et 2012. Le développement des champs d’Elgin (35,8%) et de Franklin (35,8%), en production depuis 2001, a fortement contribué à la présence du Groupe au Royaume-Uni. Sur le champ d’Elgin, le puits intercalaire foré entre novembre 2008 et septembre 2009 est entré en production en octobre 2009 au rythme de 18 kbep / j. Le forage d’un deuxième puits intercalaire s’est achevé en 2010 et il a été mis en production en mai à un débit de 12 kbep / j. Le forage de ce type de puits dans un réservoir haute pression / haute température fortement déplété constitue une importante avancée technologique. Le développement complémentaire de West Franklin par une phase 2 (forage de trois puits supplémentaires et installation d’une nouvelle plate-forme reliée à Elgin) a été approuvé en novembre 2010. Cette phase devrait permettre le développement d’environ 85 Mbep en 100%. La mise en production est attendue fin 2013. Dans le cadre d’un accord signé en 2005, TOTAL a acquis un intérêt de 25% dans deux blocs situés à proximité d’Elgin et de Franklin, en forant un puits d’appréciation sur la structure de Kessog. Cet intérêt a été porté à 50% en 2009. – Sur la zone West Shetland, la participation de TOTAL a été portée à 80% sur les champs de Laggan et Tormore début 2010. La décision d’investissement du projet Laggan / Tormore est intervenue en mars 2010 et la production commerciale devrait démarrer en 2014 avec une capacité prévue de 90 kbep / j. Le schéma de développement conjoint sélectionné par TOTAL et son partenaire comprend des installations de production sous-marines et un traitement des effluents (gaz à condensats) dans une usine construite près du terminal de Sullom Voe, dans les îles Shetland. Le gaz devrait ensuite être exporté sur le terminal de Saint-Fergus au travers d’une nouvelle ligne connectée au gazoduc de Frigg (FUKA). En 2010, la participation du Groupe dans le permis P967 (opérateur), qui comprend la découverte de gaz de Tobermory, a été portée de 43,75% à 50%. Ce permis est situé au nord de Laggan /Tormore. Début 2011, une découverte de gaz à condensats a été réalisée sur la licence d’Edradour (75%, opérateur). 26 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur AmontTOTAL possède également des participations dans dix actifs opérés par des tiers, dont les plus importants en termes de réserves sont les champs de Bruce (43,25%) et d’Alba (12,65%). La participation du Groupe dans le champ de Nelson (11,5%) a été cédée en 2010. 2.3.7. Moyen-Orient En 2010, la production de TOTAL au Moyen-Orient s’est élevée à 527 kbep / j, représentant 22% de la production totale du Groupe, contre 438 kbep / j en 2009 et 432 kbep / j en 2008. Aux Émirats arabes unis, où TOTAL est présent depuis 1939, la production du Groupe s’est élevée à 222 kbep / j en 2010, contre 214 kbep / j en 2009 et 243 kbep / j en 2008. Les variations enregistrées depuis 2008 s’expliquent essentiellement par l’application des quotas Opep. En Abou Dabi, TOTAL détient une participation de 75% (opérateur) dans le champ d’Abu Al Bu Khoosh, une participation de 9,5% dans Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) qui exploite les cinq principaux champs onshore de l’Émirat, ainsi qu’une participation de 13,3% dans Abu Dhabi Marine (ADMA) qui exploite deux champs offshore. Par ailleurs, TOTAL détient 15% d’Abu Dhabi Gas Industries (GASCO), société qui produit des GPL et des condensats issus du gaz associé produit par ADCO et 5% d’Abu Dhabi Gas Liquefaction Company (ADGAS), société qui produit du GNL, du GPL et des condensats. TOTAL a signé début 2009 les accords visant à renouveler sa participation dans la joint-venture de GASCO pour une durée de vingt ans à compter du 1 er octobre 2008. Début 2011, TOTAL a signé un Memorandum of Understanding avec IPIC, une entité détenue par le gouvernement de l’Émirat d’Abou Dabi, en vue de développer des projets d’intérêts communs dans le secteur de l’exploration-production du pétrole et du gaz. Le Groupe détient 24,5% de la société Dolphin Energy Ltd en partenariat avec la société Mubadala détenue par le gouvernement de l’Émirat d’Abou Dabi afin de commercialiser du gaz, en particulier en provenance du Qatar, aux Émirats arabes unis. Le Groupe détient en outre 33,3% de la société Ruwais Fertilizer Industries (FERTIL) qui produit de l’urée. Un nouveau projet, FERTIL 2, a été lancé en 2009, afin de construire une nouvelle unité d’urée granulée d’une capacité de 3 500 t / j (1,2 Mt / an). Ce projet devrait permettre à FERTIL de plus que doubler sa production pour atteindre environ 2 Mt / an en janvier 2013. En Irak, TOTAL a participé en 2009 et 2010 aux trois appels d’offres lancés par le ministère du Pétrole irakien. Le consortium mené par PetroChina avec la participation de TOTAL (18,75%) a remporté, lors du deuxième appel d’offres qui s’est tenu en décembre 2009, le contrat de développement et de production sur le champ de Halfaya qui se trouve dans la province de Missan, au nord de Bassora. Ce contrat est entré en vigueur en mars 2010. Le plan de développement préliminaire a été approuvé par les autorités irakiennes fin septembre 2010 et les opérations de développement ont commencé. Il prévoit une première production d’environ 70 kb / j d’huile courant 2012. En Iran, la production du Groupe s’est élevée à 2 kb / j en 2010, contre 8 kb / j en 2009 et 9 kb / j en 2008. Elle provient de contrats de buy back. Pour une information complémentaire sur la présence de TOTAL en Iran, consulter le chapitre 4 (Facteurs de risques). En Oman, la production du Groupe s’est établie à 34 kbep / j en 2010, identique à celle de 2009 et de 2008. TOTAL est présent dans la production d’huile essentiellement sur le bloc 6, mais également sur le bloc 53. Le Groupe produit également du gaz naturel liquéfié à travers ses participations dans le complexe de liquéfaction de Oman LNG (5,54%) / Qalhat LNG (2,04%) (1) , d’une capacité globale de 10,5 Mt / an. Au Qatar, où TOTAL est présent depuis 1936, le Groupe détient des participations dans le champ d’Al Khalij (100%), dans le bloc NFB (20%) du North Field ainsi que 10% dans l’usine de liquéfaction de Qatargas 1. Le Groupe détient également des intérêts de 24,5% dans Dolphin et de 16,7% dans le train 5 de Qatargas 2. La production du Groupe s’est élevée à 164 kbep / j en 2010, contre 141 kbep / j en 2009 et 121 kbep / j en 2008. Cette production a augmenté de façon significative avec le démarrage de Qatargas 2. – La production de Dolphin, démarrée à l’été 2007, a atteint sa pleine capacité au premier trimestre 2008. Le contrat, signé en 2001 avec la société nationale Qatar Petroleum, prévoit la vente de 2 Gpc / j de gaz en provenance du North Field pour une période de vingt-cinq ans. Ce gaz est traité dans l’usine Dolphin de Ras Laffan puis acheminé vers les Émirats arabes unis par un gazoduc long de 360 km. – La production du train 5 de Qatargas 2, démarrée en septembre 2009, a atteint sa pleine capacité (7,8 Mt / an) fin 2009. TOTAL est actionnaire de ce train depuis 2006. TOTAL a par ailleurs commencé à enlever une partie du GNL produit, conformément aux termes des contrats signés en 2006 qui prévoient l’achat par le Groupe de 5,2 Mt / an de GNL à Qatargas 2. Le Groupe détient également une participation de 10% dans Laffan Refinery, un séparateur de condensats d’une capacité de 146 kb / j. La production de cette raffinerie a démarré en septembre 2009. En Syrie, TOTAL est présent sur le permis de Deir Ez Zor (100%, opéré par la société DEZPC détenue à 50% par TOTAL) et au travers du contrat Tabiyeh entré en vigueur en octobre 2009. Sur ces deux actifs, la production du Groupe s’est élevée à 39 kbep / j en 2010, contre 20 kbep / j en 2009 et 15 kbep / j en 2008. Trois accords ont été ratifiés : – En 2008, l’extension de dix ans, soit jusqu’en 2021, du contrat de partage de production du permis de Deir Ez Zor ; – En 2009, le contrat Tabiyeh portant principalement sur l’augmentation de la production du champ de gaz à condensats de Tabiyeh ; – En 2009, le Cooperation Framework Agreement, accord-cadre envisageant le développement de projets pétroliers en partenariat avec la compagnie syrienne General Petroleum Corporation. Pour une information complémentaire sur la présence de TOTAL en Syrie, consulter le chapitre 4 (Facteurs de risques). Au Yémen, où TOTAL est présent depuis 1987, la production du Groupe s’est élevée à 66 kbep / j en 2010, contre 21 kbep / j en 2009 et 10 kbep / j en 2008. TOTAL participe au projet Yemen LNG (39,62%) qui consiste à Document de référence 2010. TOTAL 27 Présentation des activités Secteur Amont 2 (1) Participation indirecte via l’intérêt de 36,8% de Oman LNG dans Qalhat LNG.28 TOTAL. Document de référence 2010 2 approvisionner l’usine de liquéfaction construite à Balhaf, sur la côte Sud du pays, avec le gaz du bloc 18 situé dans la région de Marib au centre du Yémen, au travers d’un gazoduc de 320 km. Le premier train de liquéfaction a été mis en service en octobre 2009 et le deuxième en avril 2010. La capacité totale de production des deux trains est de 6,7 Mt / an de GNL. TOTAL est également actif sur les deux bassins pétroliers en tant qu’opérateur du bloc 10 (bassin de Masila, permis d’East Shabwa, 28,57%) et en tant que partenaire sur le bloc 5 (bassin de Marib, permis de Jannah, 15%). En 2010, TOTAL a renforcé sa présence dans l’exploration onshore grâce à sa prise de participation de 36% dans le bloc 72 et en portant sa participation de 30,9% à 50,1% dans le bloc 70. TOTAL détient également un intérêt de 40% dans les blocs 69 et 71 acquis en 2007. Des découvertes de gaz sur le bloc 71 sont en cours d’appréciation. Le premier puits foré sur le bloc 70 a révélé des indices d’huile positifs, le potentiel de cette découverte restant à évaluer. 2.4. Superficie du domaine minier Au 31 décembre 2010 2009 2008 (en milliers d’acres) Superficie non Superficie Superficie non Superficie Superficie non Superficie développée (a) développée développée (a) développée développée (a) développée Europe Brute 6 802 776 5 964 667 5 880 647 Nette 3 934 184 2 203 182 2 191 181 Afrique Brute 72 639 1 229 85 317 1 137 85 883 1 112 Nette 33 434 349 45 819 308 41 608 292 Amériques Brute 16 816 1 022 9 834 776 8 749 484 Nette 5 755 319 4 149 259 4 133 186 Moyen-Orient Brute 29 911 1 396 33 223 204 33 223 199 Nette 2 324 209 2 415 97 2 415 69 Asie Brute 36 519 539 29 609 397 25 778 387 Nette 17 743 184 16 846 169 12 529 131 Total Brute 162 687 4 962 163 947 3 181 159 513 2 829 Nette (b) 63 190 1 245 71 432 1 015 62 876 859 (a) La superficie non développée inclut les permis et les concessions. (b) La superficie nette correspond à la quote-part des intérêts du Groupe dans la superficie brute. 2.5. Puits producteurs Au 31 décembre 2010 2009 2008 (nombre de puits) Puits Puits Puits Puits Puits Puits producteurs producteurs producteurs producteurs producteurs producteurs bruts nets (a) bruts nets (a) bruts nets (a) Europe Liquides 569 151 705 166 700 166 Gaz 368 132 328 125 328 127 Afrique Liquides 2 250 628 2 371 669 2 465 692 Gaz 182 50 190 50 112 34 Amériques Liquides 884 261 821 241 621 176 Gaz 2 532 515 1 905 424 254 79 Moyen-Orient Liquides 7 519 701 3 766 307 3 762 264 Gaz 360 49 136 32 83 15 Asie Liquides 196 75 157 75 184 68 Gaz 1 258 411 1 156 379 1 049 271 Total Liquides 11 418 1 816 7 820 1 458 7 732 1 366 Gaz 4 700 1 157 3 715 1 010 1 826 526 (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. Présentation des activités Secteur Amont2.6. Nombre de puits producteurs et secs forés Au 31 décembre 2010 2009 2008 Puits Puits secs Total des Puits Puits secs Total des Puits Puits secs Total des producteurs forés puits nets producteurs forés puits nets producteurs forés puits nets forés nets (a) nets (a) forés (a) forés nets (a) nets (a) forés (a) forés nets (a) nets (a) forés (a) Exploration (b) Europe 1,7 0,2 1,9 0,4 3,7 4,1 1,3 2,0 3,3 Afrique 1,6 4,3 5,9 5,9 3,2 9,1 4,7 3,2 7,9 Amériques 1,0 1,6 2,6 0,8 1,6 2,4 – 2,6 2,6 Moyen-Orient 0,9 0,3 1,2 0,3 – 0,3 0,4 – 0,4 Asie 3,2 1,2 4,4 1,7 1,2 2,9 4,1 2,2 6,3 Sous total 8,4 7,6 16,0 9,1 9,7 18,8 10,5 10,0 20,5 Développement Europe 5,0 - 5,0 5,0 – 5,0 6,2 – 6,2 Afrique 18,1 - 18,1 27,5 0,2 27,7 38,3 6,4 44,7 Amériques 135,3 112,5 247,8 31,2 104,3 135,5 41,5 270,9 312,4 Moyen-Orient 29,6 1,4 31,0 42,6 3,4 49,0 61,2 7,6 68,8 Asie 59,3 - 59,3 63,5 0,3 63,8 58,7 – 58,7 Sous total 247,3 113,9 361,2 172,8 108,2 281,0 205,9 284,9 490,8 Total 255,7 121,5 377,2 181,9 117,9 299,8 216,4 294,9 511,3 (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. (b) Les données de l’année 2009 publiées précédemment ont été modifiées. 2.7. Puits d’exploration et de développement en cours de forage Au 31 décembre 2010 2009 2008 (nombre de puits) Bruts Nets (a) Bruts Nets (a) Bruts Nets (a) Exploration Europe 3 2,1 1 0,5 2 1,1 Afrique 4 1,4 4 1,3 7 2,5 Amériques 2 0,9 2 0,6 1 0,5 Moyen-Orient 2 1,2 1 0,4 1 0,3 Asie 2 1,1 - - 1 0,1 Sous total 13 6,7 8 2,8 12 4,5 Développement Europe 21 3,8 5 2,2 7 3,7 Afrique 29 6,4 31 8,5 19 4,3 Amériques 99 29,2 60 17,8 9 3,2 Moyen-Orient 20 5,1 40 4,8 5 2,2 Asie 23 9,8 12 5,5 23 7,8 Sous total 192 54,3 148 38,8 63 21,2 Total 205 61,0 156 41,6 75 25,7 (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. Document de référence 2010. TOTAL 29 2 Présentation des activités Secteur Amont2.8. Participation dans les oléoducs et les gazoducs Le tableau suivant présente les participations de TOTAL dans les oléoducs et les gazoducs au 31 décembre 2010. Pipeline(s) Origine Destination % intérêt Opérateur Liquides Gaz Europe France TIGF Réseau Sud-Ouest 100,00 x x Norvège Frostpipe (inhibited) Lille-Frigg, Froy Oseberg 36,25 x Gassled (a) 7,76 x Heimdal to Brae Condensate Line Heimdal Brae 16,76 x Kvitebjorn pipeline Kvitebjorn Mongstad 5,00 x Norpipe Oil Ekofisk Treatment center Teeside (Royaume-Uni) 34,93 x Oseberg Transport System Oseberg, Brage Sture 8,65 x et Veslefrikk Sleipner East Condensate Pipe Sleipner East Karsto 10,00 x Troll Oil Pipeline I et II Troll B et C Vestprosess 3,71 x (raffinerie de Mongstad) Pays-Bas Nogat pipeline F3-FB Den Helder 5,00 x WGT K13-Den Helder K13A Den Helder 4,66 x WGT K13-Extension Markham K13 (via K4/K5) 23,00 x Royaume-Uni Alwyn Liquid Export Line Alwyn North Cormorant 100,00 x x Bruce Liquid Export Line Bruce Forties (Unity) 43,25 x Central Area Cats Riser Platform Teeside 0,57 x Transmission System (CATS) Central Graben Liquid Elgin-Franklin ETAP 15,89 x Export Line (LEP) Frigg System : UK line Alwyn North, Bruce St.Fergus (Écosse) 100,00 x x et autres Ninian Pipeline System Ninian Sullom Voe 16,00 x Shearwater Elgin Area Line (SEAL) Elgin-Franklin, Shearwater Bacton 25,73 x SEAL to Interconnector Link (SILK) Bacton Interconnector 54,66 x x Afrique Algérie Medgaz Algérie Espagne 9,77 (b) x Gabon Mandji Pipes Champs bruts Mandji Cap Lopez Terminal 100,00 (c) x x Rabi Pipes Champs bruts Rabi Cap Lopez Terminal 100,00 (c) x x Amériques Argentine Gas Andes Bassin Neuquen Santiago (Chili) 56,50 x x (Argentine) TGN Réseau 15,40 x x (nord de l’Argentine) TGM TGN Uruguyana (Brésil) 32,68 x x Bolivie Transierra Yacuiba (Bolivie) Rio Grande (Bolivie) 11,00 x Brésil TBG Frontière Bolivie-Brésil Porto Alegre 9,67 x via São Paulo 30 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur AmontPipeline(s) Origine Destination % intérêt Opérateur Liquides Gaz Colombie Ocensa Cusiana Covenas Terminal 15,20 x Oleoducto de Alta Magdalena Tenay Vasconia 0,93 x Oleoducto de Colombia Vasconia Covenas 9,55 x Asie Yadana Yadana (Myanmar) Ban-I Tong 31,24 x x (frontière thaïlandaise) Reste du monde BTC Bakou (Azerbaïdjan) Ceyhan 5,00 x (Turquie, Méditerranée) SCP Bakou (Azerbaïdjan) Frontière Géorgie / Turquie 10,00 x Dolphin Ras Laffan (Qatar) Émirats arabes unis 24,50 x (transport international et réseau) (a) Gassled : unitisation du réseau de gazoducs norvégiens à travers une association dans laquelle TOTAL détient un intérêt de 7,761%. En plus de sa participation directe dans Gassled, TOTAL détient également un intérêt de 14,4% dans une association avec Norsea Gas S.A. qui détient pour sa part un intérêt de 2,839% dans Gassled. (b) Au travers de la participation du Groupe dans CEPSA (48,83%). (c) Intérêt de 100% détenu par Total Gabon, la participation financière du Groupe dans Total Gabon étant de 58,3%. Document de référence 2010. TOTAL 31 Présentation des activités Secteur Amont 2 2.9. Gaz & Énergies Nouvelles La direction Gaz & Énergies Nouvelles a pour objectif premier la valorisation des ressources gazières du Groupe. Ses activités englobent le transport, le trading, le marketing de gaz naturel et de gaz naturel liquéfié (GNL), la regazéification de GNL et le stockage de gaz naturel. Elles comprennent aussi le transport maritime et le trading de gaz de pétrole liquéfié (GPL), la génération d’électricité à partir de centrales à gaz ou d’énergies renouvelables ainsi que la production, le trading et le marketing de charbon. La direction Gaz & Énergies Nouvelles est également engagée dans le développement de nouvelles énergies, moins émettrices de gaz à effet de serre, qui viendront en complément des hydrocarbures pour répondre à la croissance de la demande énergétique mondiale. Dans cette perspective, le Groupe privilégie trois axes : – l’intégration amont-aval de la filière solaire photovoltaïque ; – la conversion thermochimique et biochimique de matières premières en carburants ou produits chimiques ; – la génération d’électricité nucléaire avec l’objectif à long terme de devenir un exploitant de centrales. Dans l’ensemble de ces domaines, TOTAL poursuit et intensifie ses efforts de recherche & développement tant dans l’énergie solaire et les procédés de conversion du gaz, du charbon et de la biomasse que dans le stockage d’énergie, les procédés de captage et de stockage de CO2 et les technologies gaz. 2.9.1. Gaz naturel liquéfié Pionnier de l’industrie du GNL, TOTAL est aujourd’hui le deuxième acteur mondial parmi les sociétés pétrolières internationales (1) grâce à des positions solides et diversifiées aussi bien dans l’amont que dans l’aval de la chaîne GNL. Le développement du GNL est un élément-clé de la stratégie du Groupe qui renforce sa présence dans la plupart des grandes zones de production ainsi que sur les principaux marchés. À travers ses participations dans des usines de liquéfaction en Indonésie, au Qatar, aux Émirats arabes unis, en Oman, au Nigeria, en Norvège et, depuis 2009, au Yémen, le Groupe commercialise du GNL principalement en Asie et en Europe continentale ainsi qu’au Royaume-Uni et en Amérique du Nord. En 2010, les ventes de TOTAL se sont élevées à 12,3 Mt de GNL, en hausse de près de 40% par rapport à 2009, grâce notamment au démarrage du train 5 de Qatargas 2 et de Yemen LNG. Le démarrage de l’usine Angola LNG, en cours de construction, ainsi que les projets de liquéfaction du Groupe en Australie, au Nigeria et en Russie devraient permettre de poursuivre la croissance de ses ventes. La direction Gaz & Énergies Nouvelles a la responsabilité des activités GNL en aval des usines de liquéfaction (2) . Elle est en charge de la commercialisation du GNL à des tiers pour le compte de la direction Exploration & Production, de la constitution du portefeuille aval GNL pour ses activités de trading, de marketing et de transport ainsi que des terminaux de regazéification. En Angola, TOTAL participe à la construction de l’usine de liquéfaction Angola LNG (TOTAL, 13,6%), constituée d’un train de 5,2 Mt / an, dont le démarrage est prévu en 2012. Dans le cadre de ce projet, TOTAL a signé en 2007 un contrat d’achat de gaz regazéifié portant sur 13,6% des quantités produites pour une durée de vingt ans. (1) Données sociétés, sur la base des portefeuilles amont et aval de GNL. (2) L’activité de production et de liquéfaction de gaz naturel du Groupe relève de la direction Exploration & Production. 32 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Amont (1) Données Gaztransport & Technigaz. Au Nigeria, TOTAL détient une participation de 15% dans l’usine Nigeria LNG (NLNG). Le Groupe a signé un contrat d’achat de GNL d’une durée de vingt-trois ans à compter de 2006 pour une quantité initiale de 0,23 Mt / an à laquelle s’est ajoutée 0,94 Mt / an au démarrage du train 6. TOTAL détient également une participation de 17% dans le projet Brass LNG qui porte sur la construction de deux trains de 5 Mt / an chacun. Parallèlement à cette prise de participation, TOTAL a signé avec Brass LNG Ltd un accord préliminaire définissant les principaux termes d’un contrat d’achat de GNL portant sur environ un sixième de la capacité de l’usine pendant vingt ans. Ce contrat d’achat reste soumis à la décision finale d’investissement du projet par Brass LNG. En Norvège, dans le cadre du projet Snøvhit dont le Groupe détient une participation de 18,4%, TOTAL a signé en 2004 un contrat d’achat de 0,78 Mt / an (35 Gpc / an) de GNL, essentiellement destiné à l’Amérique du Nord et à l’Europe, pour une durée de quinze ans. Les livraisons ont démarré en 2007. Au Qatar, TOTAL a signé en 2006 des contrats d’achat de GNL auprès du train 5 (TOTAL, 16,7%) de Qatargas 2 portant sur un volume global de GNL de 5,2 Mt / an pendant vingt-cinq ans, destiné à être commercialisé principalement en France, au Royaume-Uni et en Amérique du Nord. La production de GNL de ce train a démarré en septembre 2009. Au Yémen, TOTAL a signé en 2005 avec la compagnie Yemen LNG Ltd (TOTAL, 39,62%) un accord d’achat de 2 Mt / an de GNL pendant vingt ans à partir de 2009 initialement destiné à être livré aux États-Unis et en Europe. La production de GNL du premier train de Yemen LNG a démarré en octobre 2009, celle du deuxième train en avril 2010. En 2009 et 2010, une partie des volumes achetés par le Groupe dans le cadre de ses contrats long terme relatifs aux projets GNL mentionnés ci-dessus a été redirigée vers des marchés asiatiques plus rémunérateurs. En Chine, TOTAL a signé en 2008 un contrat de vente de GNL avec CNOOC (China National Offshore Oil Company). Au titre de cet accord, entré en vigueur en 2010 pour une durée de quinze ans, il est prévu que TOTAL fournisse à CNOOC jusqu’à 1 Mt / an de GNL. Le gaz provient du portefeuille mondial de ressources GNL du Groupe. Dans le cadre de ses activités de transport de GNL, TOTAL affrète directement un méthanier à long terme, l’Arctic Lady, d’une capacité de 145 000 m3 , afin d’acheminer sa part de production de l’usine de liquéfaction de Snøvhit en Norvège. Le Groupe détient également une participation de 30% dans la société Gaztransport & Technigaz (GTT) dont l’activité principale porte sur la conception et l’ingénierie des cuves cryogéniques à membranes pour les méthaniers. À fin 2010, 245 méthaniers en circulation étaient équipés de cuves à membranes construites sous licence GTT pour une flotte mondiale estimée à 367 méthaniers (1) . 2.9.2. Trading En 2010, TOTAL a poursuivi sa stratégie de développement en aval de la production de gaz naturel et de gaz naturel liquéfié. Cette stratégie vise à optimiser l’accès des productions actuelles et futures du Groupe, non seulement aux marchés traditionnels (structurés autour de contrats à long terme) mais aussi aux marchés ouverts à la concurrence mondiale (avec des contrats court terme, voire des ventes spot). Dans le contexte des marchés libéralisés permettant une plus grande liberté d’accès des clients aux fournisseurs, avec de nouveaux modes de commercialisation plus souples que les traditionnels contrats à long terme, TOTAL développe ainsi des activités de trading, de marketing et de logistique afin de commercialiser ses productions de gaz et de GNL directement auprès de clients. Parallèlement, le Groupe est présent dans le trading d’électricité ainsi que dans la commercialisation de GPL et de charbon. Les équipes de la direction Gaz & Énergies Nouvelles sont principalement implantées à Londres, Houston et Genève. 2.9.2.1.Gaz et électricité TOTAL intervient dans le domaine du trading de gaz et d’électricité en Europe et en Amérique du Nord en vue d’écouler les productions du Groupe et d’approvisionner ses filiales marketing. En Europe, TOTAL a commercialisé 36,2 Gm3 (1 278 Gpc) de gaz naturel en 2010 (contre 36,5 Gm3 (1 286 Gpc) en 2009 et 35,2 Gm3 (1 240 Gpc) en 2008), dont environ 14% en provenance des productions du Groupe. TOTAL a par ailleurs livré 27,1 TWh d’électricité en 2010 (contre 35 TWh en 2009 et 38,5 TWh en 2008), essentiellement issus de ressources extérieures. En Amérique du Nord, TOTAL a commercialisé 51 Gm3 (1 798 Gpc) de gaz naturel en 2010, contre 45 Gm3 (1 586 Gpc) en 2009 et près de 46,9 Gm3 (1 652 Gpc) en 2008, qu’il s’agisse de productions du Groupe ou de ressources extérieures. 2.9.2.2.GNL TOTAL exerce des activités de trading de GNL sur base spot et dans le cadre de contrats à terme. Depuis 2009, de nouveaux contrats d’achat (Qatargas 2, Yemen LNG) et de vente (CNOOC) ont permis de développer sensiblement les activités du Groupe dans la commercialisation du GNL. Ce portefeuille d’activités GNL spot et à terme permet à TOTAL d’assurer l’approvisionnement en gaz de ses principaux clients à travers le monde, tout en conservant un degré de flexibilité satisfaisant pour réagir aux opportunités de marché. TOTAL a acheté quatre-vingt-quatorze cargaisons contractuelles et douze cargaisons spot en 2010, contre respectivement vingt-trois et douze en 2009, en provenance du Qatar, du Yémen, du Nigeria, de Norvège, de Russie et d’Égypte. 2.9.2.3.GPL En 2010, TOTAL a négocié et commercialisé près de 4,5 Mt de GPL (butane et propane) dans le monde, contre 4,4 Mt en 2009 et 5,2 Mt en 2008. Près de 27% de ces quantités proviennent de champs ou de raffineries exploités par le Groupe. Cette activité de négoce a été exercée au moyen de cinq bateaux en affrètement à temps, ce qui a représenté cent voyages en 2010, et d’environ cent cinquante bateaux utilisés sur une base spot. 2.9.2.4.Charbon TOTAL a commercialisé 7,3 Mt de charbon sur le marché international en 2010, contre 7,3 Mt en 2009 et 8,4 Mt en 2008. Plus de la moitié de ce charbon provient d’Afrique du Sud. Les trois quarts sont exportés en Asie, où il est principalement destiné à la génération d’électricité, et le quart restant en Europe.Document de référence 2010. TOTAL 33 Présentation des activités Secteur Amont 2 (1) Détenue par TOTAL (35%), CEPSA (35%) et Sonatrach (30%). En février 2011, TOTAL a signé un accord pour la cession de sa participation de 48,83% dans CEPSA. La transaction est soumise à l’obtention des approbations requises. 2.9.3.Marketing Afin de valoriser les productions du Groupe, TOTAL a progressivement développé une activité de commercialisation de gaz mais aussi d’électricité et de charbon auprès de clients finaux au Royaume-Uni, en France et en Espagne. Au Royaume-Uni, TOTAL commercialise du gaz et de l’électricité sur les segments industriel et commercial au travers de sa filiale Total Gas & Power Ltd. En 2010, les volumes de gaz vendus se sont élevés à 4,9 Gm3 (173 Gpc), contre 3,7 Gm3 (130 Gpc) en 2009 et 3,8 Gm3 (134 Gpc) en 2008. Les ventes d’électricité se sont élevées à près de 4,1 TWh en 2010, au même niveau qu’en 2009, contre 4,6 TWh en 2008. En France, TOTAL intervient sur le marché du gaz naturel au travers de sa filiale de marketing Total Énergie Gaz (TEGAZ) dont les ventes globales se sont établies à 6,4 Gm3 (226 Gpc) en 2010, contre 5,9 Gm3 (208 Gpc) en 2009 et 6,5 Gm3 (229 Gpc) en 2008. Le Groupe assure également la commercialisation de charbon auprès de ses clients français, via sa filiale CDF Energie, avec des ventes s’établissant à près de 1,3 Mt en 2010, contre 1 Mt en 2009 et 1,9 Mt en 2008. En Espagne, TOTAL commercialise du gaz naturel sur les segments industriel et commercial au travers de sa participation dans Cepsa Gas Comercializadora (1) . En 2010, les volumes de gaz vendus ont atteint 2,4 Gm3 (85 Gpc), contre environ 2 Gm3 (70 Gpc) en 2009 et en 2008. Le Groupe détient également des participations dans les sociétés de commercialisation associées aux terminaux de regazéification de GNL d’Altamira au Mexique et d’Hazira en Inde. 2.9.4. Infrastructures gazières En aval de sa production de gaz naturel et de gaz naturel liquéfié, TOTAL exploite et développe ses réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, ses installations de stockage de gaz, sous forme liquide ou gazeuse, et ses terminaux de regazéification de GNL. 2.9.4.1. Transport de gaz naturel En France, l’ensemble des activités de transport situées dans le sud-ouest du pays est regroupé au sein de TIGF, filiale à 100% du Groupe. Cette filiale opère, sous un régime régulé, un réseau de transport de 5 000 km de gazoducs. L’année 2010 a été marquée par des décisions relatives au développement des interconnexions franco-espagnoles : – À la suite de l’appel à souscription (open season) lancé en 2009, TIGF prévoit de réaliser deux nouveaux projets, l’Artère du Béarn et la phase B de l’Artère de Guyenne, dont la mise en service est prévue pour 2013. – Un autre appel à souscription, lancé en 2010, impliquant quatre opérateurs de transport français et espagnols, dont TIGF, devrait se concrétiser par la réalisation du projet Euskadour à l’horizon 2015. Par ailleurs, à la suite de l’adoption par l’Union européenne du troisième paquet Énergie en juillet 2009, qui implique la séparation effective des activités de réseau d’une part et des activités de production et de fourniture d’autre part, TOTAL et TIGF étudient les adaptations qu’il conviendra de mettre en œuvre en prévision de son entrée en vigueur en France en mars 2012. En Amérique du Sud, le Groupe détient des participations dans plusieurs sociétés de transport de gaz naturel situées en Argentine, au Chili et au Brésil. Ces installations représentent, au total, un réseau intégré d’environ 9 500 km de canalisations qui dessert les marchés argentin, chilien et brésilien à partir des bassins producteurs de gaz situés en Bolivie et en Argentine, où le Groupe dispose de réserves de gaz naturel. En Argentine, en l’absence d’une augmentation des tarifs aux services publics et compte tenu des restrictions aux exportations de gaz, le Groupe a continué à administrer ses actifs de la meilleure manière possible dans un environnement opérationnel et financier difficile. 2.9.4.2. Stockage de gaz naturel et de GPL En France, l’ensemble des activités de stockage situées dans le sudouest du pays est regroupé au sein de TIGF. Cette filiale opère, sous un régime négocié, deux unités de stockage, pour une capacité utile de 2,6 Gm3 (92 Gpc). L’année 2010 a été marquée par une augmentation de 0,1 Gm3 (3,5 Gpc) de la capacité de stockage de Lussagnet. TOTAL, au travers de sa participation dans Géosud, est par ailleurs présent dans le GIE Géométhane qui détient un stockage de gaz naturel en cavité saline d’une capacité de 0,3 Gm3 (10,5 Gpc) situé à Manosque. La participation du Groupe dans Géométhane est passée de 26,2% à 35,5% en mars 2010 à la suite du rachat de la participation de l’un des partenaires. Un projet d’augmentation de la capacité de stockage de 0,2 Gm3 (7 Gpc) est en cours d’étude. En Inde, TOTAL détient une participation de 50% dans la société South Asian LPG Limited (SALPG), qui opère un terminal d’importation et de stockage souterrain de GPL situé sur la côte Est du pays. Cette caverne, la première de ce type en Inde, a une capacité de stockage de 60 kt. En 2010, elle a reçu 779 kt de GPL, contre 606 kt en 2009 et 535 kt en 2008. 2.9.4.3. Regazéification de GNL TOTAL a conclu des accords qui lui procurent à long terme un accès à des capacités de regazéification de GNL sur les trois continents grands consommateurs de gaz : l’Amérique du Nord (États-Unis, Mexique), l’Europe (France, Royaume-Uni) et l’Asie (Inde). Cette présence diversifiée sur les marchés permet au Groupe d’accéder à de nouveaux projets de liquéfaction en se portant acheteur à long terme d’une partie du GNL produit dans les usines, consolidant ainsi son portefeuille d’approvisionnement en GNL. En France, la participation de TOTAL dans le capital de la Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou (STMFC) est passée de 28,8% à 28,03% en 2010, sans impact sur les volumes de regazéification réservés par TOTAL. La capacité du terminal est de 8,25 Gm3 / an (291 Gpc / an) de gaz naturel, dont 2,25 Gm3 / an (79 Gpc / an) réservés par TOTAL. La mise en service commerciale du terminal a eu lieu en avril 2010 et l’autorité préfectorale a autorisé son fonctionnement à pleine capacité en août 2010. TOTAL et EDF ont signé en mars 2010 une lettre d’intention qui prévoit la réservation par TOTAL d’une capacité de regazéification dans le projet de terminal méthanier de Dunkerque développé par Dunkerque LNG, filiale à 100% d’EDF, et une prise de participation de TOTAL au capital de cette société.Au Royaume-Uni, dans le cadre de sa participation dans le projet Qatargas 2, TOTAL détient un intérêt de 8,35% dans le terminal de regazéification de South Hook. La mise en service du terminal a eu lieu en octobre 2009 pour la phase 1 (10,5 Gm3 / an soit 371 Gpc / an) et en avril 2010 pour la phase 2, portant ainsi sa capacité totale à 21 Gm3 / an (742 Gpc / an). En Croatie, TOTAL participe à la société Adria LNG, chargée de l’étude d’un terminal de regazéification de GNL sur l’île de Krk, sur la côte Nord de l’Adriatique. Au Mexique, TOTAL détient un intérêt de 25% dans le terminal de regazéification d’Altamira, en service depuis 2006. Cette infrastructure, située sur la côte Est du pays, est dotée d’une capacité de regazéification de 6,7 Gm3 / an (236 Gpc / an) de gaz naturel : la capacité est entièrement souscrite par Gas del Litoral, dont TOTAL détient 25%. Aux États-Unis, TOTAL a réservé une capacité de regazéification d’environ 10 Gm3 / an de gaz naturel (353 Gpc / an) dans le terminal de Sabine Pass (Louisiane) pour une période de vingt ans à compter d’avril 2009, date à laquelle le premier chargement de GNL du Groupe a été livré. Ce terminal a été inauguré en avril 2008. En Inde, TOTAL détient une participation de 26% dans le terminal d’Hazira dont la capacité de regazéification de gaz naturel est de 5 Gm3 / an (177 Gpc / an). Ce terminal, situé sur la côte Ouest dans l’État du Gujarat, est un terminal marchand dont les activités couvrent à la fois la regazéification du GNL et le marketing du gaz. Il est prévu que TOTAL puisse approvisionner le terminal en GNL à hauteur de 26%. Compte tenu des conditions de marché prévalant en 2010, Hazira a fonctionné sur une base de contrats court terme, tant à la vente sur le marché indien qu’à l’achat sur le marché international du GNL. 2.9.5. Génération d’électricité Dans un contexte de croissance de la demande mondiale en énergie électrique, TOTAL a développé un savoir-faire dans la génération d’électricité, notamment au travers de projets de cogénération et de centrales à cycle combiné. Le Groupe participe également à des projets de génération d’électricité d’origine renouvelable et poursuit son objectif de long terme de devenir un exploitant nucléaire. 2.9.5.1. Électricité à partir d’énergie conventionnelle En Abou Dabi, la centrale électrique au gaz de Taweelah A1 associe génération d’électricité et dessalement d’eau de mer. Elle est détenue par la société Gulf Total Tractebel Power Cy dans laquelle TOTAL détient un intérêt de 20%. En exploitation depuis 2003, la centrale Taweelah A1 a une capacité nette de génération d’électricité de 1 600 MW et une capacité de dessalement d’eau de mer de 385 000 m3 par jour. La production est vendue à l’ADWEC (Abu Dhabi Water and Electricity Company) dans le cadre d’un contrat long terme. Au Nigeria, TOTAL et son partenaire, la compagnie nationale NNPC (Nigerian National Petroleum Corporation), participent à deux projets de centrales électriques à gaz qui s’inscrivent dans les objectifs gouvernementaux de développement de la production électrique et de l’utilisation accrue de la production de gaz naturel pour des usages locaux : – Le projet Afam VI, au travers de la joint-venture SPDC (Shell Petroleum Development Company) dans laquelle TOTAL détient un intérêt de 10%, qui concerne le développement d’une centrale électrique en cycle combiné d’une capacité de 630 MW dont la mise en production commerciale a eu lieu en décembre 2010 ; – Le développement d’une nouvelle centrale électrique en cycle combiné d’une capacité d’environ 400 MW, située près de la ville d’Obite (delta du Niger) dans le cadre du projet gazier OML 58, associant NNPC et TOTAL (40%, opérateur). Une décision finale d’investissement devrait être prise au cours du premier semestre 2011 avec une mise en service prévue pour le premier semestre 2013 en cycle ouvert et au début de l’année 2014 en cycle fermé. La centrale sera reliée au réseau électrique existant par une nouvelle ligne haute tension de 108 km. En Thaïlande, TOTAL détient 28% de la société EPEC (Eastern Power and Electric Company Ltd) qui exploite la centrale à cycle combiné de Bang Bo, d’une capacité de 350 MW, mise en service en 2003. La production est vendue à l’EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand) dans le cadre d’un contrat long terme. 2.9.5.2. Électricité à partir d’énergie nucléaire En France, TOTAL est associé, à hauteur de 8,33%, à EDF et d’autres partenaires dans le projet de deuxième EPR français sur le site de Penly (Seine-Maritime), actuellement en cours d’étude. Le Groupe poursuit l’examen d’autres opportunités dans les pays où il est présent, privilégiant les partenariats avec des exploitants nucléaires expérimentés et reconnus, et reste très attentif aux conséquences que la grave situation au Japon pourrait avoir sur le développement de certains projets nucléaires dans le monde. 2.9.5.3. Électricité à partir d’énergies renouvelables Dans le domaine du solaire concentré, TOTAL (20%), en association avec la société espagnole Abengoa Solar (20%), a été retenu pour construire, puis exploiter pendant vingt ans, une centrale solaire à concentration de 109 MW à Abou Dabi. Le projet est réalisé en partenariat avec MASDAR au travers de l’Abu Dhabi Future Energy Company (ADFEC) qui détient une participation de 60% dans la société de projet. Les travaux ont commencé en juillet 2010 et le démarrage est prévu à l’été 2012. La production sera vendue à l’Abu Dhabi Water and Electricity Company (ADWEC). Dans le domaine éolien, le Groupe possède une centrale éolienne à Mardyck à proximité de Dunkerque (France) d’une capacité de 12 MW, mise en service en 2003. Dans le domaine de l’énergie marine, TOTAL détient une participation de 16% dans la société Scotrenewables Marine Power (îles Orcades, Écosse). Le démarrage et les tests d’un prototype d’une puissance de 250 kW sont prévus au cours de l’année 2011. 2.9.6. Solaire photovoltaïque Dans le cadre de sa stratégie de développement d’énergies complémentaires aux hydrocarbures, TOTAL a poursuivi en 2010 le renforcement de ses positions dans le domaine de l’énergie solaire photovoltaïque où le Groupe est présent depuis 1983. Dans la filière photovoltaïque du silicium cristallin, TOTAL développe, d’une part, une activité de production industrielle en amont et, d’autre part, une activité de commercialisation en aval. Le Groupe 34 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur AmontDocument de référence 2010. TOTAL 35 Présentation des activités Secteur Amont 2 poursuit ses activités de recherche et développement dans cette filière grâce à plusieurs partenariats. Dans les filières autres que celle du silicium cristallin, TOTAL enrichit son portefeuille d’activités au travers de partenariats industriels et de recherche, en particulier dans les technologies organiques et les couches minces. Enfin, le Groupe est engagé dans des programmes de recherche sur le stockage de l’énergie solaire. 2.9.6.1. Production de polysilicium En juin 2010, TOTAL a annoncé la prise d’une participation de 25,4% dans la start-up américaine AE Polysilicon Corporation (AEP), qui développe, à un coût très compétitif, une nouvelle technologie de production en continu de polysilicium sous forme de granulés. La technologie développée par AEP est en cours d’industrialisation. L’unité de production, dont la mise en service a débuté en 2010, devrait disposer à terme d’une capacité nominale équivalente à 1 800 t/an de polysilicium solaire. 2.9.6.2. Production de cellules solaires photovoltaïques TOTAL est actionnaire à hauteur de 50% de Photovoltech, société belge spécialisée dans la production de cellules photovoltaïques multicristallines. En 2010, Photovoltech a augmenté la capacité de production de son usine de Tirlemont (Tienen) en Belgique avec l’installation d’une troisième ligne portant la capacité totale de l’usine à 155 MWc / an. Le chiffre d’affaires réalisé par Photovoltech s’est élevé à près de 104 millions d’euros en 2010, en hausse d’environ 30% par rapport à 2009. En matière de recherche & développement, le Groupe poursuit sa collaboration avec l’IMEC (Interuniversity MicroElectronics Center), basé à l’université de Louvain (Belgique), dans le but de limiter significativement l’utilisation du silicium tout en augmentant l’efficacité des cellules solaires et permettre ainsi une baisse substantielle des coûts dans la filière. 2.9.6.3. Production de panneaux et commercialisation de systèmes solaires photovoltaïques TOTAL détient 50% du capital de Tenesol, société française spécialisée dans la conception, la fabrication, la commercialisation, l’installation et l’exploitation de systèmes solaires photovoltaïques. Tenesol dispose d’une usine de production de panneaux solaires en Afrique du Sud, dont la capacité a été portée de 60 MWc / an à 85 MWc / an en 2010, et d’une deuxième usine en France dont la capacité a également été portée de 50 MWc / an à 85 MWc / an en 2010. Tenesol a réalisé en 2010 un chiffre d’affaires consolidé de près de 304 millions d’euros, en hausse d’environ 22% par rapport à 2009. En novembre 2010, TOTAL a annoncé la construction d’une unité de fabrication et d’assemblage de panneaux photovoltaïques en Moselle (France) qui devrait disposer à terme d’une capacité totale de 50 MWc / an. Le démarrage des travaux de construction est prévu au premier semestre 2011 pour une mise en service à la fin de l’année. Le Groupe conduit en outre des projets d’installation de solutions solaires dans le cadre de projets d’électrification rurale décentralisée dans plusieurs pays, notamment en Afrique du Sud. De nouveaux projets sont à l’étude en Afrique et en Asie. 2.9.6.4. Nouvelles technologies solaires Afin d’enrichir son portefeuille d’activités solaires, TOTAL s’est engagé dans le développement de technologies innovantes. Le Groupe consacre d’importants efforts en matière de recherche et développement via des partenariats avec de grands laboratoires et instituts de recherche internationaux, en France et à l’étranger (États-Unis, Suisse, Belgique, Allemagne entre autres). Dans le domaine des technologies solaires organiques, le Groupe est entré en 2008 au capital de la start-up américaine Konarka dont il détient près de 25%. Depuis 2009, Konarka poursuit ses projets de recherche en coopération avec le Groupe dans l’objectif de développer des films solaires à grande échelle. Dans le domaine des couches minces et des nanomatériaux à base de silicium, le Groupe s’est associé en 2009 au LPICM (Laboratoire de Physique des Interfaces et des Couches Minces) pour mettre en place une équipe de recherche commune, baptisée NanoPV, à Saclay en France. Un partenariat de recherche a également été conclu avec le LAAS (Laboratoire d’Analyse et d’Architecture des Systèmes) pour le développement des systèmes électriques associés (Toulouse, France). Dans le domaine du stockage d’énergie solaire, TOTAL a conclu en 2009 un contrat de recherche avec le MIT (Massachussetts Institute of Technology) aux États-Unis pour développer une nouvelle technologie de batteries stationnaires. 2.9.7. Transformation de la biomasse TOTAL explore plusieurs voies de valorisation de la biomasse selon la ressource utilisée (nature, localisation, mode de récolte, transport, etc.), la nature des molécules et des marchés visés (carburants, lubrifiants, pétrochimie, chimie de spécialité, etc.) ainsi que le ou les procédés de transformation de la biomasse. Le Groupe a choisi de se positionner sur deux des principales voies de transformation de la biomasse, la voie biochimique et la voie thermochimique. 2.9.7.1. Biotechnologies TOTAL a conclu en juin 2010 un partenariat stratégique avec la start-up américaine Amyris Inc., spécialisée dans les biotechnologies. Le Groupe a pris une participation dans le capital de la société (environ 22% à fin 2010) et a signé un accord-cadre de collaboration portant sur des partenariats de recherche, de développement, de production et de commercialisation avec la mise en place d’une équipe de R&D commune. Amyris dispose d’une plate-forme de biologie synthétique industrielle de pointe pour créer et optimiser des micro-organismes (levures, algues, bactéries) capables de transformer des sucres en carburants et en produits chimiques. Amyris possède également des laboratoires de recherche et une unité pilote en Californie ainsi qu’une usine pilote et un site de démonstration au Brésil. Aujourd’hui en phase d’industrialisation, le démarrage de la production est attendu en 2012. Le Groupe a annoncé en avril 2010 son entrée au capital de la société Coskata, basée à Chicago, qui développe une technologie permettant, grâce à un processus biologique, la conversion du gaz de synthèse en alcools pour des usages carburants ou pétrochimie. Coskata a déployé cette technologie à une échelle significative sur une unité de démonstration produisant du bioéthanol et poursuit ses efforts vers sa commercialisation.Par ailleurs, le Groupe poursuit le développement d’un réseau de collaborations en recherche et développement, portant sur des technologies complémentaires de la plate-forme d’Amyris : déconstruction de la lignocellulose, nouvelles voies de biosynthèse, procédés et bio-ingénierie des microalgues et autres organismes phototrophes. 2.9.7.2. DME Au Japon, TOTAL participe avec huit sociétés japonaises à un programme de sensibilisation des consommateurs au nouveau combustible DME (DiMéthyl Ether). L’usine de production (TOTAL, 10%), d’une capacité de 80 kt / an, située à Niigata, a démarré en 2009. En Suède, TOTAL participe aux travaux du projet européen « BioDME » dont l’objectif est de tester l’ensemble de la chaîne : depuis la fabrication de DME à partir de la liqueur noire, sousproduit de la production de la pâte à papier, jusqu’à l’utilisation dans une flotte de camions dans quatre villes suédoises. Le démarrage de la production de l’usine pilote située à Pitea devrait intervenir au premier semestre 2011. 2.9.8. Captage et stockage de CO2 TOTAL poursuit un programme de développement de nouvelles technologies de captage et de stockage de CO2 pour diminuer l’impact de tous les projets industriels du Groupe à base d’énergie fossile. TOTAL participe, en collaboration avec l’institut IFP Énergies Nouvelles, basé en France, à un programme de recherche et développement portant sur la boucle chimique, nouveau procédé de combustion de matières premières solides et gazeuses intégrant le captage de CO2 à un très faible coût énergétique. En 2010, cette collaboration a permis de construire un pilote de démonstration sur le site de Solaize (France). Un pilote à grande échelle devrait être mis en service en 2013. Le Groupe est également partenaire du projet Carbolab, soutenu par l’Union européenne, qui vise à valider la technologie de stockage du CO2 dans des veines de charbon. 2.9.9. Production de charbon Depuis près de trente ans, TOTAL exporte du charbon depuis l’Afrique du Sud principalement vers l’Europe et l’Asie. Avec la mise en production de la mine de Tumelo en 2009, la filiale Total Coal South Africa (TCSA) possède et opère quatre mines en Afrique du Sud. Une cinquième est en cours de construction à Dorstfontein avec un démarrage prévu fin 2011, et une sixième en cours de développement à Forzando avec un démarrage prévu en 2013. Le Groupe poursuit également l’étude de plusieurs autres projets de développement minier. Le charbon sud-africain, produit par TCSA ou acheté auprès de mines détenues par des tiers, est exporté à partir du port de Richard’s Bay, dont TOTAL détient 5,7%. 36 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur AmontLe secteur Aval couvre l’ensemble des activités du Raffinage & Marketing et du Trading & Shipping. • 1 er raffineur / distributeur en Europe de l’Ouest (1) • 1 er distributeur en Afrique (2) • Environ 2,4 Mb / j de capacité de raffinage au 31 décembre 2010 • 17 490 stations-service au 31 décembre 2010 • Environ 3,8 Mb / j de produits vendus en 2010 • Parmi les premiers opérateurs mondiaux dans le Trading de pétrole et de produits pétroliers • Investissements bruts 2010 : 2,3 milliards d’euros • 32 631 collaborateurs Volumes raffinés (kb / j) (a) (en kb/j) 2008 2009 2010 ¦ Europe ¦ Reste du monde (a) Y compris quote-part du Groupe dans CEPSA et, à partir du 1 er octobre 2010, dans TotalErg. Sur l’année 2010, les volumes raffinés sont en baisse de 7% par rapport à 2009 reflétant essentiellement l’arrêt sur l’année complète de la raffinerie de Dunkerque et d’une unité de distillation à la raffinerie de Normandie, ainsi que l’impact des mouvements sociaux en France. Données financières du secteur Aval (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Chiffre d’affaires hors Groupe 123 245 100 518 135 524 Résultat opérationnel ajusté 1 251 1 026 3 602 Résultat opérationnel net ajusté 1 168 953 2 569 L’indicateur de marges de raffinage européennes ERMI s’est établi à 27,4 $ / t en 2010, en hausse de 54% par rapport à 2009. Sur l’année 2010, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Aval est de 1 168 millions d’euros par rapport à 953 millions d’euros en 2009, soit une progression de 23%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Aval atteint 1,5 milliard de dollars, en hausse de 16% par rapport à 2009. Cette progression s’explique essentiellement par l’impact positif de l’amélioration des marges de raffinage qui a cependant été partiellement compensé par la baisse des traitements et de la fiabilité des raffineries du Groupe en 2010, ainsi que par des conditions d’approvisionnement moins favorables. La persistance d’un environnement économique défavorable pour le raffinage, affectant particulièrement l’Europe, a conduit le Groupe au quatrième trimestre 2010 à reconnaître dans l’Aval des dépréciations d’actifs exceptionnelles, essentiellement sur ses actifs de raffinage en France et au Royaume-Uni, pour 1 192 millions d’euros en résultat opérationnel et 913 millions d’euros en résultat opérationnel net. Ces éléments ont été qualifiés d’éléments d’ajustement. Le ROACE (3) de l’Aval est de 8% en 2010 contre 7% en 2009. Ventes de produits en 2010 par zone géographique : 3 776 kb / j (a) (a) Y compris Trading et quote-part du Groupe dans CEPSA et, à partir du 1 er octobre 2010, dans TotalErg. Afrique 11% Document de référence 2010. TOTAL 37 Présentation des activités Secteur Aval 2 3. Secteur Aval Document de référence 2010. TOTAL 37 2 (1) Données sociétés sur la base des capacités de raffinage et/ou des ventes. (2) Données PFC Energy Janvier 2011, sur la base des quantités vendues. (3) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. 2 362 2 151 272 2 090 250 1 901 253 2 009 kb/j Amériques 13% Europe 63% Reste du monde 13% 1 7563.1. Raffinage & Marketing Au 31 décembre 2010, la capacité de raffinage de TOTAL s’est établie à 2 363 kb / j, contre 2 594 kb / j en 2009 et 2 604 kb / j en 2008. Les ventes du Groupe se sont élevées à 3 776 kb / j de produits raffinés dans le monde (activités de négoce comprises) en 2010, contre 3 616 kb / j en 2009 et 3 658 kb / j en 2008. TOTAL est le premier raffineur / distributeur en Europe de l’Ouest (1) et occupe le premier rang des distributeurs en Afrique (2) . TOTAL exploite un réseau de 17 490 stations-service dans le monde en 2010, contre 16 299 en 2009 et 16 425 en 2008, dont plus de 50% détenues en propre. En outre, les activités de Raffinage permettent de développer un large éventail de produits de spécialité tels que les lubrifiants, les gaz de pétrole liquéfiés (GPL), les carburants pour l’aviation, les fluides spéciaux, les bitumes, les combustibles pour les soutes marines et les bases pétrochimiques. Le Groupe poursuit l’adaptation de son activité et l’amélioration de son positionnement dans un contexte de reprise de la demande pétrolière mondiale essentiellement hors de l’OCDE selon trois axes prioritaires : l’adaptation aux marchés matures en Europe, l’accompagnement de la croissance en Afrique, Asie et MoyenOrient, et le développement mondial des produits de spécialité. Dans le cadre de l’optimisation de son portefeuille Aval en Europe, la société « TotalErg » (TOTAL 49%), issue de la fusion entre Total Italia et ERG Petroli, a été créée en octobre 2010 en Italie. Elle devient le troisième opérateur sur le marché italien (3) . Par ailleurs, au Royaume-Uni, TOTAL a mis en vente en 2010 ses activités Marketing et sa raffinerie de Lindsey. En février 2011, TOTAL a annoncé la signature d’un accord pour la cession à IPIC des 48,83% détenus par le Groupe dans le capital de CEPSA, dans le cadre d’une offre publique d’acquisition portant sur l’ensemble du capital de CEPSA. La transaction est soumise à l’obtention des approbations requises. En termes opérationnels dans le Raffinage & Marketing, cette cession porte essentiellement sur quatre raffineries (Huelva, Algesiras, Tenerife, Tarragone) et des activités Marketing en Espagne et au Portugal. 3.1.1. Raffinage TOTAL détient des participations dans vingt-quatre raffineries (dont dix opérées directement) situées en Europe, aux États-Unis, aux Antilles françaises, en Afrique et en Chine. L’année 2010 a été marquée par une légère amélioration de l’environnement du raffinage qui s’est traduite par une hausse des marges des raffineries dans le monde, même si celles-ci restent encore à des niveaux peu élevés. En 2010, TOTAL a poursuivi son programme d’investissements sélectifs dans le raffinage concentré sur trois grands axes : les grands projets en cours (conversion profonde à la raffinerie de Port Arthur, raffinerie de Jubail), l’adaptation du raffinage européen aux évolutions structurelles du marché et le renforcement de la sécurité et de l’efficacité énergétique. L’Europe de l’Ouest représente plus de 85% de la capacité de raffinage du Groupe, soit 2 049 kb / j à fin 2010. Le Groupe y opère neuf raffineries et détient des intérêts dans la raffinerie de Schwedt en Allemagne, dans quatre raffineries en Espagne au travers de sa participation dans CEPSA (4) et dans deux raffineries en Italie au travers de sa participation dans TotalErg. Une fois finalisée, la cession par le Groupe de sa part dans CEPSA devrait contribuer à une réduction d’environ 260 kb / j des capacités de raffinage de TOTAL en Europe. - En France, le Groupe poursuit l’adaptation de ses capacités de raffinage et le rééquilibrage de ses productions au profit du diesel, dans un contexte de baisse structurelle de la consommation de produits pétroliers en Europe et d’augmentation des excédents d’essence. En octobre 2010, TOTAL a été autorisé par une décision de justice à mettre en œuvre son projet d’évolution de l’établissement des Flandres (raffinerie de Dunkerque d’une capacité de distillation de 7 Mt / an). L’arrêt de l’activité de Raffinage conduira à un démontage progressif des unités. Le Groupe a confirmé son projet de reconversion du site avec la création d’un centre d’assistance technique, d’une école de formation au raffinage, d’un dépôt et d’une direction administrative. Par ailleurs, la réalisation du projet d’adaptation de l’outil de raffinage en France du Groupe, démarré en 2009, se poursuit. Il consiste à faire évoluer le schéma industriel de la raffinerie de Normandie et à adapter certains services centraux du siège parisien du Raffinage. À la raffinerie de Normandie, ce projet vise à moderniser la raffinerie et rééquilibrer les productions au profit du diesel. À cet effet, des investissements prévus sur quatre ans permettront de réduire la capacité de distillation annuelle de 16 Mt à 12 Mt à terme, d’augmenter la taille de l’hydrocraqueur de distillats et d’améliorer l’efficacité énergétique en réduisant simultanément les émissions de CO2. En juillet 2010, le Groupe a finalisé la cession de sa participation minoritaire (40%) dans la Société de la Raffinerie de Dunkerque (SRD), entreprise spécialisée dans la fabrication de bitumes et d’huiles de base. - Au Royaume-Uni, la mise en service de l’unité d’hydrodésulfuration (HDS) à la raffinerie de Lindsey est prévue au premier semestre 2011. Elle devrait permettre de traiter jusqu’à 70% de bruts soufrés, contre 10% actuellement, et d’accroître la production de gazole à très basse teneur en soufre. En parallèle, TOTAL a annoncé la mise en vente de la raffinerie de Lindsey en 2010. - En Allemagne, l’unité HDS démarrée en septembre 2009 à la raffinerie de Leuna a très bien fonctionné en 2010. Cette unité est destinée à l’approvisionnement du marché allemand en fioul domestique à très basse teneur en soufre. - En Italie, TotalErg (TOTAL, 49%) opère depuis octobre 2010 la raffinerie de Rome (100%) et détient une participation de 25,9% dans la raffinerie de Trecate. - En Espagne, CEPSA a finalisé ses investissements visant à améliorer la capacité de conversion de la raffinerie de Huelva pour répondre à la croissance de la demande du marché espagnol en distillats moyens. Une unité d’hydrocraquage, deux nouvelles unités de distillation atmosphérique et sous vide ainsi qu’une unité de désulfuration ont été inaugurées en octobre 2010. La capacité de distillation est passée de 100 kb / j à 178 kb / j. Le Groupe a 38 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Aval 38 TOTAL. Document de référence 2010 (1) Données sociétés sur la base des capacités de raffinage et des quantités vendues. (2) Données PFC Energy Janvier 2011, sur la base des quantités vendues. (3) Données Société sur la base d’informations publiques. (4) Part du Groupe dans CEPSA : 48,83% au 31 décembre 2010. annoncé en février 2011, la signature d’un accord avec IPIC pour la cession des 48,83% qu’il détient dans le capital de CEPSA. La transaction est soumise à l’obtention des approbations requises. Aux États-Unis, TOTAL exploite la raffinerie de Port Arthur (Texas) dont la capacité s’élève à 174 kb / j. TOTAL y a lancé en 2008 un programme de modernisation qui comprend la construction d’une unité de désulfuration entrée en service en juillet 2010, d’une unité de distillation sous vide, d’une unité de conversion profonde (coker) et d’autres unités associées. Ce projet permettra de traiter davantage de bruts lourds et soufrés et d’augmenter la production de produits légers, en particulier de distillats à basse teneur en soufre. La construction est terminée et le coker était en cours de démarrage en mars 2011. En Arabie Saoudite, TOTAL et Saudi Arabian Oil Company (Saudi Aramco) ont créé en septembre 2008 une joint-venture, Saudi Aramco Total Refining and Petrochemical Company (SATORP) en vue de la construction à Jubail d’une raffinerie d’une capacité de 400 kb / j, détenue à hauteur de 62,5% par Saudi Aramco et de 37,5% par TOTAL. Les parties prévoient de conserver chacune une participation de 37,5% et d’introduire en Bourse sur le marché saoudien les 25% restants, sous réserve de l’approbation des autorités compétentes. Les principaux contrats de construction de la raffinerie ont été signés en juillet 2009, marquant le démarrage des travaux. La mise en service est prévue en 2013. Le schéma très convertissant de cette raffinerie lui permettra de traiter des bruts lourds (Arabian Heavy) et de produire des carburants et autres produits légers répondant aux spécifications les plus strictes et en grande partie destinés à l’exportation. En Afrique, le Groupe détient des participations minoritaires dans cinq raffineries en Afrique du Sud, au Sénégal, en Côte d’Ivoire, au Cameroun et au Gabon. En Chine, TOTAL détient une participation de 22,4% dans la raffinerie de WEPEC, située à Dalian, aux côtés de Sinochem et PetroChina. 3.1.1.1. Capacité de raffinage de pétrole brut Le tableau suivant présente la capacité journalière de raffinage de pétrole brut de TOTAL (a) : Au 31 décembre (en milliers de barils par jour) 2010 2009 2008 Raffineries exploitées par le Groupe Normandie (France) 199 338 339 Provence (France) 158 158 158 Flandres (France) - 137 137 Donges (France) 230 230 230 Feyzin (France) 117 117 117 Grandpuits (France) 101 101 101 Anvers (Belgique) 350 350 350 Leuna (Allemagne) 230 230 230 Rome (Italie) (b) - 64 64 Lindsey-Immingham (Royaume-Uni) 221 221 221 Flessingue (Pays-Bas) (c) 81 81 81 Port Arthur (Texas, États-Unis) 174 174 174 Sous total 1 861 2 201 2 202 Autres raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations (d) 502 393 402 Total 2 363 2 594 2 604 (a) Dans les cas où TOTAL ne détient pas 100% des intérêts d’une raffinerie, la capacité indiquée représente la quote-part détenue par TOTAL dans la capacité de raffinage globale du site. (b) Participation de TOTAL de 71,9% jusqu’au 30 septembre 2010. (c) Participation de TOTAL de 55%. (d) Quatorze raffineries dans lesquelles TOTAL détient des intérêts compris entre 12% et 50% (cinq en Afrique, quatre en Espagne, deux en Italie, une en Allemagne, une en Martinique et une en Chine). Depuis le 1 er octobre 2010, inclut également la quote-part du Groupe dans les raffineries de Rome et Trecate à travers sa participation dans TotalErg. Cession de la participation de 50% dans la raffinerie Indeni en Zambie en 2009. 3.1.1.2. Production des raffineries Le tableau suivant présente, par catégorie de produits, la part nette des quantités produites dans les raffineries du Groupe (a) : (en milliers de barils par jour) 2010 2009 2008 Essences 345 407 443 Carburants pour l’aviation (b) 168 186 208 Gasoil et combustibles 775 851 987 Fiouls lourds 233 245 257 Autres produits 359 399 417 Total 1 880 2 088 2 312 (a) Y compris quote-part des raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Avgas, jet fuel et kérosène. Document de référence 2010. TOTAL 39 Présentation des activités Secteur Aval 23.1.1.3. Taux d’utilisation des raffineries Les tableaux suivants présentent les taux d’utilisation des raffineries du Groupe. Sur brut et autres charges (a) (b) 2010 2009 2008 France 64% 77% 89% Reste de l’Europe 85% 88% 93% Amériques 83% 77% 88% Asie 81% 80% 76% Afrique 76% 77% 79% Part nette de CEPSA et TotalErg (c) 94% 93% 106% Moyenne 77% 83% 91% (a) Y compris quote-part des raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Brut + charges à craquer / capacité et distillation en début d’année. (c) Pour TotalErg : calcul du taux d’utilisation sur la base de la production et d’une capacité proratée. Sur brut (a) (b) 2010 2009 2008 Moyenne 73% 78% 88% (a) Y compris quote-part des raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Brut / capacité et distillation en début d’année. 3.1.2. Marketing TOTAL est l’un des principaux distributeurs en Europe de l’Ouest (1) . Le Groupe est également leader sur le continent africain avec une part de marché de près de 14% (2) . TOTAL élabore une large gamme de produits de spécialité issus du pétrole raffiné au sein de ses raffineries et à partir d’autres unités. Le Groupe est un acteur majeur sur le marché des produits de spécialité (3) , en particulier les lubrifiants, le GPL, les carburants pour l’aviation, les fluides spéciaux, les bitumes et les combustibles pour les soutes marines, avec des produits commercialisés dans près de 150 pays (4) . 3.1.2.1. Europe TOTAL dispose d’un réseau de 12 062 stations-service en Europe, réparties en France, en Belgique, aux Pays-Bas, au Luxembourg, en Allemagne, au Royaume-Uni, ainsi qu’en Espagne et au Portugal au travers de sa participation dans CEPSA (48,83%) et en Italie au travers de sa participation dans TotalErg (49%). TOTAL opère également sous la marque AS24 un réseau de 579 stations-service destinées aux transporteurs routiers. Le Groupe est un acteur majeur dans le domaine des cartes pétrolières, avec près de 3,5 millions de cartes émises dans vingt-huit pays européens. En France, le réseau sous la marque TOTAL bénéficie d’un maillage dense et d’une diversification étendue (boutiques Bonjour, lavage). Les stations Elf distribuent des carburants de qualité à des prix particulièrement compétitifs. Près de 2 100 stations sont opérées sous la marque TOTAL et 280 stations sous la marque Elf. TOTAL distribue également des carburants dans près de 1 900 stations sous la marque Elan, essentiellement en zone rurale. En Europe de l’ouest, TOTAL a poursuivi en 2010 l’optimisation de ses activités Marketing. – En Italie, à la suite de sa création en octobre 2010, TotalErg est devenu le troisième opérateur marketing avec près de 13% (5) de part de marché réseau et plus de 3 200 stations-service. – En France, TOTAL a démarré la mise en œuvre du projet d’adaptation de sa logistique pétrolière annoncé en janvier 2010. Les dépôts du Pontet et de Saint Julien sont en cours de fermeture. Les opérations de Hauconcourt ont été transférées le 1 er octobre à la société Raffinerie du Midi. Le transfert des opérations du dépôt du Mans et la cession du dépôt de Ouistreham devraient avoir lieu au premier semestre 2011. TOTAL a également finalisé la cession en janvier 2010 de la moitié de sa participation (50%) dans la Société des Dépôts Pétroliers de Corse. – Au Royaume-Uni, TOTAL a annoncé en septembre 2010 la mise en vente de l’ensemble de son activité de distribution pétrolière, à l’exception de certains produits de spécialité (lubrifiants, etc.). En Europe du Nord, centrale et orientale, le Groupe développe ses positions essentiellement sur les marchés de produits de spécialité. En 2010, TOTAL a poursuivi l’expansion de sa présence directe sur les marchés porteurs d’Europe de l’Est, en particulier dans le domaine des lubrifiants. Le Groupe vise à accélérer la croissance des activités de produits de spécialité en Russie et en Ukraine en poursuivant le développement d’une présence directe sur ces marchés depuis 2008. En 2010, AS24, présent dans vingt-cinq pays européens, a poursuivi le développement de son réseau au travers de nouvelles implantations, notamment dans deux nouveaux pays (Suède et Serbie). La croissance d’AS24 devrait se poursuivre et s’étendre à d’autres pays d’Europe, du Caucase et du bassin méditerranéen. 40 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Aval (1) Données sociétés, sur la base des quantités vendues. Périmètre : France, Benelux, Royaume-Uni, Allemagne, Italie; Espagne et Portugal au travers de CEPSA. (2) Part de marché pour les marchés où le Groupe est présent, données sociétés sur la base des quantités vendues. (3) Données sociétés, sur la base des quantités vendues. (4) Y compris via des distributeurs nationaux. (5) Données : PFC Energy, Unione Petrolifera, sur la base des quantités vendues.Document de référence 2010. TOTAL 41 Présentation des activités Secteur Aval 2 (1) Part de marché pour les marchés où le Groupe est présent, données sociétés sur la base des quantités vendues. (2) Y compris éthanol contenu dans l’ETBE (Ethyl-tertio-butyl-éther) et méthanol contenu dans le MTBE (Méthyl-tertio-butyl-éther). (3) Y compris les raffineries Algesiras et Huelva de CEPSA. (4) EMHV : Ester méthylique d’huile végétale. (5) Y compris les raffineries d’Algesiras, de Huelva et de Tarragone de CEPSA en Espagne et les raffineries de Rome et Trecate de TotalErg en Italie. 3.1.2.2. Afrique - Moyen-Orient TOTAL est leader dans la distribution de produits pétroliers sur le continent africain, avec près de 14% (1) de part de marché. Après l’acquisition d’actifs marketing et logistiques au Kenya et en Ouganda en 2009, le Groupe exploite près de 3 600 stationsservice réparties dans plus de quarante pays et opère notamment deux réseaux importants en Afrique du Sud et au Nigeria. Dans le cadre de l’optimisation de son portefeuille, le Groupe a cédé sa filiale béninoise en décembre 2010. TOTAL dispose également de positions significatives dans le bassin méditerranéen, principalement en Turquie, au Maroc et en Tunisie. Au Moyen-Orient, le Groupe est essentiellement présent sur les marchés des produits de spécialité, et poursuit sa stratégie de croissance dans la région, notamment dans la production et la commercialisation de lubrifiants. 3.1.2.3. Asie-Pacifique À fin 2010, TOTAL est présent dans une vingtaine de pays de la zone Asie-Pacifique, principalement sur les marchés de produits de spécialité. Dans la région, le Groupe développe ses positions dans la distribution de carburants, notamment en Chine. TOTAL opère également des réseaux de stations-service au Pakistan, aux Philippines, au Cambodge, en Indonésie et est un acteur significatif dans les îles du Pacifique. En Chine, le Groupe opère près de 130 stations-service en 2010 au travers de deux joint-venture TOTAL / Sinochem. Au Vietnam, TOTAL continue de renforcer sa présence dans les produits de spécialité. Le Groupe est devenu l’un des leaders du marché vietnamien des lubrifiants grâce à l’acquisition d’actifs lubrifiants fin 2009. 3.1.2.4. Amériques En Amérique latine et aux Caraïbes, TOTAL est présent dans une vingtaine de pays, essentiellement sur les marchés de produits de spécialité. Dans les Caraïbes, le Groupe dispose d’une position significative dans la distribution de carburants, renforcée par l’acquisition en 2008 d’actifs marketing et logistiques à Porto Rico, en Jamaïque et aux îles Vierges. En Amérique du Nord, TOTAL commercialise des lubrifiants et a poursuivi son développement avec l’acquisition fin 2009 d’actifs lubrifiants dans la province du Québec au Canada. 3.1.2.5. Ventes de produits raffinés Le tableau suivant présente les ventes de produits raffinés par zone géographique (a) : (en milliers de barils par jour) 2010 2009 2008 France 725 808 822 Europe hors France (a) 1 204 1 245 1 301 États-Unis 65 118 147 Afrique 292 281 279 Reste du monde 209 189 171 Total hors négoce international 2 495 2 641 2 720 Négoce international 1 281 975 938 Total y compris négoce international 3 776 3 616 3 658 (a) Y compris quote-part du Groupe dans CEPSA et, depuis le 1 er octobre 2010, dans TotalErg. 3.1.2.6. Répartition du réseau de stations-service Le tableau suivant présente le nombre de stations du Groupe (a) : Au 31 décembre 2010 2009 2008 France 4 272 (b) 4 606 (b) 4 782 CEPSA et TotalErg (c) 4 958 1 734 1 811 Europe hors France, CEPSA et TotalErg 2 832 4 485 4 541 Afrique 3 570 3 647 3 500 Reste du monde 1 858 1 827 1 791 Total 17 490 16 299 16 425 (a) Hors stations sous la marque AS24. (b) Dont près de 2 100 stations sous la marque TOTAL, près de 280 stations sous la marque Elf et près de 1 900 stations sous la marque Elan. (c) 1 737 stations appartenant au réseau CEPSA et, depuis le 1 er octobre 2010, 3 221 stations appartenant au réseau TotalErg. 3.1.2.7. Biocarburants TOTAL est présent dans les deux filières biocarburants : les biodiesels et les bioessences. En 2010, le Groupe a incorporé dans les essences 549 kt d’éthanol (2) dans ses raffineries européennes (3) , contre 560 kt en 2009 et 425 kt en 2008. TOTAL a également incorporé dans les gazoles 2 023 kt d’EMHV (4) dans ses raffineries européennes (5) et plusieurs dépôts, contre 1 870 kt en 2009 et 1 470 kt en 2008. Parallèlement, TOTAL participe au développement des biocarburants de deuxième génération issus de la biomasse, en partenariat avec les principaux acteurs des différentes filières. Le Groupe participe aux programmes français, européens et internationaux de développement des bioénergies. Dans ce cadre, le Groupe a annoncé en octobre 2009 sa participation au projet de recherche BioTfueL qui vise à mettre au point une technologie de transformation de biomasse en biodiesel. TOTAL participe également à Futurol, un projet de recherche et développement de bioéthanol cellulosique visant à mettre au point et valider industriellement un procédé de production de bioéthanol par fermentation de biomasse lignocellulosique non alimentaire.3.1.2.8. Hydrogène et mobilité électrique Depuis plusieurs années, TOTAL est engagé dans des actions de recherche et d’essais menés sur les technologies de la pile à combustible et de l’hydrogène. Le Groupe est membre fondateur du groupement industriel européen de l’Initiative technologique conjointe sur les piles à combustible et l’hydrogène créé en 2007 dont le but est de promouvoir le développement de la recherche dans ce domaine. En 2010, dans le cadre du projet Clean Energy Partnership Berlin, TOTAL a inauguré une station expérimentale distribuant de l’hydrogène. Une deuxième station est en cours de construction. Le Groupe participe par ailleurs à un projet de démonstration de distribution d’électricité dans quatre stations-service TOTAL à Berlin, en partenariat avec l’électricien Vattenfall. En 2010, TOTAL a inauguré la première de ses douze stations expérimentales de distribution d’électricité dans la région de Bruxelles en Belgique. Les activités Trading & Shipping comprennent essentiellement : – la vente de la production de pétrole brut ; – l’approvisionnement des raffineries du Groupe en pétrole brut ; – les importations et exportations de produits pétroliers nécessaires à l’ajustement des productions des raffineries du Groupe à leurs demandes locales ; – l’affrètement des navires requis pour ces activités ; – les interventions sur les différents marchés dérivés. Ces activités ont pour mission première de répondre aux besoins du Groupe. En outre, l’expertise acquise dans la conduite de ces activités permet d’étendre son domaine d’intervention au-delà de sa mission première. Ces activités Trading & Shipping sont exercées mondialement à travers plusieurs filiales détenues à 100% par le Groupe, dont TOTSA Total Oil Trading S.A., Total International Ltd, Socap International Ltd, Atlantic Trading & Marketing Inc., Total Trading Asia Pte, Total Trading and Marketing Canada L.P., Total Trading Atlantique S.A., Chartering & Shipping Services S.A. 3.2. Trading & Shipping 3.2.1. Trading En termes de volumes commercialisés, TOTAL se situe parmi les principaux opérateurs mondiaux, notamment dans le trading de pétrole brut et de produits raffinés. Le tableau ci-dessous présente les ressources et les débouchés mondiaux de pétrole brut pour le trading du Groupe au titre des trois derniers exercices. Ressources et débouchés de pétrole brut du Trading Exercice (en kb / j) 2010 2009 2008 Production mondiale de liquides 1 340 1 381 1 456 Achats Trading à l’Exploration & Production du Groupe 1 044 1 054 1 102 Achats Trading à des tiers 2 084 2 351 2 495 Total des ressources Trading (a) 3 128 3 405 3 597 Ventes Trading au Raffinage & Marketing du Groupe 1 575 1 752 1 994 Ventes Trading à des Tiers 1 553 1 653 1 603 Total des débouchés Trading (a) 3 128 3 405 3 597 (a) Y compris condensats et liquides de gaz naturel. La division Trading intervient largement sur les marchés physiques et les marchés des dérivés, tant organisés que de gré à gré. Dans le cadre de son activité de Trading, TOTAL utilise, comme la plupart des autres compagnies pétrolières, des produits dérivés d’énergie (futures, forwards, swaps, options) afin d’adapter son exposition aux fluctuations des prix du pétrole brut et des produits raffinés. Ces opérations sont conduites avec des contreparties variées. Les informations relatives aux positions des instruments dérivés de Trading & Shipping sont présentées dans les notes 30 (Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret) et 31 (Risques de marché) de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de référence. Toutes les activités de Trading du Groupe sont exercées dans le cadre d’une politique rigoureuse de contrôle interne et de fixation de limites d’intervention. Au cours de l’année 2010, la division Trading a maintenu un niveau d’activité comparable à ceux de 2009 et de 2008. Les volumes physiques négociés de pétrole brut et de produits raffinés se sont établis à près de 5 Mb / j. 42 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur AvalEn 2010, les principaux indicateurs du marché ont prolongé les tendances affichées depuis mi-2009, établissant une évolution année sur année marquée par une hausse des prix spots de bruts et de gasoil, un aplatissement de la structure des prix de brut, et une augmentation des coûts de fret. 2010 2009 2008 min 2010 max 2010 Brent ICE - 1 st Line (a) ($ / b) 80,34 62,73 98,52 69,55 (18 mai) 94,75 (24 déc) Brent ICE - 12 th Line (b) ($ / b) 84,61 70,43 102,19 75,29 (29 jan) 95,15 (24 déc) Contango time structure (12 th -1 st ) ($ / b) 4,27 7,70 3,59 (0,55) (29 nov) 6,98 (31 mai) Gasoil ICE - 1 st Line (c) ($ / t) 673,88 522,20 920,65 567,25 (01 fév) 784,50 (16 déc) VLCC Ras Tanura Chiba-BITR (c) ($ / t) 13,41 10,43 24,09 8,24 (01 oct) 23,66 (12 jan) (a) 1 st Line : cotation sur ICE Futures pour livraison sur le mois M+1. (b) 12 th Line : cotation sur ICE Futures pour livraison sur le mois M+12. (c) VLCC : Very Large Crude Carrier. BITR : Baltic International Tanker Routes. Les marchés pétroliers ont été marqués en 2010 par une reprise de la demande, liée essentiellement à la croissance de l’activité économique dans les pays émergents (Chine, Inde, Amérique latine, Moyen-Orient). Dans le même temps, la production de bruts et d’autres liquides hors Opep (GPL, GNL, biocarburants) a connu une progression rapide tandis que la production Opep n’a augmenté que marginalement malgré un moindre respect des quotas qui sont en vigueur depuis fin 2008. La hausse des stocks mondiaux de pétrole qui prévalait depuis début 2008 s’est finalement interrompue mi-2010 avec une première baisse notable expliquée principalement par la forte hausse de la demande au troisième trimestre 2010. À l’issue de ces mouvements, les stocks pétroliers à fin 2010 se situaient au même niveau que fin 2009. 3.2.2. Shipping La division Shipping de TOTAL assure le transport du pétrole brut et des produits raffinés nécessaires au développement des activités du Groupe. Elle maintient une politique rigoureuse de sécurité, grâce en particulier à une sélection stricte des navires qu’elle affrète. Dans le cadre de son activité de Shipping, le Groupe utilise, comme un certain nombre de compagnies pétrolières et d’armateurs, des produits dérivés de taux de fret afin d’adapter son exposition à leurs fluctuations. Le Groupe a réalisé environ 2 900 affrètements au cours de l’exercice 2010, pour un volume transporté de 119 millions de tonnes. Au 31 décembre 2010, la flotte affrétée à temps, en moyen ou long terme, est composée de quarante-sept navires (en incluant cinq navires GPL), dont aucun n’est à simple coque. La moyenne d’âge de cette flotte est d’environ quatre ans. Au cours de l’année 2010, le marché de l’affrètement de tankers de brut a connu de fortes fluctuations. Le premier semestre 2010 a été marqué par : – la hausse des importations de pétrole brut vers les pays consommateurs dopées par le retour à la croissance économique de ces pays et le remplissage des stocks à terre et en mer de pétrole brut aux États-Unis, en Europe et en Chine ; – la reprise du stockage flottant de pétrole brut, qui a immobilisé jusqu’à quarante-cinq navires début mai 2010, et qui a ainsi limité la croissance de la flotte active de tankers malgré des sorties de flotte moins nombreuses que prévu. La conjonction de ces deux phénomènes est à l’origine de la relative bonne tenue du marché de l’affrètement pour le transport de brut observée au premier semestre 2010. Néanmoins, au second semestre 2010, les paramètres économiques du marché de l’affrètement se sont fortement détériorés, entraînant un effondrement des taux de fret à la fin du mois de juillet. Cette tendance est le résultat de la croissance soutenue de la flotte active en raison de la réduction significative du stockage flottant et de la poursuite de la croissance de la flotte. Sur l’ensemble de l’année 2010, les livraisons de navires neufs par les chantiers de construction ont dépassé les sorties de flotte malgré l’entrée en vigueur de la réglementation internationale concernant l’élimination progressive des navires à simple coque, conduisant à une situation d’excédent d’offre de navires par rapport à la demande de transport. Document de référence 2010. TOTAL 43 Présentation des activités Secteur Aval 2Europe 62% Reste du monde 4% 4.1.1. Pétrochimie Répartition des capacités de production de TOTAL (en milliers de tonnes) 2010 2009 2008 Europe Amérique Asie et Total Total Total du Nord Moyen-Orient (a) monde monde monde Oléfines (b) 4 695 1 195 1 300 7 190 6 895 7 285 Aromatiques 2 500 940 755 4 195 4 195 4 360 Polyéthylène 1 180 460 500 2 140 2 040 2 035 Polypropylène 1 335 1 150 295 2 780 2 780 2 750 Styréniques (c) 1 050 1 260 640 2 950 3 090 3 220 (a) Dont participations minoritaires au Qatar et 50% des capacités de Samsung-Total Petrochemicals. (b) Éthylène + Propylène + Butadiène. (c) Styrène + Polystyrène. 44 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Chimie 4. Secteur Chimie Le secteur Chimie regroupe la Chimie de Base, qui inclut la pétrochimie et les fertilisants, ainsi que la Chimie de Spécialités qui comprend les applications du caoutchouc, les résines, les adhésifs et la métallisation. La dimension de ses activités fait du secteur Chimie de TOTAL l’un des plus grands producteurs intégrés au monde (1) . Principales données financières du secteur Chimie (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Chiffre d’affaires hors Groupe 17 490 14 726 20 150 dont Chimie de base 10 653 8 655 13 176 dont Spécialités 6 824 6 071 6 974 Résultat opérationnel ajusté 893 249 873 dont Chimie de base 171 (160) 341 dont Spécialités 748 445 524 Résultat opérationnel net ajusté 857 272 668 dont Chimie de base 393 16 323 dont Spécialités 475 279 339 Sur l’ensemble de l’année 2010, le chiffre d’affaires hors Groupe du secteur Chimie s’établit à 17 490 millions d’euros, en hausse de 19% par rapport à 2009. Le résultat opérationnel net ajusté de la Chimie s’élève à 857 millions d’euros contre 272 millions d’euros en 2009. La Chimie de base a vu son résultat opérationnel net ajusté progresser de 377 millions d’euros grâce à une amélioration de son environnement et à la montée en puissance de ses nouvelles unités de production au Qatar. La Chimie de Spécialités a pour sa part confirmé en 2010 de fortes performances opérationnelles et son bon positionnement sur des marchés en croissance. Le ROACE (2) de la Chimie est de 12% en 2010 contre 4% en 2009. Ventes 2010 par zone géographique Les ventes du secteur Chimie se sont établies à 17,49 milliards d’euros en 2010, contre 14,73 milliards d’euros en 2009 et 20,15 milliards d’euros en 2008. L’Europe a représenté 62% des ventes totales du secteur et l’Amérique du Nord, 24%. Le solde a principalement été réalisé en Asie (10%) et en Amérique latine (4%). 4.1. Chimie de Base Les activités de la Chimie de Base regroupent la pétrochimie et les fertilisants. En 2010, les ventes se sont élevées à 10,7 milliards d’euros, contre 8,7 milliards d’euros en 2009 et 13,2 milliards d’euros en 2008. En 2010, l’environnement de la Chimie de Base a été marqué par une reprise de la demande en produits pétrochimiques et une amélioration des marges intégrées. L’implantation du Groupe au Qatar s’est renforcée avec le démarrage du vapocraqueur de Ras Laffan et de l’unité de polyéthylène linéaire basse densité à Messaied. L’activité Fertilisants a été fortement pénalisée par des incidents de fabrication alors que le marché européen se redressait. (1) Données société, sur la base du chiffre d’affaires consolidé. (2) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. Amérique du Nord 24% Asie 10%La pétrochimie, rassemblée au sein de Total Petrochemicals, regroupe la pétrochimie de base (oléfines et aromatiques) et ses dérivés polymères (polyéthylène, polypropylène et styréniques). En Europe, les principaux sites pétrochimiques sont situés en Belgique (Anvers, Feluy) et en France (Carling, Feyzin, Gonfreville, Lavéra). Aux États-Unis, ils sont situés en Louisiane (Carville) et au Texas (Bayport, La Porte, Port Arthur). En Asie, TOTAL possède en association avec Samsung une participation de 50% dans le site pétrochimique intégré de Daesan en Corée du Sud. Le Groupe est également présent au travers de ses usines de Singapour et de Foshan (Chine). Au Qatar, le Groupe détient des participations dans deux vapocraqueurs et plusieurs lignes de polyéthylène. Reliées par des pipelines aux raffineries du Groupe ou situées sur des sites voisins, les activités pétrochimiques bénéficient pour la plupart d’une forte intégration avec les activités Raffinage. TOTAL continue de renforcer son positionnement au niveau des leaders de l’industrie selon trois grands axes stratégiques : – Sur les marchés matures, le Groupe renforce la compétitivité de ses sites traditionnels, notamment grâce à la maîtrise des coûts, une plus grande efficacité énergétique de ses installations et davantage de flexibilité dans le choix des matières premières. Dans un contexte de concurrence accrue, le Groupe a engagé deux plans de restructuration principalement sur les sites de Carling et de Gonfreville en France : - Le premier plan lancé en 2006 s’est traduit par la fermeture de l’un des vapocraqueurs et de l’unité styrène à Carling, ainsi que par la construction d’une nouvelle unité de styrène de taille mondiale (1) à Gonfreville qui remplace l’unité fermée fin 2008. Cette restructuration s’est achevée au premier trimestre 2009. - Le deuxième plan lancé en 2009 concerne un projet de consolidation des sites afin de sauvegarder leur compétitivité. Le projet prévoit un volet de modernisation des meilleures unités avec des investissements de l’ordre de 230 millions d’euros sur trois ans permettant d’améliorer l’efficacité énergétique et la compétitivité du vapocraqueur et de l’unité de polyéthylène haute densité à Gonfreville, et de conforter la production de polystyrène à Carling. Il comprend également l’arrêt d’unités structurellement déficitaires : deux lignes de polyéthylène basse densité, l’une à Carling et l’autre à Gonfreville, et une ligne de polystyrène à Gonfreville. Ces trois lignes ont été arrêtées fin 2009. Cette réorganisation concerne également les fonctions support des deux sites et les services centraux de Total Petrochemicals France. Par ailleurs, à la suite de la dénonciation définitive par le client unique du contrat de fourniture de butanol secondaire produit à Notre-Dame-de-Gravenchon (Normandie), le Groupe a été contraint de fermer au deuxième trimestre 2010 ce site dévolu à cette seule fabrication. – TOTAL poursuit ses développements dans les zones de croissance. En Asie, la joint-venture Samsung-Total Petrochemicals Co. Ltd (TOTAL, 50%) a achevé en 2008 la première phase de modernisation du site de Daesan en Corée du Sud, son principal site de production dans la région. Ce développement majeur a permis d’augmenter d’un tiers la capacité de production initiale grâce à l’extension des unités de vapocraquage et de styrène, et au démarrage d’une nouvelle ligne de polypropylène et d’une nouvelle unité de métathèse (2) . Un nouveau dégoulottage du vapocraqueur et des unités polyoléfines et aromatiques a été approuvé en 2010. Ces extensions de capacité devraient être effectives en 2011 pour le vapocraqueur et les unités polyoléfines et 2012 pour l’unité aromatiques. Enfin, la joint-venture poursuit l’extension de ses opérations avec le démarrage en 2009 d’une usine de compounds de polypropylène en Chine et, sur le site de Daesan, le démarrage en juin 2010 d’une unité de production de carburant pour l’aviation destinée à valoriser les co-produits et la construction d’un bac de stockage de butane fin 2010 afin d’accroître la flexibilité des charges du vapocraqueur. Au Moyen-Orient, le projet de construction d’une unité de paraxylène d’une capacité de 700 kt / an dans la raffinerie de Jubail en Arabie saoudite a été confirmé en 2008 par les deux partenaires, TOTAL et Saudi Aramco. Cette unité de taille mondiale est destinée à approvisionner le marché asiatique. Les principaux contrats de construction ont été signés en 2009 et son démarrage est prévu en 2013. – TOTAL développe des positions bénéficiant d’un accès plus favorable aux matières premières. Au Qatar, au travers de sa participation dans Qatofin et Qapco, TOTAL détient une participation de 49% dans une unité de polyéthylène basse densité linéaire de taille mondiale d’une capacité de 450 kt / an à Mesaieed. Cette unité, opérée par Qatofin, a démarré en 2009. Le Groupe détient également une participation de 22% dans le vapocraqueur sur base éthane à Ras Laffan conçu pour traiter 1,3 Mt / an d’éthylène. Le vapocraqueur a démarré en mars 2010. Par ailleurs, Qapco, dans laquelle TOTAL détient un intérêt de 20%, a lancé la construction d’une nouvelle ligne de polyéthylène basse densité d’une capacité de 300 kt / an dont la mise en service est prévue en 2012. En Algérie, TOTAL et Sonatrach (Société nationale algérienne des hydrocarbures) étudient un projet de construction d’un complexe pétrochimique à Arzew. Ce projet de taille mondiale comprendrait un vapocraqueur d’éthane d’une capacité de production de 1,1 Mt / an, deux lignes de polyéthylène et une unité de production de monoéthylène glycol. Il bénéficierait d’un accès à l’éthane, une matière première particulièrement compétitive, et serait positionné pour approvisionner l’Europe, mais aussi les Amériques et l’Asie. En Chine, TOTAL et China Investment Corporation ont signé en novembre 2010 un accord en vue d’étudier un projet de construction d’usine pétrochimique de transformation du charbon en oléfines, puis en polyoléfines. Dans le cadre de ce partenariat, TOTAL offrira son expertise dans les technologies MTO (Methanol To Olefins) et OCP (Olefins Cracking Process) testées à grande échelle par Total Petrochemicals sur son site de Feluy en Belgique. En outre, TOTAL étudiera des solutions en matière de captage et de stockage de CO2 , notamment grâce au savoir-faire acquis dans le cadre du projet pilote qu’il développe à Lacq en France. Document de référence 2010. TOTAL 45 Présentation des activités Secteur Chimie 2 (1) Installations classées parmi le premier quartile en termes de capacités de production sur la base des informations publiques. (2) Transformation d’éthylène et de butène en propylène.46 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Secteur Chimie (1) Oxyde d’azote dont les émissions nocives pour l’environnement sont soumises à des réglementations. 4.1.1.1. Pétrochimie de base La pétrochimie de base regroupe les oléfines et les aromatiques (monomères) issus du vapocraquage de coupes pétrolières, essentiellement le naphta, ainsi que les productions de propylène et d’aromatiques issues du raffinage. L’environnement économique de cette activité est fortement influencé par l’équilibre entre l’offre et la demande, ainsi que par l’évolution du prix des matières premières, en particulier du naphta. L’année 2010 a été marquée par une reprise de la demande mondiale en monomères et une amélioration des marges sur l’ensemble des zones géographiques. Les volumes de production de TOTAL ont augmenté de 8% en 2010. TOTAL développe sa présence en Asie et au Moyen-Orient avec le démarrage en 2010 du vapocraqueur de Ras Laffan au Qatar et la poursuite d’investissements pour augmenter les capacités en Corée. En Europe et aux États-Unis, TOTAL renforce l’efficacité énergétique de ses sites, les synergies avec le Raffinage et la flexibilité des charges des vapocraqueurs. 4.1.1.2. Polyéthylène Le polyéthylène est un plastique issu de la polymérisation de l’éthylène produit par les vapocraqueurs du Groupe. Il est principalement destiné aux marchés de l’emballage, de l’automobile, de l’alimentaire, des câbles et des canalisations. Les marges sont fortement influencées par le niveau de la demande et par la concurrence des productions en croissance du Moyen-Orient qui bénéficie d’un accès privilégié à la matière première, l’éthane, pour la production d’éthylène. L’année 2010 a été marquée par une reprise de la demande mondiale sur toutes les zones géographiques, et plus particulièrement en Chine. Les volumes de ventes du Groupe ont progressé de 4,7% en 2010 par rapport à 2009 grâce au démarrage de la ligne basse densité linéaire au Qatar. Les marges du polyéthylène haute densité sont restées faibles en Europe. Aux États-Unis, elles se sont maintenues à un niveau élevé grâce à la compétitivité du prix de l’éthylène sur base éthane. La stratégie de TOTAL repose sur un abaissement du point mort de ses unités en Europe et la poursuite de sa politique de différenciation de sa gamme de produits. 4.1.1.3. Polypropylène Le polypropylène est un plastique issu de la polymérisation du propylène produit par les vapocraqueurs et les raffineries du Groupe. Il est essentiellement destiné aux marchés de l’automobile, de l’emballage, des équipements ménagers, des appareils électriques, des fibres et de l’hygiène. Les marges sont principalement influencées par le niveau de la demande, ainsi que par la disponibilité et le prix du propylène. L’année 2010 a été marquée par une croissance soutenue du marché mondial dans toutes les zones géographiques, en particulier en Amérique du Nord et en Chine. Cependant, l’ensemble de l’industrie européenne a été affecté par des difficultés de production récurrentes tout au long de l’année. Les volumes de ventes de TOTAL n’ont que faiblement augmenté par rapport à 2009 (+1%). Les marges ont fortement progressé en Europe sur un marché tendu. Elles sont restées stables, mais à un niveau relativement faible aux États-Unis. Face à la concurrence accrue des nouvelles unités au Moyen-Orient, TOTAL dispose d’unités de production qui le placent parmi les leaders de l’industrie en Europe et aux États-Unis. 4.1.1.4. Styréniques Cette activité regroupe le styrène et le polystyrène. L’essentiel des productions de styrène du Groupe est polymérisé en polystyrène, plastique dont les débouchés principaux sont les marchés de l’emballage alimentaire, de l’isolation, de la réfrigération et des appareils électriques et électroniques. Les marges sont fortement influencées par le niveau de la demande en polystyrène ainsi que par le prix du benzène, la principale matière première. Après deux années de décroissance, le marché mondial du styrène a connu une hausse en 2010 grâce à la bonne tenue des marchés de l’automobile, de l’électronique et de l’isolation. Le marché mondial du polystyrène a également augmenté en 2010, tiré par la demande intérieure en Chine. En 2010, les volumes de vente de polystyrène de TOTAL ont progressé de 1,5% de manière homogène sur toutes les zones géographiques. Les marges du styrène sont restées faibles en 2010 alors que celles du polystyrène ont nettement progressé sous l’effet combiné d’une stabilisation du marché et de réductions de capacités dans les zones matures. 4.1.2. Fertilisants Au travers de sa filiale GPN, TOTAL produit et commercialise principalement des engrais azotés à partir de gaz naturel. Le principal facteur influençant les marges est le prix du gaz naturel. En 2010, les productions de GPN ont été affectées par de nombreux incidents de fabrication entraînant des arrêts longs sur les unités d’ammoniac de Grandpuits et Rouen en France et limitant les productions des unités aval (acide nitrique, urée, ammonitrates). Ces incidents ont eu un impact significatif sur les résultats de GPN qui n’a pas pu profiter d’une amélioration du marché européen. La division Fertilisants a poursuivi sa profonde restructuration industrielle engagée depuis 2006 : – L’activité d’engrais composés a été abandonnée en France, conduisant à la fermeture de trois sites (Bordeaux, Basse Indre et Granville). En outre, la filiale néerlandaise Zuid-Chemie a été cédée à la société Engrais Rosier, détenue à 57% par le Groupe. – Sur son cœur de métier, la chaîne azotée, l’outil industriel a été renforcé au moyen d’un investissement majeur portant sur la construction de deux unités compétitives, l’une d’acide nitrique à Rouen, démarrée au deuxième semestre 2009, et l’autre d’urée à Grandpuits, dont le démarrage était en cours en mars 2011. La production d’urée supplémentaire permet de positionner GPN sur le marché prometteur des produits qui contribuent à la réduction des émissions de NOx (1) : DENOX® pour l’usage industriel et Adblue® en application transport. – La fermeture en France du site d’Oissel et de trois unités obsolètes de fabrication d’acide nitrique à Rouen et à Mazingarbe, a été réalisée en 2009 et 2010. – Début 2010, le Groupe a engagé un processus de cession de l’activité Mines et Carrières de GPN implantée sur le site deMazingarbe. Ce projet a été soumis à la consultation des instances représentatives du personnel et à l’approbation des autorités compétentes. Cette transaction a été finalisée en janvier 2011. Ce plan devrait améliorer la compétitivité de GPN en concentrant son activité sur deux sites d’une capacité de production supérieure à la moyenne européenne. La Chimie de Spécialités comprend les activités de transformation du caoutchouc (Hutchinson), les résines (Cray Valley, Sartomer et Cook Composites & Polymers), les adhésifs (Bostik) et la métallisationgalvanoplastie (Atotech). Elle couvre les marchés grand public et industriels où la stratégie marketing, l’innovation et la qualité du service à la clientèle sont des atouts majeurs. Le Groupe commercialise des produits de spécialité dans plus de cinquante-cinq pays et poursuit un objectif de développement à l’international, combinant croissance interne et acquisitions ciblées. Ce développement est axé sur les marchés en expansion et la commercialisation de produits innovants à forte valeur ajoutée s’inscrivant dans une démarche de développement durable. L’activité Grand public (Mapa® et Spontex® ) a été cédée en avril 2010. Le chiffre d’affaires des activités cédées s’est élevé à 530 millions d’euros en 2009. Par ailleurs, fin 2010, TOTAL a engagé un processus de cession partielle de l’activité Résines concernant les résines de revêtement et photoréticulables. Le chiffre d’affaires de ces activités s’est établi à 860 millions d’euros en 2010. Cette cession reste soumise à la consultation des instances représentatives du personnel et à l’approbation des autorités compétentes et pourrait intervenir dans le courant du deuxième trimestre 2011. En 2010, les Spécialités ont connu un environnement favorable lié à la reprise des marchés matures, qui avaient fortement souffert à la fin de l’année 2008 et au début de l’année 2009, et à la croissance continue des pays émergents. Dans ce contexte et à périmètre constant (hors activité Grand public), le chiffre d’affaires a progressé de 21% par rapport à 2009, s’établissant à 6,8 milliards d’euros. 4.2.1. Transformation du caoutchouc Hutchinson fabrique et commercialise des produits issus de la transformation du caoutchouc principalement destinés aux marchés de l’automobile, de l’aéronautique et de la défense. Hutchinson, qui se positionne parmi les leaders mondiaux (1) , a pour objectif d’offrir à ses clients des solutions innovantes dans les domaines du transfert de fluides, de l’étanchéité, de l’isolation vibratoire, acoustique et thermique, de la transmission et de la mobilité. Le chiffre d’affaires d’Hutchinson s’est établi à 2,7 milliards d’euros en 2010, en progression de 19% par rapport à 2009 dans un environnement contrasté selon les activités. Ainsi, le chiffre d’affaires de l’activité automobile a enregistré une forte hausse grâce à la reprise des marchés européens et nord-américains et la croissance des marchés d’Amérique latine et de la Chine. Sur les autres marchés industriels, le chiffre d’affaires est en légère diminution en 2010 par rapport à 2009 en raison d’une baisse des marchés des avions d’affaires, des hélicoptères et de la défense. Ces baisses ont été partiellement compensées par la hausse du marché ferroviaire. Pour renforcer sa position dans le secteur aéronautique, Hutchinson a acquis fin 2008 Strativer, une société spécialisée dans le segment très porteur des matériaux composites. Au cours de l’année 2010, Hutchinson a poursuivi sa croissance dans les zones à potentiel de développement, principalement l’Europe orientale, l’Amérique du Sud et la Chine, en s’appuyant notamment sur ses sites de Brasov (Roumanie), Lodz (Pologne) et Suzhou (Chine) et sur son site de Sousse (Tunisie) ouvert en 2009. 4.2.2. Résines Par l’intermédiaire de ses trois filiales, Cray Valley, Sartomer et Cook Composites & Polymers, TOTAL produit et commercialise des résines pour adhésifs, encres, peintures, revêtements et matériaux composites. En 2010, le chiffre d’affaires s’est établi à 1,8 milliard d’euros en 2010, en progression de 24% par rapport à 2009, reflétant le redressement des économies nord-américaine et européenne où la majorité des ventes sont réalisées. Les filiales ont poursuivi leurs programmes de réduction des frais fixes en Europe et aux États-Unis. Elles ont par ailleurs continué leur recentrage sur les lignes d’activité les plus performantes en conduisant une politique sélective d’investissement, notamment à destination des zones géographiques les plus dynamiques. Fin 2010, TOTAL a engagé un processus de cession partielle de l’activité Résines concernant les résines de revêtement et photoréticulables. 4.2.3. Adhésifs Bostik est l’un des principaux acteurs dans le secteur des adhésifs (1) , avec des positions de premier plan sur les segments de l’industrie, de l’hygiène, du bâtiment et de la distribution grand public et professionnelle. En 2010, le chiffre d’affaires s’est établi à 1,4 milliard d’euros en 2010, en progression de 14% par rapport à 2009. Cette bonne performance confirme la stratégie de Bostik de renforcer son positionnement technologique dans le secteur industriel, moins affecté que la construction, et de poursuivre son développement dans les zones de croissance, notamment l’Asie-Pacifique. Ainsi, Bostik prévoit de démarrer de nouvelles unités de production en Égypte, au Vietnam et en Chine au deuxième semestre 2011, puis en Inde en 2012. Bostik poursuit activement son programme d’innovation basé sur de nouveaux produits et des solutions intégrées, axé principalement sur le développement durable. 4.2.4. Métallisation-galvanoplastie Atotech, qui regroupe les activités de Chimie de Métallisationgalvanoplastie de TOTAL, est le deuxième acteur mondial de ce secteur (1) . Son activité est répartie entre le marché de l’électronique (circuits imprimés, semi-conducteurs) et les applications générales (automobile, sanitaire, ameublement). 4.2. Chimie de Spécialités Document de référence 2010. TOTAL 47 Présentation des activités Secteur Chimie 2 (1) Données sociétés sur la base du chiffre d’affaires consolidé.5.2. Principaux investissements prévus Au début de l’année 2011, TOTAL a annoncé le lancement du développement du projet d’extraction et de liquéfaction de gaz de charbon de GLNG en Australie, ainsi que sa prise de participation dans quatre permis d’exploration en Argentine en vue d’évaluer leur potentiel en gaz de schistes. Début mars 2011, le Groupe a également annoncé la signature de deux accords de principe avec la société russe Novatek et ses actionnaires principaux en vue de prendre une participation de 20% dans le projet Yamal LNG et de devenir actionnaire de Novatek à hauteur de 12,08% (avec l’intention que TOTAL augmente sa participation à 15% sous 12 mois et à 19,40% sous 36 mois). Une fois finalisée, cette prise de participation de 12,08% devrait représenter un investissement d'environ 4 milliards de dollars. Pour l’année 2011, TOTAL a annoncé un budget d’investissement (3) de 20 milliards de dollars, dont 80% dans l’Amont. Les investissements dans l’Amont devraient être essentiellement consacrés aux grands projets de développement dont Kashagan au Kazakhstan, les zones d’Ekofisk en Norvège et de la Mahakam en Indonésie, les projets de Laggan / Tormore au Royaume-Uni, Pazflor et CLOV en Angola, Surmont au Canada, Anguille / Mandji au Gabon et GLNG en Australie. Au global, le budget Amont devrait être alloué pour L’activité de Métallisation-galvanoplastie a connu une forte reprise en 2010, portée en particulier par la forte croissance des marchés de l’automobile et de l’électronique. Après une baisse de 20% entre 2008 et 2009, le chiffre d’affaires d’Atotech s’est établi à 0,8 milliard d’euros en 2010, en progression de 31% par rapport à 2009. En Allemagne, une nouvelle unité de production destinée au marché des semi-conducteurs a été inaugurée en 2010. Atotech a poursuivi avec succès sa stratégie de différenciation s’appuyant, d’une part, sur un service complet offert à ses clients en termes d’équipement, de procédés, de conception d’installations et de produits chimiques et, d’autre part, sur la mise au point de technologies innovantes et « vertes » qui réduisent l’impact sur l’environnement. Cette stratégie s’appuie sur une couverture géographique mondiale assurée par des centres techniques situés à proximité des clients. Atotech entend poursuivre son développement en Asie où il réalise déjà plus de 50% de son chiffre d’affaires mondial. 48 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Investissements (1) Le détail des principales acquisitions et cessions des exercices 2008-2010 figure à la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de référence. (2) Participation portée à 27,5% en mars 2011. (3) Y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, hors acquisitions et cessions, avec l’hypothèse de 1€ = 1,30 $ pour 2011. 5. Investissements 5.1. Principaux investissements réalisés au cours de la période 2008-2010 (1) (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Amont 13 208 9 855 10 017 Aval 2 343 2 771 2 418 Chimie 641 631 1 074 Holding 81 92 131 Total 16 273 13 349 13 640 L’essentiel des investissements réalisés par TOTAL est constitué de nouvelles immobilisations corporelles et incorporelles. Les investissements, y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées et les acquisitions, se sont établis en 2010 à 20,5 milliards de dollars, contre 18,1 milliards de dollars en 2009. La hausse des investissements bruts provient quasi exclusivement du secteur Amont qui a poursuivi en 2010 le développement de ses grands projets tout en réalisant les acquisitions d’actifs dans le Barnett Shale aux États Unis, de la société UTS au Canada, d’une participation de 20% dans le projet GLNG (2) en Australie et d’une participation supplémentaire dans les blocs de Laggan Tormore au Royaume-Uni. Outre ces acquisitions, les investissements de l’Amont ont été principalement consacrés au développement de nouvelles installations de production d’hydrocarbures, ainsi qu’aux activités d’exploration et à l’acquisition de nouveaux permis. En 2010, les investissements de développements ont en particulier été consacrés aux projets suivants : Kashagan au Kazakhstan ; Pazflor et Angola LNG en Angola ; OML 58, Usan et Ofon II au Nigeria ; Ekofisk en Norvège ; la zone de la Mahakam en Indonésie ; Laggan Tormore au Royaume-Uni ; Surmont au Canada ; Bongkot en Thaïlande et Anguille au Gabon. Dans l’Aval, les investissements se répartissent entre le Raffinage et le Marketing (notamment le réseau). Dans le Raffinage (environ 2,3 milliards de dollars en 2010), ils sont consacrés, d’une part, à la maintenance des installations et à la sécurité et, d’autre part, à des projets destinés à augmenter la production de produits légers, ajouter des capacités de désulfuration, adapter l’outil aux nouvelles spécifications et améliorer l’efficacité énergétique des usines. L’année 2010 a été en particulier marquée par la poursuite de la construction de l’unité de conversion profonde à la raffinerie de Port Arthur aux États-Unis dont le démarrage était en cours en mars 2011. Dans la Chimie, les investissements concernent pour environ 75% la Chimie de Base et pour environ 25% les Spécialités.35% environ aux investissements des actifs déjà en production, 40% iraient aux projets devant démarrer entre 2011 et 2014, et les 25% restant serviraient à la croissance post-2014. Dans l’Aval, un budget d’investissement (1) de 3 milliards de dollars devrait être consacré aux activités de raffinage et de marketing. L’année 2011 devrait en particulier être marquée par davantage de grands arrêts dans les raffineries, ainsi que par la poursuite des projets de construction de Jubail en Arabie saoudite et de modernisation de la raffinerie de Normandie. Dans la Chimie, un budget d’investissements (1) d’un milliard de dollars est prévu en 2011 pour financer la sécurité, la maintenance des installations et les développements dans la Chimie de Base et la Chimie de Spécialités. Au-delà de 2011, TOTAL envisage de poursuivre un effort d’investissement soutenu pour alimenter la croissance de ses activités avec une priorité toujours marquée pour l’Amont. TOTAL autofinance la plupart de ses investissements à partir de ses excédents de trésorerie d’exploitation (voir le tableau de flux de trésorerie consolidé de l’annexe aux comptes consolidés), qui sont essentiellement complétés par un recours régulier au marché obligataire en fonction des conditions offertes par les marchés financiers (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). Toutefois, les investissements pour lesquels des entreprises communes sont mises en place entre TOTAL et des partenaires extérieurs au Groupe font généralement l’objet de financements de projet spécifiques. Dans le cadre de certains accords de financement de projet, TOTAL S.A. a octroyé des garanties. Ces garanties (« Garanties données sur emprunts ») et les autres informations sur les engagements hors bilan et obligations contractuelles du Groupe figurent à la note 23 des comptes consolidés. Le Groupe considère actuellement que ni ces garanties, ni les autres engagements hors bilan de TOTAL S.A. ou de toute autre société du Groupe, ont, ou pourraient raisonnablement avoir dans le futur, un impact significatif sur la situation financière, les produits et charges, la liquidité, les investissements ou les ressources financières du Groupe. 6. Organigramme 6.1. Place de la Société au sein du Groupe TOTAL S.A. est la société mère du Groupe. Au 31 décembre 2010, il existe 687 sociétés intégrées dans le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A., dont 596 sociétés par intégration globale et 91 sociétés par mise en équivalence. La décision de versement de dividendes par les principales filiales de TOTAL S.A. relève de leurs assemblées générales d’actionnaires respectives et est soumise aux dispositions légales ou règlementaires qui leur sont localement applicables. Ces dispositions n’entraînent pas, au 31 décembre 2010, de restriction limitant de manière significative le versement, à TOTAL S.A., des dividendes mis en distribution par lesdites filiales. Les activités du Groupe sont organisées selon le schéma d’organisation figurant aux pages 50 et 51 du présent Document de référence. Les secteurs d’activités du Groupe bénéficient de l’assistance des directions fonctionnelles (Finance, Juridique, Éthique, Assurances, Stratégie et Intelligence économique, Ressources humaines et Communication), également présentées dans ce schéma d’organisation et regroupées au sein de la société mère TOTAL S.A. 6.2. Filiales de la Société La liste des principales filiales directes ou indirectes de la Société figure, sous forme de tableau récapitulatif, à la note 35 de l’annexe aux comptes consolidés. Document de référence 2010. TOTAL 49 Présentation des activités Organigramme 2 (1) Y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, hors acquisitions et cessions, avec l’hypothèse de 1€ = 1,30 $ pour 2011. 7. Propriétés immobilières, usines et équipements Les sociétés du Groupe exploitent de nombreux sites, en pleine propriété, concession, location ou autrement, dans plus de 130 pays à travers le monde. Les activités exploitées dans ces propriétés immobilières, champs d’hydrocarbures et autres installations ou implantations industrielles, commerciales ou administratives sont décrites dans le présent chapitre pour chacun des secteurs d’activité (Amont, Aval, Chimie). Un récapitulatif des immobilisations corporelles du Groupe et des principales charges y afférant (amortissements et dépréciations) figure à la note 11 de l’annexe aux comptes consolidés. Des indications sur les objectifs de politique environnementale de la Société, ayant trait notamment aux installations ou implantations industrielles du Groupe, figurent aux pages 308 à 310 du présent Document de référence.8. Schéma d’organisation au 31 décembre 2010 50 TOTAL. Document de référence 2010 2 Présentation des activités Schéma d’organisation au 31 décembre 2010 PRÉSIDENT-DIRECTEUR GÉNÉRAL COMITÉ DIRECTEUR COMITÉ EXÉCUTIF Secrétariat général Europe du Nord Géosciences Techniques Développement Opérations et Pau Afrique Stratégie Croissance Recherche Moyen-Orient Finances Économie Informatique Amériques Ressources humaines et Communication interne Asie Pacifique Europe continentale Asie centrale Infrastructures Gaz Technique R&D Finances Ressources humaines Juridique Électricité Nouvelles énergies Gaz naturel liquéfié Trading Marketing Stratégie Marchés Informatique Gaz & Énergies Nouvelles Achats Affaires publiques Audit Ressources humaines Communication Sûreté Développement durable & Environnement Sécurité industrielle Gestion des dirigeants Comité d’éthique Exploration & Production Secteur AMONT Document de référence 2010. TOTAL 51 Présentation des activités Schéma d’organisation au 31 décembre 2010 2 Raffinage Afrique Moyen-Orient Marketing Europe Asie - Pacifique Spécialités Secrétariat général Ressources humaines et Communication interne Stratégie Développement Recherche Trading Brut Trading Produits et dérivés Trading Produits Shipping Trading & Shipping Raffinage & Marketing Pétrochimie (TOTAL Pétrochemicals) Secrétariat général Transformation des élastomères (Hutchinson) Ressources humaines et Communication interne Adhésifs (Bostik) Résines (Cray valley, Sartomer, CCP) Chimie de métallisation (Atotech) Fertilisants (GPN) Chimie Direction Financière Assurances Systèmes d’information et Télécommunications Direction Scientifique Direction Stratégie et Intelligence économique Conseiller auprès du Président-directeur général Finances Direction Juridique Secteur AVAL Secteur CHIMIE 52 TOTAL. Document de référence 2010Rapport de gestion Le Rapport de gestion a été arrêté par le Conseil d'administration le 10 février 2011 et n'est pas mis à jour des éléments postérieurs à cette date. 1. Examen de la situation financière et des résultats 54 1.1. Panorama de l’exercice 2010 pour TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54 1.2. Résultats du Groupe pour l’année 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55 1.3. Résultats du secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .57 1.4. Résultats du secteur Aval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58 1.5. Résultats du secteur Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58 1.6. Résultats de TOTAL S.A. en 2010 et proposition de dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 2. Trésorerie et capitaux 59 2.1. Capitaux à long terme et à court terme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 2.2. Source et montant des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 2.3. Conditions d’emprunt et structure de financement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60 2.4. Condition d’utilisation des financements externes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60 2.5. Sources de financement attendues . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60 3. Recherche & Développement 61 3.1. Exploration & Production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 3.2. Gaz & Énergies Nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 3.3. Raffinage & Marketing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 3.4. Pétrochimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 3.5. Chimie de Spécialité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 3.6. Environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 3.7. Dispositif de Recherche & Développement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 4. Tendances et perspectives 63 4.1. Perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 4.2. Risques et incertitudes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 4.3. Sensibilités des résultats 2011 aux paramètres d’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 Document de référence 2010. TOTAL 53 Rapport de gestion 31. Examen de la situation financière et des résultats 1.1. Panorama de l’exercice 2010 pour TOTAL Porté par la croissance économique mondiale, en particulier dans les pays émergents, l’environnement de l’industrie pétrolière en 2010 a connu un net rebond de la demande de pétrole, de gaz et de produits pétroliers. Les prix du brut ont ainsi progressé en 2010 pour s’établir en moyenne à 80 $ / b. Les prix spot du gaz en Europe et en Asie ont également connu une reprise. Après les niveaux historiquement bas connus en 2009, les marges de raffinage se sont redressées pour atteindre une moyenne de 27 $ / t en Europe. Dans la Chimie, la demande de polymères a progressé sur chacune des zones de consommation, entraînant une reprise des marges pétrochimiques. Dans ce contexte, le résultat net ajusté de TOTAL s’établit à 10,3 milliards d’euros, en hausse de 32% par rapport à l’année 2009. Ce résultat reflète à la fois l’amélioration de l’environnement et la solidité des performances du Groupe, avec notamment une croissance des productions dans l’Amont de plus de 4% par rapport à 2009. Le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont atteint 8,6 milliards d’euros en 2010, en hausse de 35% par rapport à l’an passé, soit une progression supérieure à celle de son environnement. Le secteur Aval affiche une hausse de 23% de son résultat tiré par le Marketing et l’amélioration des marges de raffinage. Enfin, grâce au redressement de l’environnement dans la Pétrochimie et à la très bonne performance de la Chimie de Spécialités, la Chimie a vu son résultat tripler par rapport à 2009. Bénéficiant d’un cash flow opérationnel en nette hausse, TOTAL a conforté la solidité de son bilan et présente à fin décembre 2010 un taux d’endettement en diminution à 22% contre 27% à fin 2009. L’année 2010 marque une nouvelle dynamique dans le déploiement de la stratégie avec une exploration plus audacieuse et un portefeuille d’actifs en profonde évolution dans tous les secteurs. Avec des acquisitions et des cessions en hausse, le Groupe a également démontré sa volonté d’optimiser son portefeuille d’activités. TOTAL a réaffirmé en 2010 la priorité donnée à la sécurité et à l’environnement dans le cadre de ses opérations et de ses investissements pour l’ensemble de ses activités. À travers les projets menés dans de très nombreux pays, le Groupe a placé les enjeux sociétaux et la contribution au développement du tissu économique local au cœur de ses préoccupations. La dynamique de croissance des budgets de recherche et développement engagée depuis 2004 a été maintenue avec des dépenses qui se sont élevées à 715 millions d’euros en 2010, en hausse de 10% par rapport à 2009. Ces dépenses doivent permettre, en particulier, de poursuivre la constante amélioration de l’expertise technologique du Groupe dans l’exploitation des ressources pétrolières et gazières mais aussi de développer des technologies du solaire, de la biomasse et du captage et stockage du CO2 visant à contribuer à l’évolution de l’offre énergétique mondiale. Dans l’Amont, le Groupe a poursuivi son ambitieux programme d’investissement illustré par le lancement de sept nouveaux projets, dont Laggan / Tormore en mer du Nord et CLOV en Angola. L’année 2010 a également été marquée par l’annonce de la prise de participation dans deux projets majeurs, Fort Hills au Canada et GLNG en Australie. Le Groupe a continué d’étendre son domaine minier en cherchant de nouvelles thématiques d’exploration davantage orientées vers les domaines antésalifères, le gaz non conventionnel et de nouveaux domaines frontières. Enfin, TOTAL a cédé en 2010 ses intérêts dans les champs de Valhall et Hod en Norvège, sur le bloc 31 en Angola et a annoncé la vente de sa filiale d’Exploration & Production au Cameroun. Dans l’Aval et la Chimie des changements majeurs ont été menés en 2010. L’arrêt de la raffinerie de Dunkerque ainsi que la modernisation de la raffinerie et de l’usine pétrochimique de Normandie illustrent la volonté du Groupe de s’adapter à l’évolution de la demande en Europe alors que le démarrage du vapocraqueur de Ras Laffan au Qatar va lui permettre de mieux tirer parti de la croissance du marché au Moyen-Orient et en Asie. Dans le Marketing et la Chimie de Spécialités, avec la création de TotalErg en Italie, la mise en vente du réseau de distribution au Royaume-Uni et la cession de Mapa Spontex, le Groupe a poursuivi en 2010 son travail d’optimisation tout en cherchant à conforter ses positions de leader sur ces activités. 54 TOTAL. Document de référence 2010 3 Rapport de gestion Examen de la situation financière et des résultats1.2. Résultats du Groupe pour l’année 2010 (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Chiffre d’affaires 159 269 131 327 179 976 Résultat opérationnel ajusté des secteurs d’activité (a) 19 797 14 154 28 114 Résultat opérationnel net ajusté des secteurs d’activité (a) 10 622 7 607 13 961 Résultat net (part du Groupe) 10 571 8 447 10 590 Résultat net ajusté (part du Groupe) (a) 10 288 7 784 13 920 Nombre moyen pondéré dilué d’actions (en millions) 2 244,5 2 237,3 2 246,7 Résultat net ajusté dilué par action (en euro) (a) (b) 4,58 3,48 6,20 Dividende par action (en euro) (c) 2,28 2,28 2,28 Dette nette / capitaux propres (au 31 décembre) 22% 27% 23% Rentabilité des capitaux moyens employés (ROACE) (d) 16% 13% 26% Rentabilité des capitaux propres 19% 16% 32% Flux de trésorerie d’exploitation 18 493 12 360 18 669 Investissements bruts 16 273 13 349 13 640 Désinvestissements (au prix de cession) 4 316 3 081 2 585 (a) Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et, jusqu’au 30 juin 2010, hors quote-part, pour TOTAL, des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. (b) Calculé sur le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice. (c) Dividende 2010 : sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011. (d) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. Paramètres d’environnement 2010 2009 2008 Parité €-$ 1,33 1,39 1,47 Brent ($ / b) 79,5 61,7 97,3 Marges de raffinage européennes ERMI (a) ($ / t) 27,4 17,8 51,1 (a) L’ERMI est un indicateur de marge de raffinage sur frais variables d’une raffinerie complexe théorique d’Europe du Nord située à Rotterdam. Il représente une marge théorique qui diffère de la marge réelle réalisée par TOTAL au cours de chaque période en raison de la configuration particulière de ses raffineries, des effets de mix produit et d’autres conditions opératoires spécifiques à TOTAL au cours de chaque période considérée. Éléments d’ajustement du résultat opérationnel des secteurs (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Éléments non-récurrents du résultat opérationnel des secteurs (1 394) (711) (375) Charges de restructuration - - - Amortissements exceptionnels (1 416) (391) (177) Autres éléments 22 (320) (198) Effet de stock (écart FIFO / coût de remplacement (a) ) 993 2 205 (3 503) Total des éléments d’ajustement du résultat opérationnel des secteurs (401) 1 494 (3 878) (a) Voir note 1N de l’annexe aux comptes consolidés. Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Éléments non-récurrents du résultat net (part du Groupe) (384) (570) (485) Plus-values de cession 1 046 179 214 Charges de restructuration (53) (129) (69) Amortissements exceptionnels (1 224) (333) (205) Autres éléments (153) (287) (425) Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis (a) (81) (300) (393) Effet de stock (écart FIFO / coût de remplacement (b) ) 748 1 533 (2 452) Total des éléments d’ajustement du résultat net (part du Groupe) 283 663 (3 330) (a) Le Groupe ne consolide plus sa participation dans Sanofi-Aventis depuis le 1 er juillet 2010. Sur la base d’une participation de TOTAL dans Sanofi-Aventis de 7,4% au 31 décembre 2009 et de 11,4% au 31 décembre 2008. (b) Voir note 1N de l’annexe aux comptes consolidés. Document de référence 2010. TOTAL 55 Rapport de gestion Examen de la situation financière et des résultats 31.2.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires consolidé de l’année 2010 s’établit à 159 269 millions d’euros, contre 131 327 millions d’euros en 2009, soit une hausse de 21%. 1.2.2. Résultats opérationnels Comparé à l’année 2009, l’environnement pétrolier en 2010 a été marqué par une hausse de 29% du prix moyen du Brent à 79,5 $ / b alors que le prix moyen de vente du gaz est resté stable. L’indicateur ERMI des marges de raffinage en Europe s’est établi à 27,4 $ / t contre 17,8 $ / t en 2009. La parité euro-dollar s’est établie à 1,33 $ / € contre 1,39 $ / € en moyenne sur 2009. Dans ce contexte, le résultat opérationnel ajusté des secteurs d’activité ressort à 19 797 millions d’euros, soit une progression de 40% par rapport à 2009 (1) . Exprimé en dollar (2) , le résultat opérationnel ajusté des secteurs atteint 26,2 milliards de dollars, en hausse de 33% par rapport à 2009. Le taux moyen d’imposition (3) des secteurs est de 56% contre 55% en 2009. Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs d’activité s’établit à 10 622 millions d’euros, contre 7 607 millions d’euros en 2009, en hausse de 40%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté des secteurs est en progression de 33%. 1.2.3. Résultats nets part du Groupe Le résultat net ajusté est en hausse de 32% et s’élève à 10 288 millions d’euros contre 7 784 millions d’euros en 2009. Exprimé en dollars, le résultat net ajusté est en hausse de 26%. Le Groupe a cessé de consolider par mise en équivalence sa participation dans Sanofi-Aventis depuis le 1 er juillet 2010. En 2010, l’impact de la comptabilisation de cette participation a été de 290 millions d’euros sur le résultat net ajusté du Groupe contre 786 millions d’euros en 2009. Hors impact de la participation dans Sanofi-Aventis, l’augmentation du résultat net ajusté du Groupe aurait été de 43% en euros et de 36% en dollars. Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et, jusqu’au 30 juin 2010, la quote-part pour le Groupe des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. – L’effet de stock après impôt ressort à +748 millions d’euros contre +1 533 millions d’euros en 2009. – La quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis a eu un impact sur le résultat net de -81 millions d’euros en 2010. Ces éléments d’ajustement s’élevaient à -300 millions d’euros en 2009. – Les autres éléments non-récurrents du résultat net ont eu un impact de -384 millions d’euros constitués essentiellement de dépréciations exceptionnelles d’actifs pour -1 224 millions d’euros et de plus-values de cession pour +1 046 millions d’euros. Ces autres éléments non-récurrents étaient de -570 millions d’euros en 2009. Le résultat net part du Groupe ressort à 10 571 millions d’euros contre 8 447 millions d’euros en 2009. Le taux moyen d’imposition du Groupe s’établit à 56% en 2010 contre 55% en 2009. Au 31 décembre 2010, le nombre dilué d’actions est de 2 249,3 millions contre 2 243,7 millions au 31 décembre 2009. En 2010, le résultat net ajusté dilué par action, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 244,5 millions, s’élève à 4,58 euros contre 3,48 euros en 2009, soit une augmentation de 32%. Exprimé en dollars, le résultat net ajusté dilué par action est de 6,08 contre 4,85 en 2009, soit une hausse de 25%. 1.2.4. Investissements - désinvestissements Les investissements hors acquisitions, y compris investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, se sont établis à 11,9 milliards d’euros (15,8 milliards de dollars) en 2010 contre 12,3 milliards d’euros (17,1 milliards de dollars) en 2009. Les acquisitions ont représenté 3,5 milliards d’euros en 2010 essentiellement constituées de l’acquisition d’actifs dans le Barnett Shale aux États-Unis, de la société UTS au Canada, d’une participation de 20% dans le projet GLNG en Australie, et d’une participation supplémentaire dans les blocs de Laggan / Tormore au Royaume-Uni. Les cessions en 2010 se sont élevées à 3,5 milliards d’euros, essentiellement constituées des ventes d’actions Sanofi-Aventis, de la cession de la participation du Groupe dans les champs de Valhall et Hod en Norvège, de la cession de la participation de 5% dans le bloc 31 en Angola, et de la vente de Mapa Spontex dans la Chimie. Les investissements nets (4) ressortent à 12,0 milliards d’euros, en hausse de 16% par rapport aux 10,3 milliards d’euros en 2009. Exprimés en dollars, les investissements nets en 2010 sont en hausse de 11% à 15,9 milliards de dollars. 1.2.5. Rentabilités Le ROACE en 2010 est de 16% pour le Groupe et de 17% aux bornes des secteurs d’activité. Le ROACE était de 13% en 2009 pour le Groupe et aux bornes des secteurs d’activité. En 2008, il était de 26% pour le Groupe et de 28% aux bornes des secteurs d’activité. La rentabilité des capitaux propres s’établit à 19% en 2010, contre 16% en 2009 et 32% en 2008. 56 TOTAL. Document de référence 2010 3 Rapport de gestion Examen de la situation financière et des résultats (1) Les éléments non-récurrents du résultat opérationnel des secteurs d’activités ont eu un impact de -1 394 millions d’euros en 2010. Ils avaient eu un impact de -711 millions d’euros en 2009. (2) Chiffres en dollars obtenus à partir des chiffres en euros convertis sur la base du taux de change moyen €-$ de la période : 1,3257 $/€ en 2010 et 1,3948 $/€ en 2009. (3) Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté) / (résultat opérationnel net ajusté – quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence, dividendes reçus des participations et amortissement exceptionnel des écarts d’acquisitions + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté). (4) Investissements nets = investissements y compris acquisitions et investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées – cessions + flux net des prêts aux salariés.1.3. Résultats du secteur Amont Environnement Prix de vente liquides et gaz (a) 2010 2009 2008 Brent ($ / b) 79,5 61,7 97,3 Prix moyen de vente liquides ($ / b) 76,3 58,1 91,1 Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 5,15 5,17 7,38 Prix moyen des hydrocarbures ($ / bep) 56,7 47,1 72,1 (a) Filiales consolidées, hors marges fixes et contrats de buy-back. Le prix moyen de vente des liquides de TOTAL a augmenté de 31% sur l’année 2010 par rapport à 2009. Les prix moyens de vente du gaz sont restés stables par rapport à 2009. Productions d’hydrocarbures 2010 2009 2008 Liquides (kb / j) 1 340 1 381 1 456 Gaz (Mpc / j) 5 648 4 923 4 837 Productions combinées (kbep / j) 2 378 2 281 2 341 En 2010, la production d’hydrocarbures a été de 2 378 kbep / j, en hausse de 4,3% par rapport à 2009, essentiellement en raison des éléments suivants : • +3% grâce à l’impact de la montée en puissance des nouveaux projets net du déclin naturel des productions et à un niveau d’arrêts planifiés moins important ; • +1,5% lié aux moindres réductions OPEP et à la reprise de la demande de gaz ; • +1% lié à l’amélioration des conditions de sécurité au Nigeria ; • +2% liés aux variations de périmètre ; • -3% liés à l’effet prix (1) . Réserves d’hydrocarbures Au 31 décembre 2010 2009 2008 Liquides (Mb) 5 987 5 689 5 695 Gaz (Gpc) 25 788 26 318 26 218 Hydrocarbures (Mbep) 10 695 10 483 10 458 Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 79,02 $ / b) s’élèvent à 10 695 Mbep au 31 décembre 2010. Au niveau de production moyen de 2010, la durée de vie des réserves ressort ainsi à plus de 12 années. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (2) , établies selon les règles de la SEC, ressort à 124%. Fin 2010, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (3) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2010 et des ressources (4) représentant plus de 40 ans de durée de vie. Résultats (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Résultat opérationnel ajusté 17 653 12 879 23 639 Résultat opérationnel net ajusté 8 597 6 382 10 724 Flux de trésorerie d’exploitation 15 573 10 200 13 765 Flux de trésorerie d’exploitation ajusté 14 136 11 336 14 313 Investissements 13 208 9 855 10 017 Désinvestissements au prix de cession 2 067 398 1 130 Rentabilité des capitaux employés moyens 21% 18% 36% Sur l’ensemble de l’année 2010, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont s’élève à 8 597 millions d’euros contre 6 382 millions d’euros en 2009, soit une progression de 35%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont est en hausse de 28% à 11,4 milliards de dollars, essentiellement en raison de la croissance des productions et de l’impact de la hausse du prix de vente des hydrocarbures. Les coûts techniques des filiales consolidées, établis conformément à l’ASC 932 (5) , s’établissent à 16,6 $ / bep en 2010, contre 15,4 $ / bep en 2009. La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (6) ) de l’Amont est de 21% en 2010 contre 18% en 2009. Document de référence 2010. TOTAL 57 Rapport de gestion Examen de la situation financière et des résultats 3 (1) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits à production. (2) Variation des réserves hors productions : i.e. (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période. Le taux de renouvellement ressort à 95% dans un environnement constant de prix du baril à 59,91 $/b si l’on exclut les acquisitions et les cessions. (3) En se limitant aux réserves prouvées et probables couvertes par des contrats d’exploration-production, sur des champs ayant déjà été forés et pour lesquels les études techniques mettent en évidence un développement économique dans un environnement de Brent à 80 $/b, y compris les projets développés par des techniques minières. (4) Réserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers - 03/07). (5) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries – Oil and Gas. (6) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement.1.4. Résultats du secteur Aval Données opérationnelles (a) 2010 2009 2008 Volumes raffinés (kb / j) 2 009 2 151 2 362 Ventes de produits raffinés (b) (kb / j) 3 776 3 616 3 658 (a) Y compris quote-part de CEPSA et, à partir du 1 er octobre 2010, de TotalErg. (b) Y compris Trading. Sur l’année 2010, les volumes raffinés sont en baisse de 7% par rapport à 2009 reflétant essentiellement l’arrêt sur l’année complète de la raffinerie de Dunkerque et d’une unité de distillation à la raffinerie de Normandie, ainsi que l’impact des mouvements sociaux en France. Résultats (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Résultat opérationnel ajusté 1 251 1 026 3 602 Résultat opérationnel net ajusté 1 168 953 2 569 Flux de trésorerie d’exploitation 1 441 1 164 3 111 Flux de trésorerie d’exploitation ajusté 2 405 1 601 4 018 Investissements 2 343 2 771 2 418 Désinvestissements au prix de cession 499 133 216 Rentabilité des capitaux employés moyens 8% 7% 20% 1.5. Résultats du secteur Chimie (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Chiffre d’affaires 17 490 14 726 20 150 Résultat opérationnel ajusté 893 249 873 Résultat opérationnel net ajusté 857 272 668 Flux de trésorerie d’exploitation 934 1 082 920 Flux de trésorerie d’exploitation ajusté 1 157 442 1 093 Investissements 641 631 1 074 Désinvestissements au prix de cession 347 47 53 Rentabilité des capitaux employés moyens 12% 4% 9% L’indicateur de marges de raffinage européennes ERMI s’est établi à 27,4 $ / t en 2010, en hausse de 54% par rapport à 2009. Sur l’année 2010, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Aval est de 1 168 millions d’euros par rapport à 953 millions d’euros en 2009, soit une progression de 23%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Aval atteint 1,5 milliard de dollars, en hausse de 16% par rapport à 2009. Cette progression s’explique essentiellement par l’impact positif de l’amélioration des marges de raffinage qui a cependant été partiellement compensé par la baisse des traitements et de la fiabilité des raffineries du Groupe en 2010, ainsi que par des conditions d’approvisionnement moins favorables. La persistance d’un environnement économique défavorable pour le raffinage, affectant particulièrement l’Europe, a conduit le Groupe au quatrième trimestre 2010 à reconnaître dans l’Aval des dépréciations d’actifs exceptionnelles, essentiellement sur ses actifs de raffinage en France et au Royaume-Uni, pour 1 192 millions d’euros en résultat opérationnel et 913 millions d’euros en résultat opérationnel net. Ces éléments ont été qualifiés d’éléments d’ajustement. Le ROACE (1) de l’Aval est de 8% en 2010 contre 7% en 2009. Sur l’ensemble de l’année 2010, le chiffre d’affaires hors Groupe du secteur Chimie s’établit à 17 490 millions d’euros, en hausse de 19% par rapport à 2009. Le résultat opérationnel net ajusté de la Chimie s’élève à 857 millions d’euros contre 272 millions d’euros en 2009. La Chimie de base a vu son résultat opérationnel net ajusté progresser de 377 millions d’euros grâce à une amélioration de son environnement et à la montée en puissance de ses nouvelles unités de production au Qatar. La Chimie de Spécialité a pour sa part confirmé en 2010 de fortes performances opérationnelles et son bon positionnement sur des marchés en croissance. Le ROACE (1) de la Chimie est de 12% en 2010 contre 4% en 2009. 58 TOTAL. Document de référence 2010 3 Rapport de gestion Examen de la situation financière et des résultats (1) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement.1.6. Résultats de TOTAL S.A. en 2010 et proposition de dividende 2. Trésorerie et capitaux 2.1. Capitaux à long terme et à court terme Capitaux à long terme Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Capitaux propres (a) 58 718 50 993 47 410 Dettes financières non courantes 20 783 19 437 16 191 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (1 870) (1 025) (892) Total net des capitaux non courants 77 631 69 405 62 709 (a) Hypothèse de distribution d’un dividende au titre de 2010 égal au dividende versé au titre de 2009 (2,28€/ action) sous déduction de l’acompte de 1,14€/ action (2 550 millions d’euros) versé en novembre 2010. Capitaux à court terme Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Dettes financières courantes 9 653 6 994 7 722 Actifs financiers courants nets (1 046) (188) (29) Dettes financières courantes nettes 8 607 6 806 7 693 Trésorerie et équivalents de trésorerie (14 489) (11 662) (12 321) 2.2. Source et montant des flux de trésorerie (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Flux de trésorerie d’exploitation 18 493 12 360 18 669 Variation du BFR corrigé de l’effet de stock avant impôt 497 (1 111) (932) Flux de trésorerie d’exploitation avant variation du BFR, corrigé de l’effet de stock avant impôt 17 996 13 471 19 601 Investissements (16 273) (13 349) (13 640) Désinvestissements au prix de cession 4 316 3 081 2 585 Cash flow net au coût de remplacement, avant variation du BFR 6 039 3 203 8 546 Dividendes versés (5 250) (5 275) (5 158) Rachats d’actions - - (1 189) Ratio dette nette sur capitaux propres au 31 décembre 22% 27% 23% Le flux de trésorerie d’exploitation s’élève à 18 493 millions d’euros, en hausse de 50% par rapport à celui de 2009, essentiellement grâce à la hausse du résultat net et la variation du besoin en fonds de roulement plus favorable qu’en 2009. Le bénéfice de TOTAL S.A., société mère, s’établit à 5 840 millions d’euros en 2010 contre 5 634 millions d’euros en 2009. Le Conseil d’administration, après avoir arrêté les comptes, a décidé de proposer à l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011 la distribution d’un dividende de 2,28 euros par action au titre de 2010, stable en euros par rapport à l’année précédente. Le taux de distribution de TOTAL en 2010, calculé sur la base du résultat net ajusté, ressortirait ainsi à 50%. Compte tenu du paiement de l’acompte de 1,14 euro par action intervenu le 17 novembre 2010, le solde du dividende s’élèverait à 1,14 euro par action et serait payé en numéraire le 26 mai 2011 (1) . Document de référence 2010. TOTAL 59 Rapport de gestion Trésorerie et capitaux 3 (1) Le détachement du solde du dividende aurait lieu le 23 mai 2011.Le flux de trésorerie d’exploitation ajusté (1) s’établit à 17 996 millions d’euros, en hausse de 34%. Exprimé en dollars, le flux de trésorerie d’exploitation ajusté est de 23,9 milliards de dollars, en progression de 27%. Le cash flow net du Groupe ressort à 6 536 millions d’euros contre 2 092 millions d’euros en 2009. Exprimé en dollars, le cash flow net (2) du Groupe est de 8,7 milliards de dollars en 2010. Le ratio de dette nette sur capitaux propres s’établit à 22,2% au 31 décembre 2010 contre 26,6% au 31 décembre 2009. 2.3. Conditions d’emprunt et structure de financement 2.4. Condition d’utilisation des financements externes La politique du Groupe vise à s’endetter à long terme, principalement à taux variable, ou à taux fixe en cas d’opportunité lors de l’émission en fonction du niveau des taux d’intérêt, en dollars, ou en euros, selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. Les dettes financières non courantes sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars ou en euros, soit dans des devises échangées contre des dollars, ou des euros selon les besoins généraux du Groupe, par le biais de swaps d’émission. Toute contrepartie bancaire avec laquelle le Groupe souhaite travailler pour des opérations de marché doit avoir été préalablement autorisée après appréciation de sa solidité financière (analyse multicritères intégrant notamment une étude de la capitalisation boursière, du taux de Credit Default Swap (CDS), de la notation par les agences Standard & Poor’s et Moody’s, laquelle doit être de première qualité, et de la situation financière générale). Une limite globale d’encours autorisée est définie pour chaque banque et répartie entre les filiales et les entités centrales de trésorerie du Groupe en fonction des besoins pour les activités financières. Pour réduire le risque de valeur de marché sur ses engagements, en particulier sur les swaps mis en place dans le cadre des émissions obligataires, le Groupe a également développé un système d’appels de marge, mis en place avec ses contreparties significatives. Le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.), s’élève à 10 395 millions de dollars au 31 décembre 2010 (contre 10 084 millions de dollars au 31 décembre 2009), dont 10 383 millions de dollars ne sont pas utilisés (10 051 millions de dollars non utilisés au 31 décembre 2009). TOTAL S.A. bénéficie de lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales, lui permettant de constituer une réserve de liquidités significative. Le montant de ces lignes de crédit s’élève à 9 592 millions de dollars au 31 décembre 2010 (contre 9 322 millions de dollars au 31 décembre 2009), dont 9 581 millions de dollars ne sont pas utilisés (9 289 millions de dollars non utilisés au 31 décembre 2009). Les contrats relatifs aux lignes de crédit accordées à TOTAL S.A. ne contiennent pas de dispositions conditionnant les termes et modalités du crédit octroyé aux ratios financiers de la Société, à la notation de sa solidité financière par les agences spécialisées ou à la survenance d’événements susceptibles d’avoir un impact significativement défavorable sur sa situation financière. Les lignes de crédit accordées aux sociétés du Groupe autres que TOTAL S.A. ne sont pas destinées à financer les besoins généraux du Groupe ; elles sont destinées à financer soit les besoins généraux de la filiale emprunteuse, soit un projet déterminé. Il n’existe pas, au 31 décembre 2010, de restriction à l’utilisation des capitaux dont bénéficient les sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.) pouvant influencer sensiblement, de manière directe ou indirecte, les activités du Groupe. 60 TOTAL. Document de référence 2010 3 Rapport de gestion Trésorerie et capitaux 2.5. Sources de financement attendues Le financement des investissements, du besoin en fonds de roulement, et du paiement du dividende est assuré par la génération de cash flow des opérations, par des désinvestissements d’actifs et, le cas échéant, par l’émission nette d’emprunts. Pour les années ultérieures et sur la base des conditions actuelles de financement offertes par les marchés financiers, la Société entend maintenir cette politique de financement des investissements et des activités du Groupe. À compter de 2011, une partie significative des dettes financières du Groupe pourrait être contractée directement, ou indirectement par le biais de swaps d’émission, en dollars canadiens. (1) Flux de trésorerie d’exploitation au coût de remplacement, avant variation du besoin en fonds de roulement. (2) Cash flow net = flux de trésorerie d’exploitation + désinvestissements – investissements bruts.3. Recherche & Développement 3.1. Exploration & Production Document de référence 2010. TOTAL 61 Rapport de gestion Recherche & Développement 3 En 2010, TOTAL a engagé 715 millions d’euros dans la Recherche & Développement (R&D), contre 650 millions d’euros en 2009 et 612 millions d’euros en 2008 (1) . La dynamique de croissance des budgets de R&D engagée depuis 2004 a été maintenue. En outre, le Groupe a mis en place en 2009 un dispositif financier lui permettant de participer au développement de start-up spécialisées dans le développement de technologies innovantes dans le domaine de l’énergie. Les effectifs consacrés aux activités de R&D se sont élevés à 4 087 personnes en 2010, contre 4 016 personnes en 2009 et 4 285 personnes en 2008. Les enjeux de la R&D de TOTAL se déclinent en six axes : – le développement des connaissances, des outils et de la maîtrise technologique permettant de découvrir et d’exploiter des ressources pétrolières et gazières technologiquement complexes pour répondre à la demande énergétique mondiale ; – le développement et l’industrialisation de technologies du solaire, de la biomasse et du captage et stockage du CO2 visant à contribuer à l’évolution de l’offre énergétique mondiale ; – le développement de matériaux fonctionnels, innovants et compétitifs qui répondent aux besoins spécifiques du marché, facilitent l’émergence de fonctionnalités et de systèmes nouveaux, permettent le remplacement des matériaux actuels par des matériaux plus performants et intègrent les enjeux liés à l’amélioration de l’efficacité énergétique des utilisateurs, à la réduction de leur impact environnemental et de leur toxicité, et à une meilleure gestion de leur cycle de vie ; – le développement, l’industrialisation et l’amélioration des procédés de transformation des ressources pétrolières, du charbon et de la biomasse afin d’adapter le dispositif du Groupe à l’évolution des ressources et des marchés, d’améliorer sa fiabilité et la sécurité, de parvenir à une plus grande efficacité énergétique, de réduire son impact environnemental et de maintenir durablement les marges économiques du Groupe ; – la compréhension et la mesure des impacts de l’activité et des produits du Groupe sur les milieux et les écosystèmes (eau, sol, air, biodiversité) afin de renforcer la sécurité environnementale dans le cadre de la réglementation et de réduire ces impacts pour tendre vers la durabilité des activités du Groupe ; – la maîtrise et l’utilisation de technologies innovantes, comme les biotechnologies, les nanotechnologies, le calcul haute performance, les technologies de l’information et de communication ou les techniques analytiques nouvelles. Ces enjeux sont abordés en synergie au sein du portefeuille de projets. Ils se déclinent de façon différenciée selon les branches. Outre l’optimisation continue des développements en offshore profond et de la valorisation des ressources gazières, TOTAL poursuit l’amélioration de ses outils d’exploration, d’acquisition et de traitement sismiques, de caractérisation des réservoirs et de simulation de leur comportement au cours de l’exploitation, notamment pour les réservoirs à faible perméabilité, les réservoirs très enfouis et les réservoirs carbonatés. L’amélioration de la récupération des huiles dans les réservoirs exploités ainsi que la récupération des huiles lourdes et des bitumes et la réduction de leurs impacts environnementaux sont deux sujets de recherche majeurs. De plus, un projet très important de développement de technologies d’exploitation des schistes bitumineux est engagé depuis 2008. Par ailleurs, le projet de captage par oxycombustion et stockage de CO2 dans le réservoir déplété de Rousse à Lacq (France) progresse, les premières injections ayant eu lieu début 2010 ; le but du pilote est d’acquérir la maîtrise de la chaine complète et de la méthodologie d’étude de site. Enfin, les technologies de la gestion de l’eau font l’objet d’un effort continu de R&D. 3.2. Gaz & Énergies Nouvelles En ce qui concerne les énergies nouvelles, l’effort de R&D a été soutenu dans le domaine des futures générations de cellules photovoltaïques, dans le cadre de plusieurs partenariats stratégiques avec des instituts de recherche universitaires reconnus et avec des start-up (Konarka sur le photovoltaïque organique et AEP sur la purification et la cristallisation du silicium). La production d’énergie à partir de la biomasse est également un volet important de R&D dans les énergies nouvelles. Ainsi, le Groupe participe à un programme de développement d’un procédé de production à partir de la biomasse et à des travaux de biotechnologies pour la transformation de la biomasse en biocarburants avancés ou en molécules d’intérêt pour la chimie, notamment à travers un partenariat avec la société Amyris dont le Groupe est également devenu actionnaire. L’effort de R&D est également porté sur la conversion d’énergie : – dans le GNL (gaz naturel liquéfié), sur de nouvelles options techniques des terminaux et du transport ; – dans l’émergence du DME (DiMethyl Ether), par l’implication du Groupe dans un programme de démonstration de ce carburant ; – dans le CTL (Coal to Liquid), pour transformer le charbon en hydrocarbures liquides, avec captage de CO2 dans ces procédés. Enfin, des partenariats de recherche sur l’énergie de la houle, de l’énergie thermique des mers et des courants marins permettent par ailleurs au Groupe de suivre les évolutions technologiques de ces filières. (1) Y compris, depuis 2009, les dépenses engagées dans les installations pilotes de la branche Exploration & Production.3.3. Raffinage & Marketing Dans le Raffinage & Marketing, TOTAL se prépare à l’émergence des ressources de demain, qu’il s’agisse du pétrole non conventionnel ou de la biomasse, et développe des produits adaptés aux besoins du marché, notamment des carburants, additifs et lubrifiants plus performants et permettant des économies d’énergie. Le Raffinage & Marketing développe des procédés et catalyseurs et étudie les conditions de fonctionnement de ses unités en vue d’accroître les rendements de production et de s’adapter au marché du carburant. La branche développe de nombreux produits (carburants, combustibles, lubrifiants, etc.) adaptés aux nouvelles motorisations et respectueux de l’environnement ainsi que des technologies de mesure et de réduction des émissions industrielles sur l’environnement. Enfin, plusieurs projets de R&D dans le domaine de la production de biocarburants de seconde génération se poursuivent dans le cadre de partenariats avec des universitaires, des industriels et des acteurs économiques en vue de développer des procédés de transformation de la biomasse par voies enzymatique et thermochimique (projets Futurol et BioTfuel). 62 TOTAL. Document de référence 2010 3 Rapport de gestion Recherche & Développement 3.4. Pétrochimie Dans la Pétrochimie, la R&D est centrée sur l’utilisation de ressources alternatives au naphta et à l’éthane, comme le méthanol provenant du charbon, du gaz et de matières premières renouvelables. Le développement de nouveaux grades de polymères continue de faire l’objet d’un effort de recherche important. Ainsi, le Groupe a amélioré les qualités thermiques et mécaniques des polymères d’origine renouvelable tels que l’acide polylactique (PLA) dans le cadre d’une joint-venture avec la société Galactic. Cet effort se traduit également par des axes de recherche en catalyse et procédés et la mise en place de nouveaux pilotes de développement. Ainsi, le pilote de transformation de méthanol en oléfines couplé à un pilote de polymérisation, couplage qui constitue une première mondiale, a permis de valider le procédé sur le site de Feluy en Belgique. L’optimisation et le développement de cette combinaison de procédés se poursuivra en 2011. 3.5. Chimie de Spécialité La R&D en Chimie est stratégique pour les produits de spécialités. Elle se développe en étroite relation avec les besoins des filiales. Atotech est un des leaders mondiaux des systèmes de production intégrés (chimie, équipement, savoir-faire et service) en finition des surfaces métalliques et en fabrication des circuits intégrés. Compte tenu des enjeux environnementaux liés aux produits de métallisation, près de la moitié des projets de R&D d’Atotech visent à développer des technologies toujours plus propres et à créer les conditions d’un développement durable de ces industries. Hutchinson porte son effort d’innovation sur des matériaux élastomères innovants et thermoplastiques, sur les procédés de production propres et sur des systèmes attractifs pour ses grands clients de l’industrie, notamment en matière d’efficacité énergétique des véhicules du futur. Bostik et Cray Valley-Sartomer œuvrent à l’élaboration de produits (colles, résines) adaptés à de nouveaux marchés, dont celui de l’amélioration énergétique de l’habitat, et présentant de nouvelles fonctionnalités issues de technologies propres, utilisant notamment les ressources de la biomasse. 3.6. Environnement Les enjeux environnementaux sont communs à l’ensemble du Groupe et pris en compte dans chacun des projets. Ils concernent essentiellement : – la détection et la réduction des émissions à l’air et la simulation de leur dispersion ; – la prévention de la pollution des sols et de l’eau en orientant les actions prioritaires de R&D sur les risques environnementaux les plus significatifs pour les sites ou les projets du Groupe, notamment en réduisant l’utilisation d’eau provenant des milieux naturels continentaux et en réduisant les émissions conformément à l’évolution de la réglementation ; – l’évolution des différents produits du Groupe et la maîtrise de leur cycle de vie, conformément à la directive REACH ; – la réduction des émissions de gaz à effet de serre en améliorant l’efficacité énergétique et les efforts de captage et de stockage de CO2 . 3.7. Dispositif de Recherche & Développement Le Groupe vise à accroître l’effort de R&D dans toutes les branches et sur des thèmes et technologies abordés de façon transverse. Une attention constante est portée aux synergies de R&D entre les branches. Le Groupe dispose de vingt-deux centres de R&D dans le monde et participe à environ 600 partenariats avec d’autres groupes industriels, des universitaires ou des organismes spécifiques de recherche. Le Groupe bénéficie en outre d’un réseau constamment renouvelé de conseillers scientifiques répartis dans le monde qui assurent une activité de veille et de conseil pour ses activités de recherche et développement. Le partenariat de longue durée avec des universités et des laboratoires universitaires jugés stratégiques en Europe, aux États-Unis, au Japon ou en Chine, et le partenariat avec des PME innovantes font partie des approches du Groupe.4. Tendances et perspectives 4.1. Perspectives Chaque branche d’activité du Groupe mène une politique active de propriété industrielle afin de protéger ses développements, de s’assurer la possibilité de développer ses activités et de permettre la mise en valeur de ses atouts technologiques auprès de ses partenaires. En 2010, plus de 250 brevets ont été déposés par le Groupe. TOTAL s’attachera en 2011 à conforter ses relais de croissance, tout en réaffirmant la priorité donnée à la sécurité, la fiabilité et l’acceptabilité de ses opérations. Le budget d’investissement des secteurs pour 2011 s’établit à 20 milliards de dollars. TOTAL entend par ailleurs poursuivre ses acquisitions d’actifs ciblées et ses cessions d’actifs non stratégiques. L’essentiel des investissements sera concentré dans l’Amont avec un budget de 16 milliards de dollars. 35% des investissements de l’Amont seront consacrés au socle des projets déjà en production alors que 65% serviront au développement des nouveaux projets. L’Aval et la Chimie, pour leur part, devraient continuer d’investir environ 4 milliards de dollars en 2011, alloués en particulier à la modernisation de la raffinerie et de l’usine pétrochimique de Normandie et à la construction de la raffinerie de Jubail en Arabie saoudite. Par ailleurs, le nombre de grands arrêts dans les raffineries du Groupe devrait être en hausse par rapport au bas niveau connu en 2010. Le Groupe confirme aussi son engagement en matière de recherche et développement avec un budget en hausse en 2011 à environ 1 milliard de dollars. Dans l’Amont, TOTAL mettra en production à partir de mi-2011 une nouvelle vague de projets majeurs, avec en particulier le démarrage de Pazflor en Angola prévu au quatrième trimestre. Le Groupe poursuivra l’étude de nombreux projets en préparation, en Russie, en Australie, au Canada et en Chine notamment : leur lancement prévu ces deux prochaines années contribuera à accroître la visibilité sur la croissance à moyen terme. Avec un budget d’exploration porté à 2,1 milliards de dollars, le Groupe mettra par ailleurs en œuvre une démarche plus audacieuse et diversifiée afin de réaliser des découvertes de taille plus importante au cours des prochaines années. Dans l’Aval et la Chimie, TOTAL s’efforcera d’améliorer sa compétitivité en poursuivant l’adaptation de son portefeuille en Europe, en démarrant les nouvelles unités à la raffinerie de Port Arthur aux États-Unis et en développant ses positions sur les marchés de croissance. Avec un bilan solide à fin 2010 et des marges de manœuvre renforcées dans un contexte de prix du brut supérieur à 80 $ / b, TOTAL poursuivra en 2011 le développement de ses nombreux projets à travers un programme d’investissement ambitieux, tout en conservant un objectif de ratio d’endettement situé entre 25 et 30% et une politique de dividende visant un taux moyen de distribution des résultats de 50%. Le Groupe a aussi confirmé sa volonté de céder d’ici à 2012 sa participation dans Sanofi-Aventis qui se montait à 5,5% du capital au 31 décembre 2010 pour une valeur de marché de 4,6 milliards de dollars. Document de référence 2010. TOTAL 63 Rapport de gestion Tendances et perspectives 3 Les activités du Groupe demeurent soumises aux risques habituels des marchés (sensibilité aux paramètres d’environnement des marchés des hydrocarbures et des marchés financiers), aux risques industriels et environnementaux liés à la nature même de ses activités, ainsi qu’aux risques de nature politique ou géopolitique liés à sa présence mondiale dans la plupart de ses activités. Par ailleurs, la gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux instruments financiers de taux et de change obéit à des règles strictes définies par la Direction Générale du Groupe et qui prévoient la centralisation des liquidités, des positions et de la gestion des instruments financiers. Une description détaillée de ces risques est donnée dans la partie Facteurs de Risques (chapitre 4) du présent Document de référence qui reprend également les informations visées à l’article L. 225-102-1 du Code de commerce pour le rapport social et environnemental de TOTAL S.A. (chapitre 11, annexe 3 - TOTAL S.A., Informations d’ordre social et environnemental). 4.2. Risques et incertitudes 4.3. Sensibilités des résultats 2011 aux paramètres d’environnement (a) Paramètres Scénario Variation Impact estimé sur le résultat Impact estimé sur le résultat d’environnement retenu opérationnel ajusté opérationnel net ajusté €-$ 1,30 $ / € +0,10 $ par € -1,6 G€ -0,8 G€ Brent 80 $ / b +1 $ / b +0,27 G€/ 0,35 G$ +0,13 G€/ 0,17 G$ Marges de raffinage européennes ERMI 30 $ / t +1 $ / t +0,07 G€/ 0,09 G$ +0,05 G€/ 0,07 G$ (a) Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4 e trimestre de l’année précédente. Les impacts de la sensibilité €-$ sur le résultat opérationnel ajusté et sur le résultat opérationnel net ajusté sont attribuables à l’Amont pour respectivement environ 80% et 75%. Les impacts restants proviennent essentiellement de l’Aval.64 TOTAL. Document de référence 2010Facteurs de risques 1. Risques de marché 66 1.1. Sensibilité aux paramètres d’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 1.2. Risques relatifs aux marchés des hydrocarbures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 1.3. Risques relatifs aux marchés financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 1.4. Gestion du risque de contrepartie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 1.5. Gestion du risque de change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 1.6. Gestion de la position de taux à court terme et des liquidités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 1.7. Gestion du risque de taux sur la dette à long terme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 1.8. Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 1.9. Risques relatifs aux marchés boursiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70 1.10. Risques de liquidité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70 1.11. Risques de crédit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 2. Risques industriels ou liés à l’environnement 74 2.1. Nature des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 2.2. Évaluation des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 2.3. Gestion des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .75 2.4. Amiante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 3. Autres risques 76 3.1. Risques liés à l’exploration et la production pétrolière et gazière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 3.2. Risques associés à des facteurs économiques ou politiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .77 3.3. Aspects juridiques des activités d’exploration et de production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .77 3.4. Aspects juridiques des autres activités du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78 3.5. Activités à Cuba, en Iran, au Soudan et en Syrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78 3.6. Nigeria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81 3.7. Risques liés à la concurrence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81 3.8. Procédures judiciaires et d’arbitrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81 4. Assurance et couverture des risques 82 4.1. Organisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 4.2. Politique de gestion des risques et assurances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 4.3. Politique d’assurance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 Facteurs de risques 4 Document de référence 2010. TOTAL 6566 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Risques de marché 1. Risques de marché Les risques de marché sont détaillés dans la note 31 de l’annexe aux comptes consolidés. 1.1. Sensibilité aux paramètres d’environnement Les résultats de TOTAL sont sensibles à différents facteurs dont les plus significatifs sont les prix des hydrocarbures, les marges de raffinage et les taux de change, notamment celui du dollar par rapport à l’euro. D’une manière générale, une hausse des prix du pétrole a un effet positif sur les résultats du Groupe du fait de la meilleure valorisation de la production pétrolière. Inversement, une baisse des prix du pétrole se traduit par une dégradation des résultats. Pour l’exercice 2011, dans les scénarios retenus, le Groupe estime qu’une appréciation du cours du Brent de 1 dollar par baril entraînerait une hausse du résultat opérationnel net ajusté de l’année d’environ 0,13 milliard d’euros (0,17 milliard de dollars (1) ) et inversement. L’impact d’une variation des prix du pétrole sur les activités de l’Aval et de la Chimie de Base dépend de la rapidité avec laquelle s’ajustent les prix des produits finis de ces deux secteurs. Le Groupe estime qu’une appréciation de l’indicateur des marges de raffinage européennes (ERMI) de 1 dollar par tonne entraînerait une hausse du résultat opérationnel net ajusté de l’année de 0,05 milliard d’euros (0,07 milliard de dollars (1) ) et inversement. Toutes les activités du Groupe sont sensibles à divers titres et dans des proportions variables aux évolutions du cours du dollar. Une appréciation de 0,10 dollar par euro (hausse de l’euro contre le dollar) engendrerait une baisse du résultat opérationnel net ajusté de l’année d’environ 0,8 milliard d’euros, et inversement. Les résultats du Groupe, notamment dans la Chimie, sont également sensibles à la conjoncture économique. Résumé des sensibilités 2011 (a) Scénario Variation Impact estimé Impact estimé retenu sur le résultat sur le résultat opérationnel opérationnel ajusté net ajusté €-$ 1,30 $ / € +0,10 $ par € -1,6 G€ -0,8 G€ Brent 80 $ / b +1 $ / b +0,27 G€ / 0,35 G$ +0,13 G€ / 0,17 G$ Marges de raffinage européennes ERMI 30 $ / t +1 $ / t +0,07 G€/ 0,09 G$ +0,05 G€ / 0,07 G$ (a) Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4 e trimestre de l’année précédente. Les impacts de la sensibilité €-$ sur le résultat opérationnel ajusté et sur le résultat opérationnel net ajusté sont attribuables à l’Amont pour respectivement environ 80% et 75%. Les impacts restants proviennent essentiellement de l’Aval. 1.2. Risques relatifs aux marchés des hydrocarbures Dans le cadre de ses activités courantes, le Groupe est conduit à intervenir largement sur les marchés afin d’optimiser l’écoulement de ses productions et l’approvisionnement de ses raffineries. Dans son activité de négoce d’hydrocarbures, le Groupe n’a généralement pas pour politique de vendre à terme ses productions futures. Toutefois, dans le cadre de cette activité de négoce, le Groupe utilise, comme la plupart des autres sociétés pétrolières, des produits dérivés d’énergie afin d’adapter son exposition aux fluctuations des prix du pétrole brut, des produits raffinés, du gaz naturel, de l’électricité et du charbon. De même, dans le cadre de son activité de transport maritime, le Groupe utilise des produits dérivés de taux de fret afin d’adapter son exposition aux fluctuations de ceux-ci. Pour gérer ces risques, le Groupe utilise différents instruments parmi lesquels les contrats sur les marchés organisés ou sur les marchés de gré à gré tels que futures, forwards, swaps et options. La liste des différents dérivés détenus par TOTAL sur ces marchés est détaillée dans la note 30 de l’annexe aux comptes consolidés. L’activité Trading & Shipping mesure son exposition au risque de marché relatif aux activités de négoce de pétrole brut, de produits raffinés et de taux de fret, c’est-à-dire la perte potentielle en juste valeur, en mettant en œuvre une méthode d’évaluation de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque de marché découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché sur une période d’une journée de cotation. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les 400 derniers jours ouvrés pour tous les instruments et échéances dans les activités internationales de négoce. Les options sont systématiquement réévaluées en utilisant des modèles appropriés. La probabilité de variation de juste valeur correspond à un intervalle de confiance de la valeur en risque de 97,5%. Cela signifie que le portefeuille n’enregistrerait une perte supérieure au montant de la valeur en risque qu’une seule fois sur une période de 40 jours ouvrés si l’exposition au risque du portefeuille restait inchangée. (1) Avec une hypothèse de parité de 1,30 $ pour 1 €. Document de référence 2010. TOTAL 67 Facteurs de risques Risques de marché 4 L’activité de trading de gaz, d’électricité et de charbon met en œuvre des instruments dérivés tels que les futures, forwards, swaps et options, tant sur les marchés organisés que sur les marchés de gré à gré, le dénouement des transactions prenant généralement la forme de livraisons physiques. L’exposition au risque de marché, c’est-à-dire la perte potentielle en juste valeur, est évaluée en mettant en œuvre une méthode de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché journalières. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les deux années écoulées pour tous les instruments et échéances. Trading de gaz et d’électricité : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% Au 31 décembre (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture 2010 13,9 2,7 6,8 10,0 2009 9,8 1,9 5,0 4,8 2008 16,3 1,3 5,0 1,4 Le Groupe met en œuvre une politique rigoureuse de gestion et de surveillance de ces risques de marché. Celle-ci s’appuie, d’une part, sur une séparation des fonctions d’engagement des opérations et des fonctions de contrôle et, d’autre part, sur un système d’information intégré qui permet un suivi en temps réel des activités. Des limites d’intervention sont approuvées par le Comité exécutif et font l’objet d’un contrôle quotidien. Afin de garantir la souplesse des interventions et la liquidité des positions, les activités de couverture sont conduites avec des contreparties nombreuses et indépendantes, telles que les autres compagnies pétrolières, les grands producteurs ou consommateurs d’énergie et les institutions financières. Un dispositif de limites par contrepartie est mis en œuvre et un suivi régulier des encours par contrepartie est effectué. 1.3. Risques relatifs aux marchés financiers Dans le cadre de son activité de financement et de gestion de la trésorerie, le Groupe utilise des instruments financiers dérivés afin de gérer son exposition aux fluctuations des taux d’intérêt et des cours de change de devises étrangères. Il s’agit principalement de swaps de taux d’intérêt et de devises. Le Groupe peut également, plus occasionnellement, utiliser des contrats de futures et options. Les opérations en cours et leur traitement comptable sont présentés dans les notes 1M, 20, 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. La gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux instruments financiers de taux et de change obéit à des règles strictes qui sont définies par la Direction Générale du Groupe et qui prévoient la centralisation par la direction Financement-Trésorerie des liquidités, des positions et de la gestion des instruments financiers. Les excédents de liquidités du Groupe qui en résultent sont essentiellement placés sous forme de dépôts, de prises en pension ou d’achats de papier auprès de banques de dépôt et d’institutions étatiques. La gestion s’organise autour d’un département Salle des marchés spécialisé dans l’intervention sur les marchés financiers de change et de taux d’intérêt. Le département Contrôle-Gestion des flux, au sein de la direction Financement-Trésorerie, assure la surveillance quotidienne des limites des engagements par banque, des positions, et calcule le résultat. Il procède à la valorisation de la valeur de marché et, le cas échéant, effectue des analyses de sensibilité. Trading & Shipping : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% Au 31 décembre (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture 2010 23,1 3,4 8,9 3,8 2009 18,8 5,8 10,2 7,6 2008 13,5 2,8 6,9 11,868 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Risques de marché Toute contrepartie bancaire avec laquelle le Groupe souhaite travailler pour des opérations de marché doit avoir été préalablement autorisée après appréciation de sa solidité financière (analyse multicritères intégrant notamment une étude de la capitalisation boursière, du taux de Credit Default Swap (CDS), de la notation par les agences Standard & Poor’s et Moody’s, laquelle doit être de première qualité, et de la situation financière en général). Une limite globale d’encours autorisé est définie pour chaque banque et répartie entre les filiales et les entités centrales de trésorerie du Groupe en fonction des besoins pour les activités financières. Pour réduire le risque de valeur de marché sur ses engagements, en particulier sur les swaps mis en place dans le cadre des émissions obligataires, la direction Financement-Trésorerie a également développé un système d’appel de marge mis en place avec ses contreparties significatives. Le Groupe s’efforce de minimiser le risque de change de chaque entité par rapport à sa monnaie fonctionnelle (principalement l’euro, le dollar, la livre sterling et la couronne norvégienne). Pour le risque de change généré par l’activité commerciale, la couverture des revenus et coûts en devises étrangères s’effectue essentiellement par des opérations de change au comptant et parfois à terme. Le Groupe ne couvre que rarement des flux prévisionnels et il peut notamment dans ce cas, avoir recours à des options. Pour les risques de change liés aux actifs à long terme comptabilisés dans une autre devise que l’euro, le Groupe a une politique de couverture permettant de réduire le risque de change associé, en adossant un financement dans cette autre devise. L’exposition nette au risque de change court terme est suivie régulièrement, en référence à un dispositif de limites définies par la Direction Générale du Groupe. Les dettes financières non courantes décrites dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars ou en euros, soit dans des devises échangées contre des dollars ou des euros selon les besoins généraux du Groupe, par le biais de swaps d’émission. Le produit de cet endettement est prêté à des filiales dont les comptes sont tenus en dollars ou en euros. Il en résulte que la sensibilité nette de ces positions au risque de change n’est pas significative. S’agissant des swaps de change court terme dont le montant notionnel figure dans la note 29 de l’annexe aux comptes consolidés, leur utilisation à des fins d’optimisation de la gestion centralisée de la trésorerie du Groupe implique que la sensibilité au change qu’ils pourraient induire est également considérée comme négligeable. 1.6. Gestion de la position de taux à court terme et des liquidités La position courante, principalement constituée en euros et en dollars, est gérée selon les objectifs principaux fixés par la Direction Générale du Groupe (maintenir un bon niveau de liquidité, optimiser le revenu des placements en fonction de la courbe de taux, minimiser le coût d’emprunt), dans le cadre d’une gestion à horizon inférieur à douze mois et sur la base d’une référence de taux au jour le jour, notamment par l’intermédiaire de swaps de taux à court terme et de swaps de change à court terme, sans modification de la position de change. 1.7. Gestion du risque de taux sur la dette à long terme La politique du Groupe vise à s’endetter à long terme, principalement à taux variable, ou à taux fixe en cas d’opportunité lors de l’émission en fonction du niveau des taux d’intérêt, en dollars ou en euros, selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. 1.4. Gestion du risque de contrepartie 1.5. Gestion du risque de changeDocument de référence 2010. TOTAL 69 Facteurs de risques Risques de marché 4 1.8. Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change Les tableaux ci-après présentent l’impact potentiel d’une translation d’une amplitude de 10 points de base des courbes de taux d’intérêt dans chacune des devises sur la valeur de marché des instruments financiers en cours au 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008. Variation de la valeur de marché après translation des taux d’intérêt de : Actif / (Passif) Valeur nette Valeur de +10 points -10 points (en millions d’euros) comptable marché de base de base estimée Au 31 décembre 2010 Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (20 019) (20 408) 86 (84) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (178) (178) - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 1 870 1 870 - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe - actif et passif 1 692 1 692 (59) 59 Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps (hors contrats de location financement) 3 483 3 483 4 (4) Autres swaps de taux (2) (2) 3 (3) Swaps de change et contrats à terme de devises (101) (101) - - Au 31 décembre 2009 Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (18 368) (18 836) 75 (75) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (241) (241) - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 1 025 1 025 - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe - actif et passif 784 784 (57) 57 Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps (hors contrats de location financement) (2 111) (2 111) 3 (3) Autres swaps de taux (1) (1) 1 (1) Swaps de change et contrats à terme de devises 34 34 - - Au 31 décembre 2008 Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (14 119) (14 119) 47 (43) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (440) (440) - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 892 892 - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe - actif et passif 452 452 (44) 44 Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps (hors contrats de location financement) (2 025) (2 025) 3 (3) Autres swaps de taux (4) (4) 1 (1) Swaps de change et contrats à terme de devises (56) (56) - - L’impact sur le coût de la dette nette avant impôt d’une variation des taux d’intérêt est le suivant : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Coût de la dette nette (334) (398) (527) Translation des taux d’intérêt de : +10 points de base (11) (11) (11) -10 points de base 11 11 11 +100 points de base (107) (108) (113) -100 points de base 107 108 11370 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Risques de marché En raison de la politique de gestion du risque de change décrite précédemment, la sensibilité du Groupe au risque de change est principalement influencée par la situation nette des filiales dont les monnaies fonctionnelles sont le dollar et, dans une moindre proportion, la livre sterling et la couronne norvégienne. Cette sensibilité est reflétée par l’évolution historique des écarts de conversion imputés dans les capitaux propres consolidés qui, au cours des trois derniers exercices, et essentiellement du fait de l’évolution du dollar et de la livre sterling, ont été les suivants : Parité euro-dollar Parité euro-livre sterling 31 décembre 2010 1,34 0,86 31 décembre 2009 1,44 0,89 31 décembre 2008 1,39 0,95 Au 31 décembre 2010 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises en équivalence (a) Capitaux propres - aux taux de change d’origine 62 909 32 894 22 242 4 997 2 776 Écarts de conversion avant couverture d’investissement net (2 501) - (1 237) (1 274) 10 Couverture d’investissement net instruments non dénoués 6 - 6 - - Capitaux propres aux taux de change du 31 décembre 2010 60 414 32 894 21 011 3 723 2 786 Au 31 décembre 2009 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises en équivalence Capitaux propres - aux taux de change d’origine 57 621 27 717 18 671 5 201 6 032 Écarts de conversion avant couverture d’investissement net (5 074) - (3 027) (1 465) (582) Couverture d’investissement net instruments non dénoués 5 - 6 (1) - Capitaux propres aux taux de change du 31 décembre 2009 52 552 27 717 15 650 3 735 5 450 Au 31 décembre 2008 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises en équivalence Capitaux propres - aux taux de change d’origine 53 868 25 084 15 429 5 587 7 768 Écarts de conversion avant couverture d’investissement net (4 876) - (2 191) (1 769) (916) Couverture d’investissement net instruments non dénoués - - - - - Capitaux propres aux taux de change du 31 décembre 2008 48 992 25 084 13 238 3 818 6 852 (a) La diminution de la colonne « Autres devises et sociétés mises en équivalence » s’explique principalement par le changement de mode de consolidation de Sanofi-Aventis (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). La contribution aux capitaux propres de cette participation est désormais reclassée dans la colonne relative à la zone Euro. Du fait de cette politique, l’impact en résultat consolidé du change illustré dans la note 7 de l’annexe aux comptes consolidés a été peu significatif au cours des trois derniers exercices, malgré les fluctuations monétaires importantes du dollar (résultat nul en 2010, perte de 32 millions d’euros en 2009, gain de 112 millions d’euros en 2008). 1.9. Risques relatifs aux marchés boursiers TOTAL S.A. bénéficie de lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales, lui permettant de constituer une réserve de liquidités significative. Le montant de ces lignes de crédit au 31 décembre 2010 s’élève à 9 592 millions de dollars, dont 9 581 millions de dollars ne sont pas utilisés. Les contrats relatifs aux lignes de crédit accordées à TOTAL S.A. Le Groupe détient un ensemble de participations dans des sociétés cotées (voir les notes 12 et 13 de l’annexe aux comptes consolidés) dont la valeur boursière totale fluctue notamment en fonction de la tendance des marchés boursiers mondiaux, de la valorisation des secteurs d’activité respectifs auxquels ces sociétés appartiennent et des données économiques et financières propres à chacune de ces sociétés. 1.10. Risques de liquiditéDocument de référence 2010. TOTAL 71 Facteurs de risques Risques de marché 4 Les tableaux ci-après représentent l’échéancier des actifs et passifs liés aux activités de financement au 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008 (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). Au 31 décembre 2010 (en millions d’euros) À moins De 1 De 2 De 3 De 4 Plus Total Actif / (Passif) de 1 an à 2 ans à 3 ans à 4 ans à 5 ans de 5 ans Dettes financières non courantes (principal hors intérêts) - (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (18 913) Dettes financières courantes (9 653) - - - - - (9 653) Autres passifs financiers courants (159) - - - - - (159) Actifs financiers courants 1 205 - - - - - 1 205 Trésorerie et équivalents de trésorerie 14 489 - - - - - 14 489 Montant cumulé net avant charges financières 5 882 (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (13 031) Charges financières sur dettes financières non courantes (843) (729) (605) (450) (358) (1 195) (4 180) Différentiel d’intérêt sur swaps 461 334 153 33 2 (78) 905 Montant net 5 500 (3 750) (3 996) (2 635) (3 760) (7 665) (16 306) Au 31 décembre 2009 (en millions d’euros) À moins De 1 De 2 De 3 De 4 Plus Total Actif / (Passif) de 1 an à 2 ans à 3 ans à 4 ans à 5 ans de 5 ans Dettes financières non courantes (principal hors intérêts) - (3 658) (3 277) (3 545) (2 109) (5 823) (18 412) Dettes financières courantes (6 994) - - - - - (6 994) Autres passifs financiers courants (123) - - - - - (123) Actifs financiers courants 311 - - - - - 311 Trésorerie et équivalents de trésorerie 11 662 - - - - - 11 662 Montant cumulé net avant charges financières 4 856 (3 658) (3 277) (3 545) (2 109) (5 823) (13 556) Charges financières sur dettes financières non courantes (768) (697) (561) (448) (301) (1 112) (3 887) Différentiel d’intérêt sur swaps 447 233 100 25 (16) (55) 734 Montant net 4 535 (4 122) (3 738) (3 968) (2 426) (6 990) (16 709) Au 31 décembre 2008 (en millions d’euros) À moins De 1 De 2 De 3 De 4 Plus Total Actif / (Passif) de 1 an à 2 ans à 3 ans à 4 ans à 5 ans de 5 ans Dettes financières non courantes (principal hors intérêts) - (2 992) (3 658) (3 324) (3 232) (2 093) (15 299) Dettes financières courantes (7 722) - - - - - (7 722) Autres passifs financiers courants (158) - - - - - (158) Actifs financiers courants 187 - - - - - 187 Trésorerie et équivalents de trésorerie 12 321 - - - - - 12 321 Montant cumulé net avant charges financières 4 628 (2 992) (3 658) (3 324) (3 232) (2 093) (10 671) Charges financières sur dettes financières non courantes (554) (512) (431) (299) (189) (174) (2 159) Différentiel d’intérêt sur swaps 118 211 100 62 37 (7) 521 Montant net 4 192 (3 293) (3 989) (3 561) (3 384) (2 274) (12 309) ne contiennent pas de dispositions conditionnant les termes et modalités du crédit octroyé aux ratios financiers de la Société, à la notation de sa solidité financière par les agences spécialisées (voir chapitre 6 pour le détail de cette notation) ou à la survenance d’événements susceptibles d’avoir un impact significativement défavorable sur sa situation financière. Pour information, le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.) s’élève à 10 395 millions de dollars au 31 décembre 2010, dont 10 383 millions de dollars ne sont pas utilisés. Les lignes de crédit accordées aux sociétés du Groupe autres que TOTAL S.A. ne sont pas destinées à financer les besoins généraux du Groupe : elles sont destinées à financer soit les besoins généraux de la filiale emprunteuse, soit un projet déterminé.72 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Risques de marché Par ailleurs, le Groupe garantit la dette bancaire et les locations financement de certaines filiales non consolidées et de sociétés mises en équivalence. Ces garanties peuvent être appelées en cas de défaut de la filiale dans ses obligations contractuelles et ne sont pas couvertes par des sûretés sur des actifs du Groupe. Les montants et échéances au titre de ces garanties financières sont présentés dans la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés dans la rubrique « Garanties données sur emprunts ». Le Groupe garantit également les passifs courants de certaines filiales non consolidées et serait ainsi appelé en cas de cessation de paiement d’une de ces filiales. Les montants et échéances au titre de ces garanties financières sont présentés dans la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés dans la rubrique « Garanties de passif courant ». Le tableau ci-après reprend les actifs et passifs financiers liés aux activités opérationnelles au 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008 (voir la note 28 de l’annexe aux comptes consolidés). Au 31 décembre (en millions d’euros) Actif / (Passif) 2010 2009 2008 Fournisseurs et comptes rattachés (18 450) (15 383) (14 815) Autres dettes d’exploitation (3 574) (4 706) (4 297) dont instruments dérivés d’énergie (passif) (559) (923) (1 033) Clients et comptes rattachés 18 159 15 719 15 287 Autres créances d’exploitation 4 407 5 145 6 208 dont instruments dérivés d’énergie (actif) 499 1 029 1 664 Total 542 775 2 383 Ces actifs et passifs financiers ont principalement une échéance inférieure à un an. 1.11. Risques de crédit Le risque de crédit est le risque de défaut d’une contrepartie face à ses engagements contractuels ou à l’encaissement des créances. Le Groupe est exposé au risque de crédit dans le cadre de ses activités opérationnelles et de financement. L’exposition maximum au risque de crédit est représentée en partie par les montants d’actifs financiers qui sont présentés dans le bilan, y compris les instruments dérivés d’énergie qui ont une valeur de marché positive. L’exposition maximale est détaillée dans le tableau suivant : Les montants des dépréciations sur les prêts et avances et sur les clients, comptes rattachés et autres créances d’exploitation sont fournis respectivement dans les notes 14 et 16 de l’annexe aux comptes consolidés. Dans le cadre de la gestion du risque de crédit lié aux activités opérationnelles et de financement, le Groupe a mis en place des contrats d’appels de marge avec certaines contreparties. Au 31 décembre 2010, le montant reçu, net des versements, au titre de ces appels de marge s’élève à 1 560 millions d’euros (contre 693 millions d’euros au 31 décembre 2009). La gestion du risque de crédit dans les différents secteurs est la suivante : Dans l’Amont – Dans l’Exploration & Production Les risques nés de la signature des accords pétroliers avec les autorités étatiques et les partenaires pétroliers, ou de l’attribution de contrats de fourniture à long terme qui sont indispensables pour entreprendre des projets, sont évalués par le processus d’approbation des opérations pétrolières. Le caractère long terme des contrats et l’existence de clients de premier rang impliquent un risque de crédit faible. Les risques liés à des opérations commerciales, autres que celles décrites ci-dessus et dans la pratique placées directement sous le contrôle des filiales, font l’objet de procédures de fixation d’encours de crédit et de revue des encours. Au 31 décembre (en millions d’euros) Actif / (Passif) 2010 2009 2008 Prêts aux sociétés mises en équivalence (note 12) 2 383 2 367 2 005 Prêts et avances (note 14) 1 596 1 284 1 403 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (note 20) 1 870 1 025 892 Clients et comptes rattachés (note 16) 18 159 15 719 15 287 Autres créances d’exploitation (note 16) 4 407 5 145 6 208 Actifs financiers courants (note 20) 1 205 311 187 Trésorerie et équivalents de trésorerie (note 27) 14 489 11 662 12 321 Total 44 109 37 513 38 303Les créances clients font l’objet d’une dépréciation au cas par cas sur la base de l’antériorité des créances et de l’appréciation de la direction sur les circonstances de fait. – Dans le Gaz & Énergies Nouvelles La branche Gaz & Énergies Nouvelles traite avec des contreparties du secteur de l’énergie, de l’industrie et de la finance partout dans le monde. Les institutions financières fournissant la couverture de risque de crédit sont des banques et des groupes d’assurance disposant d’une notation de première qualité. Les contreparties potentielles sont soumises à une analyse de crédit et une autorisation avant que les transactions ne soient conclues, et une fois autorisées, font l’objet d’un examen régulier incluant une nouvelle évaluation et une actualisation des limites accordées. L’analyse de la capacité des contreparties à faire face à leurs engagements repose sur des données quantitatives et qualitatives concernant l’état financier et les risques commerciaux, ainsi que sur l’étude de toute information venant du marché ou de tiers extérieurs comme les agences de notation. Sur cette base, des limites de crédit sont définies pour chaque contrepartie potentielle et, si nécessaire, les transactions sont soumises à des autorisations spécifiques. L’exposition au risque de crédit, qui est essentiellement une exposition économique ou une exposition physique future anticipée, est contrôlée en permanence et soumise à des mesures de sensibilité. Le risque de crédit est limité par l’utilisation systématique de contrats standard qui autorisent la compensation et permettent d’obtenir des sûretés complémentaires en cas d’évolution défavorable de la qualité du risque. Ces contrats permettent notamment l’annulation du contrat en cas de défaut. Dans l’Aval – Dans le Raffinage & Marketing Les procédures internes du Raffinage & Marketing comportent des règles de la gestion du risque de crédit décrivant les fondamentaux de contrôle interne dans ce domaine, notamment la séparation des pouvoirs entre les équipes commerciales et financières. Des politiques de crédit sont définies localement, accompagnées de la mise en œuvre de procédures visant à maîtriser le risque client (organisation de comités de crédit dans les filiales, mise en place systématique de limites de crédit pour les clients professionnels, sécurisation du portefeuille, etc.). De plus, chaque entité met en place des instruments de mesure de son encours client. Par ailleurs, les risques liés à l’octroi de crédit peuvent être compensés ou limités par l’obtention de cautions ou garanties. Les créances douteuses sont provisionnées au cas par cas en utilisant un taux de provision qui dépend de l’appréciation des circonstances. – Dans le Trading & Shipping Les opérations sont conduites avec des contreparties commerciales et des institutions financières partout dans le monde. Les contreparties commerciales sur les opérations physiques et de dérivés sont principalement des compagnies pétrolières ou gazières ou des sociétés de négoce de produits énergétiques et des institutions financières. Les couvertures sur les risques de crédit sont conclues avec des institutions financières, banques internationales ou compagnies d’assurance, sélectionnées selon des critères stricts. Le Trading & Shipping met en œuvre une politique rigoureuse de gestion des délégations de pouvoir internes qui encadre la fixation des limites de crédit sur les pays et les contreparties ainsi que l’approbation des opérations spécifiques. Les risques de crédit découlant de ces limites et de ces autorisations sont suivis quotidiennement. Les contreparties potentielles font l’objet d’une analyse de crédit et sont approuvées avant la conclusion des transactions ; une revue régulière est faite de toutes les contreparties actives incluant une révision de l’évaluation et un renouvellement des limites autorisées. Le crédit des contreparties est apprécié en fonction de données quantitatives et qualitatives sur leur solidité financière et sur les risques commerciaux, et s’adosse également aux informations venant du marché ou de tiers extérieurs telles que les notations publiées par Standard & Poor’s, Moody’s et d’autres agences de notation. Lorsque cela est possible, des cadres contractuels sont négociés pour permettre, par le biais de compensation entre les transactions, l’optimisation de la gestion du risque ; des clauses protectrices additionnelles autorisant des appels de fonds ou des garanties à titre de sûreté en cas de détérioration financière ou permettant l’annulation des transactions en cas de défaillance sont également mises en place. Les risques de crédit dépassant les niveaux autorisés sont couverts par des lettres de crédit et d’autres types de garanties, par des dépôts de trésorerie et des assurances. Les risques sur dérivés sont couverts par des contrats d’appel de marge lorsque cela est possible. Dans la Chimie Le risque de crédit porte essentiellement sur les créances commerciales. Chaque division met en place des procédures de gestion et des méthodes de provisionnement relativement différenciées en fonction de la taille des filiales et des marchés sur lesquels elles opèrent. Ces procédures incluent notamment : – la mise en place de plafond d’encours, comportant différents processus d’autorisation pour d’éventuels dépassements de ce plafond ; – le recours à des polices d’assurance ou des garanties spécifiques (lettre de crédit) ; – un état des retards de paiement (balance âgée) suivi très régulièrement, avec un processus de relance ; – un provisionnement comptabilisé client par client en fonction des retards de paiement et des habitudes de paiements locales (la provision peut aussi être calculée sur base statistique). Document de référence 2010. TOTAL 73 Facteurs de risques Risques de marché 474 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Risques industriels ou liés à l’environnement 2. Risques industriels ou liés à l’environnement 2.1. Nature des risques Les activités de TOTAL présentent des risques industriels et environnementaux liés à la nature des produits manipulés, qui peuvent être inflammables, explosifs ou toxiques. Les activités sont de ce fait, dans la plupart des pays, soumises à des réglementations dans le domaine de la protection de l’environnement et de la sécurité industrielle. Plus spécifiquement, TOTAL opère des sites industriels répondant aux critères de la directive Seveso II en Europe. De même, certains sites de TOTAL aux États-Unis sont soumis à la réglementation américaine de sécurité et d’exploitation des activités industrielles à risque, OSHA (Occupational Safety and Health Administration). Les risques opérationnels sont multiples, compte tenu de la variété des activités concernées : forage, production d’hydrocarbures, traitement sur champ, transport, raffinage / pétrochimie, stockage et distribution de produits pétroliers, chimie de base ou de spécialité. Parmi ces risques figurent notamment l’explosion, l’incendie, la fuite de produits toxiques ou la pollution. Dans le domaine du transport, la nature des risques dépend non seulement de la dangerosité des produits transportés, mais aussi des modes de transport utilisés (principalement maritimes, fluviaux-maritimes, ou par pipelines, rail, route), des quantités concernées et, enfin, de la sensibilité des zones traversées (qualité des infrastructures, densité de population, environnement). La plupart de ces activités comportent aussi des risques environnementaux liés aux émissions dans l’air, dans l’eau ou dans les sols et à la production de déchets, et impliquent la prise en compte de la réhabilitation des sites après leur mise à l’arrêt. Certaines branches ou activités font face à des risques spécifiques. Dans l’exploration et la production de pétrole ou de gaz, il existe des risques liés aux caractéristiques physiques d’un champ pétrolier ou gazier. Parmi ces risques figurent les éruptions de pétrole brut ou de gaz naturel, la découverte de réservoirs d’hydrocarbures présentant une pression anormale, les effondrements des abords des puits, les fuites d’hydrocarbures engendrant des risques toxiques, de pollution, d’incendie ou d’explosion. Tous ces événements sont susceptibles de porter atteinte à des vies humaines ou à des biens, de provoquer des dommages environnementaux, d’endommager, voire de détruire, les puits de pétrole brut et de gaz naturel, ainsi que les installations attenantes, d’entraîner une interruption d’activité. Par ailleurs, les activités d’exploration et de production pouvant intervenir dans des sites sensibles sur le plan écologique (forêt tropicale, milieu marin, etc.), chaque site nécessite une approche spécifique pour éviter ou minimiser les impacts sur la santé humaine, la faune, la flore, les écosystèmes et la biodiversité. Dans les activités de la Chimie et celles du Raffinage et du Marketing, il existe également des risques liés à l’ensemble du cycle de vie des produits fabriqués sur les sites et aux matériaux utilisés dans les processus de fabrication, tels que les catalyseurs, les additifs et les monomères. Ces risques peuvent venir des caractéristiques intrinsèques des produits (inflammabilité, toxicité, contribution à des impacts environnementaux de long terme du type effet de serre, etc.), de la façon dont ils sont utilisés (y compris par les clients), des émissions et rejets liés aux processus de fabrication dans lesquels ils entrent, ainsi que de leur fin de vie (recyclage, élimination). 2.2. Évaluation des risques Les entités opérationnelles évaluent les risques industriels et environnementaux de leurs activités préalablement au développement de celles-ci et régulièrement pendant les opérations, en tenant compte des obligations réglementaires des pays où s’exercent ces activités et des pratiques professionnelles généralement reconnues. Sur les sites présentant des risques technologiques significatifs, des analyses de risques spécifiques sont réalisées lors des nouveaux développements d’activités. Ces analyses sont réévaluées en général tous les cinq ans, et sont mises à jour en cas de modification significative des installations existantes. Avec pour objectifs d’harmoniser ces analyses et de renforcer la gestion des risques, TOTAL s’est doté d’une méthodologie commune devant progressivement s’appliquer à toutes ses activités opérées. Sur la base de ces analyses, les sites concernés ont élaboré des plans de gestion de la sécurité et des plans d’urgence en cas d’accident. Par exemple, dans la pétrochimie aux États-Unis, TOTAL met en place des plans d’amélioration de la gestion de la sécurité appelés Process Safety Management Improvement Plan (PSMIP). En France, tous les sites répondant aux critères de la directive Seveso II contribuent à l’élaboration d’un plan de prévention des risques technologiques en application de la loi sur les risques technologiques majeurs du 30 juillet 2003. Chacun de ces plans prévoira différentes mesures d’urbanisme afin de réduire la vulnérabilité des constructions riveraines des installations industrielles considérées à risques majeurs selon les critères de la directive Seveso II. Ces plans sont en cours d’élaboration par les autorités administratives françaises, avec la participation des exploitants et des riverains. À la suite de l’accident survenu sur le puits Macondo dans le golfe du Mexique, TOTAL a mis en place trois Groupes de travail (task forces) chargés d’analyser les risques et émettre des recommandations. Dans l’Exploration & Production, le Groupe de travail n°1 traite de la sécurité des opérations de forage en offshore profond (architecture des puits, conception des blow-out preventers, formation du personnel s’appuyant sur les enseignements tirés des événements graves récemment survenus dans l’industrie). Les deux autres Groupes de travail sont décrits dans le paragraphe « Gestion des risques » ci-après. Parallèlement, des études d’impact sur l’environnement sont réalisées en amont de tout développement industriel avec notamment une analyse de l’état initial des sites, une prise en compte de leurs sensibilités particulières et le choix des mesures de prévention, de réduction ou de suppression des incidences. Ces études prennent également en compte les impacts sanitaires des activités sur les populations avoisinantes. Dans les pays quiDocument de référence 2010. TOTAL 75 Facteurs de risques Risques industriels ou liés à l’environnement 4 prévoient des procédures d’autorisation et de contrôle du déroulement des projets, aucun de ces projets ne démarre avant que les administrations compétentes n’accordent les autorisations en fonction des études qui leur sont présentées. Pour les substances nouvelles, des caractérisations et des évaluations des risques sont conduites. En outre, des analyses de cycle de vie sont effectuées sur certains produits pour étudier toutes les étapes de leur existence depuis leur conception jusqu’à leur fin de vie. Toutes les entités de TOTAL assurent le suivi des évolutions réglementaires afin de rester en conformité avec les règles et normes locales ou internationales sur l’évaluation et la gestion des risques industriels et environnementaux. En ce qui concerne l’arrêt définitif d’activité, une information comptable en matière environnementale figure dans le bilan consolidé du Groupe aux rubriques « Provision pour restitution des sites » et « Provision pour protection de l’environnement » (voir note 19 de l’annexe aux comptes consolidés). Les dépenses futures pour restitution des sites sont comptabilisées par le Groupe selon les principes comptables indiqués dans la note 1Q de l’annexe aux comptes consolidés. Les mesures de gestion des risques concernent la conception même des installations et des structures, le renforcement des dispositifs de protection, ou encore la compensation des atteintes à l’environnement. TOTAL s’efforce de minimiser les risques industriels et environnementaux inhérents à ses activités par la mise en place d’organisations performantes, de systèmes de management de la qualité, de la sécurité et de l’environnement, par la recherche de certification ou d’évaluation de ses systèmes de management (tels que International Safety Rating System, ISO 14001, European Management and Audit Scheme), par la réalisation d’inspections et d’audits rigoureux, par la formation du personnel et la sensibilisation de toutes les parties impliquées et par une politique active d’investissements. En particulier, et en continuité des plans 2002-2005 et 2006-2009, un plan d’action a été défini pour la période 2010-2013, en s’appuyant sur deux axes principaux d’amélioration : réduction de la fréquence et de la gravité des accidents au poste de travail, renforcement de la gestion des risques technologiques. Les résultats en termes d’accidents au poste de travail sont en ligne avec les objectifs fixés, avec une réduction très significative du taux des accidents avec ou sans arrêt de travail par million d’heures travaillées d’environ 80% entre fin 2001 et fin 2010. En termes de risques technologiques, ce plan se traduit par des mesures concrètes en matière d’organisation ou de comportements, ainsi que par des réalisations visant à réduire les risques à la source ou à augmenter la protection des personnes et des équipements. Parallèlement, plusieurs plans d’action environnementaux ont été mis en place dans les différents secteurs d’activité du Groupe. Ces plans prévoient des actions d’amélioration des performances environnementales, notamment en matière de consommation de ressources naturelles, d’émissions dans l’air, de rejets dans les eaux, de production et traitement de déchets, de pollution et d’assainissement des sols. Ils comprennent également des objectifs chiffrés portant notamment sur des réductions de rejets d’hydrocarbures dans les eaux et de dioxyde de soufre dans l’atmosphère et sur des améliorations de l’efficacité énergétique. En outre, dans le cadre de la lutte contre le changement climatique et de la réduction des émissions de gaz à effet de serre, le Groupe s’est engagé à réduire le volume de gaz brûlé dans ses installations de la branche Exploration & Production. Le Groupe a pour objectif une réduction de ce volume de 50% à l’horizon 2014 par rapport à 2005. Le Groupe prévoit pour fin 2012 la certification ISO 14001 de tous les sites qu’il considère comme particulièrement importants pour l’environnement, suivant une définition actualisée en 2009. À fin 2010, 92% de ces sites sont certifiés ISO 14001. Au total, plus de 280 sites du Groupe sont certifiés à travers le monde. Pour ces actions, un reporting régulier et harmonisé est effectué dans les entités du Groupe. Outre le Groupe de travail n°1 mis en place à la suite de l’accident survenu sur le puits Macondo dans le golfe du Mexique et décrit ci-dessus, TOTAL a mis en place deux autres task forces en interne : – Le Groupe de travail n° 2, en coordination avec le Global Industry Response Group (GIRG) mis en place par l’OGP (International Association of Oil and Gas Producers), porte sur le captage de pétrole en offshore profond et les opérations de confinement correspondantes en cas de survenance d’un événement de pollution en eaux profondes. Le Groupe est également membre du Coordination Group et d’autres groupes de travail du GIRG au sein desquels une attention particulière est portée à la prévention, aux modalités et aux délais d’intervention. – Le Groupe de travail n° 3 porte sur les plans de lutte contre les déversements accidentels pour renforcer la capacité du Groupe à répondre à une pollution accidentelle majeure du type blow out ou perte de confinement complète d’un FPSO (Floating Production, Storage and Offloading facility). Bien que les techniques actuelles de l’industrie dans le domaine des réponses à mettre en œuvre en cas de déversement accidentel d’hydrocarbures aient globalement démontré leur efficacité, TOTAL est très attentif aux évolutions techniques y compris celles relatives aux dispersants sous-marins récemment utilisés dans le golfe du Mexique. Le Groupe étudie ces sujets conjointement avec l’OGP et l’IPIECA (Association internationale de l’industrie du pétrole pour la sauvegarde de l’environnement). TOTAL a mis en place, dans le cadre de ses opérations offshore et des impacts environnementaux qui en découleraient, des plans et procédures d’intervention dans l’hypothèse d’un déversement de pétrole ou d’une fuite. Ces plans et procédures d’intervention sont propres à chaque filiale de TOTAL et sont en phase avec le plan Groupe. Afin de minimiser les risques et l’étendue d’un impact environnemental dans l’hypothèse de la survenance d’un déversement de pétrole ou d’une fuite, TOTAL examine et teste périodiquement ces plans et procédures d’intervention d’urgence. Chaque filiale ou site opérationnel de TOTAL a l’obligation de mettre en place un plan d’intervention d’urgence qui tient compte de la spécificité de ses activités (forage, production, transports) et de ses risques. En outre, chaque filiale exposée au risque de déversement de pétrole en raison de ses activités met en place un ou des plan(s) d’urgence contre les déversements pétroliers ou les explosions afin de faire face à tout déversement incontrôlé. Ces plans d’intervention spécifiques tiennent compte de l’organisation adoptée à tous les niveaux (site, filiale, branches et Groupe) pour la gestion des situations d’urgence ou de crise. 2.3. Gestion des risques76 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Autres risques 3. Autres risques 3.1. Risques liés à l’exploration et la production pétrolière et gazière L’exploration et la production de pétrole et de gaz impliquent des niveaux d’investissement élevés et sont associées à des risques et à des opportunités économiques spécifiques. Ces activités sont soumises à des risques liés notamment aux difficultés de l’investigation du sous-sol, aux caractéristiques des hydrocarbures, ainsi qu’aux caractéristiques physiques d’un champ pétrolier ou gazier. Au premier rang des risques de l’exploration pétrolière figurent les risques géologiques. Ainsi, lors du forage d’un puits d’exploration, les hydrocarbures qui avaient été recherchés peuvent être absents ou en quantités insuffisantes pour être économiquement exploitables. Ultérieurement, si les estimations des réserves d’hydrocarbures et l’analyse économique justifient le développement d’une découverte, les réserves peuvent, en cours de production, s’avérer inférieures aux prévisions, compromettant ainsi l’économie de cette exploitation. La quasi-totalité des activités d’exploration et de production de TOTAL est assortie d’un haut niveau de risque de perte du capital investi en raison des risques associés aux facteurs économiques ou politiques mentionnés ci-après. Il est impossible de garantir que de nouvelles ressources de pétrole brut ou de gaz naturel seront découvertes en quantités suffisantes pour remplacer les Ils sont généralement conçus pour couvrir notamment les points suivants : – établir une liste de toutes les données et caractéristiques pertinentes qui peuvent être utiles à l’évaluation du contexte (locales, géographiques, environnementales, géologiques, etc., selon le cas de figure) ; – conduire des analyses de risques afin d’identifier les paramètres, méthodes et outils nécessaires à l’évaluation de la situation et de son évolution probable et définir les mesures à prendre ou les solutions les plus pertinentes ; – détailler les actions à engager en réponse à la ou aux situation(s) donnée(s), mettre l’accent sur les actions d’urgences initiales ; – spécifier quels interfaces et intermédiaires sont requis pour la ou les situation(s) spécifique(s) à considérer ; – identifier les moyens d’urgence/de secours et les ressources potentiellement nécessaires, et la façon dont ils sont mobilisés. Au niveau du Groupe, TOTAL a mis en place le plan d’alerte PARAPOL (Plan to mobilize Resources Against Pollution) pour faciliter la gestion de crise et fournir une assistance en mobilisant les ressources en cas de pollution. PARAPOL est accessible aux filiales de TOTAL et son principal objectif est de faciliter l’accès aux moyens de réponse, tant internes qu’externes, dans l’hypothèse de la survenance d’une pollution marine, côtière ou fluviale, sans restrictions géographiques. La procédure PARAPOL donne une description de l’organisation de l’équipe d’intervention d’urgence conduite par un coordinateur PARAPOL qui gère l’incident ou en effectue le suivi afin d’accéder à des ressources supplémentaires, tant en termes d’équipement que d’intervention d’experts. PARAPOL permet de mobiliser des experts du Groupe habilités à fournir une assistance spécifique aux équipes d’intervention d’urgence. En outre, TOTAL et ses filiales sont actuellement inscrits auprès de certaines coopératives externes, spécialisées dans la gestion des déversements de pétrole, qui sont en mesure de fournir expertise, ressources et équipement dans toutes les zones géographiques où TOTAL conduit ses activités, dont en particulier le Oil Spill Response, CEDRE, et Clean Caribbean & Americas. L’ensemble des actions mises en œuvre dans les domaines de la sécurité et de la préservation de l’environnement est présenté de façon détaillée dans le rapport Société et environnement publié chaque année par le Groupe depuis 2003. Le Groupe estime qu’il est impossible de garantir que les coûts ou engagements relatifs aux points mentionnés ci-dessus ne risquent pas d’entraîner des conséquences négatives significatives sur ses activités, son patrimoine, sa situation financière consolidée, ses flux de trésorerie ou ses résultats à l’avenir. 2.4. Amiante Comme la plupart des groupes industriels, TOTAL est concerné par des déclarations de maladies professionnelles liées à une exposition passée à l’amiante. Les situations de travail visées dans ces déclarations portent presque exclusivement sur des périodes d’activité antérieures au début des années 1980, soit bien avant l’interdiction totale de l’utilisation de l’amiante dans la plupart des pays où opère le Groupe (1 er janvier 1997 pour la France). Les différentes branches d’activités du Groupe ne sont pas particulièrement exposées au risque d’amiante, ce matériau n’ayant pas été utilisé dans les processus de fabrication, sauf cas très particuliers. Les principales sources d’exposition éventuelles résultent du recours à différents composants calorifuges ou d’isolation dans les installations industrielles. Ces composants sont progressivement éliminés des installations dans le cadre des plans de désamiantage engagés depuis plusieurs années. Cependant, compte tenu des délais de latence des pathologies liées à l’amiante (jusqu’à quarante ans), d’autres déclarations pourraient être enregistrées dans les années à venir. Les problématiques liées à l’amiante font l’objet d’un suivi attentif dans toutes les branches du Groupe et les coûts estimés au 31 décembre 2010 pour l’ensemble des déclarations en cours ou à venir ne sont pas susceptibles d’avoir un impact significatif sur la situation financière du Groupe.Document de référence 2010. TOTAL 77 Facteurs de risques Autres risques 4 réserves actuellement développées, produites et commercialisées, et permettre à TOTAL de récupérer l’ensemble du capital investi. Les activités de développement de champs pétroliers et gaziers, de construction des installations et de forage des puits de production ou d’injection mettent en œuvre des technologies avancées pour extraire, puis exploiter pendant plusieurs décennies, des hydrocarbures aux propriétés complexes. La mise en œuvre de ces technologies dans cet environnement difficile peut se traduire par des incertitudes sur les coûts. Les activités de TOTAL peuvent être limitées, retardées ou annulées du fait de nombreux facteurs, parmi lesquels figurent les retards administratifs, en particulier dans le cadre des mécanismes d’approbation des projets de développement par les États-hôtes, les pénuries, les retards de livraison de matériel ou les conditions météorologiques, dont les risques d’ouragan dans le golfe du Mexique. Certains de ces risques peuvent également affecter les projets et installations de TOTAL en aval de la chaîne pétrolière et gazière. 3.2. Risques associés à des facteurs économiques ou politiques Le secteur pétrolier est soumis aux réglementations nationales et à l’intervention des gouvernements directement ou par l’intermédiaire de leurs compagnies nationales dans des domaines tels que : – l’attribution des titres miniers en matière d’exploration et de production ; – les autorisations administratives ou émanant du partenaire public, notamment pour les projets de développement, les programmes annuels, ou la sélection des entrepreneurs ou fournisseurs ; – l’imposition d’obligations spécifiques en matière de forage ; – les contrôles relatifs à la protection de l’environnement ; – le contrôle du développement et de l’abandon d’un champ impliquant des restrictions à la production ; – le contrôle des coûts récupérables auprès des autorités compétentes ou des coûts fiscalement déductibles ; – les cas d’expropriation ou de remise en cause de droits contractuels ; – les cas de nationalisation. Le secteur pétrolier est également soumis au paiement de redevances, de taxes et d’impôts qui peuvent être plus élevés que ceux appliqués à d’autres activités commerciales et qui sont susceptibles de modifications importantes par les gouvernements de certains pays. TOTAL détient notamment une part importante de ses réserves pétrolières dans des pays dont certains peuvent être considérés comme instables sur le plan politique et / ou économique. Ces réserves et les activités qui y sont associées sont ainsi soumises à certains risques additionnels, parmi lesquels : – la mise en place de quotas de production et / ou d’exportation ; – la renégociation imposée des contrats ; – l’expropriation ou la nationalisation d’actifs ; – les risques liés aux changements de gouvernement ou aux bouleversements susceptibles d’en découler en matière de pratiques commerciales ; – des retards de paiement ; – des restrictions de change ; – des dépréciations d’actifs du fait de dévaluations de la devise locale ou d’autres mesures prises par des autorités publiques et affectant significativement la valeur des activités ; – des pertes et réductions d’activité du fait de conflits armés, de troubles à l’ordre public ou d’actions de groupes terroristes. TOTAL, à l’instar de plusieurs autres grandes compagnies pétrolières internationales, dispose d’un portefeuille de réserves et de sites opérationnels géographiquement diversifié, ce qui lui permet de mener ses activités en s’efforçant de réduire son exposition à de tels risques économiques ou politiques. Toutefois, il est impossible de garantir que de tels événements n’auront pas de conséquences négatives pour le Groupe. 3.3. Aspects juridiques des activités d’exploration et de production TOTAL mène dans un très grand nombre de pays des activités d’exploration et de production qui sont, de ce fait, soumises à un large éventail de réglementations. Celles-ci touchent tous les aspects de l’exploration et de la production, notamment les droits miniers, les niveaux de production, les redevances, la protection de l’environnement, les exportations, la fiscalité et les taux de change. Les termes des concessions, licences, permis et contrats en vertu desquels le Groupe détient ses intérêts gaziers et pétroliers varient d’un pays à l’autre. Ces concessions, licences, permis et contrats sont en règle générale attribués par ou conclus avec un État ou une compagnie nationale ou, parfois, conclus avec des propriétaires privés. Ces conventions et permis ont des caractéristiques qui les apparentent généralement soit au modèle de la concession, soit à celui du contrat de partage de production. Le contrat de concession demeure le modèle le plus classique des accords passés avec les États : la société pétrolière est propriétaire des actifs et des installations et reçoit la totalité de la production. En contrepartie, les risques d’exploitation, les frais et les investissements sont à sa charge et elle s’engage à verser à l’État, généralement propriétaire des richesses du sous-sol, une redevance calculée sur la production, un impôt sur les bénéfices, voire d’autres impôts prévus par la législation fiscale locale. Le contrat de partage de production (ou Production Sharing Contract - PSC) pose un cadre juridique plus complexe que le contrat de concession : il définit les modalités du partage de la production et établit les règles de coopération entre la compagnie ou le consortium bénéficiaire du permis et l’État-hôte, généralement représenté par une compagnie nationale. Cette dernière peut ainsi participer à la prise de décisions opérationnelles, à la comptabilisation des coûts et au calcul du partage de la production.78 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Autres risques 3.5. Activités à Cuba, en Iran, au Soudan et en Syrie Le Département d’État américain a qualifié Cuba, l’Iran, le Soudan et la Syrie, d’États soutenant le terrorisme. Des informations concernant l’activité de TOTAL dans ces pays sont fournies ci-après. 3.5.1. Restrictions américaines et autres restrictions juridiques – En 1996, les États-Unis ont adopté une loi prévoyant des sanctions à l’encontre de toute société non américaine exerçant des activités en Iran et en Libye (Iran and Libya Sanctions Act ou ILSA). Cette loi, modifiée en 2006, ne vise désormais que l’Iran et porte dorénavant le nom de Iran Sanctions Act ou ISA. Aux termes de cette loi, le Président des États-Unis est autorisé à lancer une enquête sur les activités des sociétés non américaines en Iran en vue de l’application d’éventuelles sanctions (telles que l’impossibilité de recevoir des financements d’une banque d’import-export américaine ou un plafonnement des crédits et des prêts octroyés par les institutions financières américaines et l’interdiction faite aux administrations fédérales américaines de se fournir auprès des personnes physiques ou morales sanctionnées) à l’encontre de toute personne physique ou morale ayant, notamment, réalisé intentionnellement des investissements d’une valeur au moins égale à 20 millions de dollars par période de douze mois dans le secteur pétrolier Le consortium s’engage à exécuter et à financer, à son risque exclusif, toutes les opérations d’exploration, de développement et de production. En contrepartie, il dispose d’une partie de la production appelée cost oil dont la vente doit permettre le remboursement de toutes ces dépenses (investissements et coûts opératoires). Le solde de la production, ou profit oil, est ensuite partagé, dans des proportions variables, entre la Société ou le consortium, d’une part, et l’État ou la compagnie nationale, d’autre part. Aujourd’hui, contrats de concession et PSC coexistent, parfois dans un même pays. Bien qu’il existe d’autres formes contractuelles, les contrats de concession restent majoritaires sur l’ensemble des permis détenus en portefeuille par TOTAL. Dans tous les pays, les comptes des compagnies pétrolières et le respect des engagements contractuels font l’objet d’audits permanents par les autorités des États-hôtes, souvent assistés par des cabinets d’audit internationaux. TOTAL a également conclu dans certains pays des contrats dits « contrats de service à risques », qui s’apparentent aux contrats de partage de production. Cependant, le profit oil est remplacé par une rémunération monétaire risquée, fixée par contrat, qui dépend notamment de la performance du champ. Ainsi, sur le contrat irakien, la rémunération est un montant défini par baril produit. Les activités d’exploration et de production d’hydrocarbures font l’objet d’autorisations de l’autorité publique (permis) distinguant des périodes de temps spécifiques et limitées pour chacune de ces activités ; ces permis comportent une obligation de rendre, à l’issue de la période d’exploration, une grande partie, voire la totalité en cas d’insuccès, de la superficie du permis. TOTAL paie les impôts sur les revenus générés par ses activités de production et de vente d’hydrocarbures dans le cadre de la concession, du contrat de partage de production et des contrats de service à risques tels qu’ils sont prévus par les réglementations locales. En outre, suivant les pays, la production et les ventes d’hydrocarbures de TOTAL peuvent être assujetties à un ensemble d’autres impôts, taxes et prélèvements, notamment des impôts et taxes pétroliers spécifiques. La fiscalité applicable aux activités pétrolières et gazières est généralement beaucoup plus lourde que celle qui s’applique aux autres activités Industrielles et commerciales. Le cadre juridique des activités d’exploration et de production de TOTAL, établi à travers les concessions, licences, permis et contrats attribués par ou conclus avec un État, une compagnie nationale ou, parfois, des propriétaires privés, reste soumis à des risques qui, dans certains cas, peuvent diminuer ou remettre en cause les protections offertes par ce cadre juridique. Les autres activités du Groupe (Gaz & Énergies Nouvelles, Aval et Chimie) sont soumises à de nombreuses réglementations. Dans les pays européens et aux États-Unis, les sites et les produits sont soumis à des règles de protection de l’environnement (eau, air, sol, bruit, protection de la nature, gestion des déchets, études d’impact, etc.), de la santé (poste de travail, risques chimiques des produits, etc.) et de la sécurité des personnels et des riverains (installations à risques majeurs, etc.). La qualité des produits et la protection des consommateurs font également l’objet de réglementations. Au sein de l’Union européenne, les réglementations communautaires doivent être transposées dans les droits des États membres, ou sont d’application directe. Parfois, ces réglementations européennes peuvent se cumuler avec les législations ou réglementations des États membres ou de leurs collectivités territoriales respectives. Par ailleurs, dans l’ensemble des États membres de l’Union européenne, les établissements industriels fonctionnent tous sur le fondement de permis, eux-mêmes délivrés par les administrations compétentes locales sur la base de textes nationaux et communautaires. Il en est de même aux États-Unis où les règles fédérales s’ajoutent à celles des États. Dans les autres pays où le Groupe exerce ses activités, la législation est souvent inspirée des règles américaines ou européennes. Ces pays ont tendance à développer plus fortement certains aspects réglementaires pour des domaines particuliers, notamment la protection de l’eau, la nature et la santé. Quels que soient les pays dans lesquels il est présent, le Groupe a développé des normes s’inspirant des règles en vigueur dans des pays à exigence plus forte et met progressivement en œuvre des politiques de mise à niveau relativement à ces normes. À titre d’exemple, peuvent être mentionnées les obligations en termes de constitution de stocks stratégiques, les obligations relatives au transport maritime (que l’on soit propriétaire des capacités ou affréteur), et celles relatives aux installations classées. Les obligations de constitution de stocks stratégiques existent également dans d’autres pays d’Europe ainsi qu’aux États-Unis. 3.4. Aspects juridiques des autres activités du GroupeDocument de référence 2010. TOTAL 79 Facteurs de risques Autres risques 4 en Iran. Le gouvernement américain a renoncé en mai 1998 à l’application de sanctions à l’encontre de TOTAL pour son investissement dans le champ gazier de South Pars. Cette renonciation officielle à sanctions, qui n’a pas été modifiée depuis lors, ne s’applique pas aux autres activités de TOTAL en Iran, même si aucune sanction y afférant n’a été notifiée. En novembre 1996, le Conseil de l’Union européenne a adopté un règlement portant protection contre l’application extraterritoriale d’une législation adoptée par un pays tiers. Ce règlement interdit à TOTAL de se conformer aux obligations ou interdictions résultant directement ou indirectement d’un certain nombre de lois, dont l’ILSA (désormais ISA). Cette réglementation européenne ne permet pas à TOTAL d’étendre la renonciation à sanctions, dont le Groupe bénéficie pour South Pars, à d’autres activités. Depuis l’adoption de l’ILSA et jusqu’en 2007, TOTAL a réalisé des investissements d’un montant supérieur à 20 millions de dollars par an en Iran (hors investissements réalisés dans le cadre du développement de South Pars). Depuis 2008, TOTAL est essentiellement dans une phase passive de recouvrement de ses investissements réalisés dans le cadre de contrats de type buy-back signés entre 1995 et 1999, pour l’exploitation de permis dont le Groupe n’est plus opérateur. En 2010, la production de TOTAL en Iran s’est élevée à moins de 0,1% de la production mondiale du Groupe. En juillet 2010, le Comprehensive Iran Sanctions Accountability and Divestment Act (CISADA) a modifié l’ISA en étendant sa portée et en limitant la faculté du Président des États-Unis à prononcer des renonciations à sanction. Outre les investissements dans le secteur pétrolier en Iran pouvant faire l’objet de sanctions, les parties peuvent dorénavant se voir imposer des sanctions pour toute transaction supérieure à 1 million de dollars ou pour toute série de transactions supérieures à 5 millions de dollars, sur une période de douze mois, visant à fournir intentionnellement à l’Iran des produits raffinés ainsi que des biens, services, technologies, informations ou tout soutien qui, de façon directe et significative (i) faciliterait le maintien ou le développement de la production intérieure de produits raffinés, ou (ii) contribuerait à augmenter la capacité de l’Iran à importer des produits raffinés. Les entreprises contrevenantes pourraient se voir imposer des sanctions telles que l’interdiction faite à l’entreprise sanctionnée de procéder à des transactions en devises étrangères, l’interdiction de procéder à tout virement ou paiement entre, par, au travers de ou à tout établissement financier dans la mesure où de tels virements ou paiements impliquent un quelconque intérêt de l’entreprise sanctionnée, ou encore l’obligation de geler tout bien appartenant à l’entreprise sanctionnée et soumise aux lois et réglementations en vigueur aux États-Unis. Les investissements dans le secteur pétrolier initiés avant l’adoption du CISADA restent soumis à la version initiale de l’ISA. Les nouvelles sanctions prévues par le CISADA portent sur les investissements nouveaux dans le secteur pétrolier ou toute autre activité pouvant faire l’objet de sanctions initiés le 1 er juillet 2010 ou après cette date. Avant l’adoption du CISADA, TOTAL avait cessé de procéder aux ventes dorénavant interdites de produits raffinés à l’Iran. Le 30 septembre 2010, au titre de la « Special rule », une disposition du CISADA exemptant le gouvernement américain de prononcer une sanction au titre de l’ISA lorsqu’une partie donne certaines garanties, le Département d’État américain a annoncé que le gouvernement américain ne prononcerait pas une telle sanction à l’encontre de TOTAL. À cette occasion, le Département d’État américain a également indiqué que tant que TOTAL agirait dans le respect de ses engagements, TOTAL ne ferait pas l’objet d’enquêtes pour ses activités passées en Iran. Enfin, sur la base des résolutions du Conseil de sécurité des Nations unies, des mesures restrictives ont été prises par l’Union européenne et par la France pour les déplacements des personnes et les flux de capitaux et de marchandises en provenance ou à destination de l’Iran et ayant un lien avec des activités nucléaires ou d’armement militaire, ou susceptibles de contribuer à leur développement. En juillet et octobre 2010, l’Union européenne a adopté de nouvelles mesures restrictives relativement à l’Iran (les « mesures européennes »). Notamment, la fourniture d’équipement et de technologie clés est interdite dans les secteurs suivants de l’industrie pétrolière en Iran : raffinage, gaz naturel liquéfié, exploration et production. L’interdiction concerne également l’assistance technique, la formation et l’aide financière en rapport avec ces domaines. L’octroi de prêt ou de crédit à, l’acquisition d’intérêts dans, la création de joint-venture avec ou toute participation à des entreprises en Iran (ou des entreprises iraniennes hors d’Iran) engagées dans la fabrication de biens et technologies interdits sont également prohibés. En outre, au titre de la restriction faite aux transferts de fonds et aux services financiers, tout transfert au-delà de 40 000 euros ou une somme équivalente à destination d’une personne physique ou morale iranienne doit préalablement faire l’objet d’une autorisation par les autorités compétentes des États membres. TOTAL poursuit une veille attentive de la législation et des autres initiatives en France, dans l’Union européenne et aux États-Unis afin de déterminer si son faible volume d’activités en Iran peut soumettre le Groupe à l’application de sanctions. Cependant, le Groupe ne peut garantir que les réglementations actuelles ou futures concernant l’Iran, ou encore leur évolution, ne puissent avoir d’impacts défavorables sur ses activités ou sa réputation. – Les États-Unis imposent également des sanctions fondées sur les résolutions du Conseil de sécurité des Nations unies décrites ci-dessus, ainsi que des sanctions économiques prononcées par le bureau de contrôle des actifs étrangers du Trésor américain (US Treasury Department’s Office of Foreign Assets Control ou OFAC). Les sanctions prononcées par l’OFAC visent généralement des personnes de nationalité américaine et des activités exercées aux États-Unis ou qui sont soumises aux lois des États-Unis. Depuis le 16 août 2010, les transactions entre des entités iraniennes et des institutions financières non américaines détenant des comptes dans des banques américaines situés sur le territoire des États-Unis font également l’objet de restrictions. L’OFAC a adopté des sanctions à l’encontre de Cuba, de l’Iran, du Myanmar (Birmanie), du Soudan et de la Syrie. Le Groupe considère que ces sanctions ne s’appliquent pas à ses activités dans ces pays. – De plus, certains États fédérés américains ont adopté des législations imposant aux fonds de pension publics américains l’obligation de céder les titres qu’ils détiennent dans des sociétés exerçant certaines activités en Iran ou au Soudan. Les autorités de réglementation des assurances ont récemment pris des dispositions similaires pour les investissements effectués par des compagnies d’assurance dans des sociétés exerçant une activité dans les secteurs pétrolier, gazier, nucléaire et de la défense en Iran. TOTAL n’exerce aucune activité industrielle au Soudan et, à ce jour, le Groupe n’a fait aucun investissement significatif ni aucun investissement industriel dans ce pays. 80 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Autres risques Le rapport du Genocide Intervention Network (anciennement Sudan Divestment Task Force) conclut que TOTAL ne devrait pas être considéré comme ayant des activités en cours au Soudan par les États fédérés américains qui ont adopté ces législations de désinvestissement. Le CISADA et le Sudan Accountability and Divestment Act, adopté par le Congrès américain le 31 décembre 2007, viennent en appui des dispositions législatives des États fédérés. Si les activités de TOTAL en Iran ou au Soudan devaient avoir pour conséquence son assujettissement à ces lois ou réglementations et qu’il ne puisse bénéficier d’un régime d’exemptions, certains investisseurs institutionnels américains pourraient décider de céder leurs titres TOTAL. Pour autant qu’elles soient significatives, des cessions au titre de ces lois et / ou dispositions réglementaires pourraient avoir un impact défavorable sur le cours du titre TOTAL. 3.5.2. Activités à Cuba, en Iran, au Soudan et en Syrie Ci-après figurent des informations sur les activités de TOTAL à Cuba, en Iran, au Soudan et en Syrie. Cuba En 2010, TOTAL a conduit un nombre restreint d’activités de commercialisation de produits de spécialité auprès d’entités privées à Cuba et s’est acquitté des impôts auxquels sont soumises ces activités. Par ailleurs, la direction Trading & Shipping de TOTAL a acheté des hydrocarbures pour un montant d’environ 83 millions d’euros au titre de contrats spot conclu avec une entité publique. Iran La direction Exploration & Production de TOTAL était active en Iran au travers de contrats de type buy-back. En vertu de ces contrats, le contractant est responsable des opérations de développement et de leur financement. Une fois le développement réalisé, la responsabilité de l’exploitation est confiée à la compagnie pétrolière nationale. Le contractant perçoit en numéraire ou en nature le remboursement de ses dépenses ainsi qu’une rémunération liée à la performance du champ. Par ailleurs, à la demande de la compagnie pétrolière nationale, un contrat d’assistance technique peut être mis en place dans le cadre du contrat de buy-back afin de fournir de l’assistance jusqu’au remboursement total des sommes dues au contractant. À ce jour, TOTAL a participé à des contrats de buy-back pour le développement de quatre champs : Sirri, South Pars 2 & 3, Balal et Dorood. Toutes les opérations de développement au titre de ces quatre contrats sont achevées et TOTAL n’exerce plus aucune responsabilité opérationnelle. Un contrat d’assistance technique pour le champ de Dorood est arrivé à échéance en décembre 2010. Comme TOTAL ne participe plus à l’exploitation de ces champs, le Groupe ne détient aucune information sur leur production. Certains paiements sont encore dus à TOTAL pour les champs de South Pars 2 & 3, Balal et Dorood. En 2010, la production de TOTAL en Iran, correspondant à ces paiements en nature, s’est établie à 2 kbep / j. Le Groupe ne verse aucune rémunération ni redevance au titre de ces contrats de buy-back et d’assistance technique. En 2010, TOTAL a versé aux administrations iraniennes des montants non significatifs d’impôts et charges sociales. Concernant les activités de la direction Raffinage & Marketing de TOTAL en Iran, la société Beh Total, détenue à part égale par Behran Oil et Total Outre-Mer, une filiale du Groupe, produit et commercialise de petites quantités de lubrifiants (16 000 tonnes) en vue de leur vente sur le marché intérieur iranien. En 2010, le chiffre d’affaires généré par les activités de Beh Total s’est élevé à 34,9 millions d’euros et les flux de trésorerie à 5,9 millions d’euros. Beh Total s’est acquitté d’impôts à hauteur de 800 000 euros. TOTAL ne détient ni n’opère de raffinerie ou d’usine chimique en Iran. En 2010, Beh Total a distribué 5,6 millions d’euros de dividendes au titre de l’exercice 2009 (2,8 millions d’euros quote-part TOTAL). En 2010, la direction Trading & Shipping de TOTAL a acheté près de quarante-cinq millions de barils d’hydrocarbures à des entités publiques pour un montant de près de 2,5 milliards d’euros au titre de contrats spot et à terme. Soudan TOTAL détient une participation dans le bloc B situé dans le Sud Soudan en vertu d’un contrat d’exploration et de partage de production conclu en 1980. En 1985, en raison de l’insécurité prévalant dans la région, le Groupe y a volontairement suspendu ses activités d’exploration, tout en conservant le cadre contractuel. Sa participation initiale était de 32,5%. TOTAL ne souhaite pas augmenter sa participation au-delà de son pourcentage initial dans ce bloc malgré le retrait d’un partenaire. Le Groupe mène en conséquence des négociations pour la reprise par de nouveaux partenaires de ces intérêts dont il porte financièrement une partie. Le contrat a été modifié, avec effet au 1 er janvier 2005, afin de prévoir que les parties (les autorités gouvernementales et le consortium des partenaires) devront mutuellement s’entendre sur une date de reprise des activités, une fois que la conduite des opérations pétrolières sera de nouveau possible dans des conditions de sécurité satisfaisantes dans la zone couverte par le contrat. Cette date de reprise marquera le point de départ des obligations d’activités prévues au contrat. Une décision mutuelle, fixant la date de reprise, n’est pas encore intervenue. En 2010, en vertu du contrat d’exploration et de partage de production, TOTAL a contribué, au nom du consortium, à hauteur d’environ 2,2 millions de dollars au développement local, au paiement de bourses scolaires, à la construction d’infrastructures d’écoles et de puits d’eau potable, aux côtés d’organisations non gouvernementales et d’autres parties prenantes implantées dans le sud du pays. Au 23 mars 2011, TOTAL reste inactif au Soudan. Vu le contexte actuel du Soudan, TOTAL continuera de suivre les évolutions de la situation politique et de dialoguer avec l’ensemble des parties prenantes dans le pays. Si TOTAL venait à reprendre ses activités au Sud Soudan, il s’assurerait de le faire en stricte conformité avec les réglementations nationale, européenne et internationale, ainsi qu’avec son Code de conduite et sa Charte éthique. En ce qui concerne les activités humanitaires, TOTAL a signé des accords avec différentes ONG et apporte un soutien financier et technique à des projets éducatifs, de santé et d’infrastructures développés au Sud Soudan.Document de référence 2010. TOTAL 81 Facteurs de risques Autres risques 4 Syrie En 2010, les activités d’exploration et de production de pétrole et de gaz naturel de TOTAL en Syrie sont régies par deux contrats : un contrat de partage de production conclu en 1988 (« PSA 1988 ») pour une période initiale de vingt ans et renouvelé pour dix ans fin 2008, et le Tabiyeh Gas Project risked Service Contract (le « contrat Tabiyeh ») en vigueur depuis fin octobre 2009. En vertu du contrat PSA 1988, TOTAL détient la totalité des droits et obligations et exploite plusieurs champs de pétrole dans la région de Deir Ez Zor au travers d’une société opératrice dédiée à but non lucratif, détenue à parts égales par le Groupe et la compagnie nationale Syrian Petroleum Company (SPC). Les principaux termes du contrat PSA 1988 sont identiques à ceux habituellement en vigueur dans le secteur pétrolier et gazier. Le chiffre d’affaires du Groupe provenant du contrat PSA 1988 est constitué par le cost oil et le profit oil. Le cost oil est comptabilisé conformément aux pratiques industrielles habituelles. Il s’agit du remboursement des investissements et des coûts opératoires. La part du profit oil revenant au Groupe dépend du niveau de production total annuel. TOTAL est rétribué en numéraire par SPC. TOTAL paie à la compagnie nationale syrienne SCOT une redevance pour le transport égale à 2 $ / b pour l’huile produite dans le cadre du PSA. Le Groupe a versé au gouvernement syrien au titre du contrat PSA 1988 des montants d’impôts ou taxes (tels que des retenues à la source ou des charges sociales) non significatifs. Le contrat Tabiyeh constitue un ajout au contrat PSA 1988 puisque la production, les coûts et les revenus du pétrole et d’une partie des condensats extraits du champ Tabiyeh sont régis par les termes du PSA 1988. L’objectif de ce projet est d’améliorer la production de liquides et de gaz du champ de Tabiyeh grâce au forage de puits dits commingled car produisant à partir de formations différentes et grâce à des changements de procédés au sein de l’usine de traitement de gaz de Deir Ez Zor opérée par la Syrian Gas Company. TOTAL finance et met en œuvre le projet gazier Tabiyeh, en opérant également le champ de Tabiyeh. En 2010, la production technique, en vertu des contrats PSA 1988 et du contrat Tabiyeh, s’est élevée à 74 kbep / j, dont 39 kbep / j ont été comptabilisés comme la part revenant au Groupe. La différence entre la production technique et la production comptabilisée comme la part revenant au Groupe, ne constitue pas la totalité du bénéfice économique retiré par la Syrie de ces contrats dans la mesure où la Syrie retient une marge sur une partie de la production de TOTAL et perçoit des taxes à la production. En 2010, TOTAL a vendu en Syrie à travers sa filiale Total Middle East basée à Dubaï 6 000 tonnes de lubrifiants via un distributeur. En 2010, la direction Trading & Shipping de TOTAL a acheté à des entités publiques près de dix millions de barils d’hydrocarbures pour un montant d’environ 580 millions d’euros au titre de contrats spot et à terme. 3.7. Risques liés à la concurrence 3.6. Nigeria L’amélioration des conditions de sécurité dans la région du delta du Niger a permis une remontée importante de la production opérée par l’association Shell Petroleum Development Company (SPDC), dans laquelle TOTAL détient une participation de 10%. La pérennité de cette amélioration demeure toutefois incertaine. TOTAL est confronté à la concurrence d’autres compagnies pétrolières dans l’acquisition de biens et de permis en vue de l’exploration et de la production de pétrole et de gaz naturel, ainsi que dans la commercialisation des produits fabriqués à partir de pétrole brut et de pétrole raffiné. Ces compagnies concurrentes comprennent principalement des compagnies dites « nationales » (dont le contrôle, direct ou indirect, est détenu majoritairement par un État) et des compagnies privées. À cet égard, les principales compagnies pétrolières internationales privées autres que TOTAL sont ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Chevron et BP. Au 31 décembre 2010, TOTAL se situe au cinquième rang de ces compagnies pétrolières en termes de capitalisation boursière (1) . 3.8. Procédures judiciaires et d’arbitrage Les principaux litiges dans lesquels les sociétés du Groupe sont impliquées sont décrits dans le chapitre 7 (Informations financières) du présent Document de référence. (1) Source : Reuters. 82 TOTAL. Document de référence 2010 4 Facteurs de risques Assurance et couverture des risques Dans le contexte défini précédemment, la politique de gestion des risques et assurances consiste, en étroite collaboration avec les structures internes de chaque filiale, à : – définir des scénarios de risques catastrophiques majeurs (sinistre maximum possible) ; – évaluer les conséquences financières pour le Groupe en cas de réalisation de sinistres ; – participer à la mise en œuvre des mesures destinées à limiter la probabilité d’apparition de sinistres et l’ampleur des dommages en cas de réalisation ; – arbitrer entre la conservation au sein du Groupe des conséquences financières qui résulteraient de ces sinistres, ou leur transfert au marché de l’assurance. 4.2. Politique de gestion des risques et assurances 4.3. Politique d’assurance Le Groupe souscrit des couvertures d’assurance mondiales couvrant l’ensemble des filiales en responsabilité civile et en dommages matériels. Ces programmes sont contractés auprès d’assureurs (ou réassureurs et mutuelles de l’industrie pétrolière par l’intermédiaire de OIRC) de premier plan. Les montants assurés sont fonction des risques financiers définis par les scénarios de sinistres et des conditions de couverture offertes par le marché (capacités disponibles et conditions tarifaires). Plus spécifiquement pour : – La responsabilité civile : le risque financier maximal ne pouvant être évalué par une approche systématique, les montants assurés sont fonction de l’offre du marché en ligne avec les pratiques de l’industrie pétrolière. Le plafond assuré en 2010 était ainsi de 850 millions de dollars pour tout sinistre « responsabilité civile » (y compris la responsabilité en cas d’accident ayant un impact sur l’environnement). – Les dommages matériels et les pertes d’exploitation : les montants assurés varient selon le secteur et le site, résultent des estimations des coûts et des scénarios de reconstruction des unités qui résulteraient de la survenance du sinistre maximum possible et de l’offre du marché de l’assurance. Des assurances couvrant la perte d’exploitation ont été souscrites en 2010 pour les principaux sites du raffinage et de la pétrochimie. À titre d’illustration, pour les risques de pointe du Groupe (unités flottantes de traitement, de stockage et d’expédition (FPSO) en Angola et principales raffineries européennes du Groupe), le plafond assuré était en 2010 d’environ 1,5 milliard de dollars pour la part Groupe. Les franchises en dommages matériels et responsabilité civile sont comprises, selon la taille du risque considéré et du degré de responsabilité, entre 0,1 et 10 millions d’euros (à la charge des filiales concernées). Pour ce qui concerne les pertes d’exploitation, la couverture commence soixante jours après la survenance de l’événement ayant donné lieu à interruption. D’autres contrats d’assurance sont conclus par le Groupe en dehors des contrats couvrant les risques industriels en dommages matériels et responsabilité civile, notamment flotte automobile, assurances crédit et assurances de personnes. Ces risques sont intégralement pris en charge par des compagnies d’assurance extérieures au Groupe. TOTAL dispose de sa propre société d’assurance et de réassurance, Omnium Insurance and Reinsurance Company (OIRC), qui est intégrée à la politique d’assurance du Groupe et qui constitue l’outil opérationnel d’harmonisation et de centralisation de couverture des risques des sociétés du Groupe. Elle permet la mise en œuvre de son programme mondial d’assurance dans le respect des différentes réglementations applicables dans les nombreux pays où le Groupe est présent. Ainsi, certains pays peuvent imposer l’achat d’assurance auprès d’une compagnie d’assurance locale. Si l’assureur local accepte de couvrir la société du Groupe conformément à son programme mondial d’assurance, OIRC demande à l’assureur local de lui rétrocéder les risques. Ainsi, OIRC négocie des contrats de réassurance avec les assureurs locaux des filiales qui lui rétrocèdent la quasi-totalité des risques. Si l’assureur local couvre les risques selon un programme distinct du programme défini par le Groupe, OIRC prend en charge, dans un souci d’uniformisation à l’échelle mondiale, le complément de couverture. Parallèlement, OIRC négocie à l’échelle du Groupe des programmes de réassurance auprès de mutuelles de l’industrie pétrolière et du marché commercial. OIRC permet au Groupe de mieux maîtriser les variations tarifaires sur le marché de l’assurance en conservant à sa charge un niveau plus ou moins élevé de risque en fonction des variations de prix observées. En 2010, la rétention nette d’OIRC, c’est-à-dire la part de sinistre conservée par le Groupe après réassurance, était ainsi, au maximum, de 50 millions d’euros par sinistre « responsabilité civile » et de 50 millions d’euros par sinistre « dommage matériel/pertes d’exploitation ». En conséquence, dans l’éventualité d’un sinistre ouvrant droit à une demande de dédommagement, l’impact sur OIRC serait limité à une rétention maximale de 100 millions d’euros par événement. 4. Assurance et couverture des risques 4.1. OrganisationDocument de référence 2010. TOTAL 83 Facteurs de risques Assurance et couverture des risques 4 La politique décrite ci-dessus est donnée à titre d’illustration d’une situation historique à une période donnée et ne peut être considérée comme représentative d’une situation permanente. La politique d’assurance du Groupe est susceptible d’être modifiée à tout moment en fonction des conditions du marché, des opportunités ponctuelles et de l’appréciation par la Direction Générale des risques encourus et de l’adéquation de leur couverture. Le Groupe ne peut garantir qu’il ne subira aucune perte non assurée. TOTAL considère que sa couverture d’assurance est en adéquation avec les pratiques de l’industrie et suffisamment large pour couvrir les risques normaux inhérents à ses activités, cependant, le Groupe n’est pas assuré contre tous les risques potentiels. À titre d’exemple, dans l’hypothèse d’un désastre environnemental majeur, la responsabilité de TOTAL pourrait excéder la couverture maximale proposée par son assurance au titre de la responsabilité civile. La perte que TOTAL pourrait subir dans l’hypothèse d’un tel accident dépendrait de tous les faits et circonstances et serait soumise à un grand nombre d’incertitudes, dont l’incertitude juridique relative à l’étendue de la responsabilité pour les dommages en résultant et pouvant inclure des dommages financiers n’ayant aucun lien direct avec le sinistre. Le Groupe ne peut garantir qu’il ne subira aucune perte non assurée et il n’existe aucune assurance, en particulier dans le cas d’un désastre environnemental majeur ou d’un accident industriel, qu’un tel sinistre ne puisse avoir un impact défavorable sur le Groupe.84 TOTAL. Document de référence 2010Document de référence 2010. TOTAL 85 Gouvernement d’entreprise 5 Gouvernement d’entreprise 1. Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) 86 1.1. Composition du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 1.2. Autres informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91 1.3. Code de gouvernement d’entreprise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91 1.4. Règlement intérieur du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92 1.5. Les Comités du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .94 1.6. Les travaux du Conseil d’administration et de ses Comités en 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96 1.7. Fonctionnement du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98 1.8. Indépendance des administrateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98 1.9. Contrôle interne et gestion des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99 1.10. Modalités particulières relatives à la participation des actionnaires aux Assemblées générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .101 1.11. Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102 1.12. Principes et règles applicables à la détermination de la rémunération et des autres avantages perçus par les dirigeants sociaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102 2. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) 103 3. Direction Générale 104 3.1. Modalité d’exercice de la Direction Générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 3.2. Le Comité exécutif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 3.3. Le Comité directeur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 4. Contrôleurs légaux des comptes 105 4.1. Commissaires aux comptes titulaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .105 4.2. Commissaires aux comptes suppléants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .105 4.3. Mandats des commissaires aux comptes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .105 4.4. Honoraires perçus par les commissaires aux comptes (y compris les membres de leurs réseaux) . . . . . . . . . . . . . . . . . .106 5. Rémunération des organes d’administration et de direction 106 5.1. Rémunération des administrateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .106 5.2. Participation des administrateurs aux réunions du Conseil d’administration et des Comités en 2010 . . . . . . . . . . . . . . . .107 5.3. Rémunération du Président du Conseil d’administration (jusqu’au 21 mai 2010) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .107 5.4. Rémunération du Président-directeur général . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .108 5.5. Rémunération des principaux dirigeants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .108 5.6. Pension et autres engagements (article L. 225-102-1, alinéa 3 du Code de commerce) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .109 5.7. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .111 5.8. Tableaux récapitulatifs concernant les mandataires sociaux (Code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .114 5.9. Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .118 5.10. Suivi des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL au 31 décembre 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 5.11. Historique des attributions gratuites d’actions TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .124 5.12. Suivi des plans d’attributions gratuites d’actions TOTAL au 31 décembre 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .125 6. Effectifs, participation au capital 127 6.1. Effectifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 6.2. Accords de participation des salariés au capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 6.3. Participation au capital des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1281. Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) Dans le cadre de l’article L. 225-37 du Code de commerce, le présent rapport comprend pour l’année 2010 les informations relatives à la composition du Conseil d’administration et à l’application du principe de représentation équilibrée des femmes et des hommes en son sein, aux conditions de préparation et d’organisation de ses travaux, aux procédures de contrôle interne et de gestion des risques mises en place par la Société et aux éventuelles limitations de pouvoirs apportées par le Conseil d’administration aux pouvoirs du Directeur Général. Ce rapport rappelle les dispositions statutaires applicables à la participation des actionnaires aux assemblées générales et présente les principes et règles applicables à la détermination des rémunérations et avantages de toute nature accordés aux mandataires sociaux. 1.1. Composition du Conseil d’administration Les administrateurs sont nommés par l’Assemblée générale des actionnaires pour une durée de trois ans (article 11 des statuts de la Société). Entre deux assemblées, et en cas de vacance par décès ou démission, des nominations peuvent être effectuées à titre provisoire par le Conseil d’administration ; elles sont soumises à ratification de la prochaine Assemblée. Le décalage dans le temps des dates d’échéance des mandats de chacun des administrateurs permet d’assurer un échelonnement des renouvellements. Le Conseil d’administration désigne parmi ses membres le Président du Conseil d’administration. Il désigne également le Directeur Général qui peut être choisi parmi les membres du Conseil ou en dehors d’eux. Au 31 décembre 2010, la Société est administrée par un Conseil d’administration composé de quinze membres dont un administrateur représentant les salariés actionnaires du Groupe, élu par l’Assemblée générale des actionnaires. Durant l’exercice 2010, la composition du Conseil d’administration de TOTAL S.A. a été la suivante (informations au 31 décembre 2010 (1) ) : Christophe de Margerie Né le 6 août 1951 (nationalité française). Entré dans le Groupe dès sa sortie de l’École Supérieure de Commerce de Paris en 1974, M. de Margerie a exercé plusieurs fonctions à la direction Financière du Groupe, ainsi qu’à la direction Exploration & Production. En 1995, il est nommé Directeur Général de Total Moyen-Orient. En mai 1999, il entre au Comité exécutif comme Directeur général de l’Exploration & Production. En 2000, il devient Directeur général adjoint de l’Exploration & Production du nouveau groupe TotalFinaElf. Il est nommé, en janvier 2002, Directeur général de l’Exploration & Production de TOTAL. Nommé administrateur de TOTAL lors de l’Assemblée générale des actionnaires du 12 mai 2006, il devient Directeur Général de TOTAL à compter du 14 février 2007. Le 21 mai 2010, il est nommé Président-directeur général de TOTAL. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2006 - Dernier renouvellement : 15 mai 2009 jusqu’en 2012. Détient 85 230 actions TOTAL et 48 529 parts du FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE. Mandats en cours – Président-directeur général de TOTAL S.A.* depuis le 21 mai 2010 (Directeur Général depuis le 14 février 2007) – Président de Total E&P Indonésie – Administrateur de Shtokman Development AG (Suisse) – Membre du Conseil de surveillance de Vivendi* – Gérant de CDM Patrimonial SARL Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président-directeur général d’Elf Aquitaine jusqu’au 21 juin 2010 – Administrateur de Total E&P Russie jusqu’en 2008 – Administrateur de Total Exploration and Production Azerbaïdjan jusqu’en 2008 – Administrateur de Total E&P Kazakhstan jusqu’en 2008 – Administrateur de Total Profils Pétroliers jusqu’en 2008 – Administrateur de Abu Dhabi Petroleum Company Ltd (ADPC) jusqu’en 2008 – Administrateur de Abu Dhabi Marine Areas Ltd (ADMA) jusqu’en 2008 – Administrateur de Iraq Petroleum Company Ltd (IPC) jusqu’en 2008 – Représentant permanent de TOTAL S.A. au Conseil d’administration de Total Abu al Bukhoosh jusqu’en 2008 – Administrateur de Total E&P Norge A.S. jusqu’en 2007 – Administrateur de Total Upstream UK Ltd jusqu’en 2007 – Administrateur de Innovarex jusqu’en 2006 Thierry Desmarest Né le 18 décembre 1945 (nationalité française). Diplômé de l’École Polytechnique et Ingénieur au corps des Mines, M. Desmarest a exercé les fonctions de Directeur des Mines et de la Géologie en Nouvelle-Calédonie, puis de conseiller technique aux cabinets des ministres de l’Industrie puis de l’Économie. Il rejoint TOTAL en 1981, où il exerce différentes fonctions de direction puis de Direction Générale au sein de l’Exploration & Production jusqu’en 1995. Il est Président-directeur général de TOTAL de mai 1995 à février 2007, puis Président du Conseil d’administration de TOTAL jusqu’au 21 mai 2010. Nommé alors Président d’Honneur de TOTAL, il demeure Administrateur de TOTAL et Président de la Fondation TOTAL. 86 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration (1) Comprenant les informations visées au quatrième alinéa de l’article L. 225-102-1 du Code de commerce, ou au point 14.1 de l’annexe I du règlement CE n° 809/2004 du 29 avril 2004. * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Sociétés soulignées = sociétés hors du groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions.Document de référence 2010. TOTAL 87 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration 5 * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. ** Société cotée déconsolidée depuis le 1 er juillet 2010 Sociétés soulignées = sociétés hors du groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1995 Dernier renouvellement : 21 mai 2010 jusqu’en 2013. Détient 360 576 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Administrateur de Sanofi-Aventis** – Administrateur d’Air Liquide* – Administrateur de Renault S.A.* – Administrateur de Renault S.A.S. – Administrateur de Bombardier Inc.* (Canada) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président de TOTAL S.A.* jusqu’au 21 mai 2010 – Membre du Conseil de surveillance d’Areva* jusqu’au 4 mars 2010 – Président-directeur général de TOTAL S.A.* jusqu’en 2007 – Président-directeur général d’Elf Aquitaine jusqu’en 2007 Patrick Artus Né le 14 octobre 1951 (nationalité française). Administrateur indépendant. Diplômé de l’École Polytechnique, de l’École Nationale de la Statistique et de l’Administration Économique (ENSAE) et de l’Institut d’études politiques de Paris, M. Artus débute sa carrière à l’INSEE où il participe en particulier aux travaux de prévision et de modélisation. Il travaille ensuite au Département d’Économie de l’OCDE (1980) puis devient Directeur des études à l’ENSAE de 1982 à 1985. Il est ensuite Conseiller scientifique à la Direction générale des études de la Banque de France, avant de rejoindre le groupe Natixis en tant que Directeur de la recherche et des études. Il est par ailleurs Professeur à l’École Polytechnique et professeur associé à l’Université de Paris I Sorbonne. Il est également membre du Conseil d’analyse économique auprès du Premier ministre et membre du Cercle des Économistes. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 15 mai 2009 et jusqu’en 2012. Détient 1 000 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Administrateur d’IPSOS Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Néant. Patricia Barbizet Née le 17 avril 1955 (nationalité française). Administrateur indépendant Diplômée de l’École Supérieure de Commerce de Paris en 1976, Mme Barbizet a débuté sa carrière au sein du groupe Renault en tant que Trésorier de Renault Véhicules Industriels puis directeur financier de Renault Crédit International. Elle rejoint le groupe Pinault en 1989 en tant que directeur financier puis devient en 1992 Directeur Général (non mandataire) de Financière Pinault et AdministrateurDirecteur Général d’Artémis. Elle est Vice-Présidente du Conseil d’administration de PPR depuis 2005 et Chairman de Christie’s. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 16 mai 2008 et jusqu’en 2011. Détient 1 000 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Vice-Présidente du Conseil d’administration de PPR* – Directeur Général et Administrateur d’Artémis – Membre du Conseil de surveillance de Financière Pinault (CSA) – Administrateur et Directeur Général Délégué de la Société Nouvelle du Théâtre Marigny – Représentant permanent d’Artémis au Conseil d’administration d’Agefi – Représentant permanent d’Artémis au Conseil d’administration de Sebdo le Point – Membre du Conseil de gérance de Château Latour (S.C.I.) – Administrateur de Fnac – Membre du Conseil de surveillance de Yves Saint Laurent – Administrateur délégué de Palazzo Grazzi – Non executive Director of Tawa Plc* – Chairman of Christie’s International Plc – Membre du Conseil de surveillance de Gucci Group N.V. – Administrateur de Air France-KLM* – Administrateur de Bouygues* – Administrateur de TF1* – Administrateur du Fonds stratégique d’investissement Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Piasa jusqu’en 2008 – Administrateur de AFIPA jusqu’en 2006 Daniel Bouton Né le 10 avril 1950 (nationalité française). Administrateur indépendant. Inspecteur général des Finances, M. Bouton occupe diverses fonctions au ministère de l’Économie. Il est Directeur du Budget de 1988 à 1990. Il rejoint Société Générale en 1991, dont il devient Directeur Général en 1993 puis Président-directeur général en novembre 1997. Président du groupe Société Générale à partir du 12 mai 2008, il est Président d’Honneur du groupe Société Générale depuis le 6 mai 2009. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1997 Dernier renouvellement : 15 mai 2009 jusqu’en 2012. Détient 3 200 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Administrateur de Veolia Environnement* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président-directeur général de Société Générale* jusqu’en 2008 puis Président du Conseil d’administration jusqu’en 2009 – Administrateur de Schneider Electric S.A.* jusqu’en 2006Gunnar Brock Né le 12 avril 1950 (nationalité suédoise). Administrateur indépendant. Diplômé d’un MBA d’économie et gestion de la Stockholm School of Economics, M. Brock exerce diverses fonctions à l’international dans le Groupe Tetra Pak. Il devient Directeur Général d’Alfa Laval de 1992 à 1994, puis Directeur Général de Tetra Pak de 1994 à 2000. Après avoir été Directeur Général de Thule International, il est Directeur Général de Atlas Copco AB de 2002 à 2009. Il est actuellement Président du Conseil de Stora Enso Oy. M. Brock est par ailleurs membre de la Royal Swedish Academy of Engineering Sciences et du Conseil d’administration de la Stockholm School of Economics. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 21 mai 2010 et jusqu’en 2013. Détient 1 000 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Président du Conseil de Stora Enso Oy – Président du Conseil de Mölnlycke Health Care Group – Membre du Conseil de Investor AB – Membre du Conseil de surveillance de Spencer Stuart Scandinavia Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Directeur Général d’Atlas Copco jusqu’en 2009 – Membre du Conseil de Lego AS jusqu’en 2008 Claude Clément Né le 17 novembre 1956 (nationalité française). Entré dans le Groupe en février 1977, M. Clément a débuté à la Compagnie Française de Raffinage qui a assuré sa formation. Il a occupé différentes fonctions à la division exploitation du Raffinage, dans des raffineries françaises et africaines (Gabon, Cameroun). Il est actuellement responsable Méthodes Exploitation Raffinage à la Direction Exploitation Raffinage / Méthodes Exploitation. M. Clément est membre élu du Conseil de surveillance du FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE depuis 2009 et Président du FCPE TOTAL ACTIONS EUROPÉENNES depuis 2010. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 21 mai 2010 et jusqu’en 2013. Détient 820 actions TOTAL et 2 599 parts du FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* représentant les salariés actionnaires Mandat ayant expiré au cours des cinq dernières années Néant. Bertrand Collomb Né le 14 août 1942 (nationalité française). Administrateur indépendant Diplômé de l’École Polytechnique et Ingénieur au corps des Mines, M. Collomb exerce diverses fonctions auprès du ministère de l’Industrie et de cabinets ministériels de 1966 à 1975. Il rejoint le groupe Lafarge en 1975, au sein duquel il occupe diverses fonctions de direction. Il est Président-directeur général de Lafarge de 1989 à 2003, puis Président du Conseil d’Administration de 2003 à 2007, enfin Président d’Honneur depuis 2007. Il est également Président de l’Institut des Hautes Études pour la Science et la Technologie (IHEST) et de l’Institut Français des Relations Internationales (IFRI). Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000. Dernier renouvellement : 15 mai 2009 jusqu’en 2012. Détient 4 712 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Administrateur de Lafarge* – Administrateur de DuPont* (États-Unis) – Administrateur de Atco* (Canada) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil d’Administration de Lafarge * jusqu’en 2007 – Administrateur de Lafarge North America jusqu’en 2006 – Administrateur d’Unilever * (Pays-Bas) jusqu’en 2006 Paul Desmarais Jr. Né le 3 juillet 1954 (nationalité canadienne). Administrateur indépendant Diplômé de l’Université McGill à Montréal et de l’INSEAD de Fontainebleau, M. Desmarais est successivement élu Vice-Président en 1984, puis Président du Conseil en 1990, de la Corporation Financière Power, une compagnie qu’il a aidé à mettre sur pied. Depuis 1996, il est Président du Conseil et Co-Chef de la Direction de Power Corporation du Canada. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2002. Dernier renouvellement : 16 mai 2008 jusqu’en 2011. Détient 2 000 ADR (correspondant à 2 000 actions). Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Président du Conseil - Co-Chef de la Direction et membre du Comité exécutif de Power Corporation du Canada* – Co-Président du Conseil et membre du Comité exécutif de Power Financial Corporation* (Canada) – Vice-Président du Conseil d’administration et Administrateur délégué de Pargesa Holding S.A.* (Suisse) – Membre du Conseil d’administration et du Comité exécutif de La Great-West, Compagnie d’assurance-vie (Canada) – Membre du Conseil d’administration et du Comité exécutif de Great-West Life & Annuity Insurance Company (États-Unis) – Membre du Conseil d’administration et du Comité exécutif de Great-West Lifeco Inc.* (Canada) – Membre du Conseil d’administration de Great West Financial (Canada) Inc. (Canada) – Membre du Conseil d’administration et du Comité permanent de Groupe Bruxelles Lambert S.A.* (Belgique) – Membre du Conseil d’administration et du Comité exécutif de Groupe Investors Inc. (Canada) 88 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Sociétés soulignées = sociétés hors du groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions.– Membre du Conseil d’administration et du Comité exécutif de London Insurance Group Inc. (Canada) – Membre du Conseil d’administration et du Comité exécutif de London Life, Compagnie d’assurance-vie (Canada) – Membre du Conseil et membre du Comité exécutif de Mackenzie Inc. – Président délégué du Conseil de La Presse Ltée (Canada) – Deputy Chairman de Gesca Ltée (Canada) – Administrateur de GDF Suez* – Administrateur de Lafarge* – Administrateur et membre du Comité exécutif de The Canada Life Assurance Company (Canada) – Administrateur et membre du Comité exécutif de Canada Life Financial Corporation (Canada) – Administrateur et membre du Comité exécutif de IGM Financial Inc.* (Canada) – Président du Conseil de 171263 Canada Inc. (Canada) – Administrateur de 152245 Canada Inc. (Canada) – Administrateur de GWL&A Financial Inc. (USA) – Administrateur de Great West Financial (Nova Scotia) Co. – Administrateur et membre du Comité exécutif de First Great-West Life & Annuity Insurance Company – Administrateur de Power Communications Inc. – Vice Président du Conseil de Power Corporation International – Administrateur et membre du Comité exécutif de Putnam Investments LLC – Membre du Conseil de surveillance de Power Financial Europe B.V. – Administrateur de Canada Life Capital Corporation Inc. (Canada) – Administrateur et membre du Comité exécutif de The Canada Life Insurance Company of Canada (Canada) – Administrateur et membre du Comité exécutif de Crown Life Insurance Company (Canada) – Président délégué du Conseil de Square Victoria Communications Group Inc. – Administrateur de Parjointco N.V. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil adjoint de 3819787 Canada Inc. (Canada) jusqu’en 2010 – Membre du Conseil de Les Journaux Trans-Canada (1996) Inc. (Canada) jusqu’en 2009 – Vice-Président du Conseil d’administration et membre du Comité stratégique d’Imerys* (France) jusqu’en 2008 – Administrateur de GWL Properties jusqu’en 2007 Bertrand Jacquillat Né le 11 avril 1944 (nationalité française). Administrateur indépendant Diplômé de l’École des hautes études commerciales (HEC), de l’Institut d’études politiques de Paris et de Harvard Business School, M. Jacquillat est docteur en gestion et agrégé de gestion. Professeur des Universités (France et États-Unis) depuis 1969, il est Professeur à l’Institut d’études politiques de Paris depuis 1999, Vice-Président du Cercle des Économistes et Président Fondateur d’Associés en Finance. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1996 Dernier renouvellement : 16 mai 2008 jusqu’en 2011. Détient 3 600 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Président-directeur général de Associés en Finance – Membre du Conseil de surveillance de Klépierre* – Membre du Conseil de surveillance de Presses Universitaires de France (PUF) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Néant. Anne Lauvergeon Née le 2 août 1959 (nationalité française). Administrateur indépendant Ingénieur en chef des Mines, Normalienne et agrégée de Sciences physiques, Mme Lauvergeon, après différentes fonctions dans l’industrie, a été nommée en 1990, Secrétaire Général Adjoint de la Présidence de la République. En 1995, elle devient Associé-Gérant de Lazard Frères et Cie. De 1997 à 1999, elle est Vice-Président exécutif et membre du Comité Exécutif d’Alcatel, chargée des participations industrielles. Mme Lauvergeon est Présidente du Directoire du Groupe Areva depuis juillet 2001 et Président-directeur général d’Areva NC (ex Cogema) depuis juin 1999. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000 Dernier renouvellement : 15 mai 2009 jusqu’en 2012. Détient 2 000 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Présidente du Directoire d’Areva* – Président-directeur général d’Areva NC – Administrateur de GDF Suez* – Administrateur de Vodafone Group Plc* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Vice-Président et membre du Conseil de surveillance de Safran* jusqu’en février 2009 Lord Levene of Portsoken Né le 8 décembre 1941 (nationalité britannique). Administrateur indépendant Lord Levene a occupé, de 1984 à 1995, diverses fonctions auprès du ministère de la Défense, du Secrétaire d’État à l’Environnement, du Premier ministre et du ministère du Commerce du Royaume-Uni. Il devient ensuite Senior adviser chez Morgan Stanley de 1996 à 1998, puis Chairman de Bankers Trust International de 1998 à 2002. Il est Lord Mayor de Londres de 1998 à 1999. Il est actuellement Président de Lloyd’s. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2005 Dernier renouvellement : 16 mai 2008 jusqu’en 2011. Détient 2 000 actions. Document de référence 2010. TOTAL 89 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration 5 * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Sociétés soulignées = sociétés hors du groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions.Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Chairman of Lloyd’s – Chairman of General Dynamics UK Ltd – Director of Haymarket Group Ltd – Director of China Construction Bank* – Chairman of NBNK Investments Plc* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Chairman of International Financial Services jusqu’en 2010 Claude Mandil Né le 9 janvier 1942 (nationalité française). Administrateur indépendant Diplômé de l’École Polytechnique et Ingénieur Général au Corps des Mines, M. Mandil a exercé les fonctions d’ingénieur des Mines pour les régions de Lorraine et de Bretagne. Il a ensuite été chargé de mission à la Délégation de l’Aménagement du Territoire et de l’Action Régionale (DATAR), puis Directeur Interdépartemental de l’Industrie et de la Recherche et délégué régional de l’ANVAR. De 1981 à 1982, il a exercé les fonctions de Conseiller technique au cabinet du Premier ministre, responsable des secteurs de l’industrie, de l’énergie et de la recherche. Il est ensuite nommé Directeur Général puis Président-directeur général de l’Institut de Développement Industriel (IDI) jusqu’en 1988. Il devient Directeur Général du Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM) de 1988 à 1990. De 1990 à 1998, M. Mandil est Directeur Général de l’Énergie et des Matières Premières au ministère de l’Industrie et devient le premier représentant de la France au Conseil de direction de l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE). Il en assume la présidence de 1997 à 1998. En 1998, il est nommé Directeur Général Délégué de Gaz de France puis, en avril 2000, Président de l’Institut Français du Pétrole. De 2003 à 2007, il est Directeur Exécutif de l’AIE. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 16 mai 2008 et jusqu’en 2011. Détient 1 000 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Administrateur de Institut Veolia Environnement Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de GDF Suez* de juillet à décembre 2008 Michel Pébereau Né le 23 janvier 1942 (nationalité française). Administrateur indépendant Inspecteur général des Finances honoraire, M. Pébereau a occupé diverses fonctions au ministère de l’Économie et des Finances, avant d’être successivement Directeur Général puis Présidentdirecteur général du Crédit Commercial de France (CCF) de 1982 à 1993. Président-directeur général de BNP puis de BNP Paribas de 1993 à 2003, il en est actuellement le Président du Conseil d’administration. Il est également Président de l’European Financial Round Table (EFRT) depuis 2009. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000 Dernier renouvellement : 15 mai 2009 jusqu’en 2012. Détient 2 356 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Président du Conseil d’administration de BNP Paribas* – Administrateur de Lafarge* – Administrateur de Saint-Gobain* – Membre du Conseil de surveillance d’AXA* – Administrateur d’EADS N.V.* – Administrateur de Pargesa Holding S.A.* (Suisse) – Administrateur de BNP Paribas Suisse – Membre du Conseil de surveillance de la Banque marocaine pour le Commerce et l’Industrie* – Censeur des Galeries Lafayette Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président de la Fédération Bancaire Européenne jusqu’en 2008 Thierry de Rudder Né le 3 septembre 1949 (nationalités belge et française). Administrateur indépendant Diplômé en mathématiques de l’Université de Genève et de l’Université Libre de Bruxelles, ainsi que de Wharton (MBA), M. de Rudder occupe diverses fonctions à Citibank de 1975 à 1986, puis au sein du Groupe Bruxelles Lambert dont il est l’Administrateur-délégué. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1999 Dernier renouvellement : 21 mai 2010 jusqu’en 2013. Détient 3 956 actions. Mandats en cours – Administrateur de TOTAL S.A.* – Administrateur-délégué de Groupe Bruxelles Lambert* – Administrateur de Compagnie Nationale à Portefeuille* – Administrateur de Brussels Securities (Belgique) – Administrateur de GBL Treasury Center (Belgique) – Administrateur de Sagerpar (Belgique) – Administrateur GBL Energy Sarl (Luxembourg) – Administrateur GBL Verwaltung Sarl (Luxembourg) – Administrateur GBL Verwaltung GmbH (Allemagne) – Administrateur de Ergon Capital Partners (Belgique) – Administrateur de Ergon Capital Partners II (Belgique) – Administrateur de Ergon Capital Partners III (Belgique) – Administrateur de GDF Suez* – Administrateur de Lafarge* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Suez-Tractebel (Belgique) jusqu’en avril 2010 – Administrateur d’Imerys* jusqu’en avril 2010 – Administrateur de GBL Participations (Belgique) jusqu’en 2010 – Administrateur GBL Finance S.A. (Luxembourg) jusqu’en 2009 – Administrateur de Immobilière Rue de Namur (Luxembourg) jusqu’en 2007 90 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Sociétés soulignées = sociétés hors du groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions.Serge Tchuruk Né le 13 novembre 1937 (nationalité française). Administrateur indépendant Diplômé de l’École Polytechnique et Ingénieur de l’armement, M. Tchuruk occupe divers postes de responsable chez Mobil Corporation, puis chez Rhône-Poulenc dont il devient Directeur Général en 1983. Président-directeur général de CDF-Chimie / Orkem de 1986 à 1990, il est ensuite Président-directeur général de TOTAL de 1990 à 1995. En 1995, il devient Président-directeur général d’Alcatel. De 2006 à 2008, il est Président du Conseil d’administration d’Alcatel-Lucent. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1989 Dernier renouvellement : 11 mai 2007 - fin de mandat : 21 mai 2010. Mandats en cours – Administrateur de Weather Investment SPA Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de TOTAL S.A.* jusqu’au 21 mai 2010 – Administrateur de Thalès* jusqu’en 2009 – Président du Conseil d’administration d’Alcatel-Lucent* jusqu’en 2008 – Membre du Conseil de surveillance d’Alcatel Deutschland GmbH jusqu’en 2008 – Membre du Conseil d’administration de l’École Polytechnique jusqu’en 2008 – Président du Conseil d’administration d’Alcatel USA Holdings Corp. jusqu’en 2006 1.2. Autres informations M. Charles Paris de Bollardière a été nommé par le Conseil d’administration en qualité de Secrétaire du Conseil lors de la séance du Conseil du 15 septembre 2009. Les administrateurs de la Société actuellement en fonction ont indiqué à la Société ne pas avoir fait l’objet d’une condamnation, ne pas avoir été associés à une faillite, mise sous séquestre ou liquidation, et ne pas avoir fait l’objet d’une sanction publique ou décision d’empêchement, telles que visées au point 14.1 de l’annexe I du règlement CE n° 809 / 2004 du 29 avril 2004. Représentants du Comité d’entreprise : conformément à l’article L. 2323-62 du Code du travail, des membres du Comité d’entreprise assistent avec voix consultative à toutes les séances du Conseil d’administration. En application du deuxième alinéa de cet article, depuis le 7 juillet 2010, le nombre de membres du Comité assistant aux séances du Conseil est de quatre membres. 1.3. Code de gouvernement d’entreprise TOTAL poursuit depuis de nombreuses années une démarche active de gouvernement d’entreprise et, lors de sa réunion du 4 novembre 2008, le Conseil d’administration a confirmé sa décision de se référer au code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées. Le code AFEP-MEDEF est disponible sur le site du MEDEF (www.medef.fr - rubrique Gouvernement d’entreprise). Le code AFEP-MEDEF a été modifié en avril 2010 pour introduire des recommandations en matière d’équilibre dans la représentation entre les hommes et les femmes au sein des conseils. Le code propose d’atteindre un pourcentage d’au moins 20% de femmes avant avril 2013 et d’au moins 40% avant avril 2016. Au 31 décembre 2010, le Conseil d’administration de la Société comptait deux femmes sur un total de quinze membres (soit 13%). Il sera proposé à l’Assemblée générale de mai 2011 de nommer deux femmes supplémentaires en remplacement de deux administrateurs dont le mandat arrive à échéance. Si les résolutions sont approuvées par l’Assemblée générale, le pourcentage de femmes au sein du Conseil sera de 26%. Le Conseil d’administration continuera ses réflexions afin de poursuivre la diversification de sa composition pour les années à venir. Certaines pratiques de la Société diffèrent, sur un nombre très limité de points, des dispositions du code AFEP-MEDEF. Elles concernent les points suivants : – Alors que le code AFEP-MEDEF retient la perte de la qualité d’administrateur indépendant à compter de l’expiration du mandat au cours duquel l’administrateur a atteint une ancienneté de présence de plus de douze ans, ce critère d’ancienneté n’a pas été appliqué pour un administrateur de la Société. Les investissements et l’activité de la Société s’inscrivant dans le long terme, l’expérience et l’autorité apportées au Conseil par l’administrateur concerné permettent de renforcer son indépendance. Le mandat de cet administrateur est arrivé à échéance le 21 mai 2010. – M. Thierry Desmarest assure la présidence du Comité de nomination et de la gouvernance depuis la création de ce Comité en février 2007. Bien que M. Desmarest ait été Président du Conseil d’administration jusqu’en mai 2010, le Conseil d’administration et le Comité lui-même ont en effet considéré que sa présence au sein du Comité de nomination et de la gouvernance permettait de faire profiter cette instance de son expérience ainsi que de sa connaissance des activités de l’entreprise, de l’environnement de celle-ci et des équipes dirigeantes, qui sont particulièrement utiles pour alimenter les réflexions du Comité sur la sélection des dirigeants sociaux et des administrateurs de la Société. Enfin, ce Comité est constitué en majorité d’administrateurs indépendants et les dirigeants sociaux n’assistent pas à l’examen de leur propre situation. M. Thierry Desmarest, nommé Président d’Honneur de la Société le 21 mai 2010, et renouvelé dans ses fonctions d’administrateur, pourra continuer à se voir confier des missions de représentation du Groupe. Document de référence 2010. TOTAL 91 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration 5 * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Sociétés soulignées = sociétés hors du groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions.Conformément au code AFEP-MEDEF, le Président-directeur général ne dispose pas de contrat de travail le liant à la Société ou à une société du Groupe. Depuis 2004, le Conseil d’administration dispose d’un Code d’éthique financière qui, se référant au Code de conduite du Groupe, en précise les obligations applicables aux mandataires sociaux et aux responsables financiers et comptables du Groupe. Le Conseil a chargé le Comité d’audit de veiller à la mise en place et au suivi de l’application de ce code. Le Conseil d’administration a mis en place dès 2005 un processus d’alerte du Comité d’audit concernant les irrégularités en matière de traitement comptable, de contrôle interne et d’audit. 1.4. Règlement intérieur du Conseil d’administration Lors de sa séance du 13 février 2007, le Conseil d’administration a adopté son règlement intérieur dont les dispositions reprennent, en s’y substituant, celles de la charte des administrateurs qui existait antérieurement. Le règlement intérieur du Conseil d’administration précise les obligations de chaque administrateur et fixe la mission et les règles de fonctionnement du Conseil d’administration. Il précise le rôle et les pouvoirs respectifs du Président et du Directeur Général. Il fait l’objet de revues régulières en vue de son adaptation aux évolutions des règles et pratiques de gouvernance. Le texte intégral du règlement intérieur du Conseil d’administration figure ci-après. Il est également disponible sur le site Internet de la Société. 1.4.1. Mission du Conseil d’administration Le Conseil d’administration détermine les orientations de l’activité de la Société et veille à leur mise en œuvre. Sous réserve des pouvoirs expressément attribués aux assemblées d’actionnaires et dans la limite de l’objet social, il se saisit de toute question intéressant la bonne marche de la Société et règle par ses délibérations les affaires qui la concernent. Dans le cadre de sa mission et sans que cette énumération soit exhaustive, le Conseil : – désigne les dirigeants sociaux et contrôle l’exécution de leurs missions respectives ; – détermine les orientations stratégiques de l’activité de la Société et, plus généralement, du Groupe ; – approuve les opérations d’investissement et de désinvestissement envisagées par le Groupe lorsque celles-ci portent sur des montants supérieurs à 3% des fonds propres ; – est tenu informé de tout événement important concernant la marche de la Société en particulier des investissements et désinvestissements supérieurs à 1% des fonds propres ; – procède aux contrôles et vérifications qu’il juge opportuns. Il s’assure en particulier, avec le concours du Comité d’audit : - de la bonne définition des pouvoirs dans l’entreprise ainsi que du bon exercice des pouvoirs et responsabilités respectifs des organes de la Société, - de ce qu’aucune personne ne dispose seule, pour le compte de la Société, du pouvoir d’engager une dépense et de procéder au paiement correspondant, - du bon fonctionnement des organes internes de contrôle et du caractère satisfaisant des conditions d’exercice de leur mission par les commissaires aux comptes, - du bon fonctionnement des comités qu’il a créés, – veille à la qualité de l’information fournie aux actionnaires ainsi qu’aux marchés financiers à travers les comptes qu’il arrête et le rapport annuel (« Document de référence »), ou à l’occasion d’opérations majeures ; – convoque et fixe l’ordre du jour des assemblées d’actionnaires ou d’obligataires ; – arrête, chaque année, la liste des administrateurs considérés comme indépendants au regard des critères généralement retenus en matière de gouvernement d’entreprise ; – est régulièrement informé par l’intermédiaire du Comité d’audit de la situation financière, de la situation de trésorerie et des engagements du Groupe. 1.4.2. Obligations des administrateurs de TOTAL S.A. Avant d’accepter ses fonctions d’administrateur, tout candidat reçoit une copie des statuts de TOTAL S.A. et du règlement intérieur. Il s’assure de façon générale qu’il a connaissance des obligations générales et particulières de sa charge et, en particulier, des textes légaux et réglementaires régissant les fonctions d’administrateur de société anonyme française dont les actions sont admises aux négociations d’un ou plusieurs marchés réglementés. L’acceptation de la fonction d’administrateur entraîne l’engagement de respecter le règlement intérieur et l’adhésion aux valeurs du Groupe telles qu’elles sont décrites dans son Code de conduite. Lorsqu’il participe aux délibérations du Conseil d’administration et exprime son vote, l’administrateur représente l’ensemble des actionnaires de la Société et agit dans l’intérêt social de la Société. Indépendance de jugement : chaque administrateur s’engage, en toutes circonstances, à maintenir son indépendance d’analyse, de jugement, de décision et d’action et à rejeter toute pression, directe ou indirecte, pouvant s’exercer sur lui et pouvant émaner d’administrateurs, de groupes particuliers d’actionnaires, de créanciers, de fournisseurs et en général de tout tiers. Participation aux travaux du Conseil : l’administrateur consacre à la préparation des séances du Conseil d’administration, ainsi que des Comités du Conseil d’administration auxquels il siège, le temps nécessaire à l’examen attentif des dossiers qui lui ont été adressés. Il peut demander à tout dirigeant social tout complément d’informations qui lui est nécessaire ou utile. S’il le juge nécessaire, un administrateur peut demander à bénéficier d’une formation sur les spécificités de l’entreprise, ses métiers et son secteur d’activité. Sauf impossibilité dont le Président du Conseil d’administration aura été préalablement averti, l’administrateur participe à toutes les séances du Conseil d’administration et à toutes celles des comités du Conseil d’administration dont il est membre, ainsi qu’aux assemblées générales d’actionnaires. Les dossiers de chaque séance du Conseil d’administration, ainsi 92 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administrationque les informations recueillies avant ou pendant les séances, sont confidentiels. L’administrateur ne peut en disposer au profit d’une personne tierce pour quelque raison que ce soit. Il prend toutes mesures utiles pour que cette confidentialité soit préservée. Le caractère confidentiel et personnel de ces informations est levé à compter du moment où elles font l’objet d’une publication par la Société. Le Président du Conseil d’administration veille à ce que la Société communique aux administrateurs les informations pertinentes, y compris critiques, la concernant, et en particulier les rapports d’analyse financière et les communiqués de presse. Devoir de loyauté : l’administrateur ne peut utiliser son titre ou ses fonctions d’administrateur pour s’assurer, ou assurer à un tiers, un avantage quelconque, pécuniaire ou non pécuniaire. Il fait part au Conseil d’administration de toute situation de conflit d’intérêts, même potentiel, avec la Société ou toute autre société du Groupe. Il s’abstient de participer au vote de la résolution correspondante, voire à la discussion précédant ce vote. La participation de l’administrateur à une opération à laquelle la Société, ou toute autre société du Groupe, est directement intéressée est portée à la connaissance du Conseil d’administration préalablement à sa conclusion. L’administrateur ne peut prendre de responsabilités, à titre personnel, dans des entreprises ou dans des affaires qui sont en concurrence avec la Société, ou avec toute autre société du Groupe, sans en informer préalablement le Conseil d’administration. L’administrateur s’engage à ne pas rechercher ou accepter de la Société, ou des sociétés liées à celle-ci, directement ou indirectement, des avantages susceptibles d’être considérés comme étant de nature à compromettre son indépendance. Devoir d’expression : l’administrateur s’engage, s’il estime que la décision éventuelle du Conseil d’administration n’est pas conforme à l’intérêt social de la Société, à exprimer clairement son opposition et à s’efforcer de convaincre le Conseil d’administration de la pertinence de sa position. Titres de la Société et règles boursières : l’administrateur détient en son nom propre et pendant la durée de son mandat, le nombre minimal d’actions fixé par les statuts de la Société (soit 1 000 actions - à l’exception de l’administrateur représentant les salariés actionnaires qui bénéficie de dispositions statutaires plus souples). L’administrateur s’abstient d’effectuer pour son compte personnel des opérations sur les titres de la Société ou de ses filiales cotées sur lesquelles il dispose d’informations non encore rendues publiques et pouvant avoir une influence sur la valorisation du titre. Pour ce faire, il respecte les procédures suivantes : – L’ensemble des actions ou ADR de la Société et de ses filiales cotées doit être détenu sous forme nominative, soit au nominatif pur auprès de la Société ou de son mandataire (actuellement BNP-Paribas Securities Services pour les actions TOTAL et Bank of New-York Mellon pour les ADR TOTAL), soit au nominatif administré auprès d’un intermédiaire français (ou nord-américain pour les ADR) dont l’administrateur communique les coordonnées au Secrétaire du Conseil d’administration. – Toute opération sur instruments financiers (MONEP, warrants, obligations échangeables, …) à découvert ou en report est interdite. – Toute transaction sur l’action elle-même (ou l’ADR) est strictement interdite, y compris en couverture, pendant les quinze jours calendaires qui précèdent l’annonce des résultats périodiques (annuels, semestriels ou trimestriels) ainsi que le jour de l’annonce. – Chaque administrateur prend toute disposition utile pour que, dans les conditions de forme et de délai prévues par la législation en vigueur, soient déclarées à l’Autorité des marchés financiers, et communiquées au Secrétaire du Conseil d’administration, les opérations sur les titres de la Société effectuées par lui-même, ou par toute personne qui lui est étroitement liée. 1.4.3. Fonctionnement du Conseil d’administration Le Conseil d’administration se réunit au moins quatre fois par an et chaque fois que les circonstances l’exigent. Les administrateurs reçoivent avant la réunion l’ordre du jour de la séance du Conseil et, chaque fois que les circonstances le permettent, les éléments nécessaires à leur réflexion. Les administrateurs ont la possibilité de se faire représenter aux séances du Conseil d’administration par un autre administrateur. Chaque administrateur ne peut représenter qu’un seul de ses collègues au cours d’une même séance du Conseil d’administration. Dans tous les cas autorisés par la loi, sont réputés présents pour le calcul du quorum et de la majorité, les administrateurs qui participent à la réunion du Conseil d’administration par des moyens de visioconférence ou de télécommunication satisfaisant aux caractéristiques techniques prévues par la réglementation. Le Conseil alloue des jetons de présence aux administrateurs et peut allouer des jetons de présence supplémentaires aux administrateurs participant à des comités spécialisés, en respectant le montant global fixé à cet effet par l’Assemblée générale des actionnaires. Les dirigeants sociaux ne perçoivent pas de jetons de présence pour leur participation aux travaux du Conseil et des Comités. Le Conseil d’administration, sur proposition de son Président, désigne un Secrétaire. Tous les membres du Conseil d’administration peuvent consulter le Secrétaire et bénéficier de ses services. Le Secrétaire est responsable de toutes les procédures relatives au fonctionnement du Conseil d’administration que ce dernier examinera périodiquement. Le Conseil procède, à intervalles réguliers n’excédant pas trois ans, à une évaluation de son propre fonctionnement. Cette évaluation est effectuée, éventuellement sous la direction d’un administrateur indépendant, avec l’aide d’un consultant extérieur. En outre, le Conseil d’administration procède annuellement à un débat sur son fonctionnement. 1.4.4. Rôle et pouvoirs du Président Le Président représente le Conseil d’administration et, sauf circonstance exceptionnelle, est seul habilité à agir et à s’exprimer au nom du Conseil d’administration. Il organise et dirige les travaux du Conseil d’administration et veille à un fonctionnement efficace des organes sociaux dans le respect des principes de bonne gouvernance. Il coordonne les travaux du Conseil d’administration avec ceux des comités. Il établit l’ordre du jour des réunions du Conseil en y incluant les points proposés par le Directeur Général. Document de référence 2010. TOTAL 93 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration 5Il veille à ce que les administrateurs disposent en temps utile et sous une forme claire et appropriée des informations nécessaires à l’exercice de leurs missions. Le Président assure la liaison entre le Conseil d’administration et les actionnaires de la Société en concertation avec la Direction Générale. Il veille à la qualité de l’information financière diffusée par la Société. En étroite coordination avec la Direction Générale, il peut représenter la Société dans ses relations de haut niveau avec les pouvoirs publics et les grands partenaires du Groupe, tant au plan national qu’international. Il est tenu régulièrement informé par le Directeur Général des événements et situations significatifs relatifs à la vie du Groupe notamment en ce qui concerne la stratégie, l’organisation, le reporting financier mensuel, les grands projets d’investissements et de désinvestissements et les grandes opérations financières. Il peut demander au Directeur Général toute information propre à éclairer le Conseil d’administration et ses comités dans l’accomplissement de leur mission. Il peut entendre les commissaires aux comptes en vue de la préparation des travaux du Conseil d’administration et du Comité d’audit. Il rend compte chaque année, dans un rapport à l’Assemblée générale des actionnaires, des conditions de préparation et d’organisation des travaux du Conseil d’administration, des éventuelles limitations que le Conseil d’administration apporte aux pouvoirs du Directeur Général, ainsi que des procédures de contrôle interne mises en place dans la Société. Il reçoit à cette fin du Directeur Général l’ensemble des informations nécessaires. 1.4.5. Pouvoirs du Directeur Général Le Directeur Général assume sous sa responsabilité la Direction Générale de la Société. Il préside le Comité exécutif et le Comité directeur du Groupe. Il est investi des pouvoirs les plus étendus pour agir en toute circonstance au nom de la Société sous réserve des pouvoirs que la loi attribue au Conseil d’administration et à l’Assemblée générale des actionnaires, ainsi que des règles de gouvernement d’entreprise propres à la Société et en particulier du Règlement intérieur du Conseil d’administration (voir supra « La mission du Conseil d’administration »). Le Directeur Général présente, à intervalles réguliers, les résultats et les perspectives du Groupe aux actionnaires et à la communauté financière. Lors de chaque réunion du Conseil d’administration, le Directeur Général rend compte des faits marquants de la vie du Groupe. 1.5. Les Comités du Conseil d’administration Le Conseil d’administration a décidé la constitution : – d’un Comité d’audit ; – d’un Comité de nomination et de la gouvernance ; – d’un Comité des rémunérations. Les missions et compositions de ces comités sont définies dans leurs règlements intérieurs respectifs arrêtés par le Conseil d’administration. Ces comités exercent leurs activités sous la responsabilité et au bénéfice du Conseil d’administration. Chaque comité fait rapport au Conseil d’administration de ses travaux. 1.5.1. Le Comité d’audit Le Comité d’audit a pour mission d’assister le Conseil d’administration pour que celui-ci puisse s’assurer de la qualité du contrôle interne et de la fiabilité de l’information fournie aux actionnaires ainsi qu’aux marchés financiers. Le Comité exerce notamment les missions suivantes : – proposer la désignation des commissaires aux comptes, leur rémunération, s’assurer de leur indépendance et veiller à la bonne exécution de leur mission ; – fixer les règles de recours aux commissaires aux comptes pour des travaux autres que le contrôle des comptes et en vérifier la bonne application ; – assurer le suivi du contrôle par les commissaires aux comptes des comptes sociaux et consolidés de la Société ; – examiner les hypothèses retenues pour les arrêtés de comptes, étudier les comptes sociaux de la société mère et les comptes consolidés annuels, semestriels et trimestriels avant leur examen par le Conseil, en ayant pris connaissance régulièrement de la situation financière, de la situation de trésorerie et des engagements figurant dans les comptes annuels de la Société ; – s’assurer de la mise en place des procédures de contrôle interne et de gestion des risques, et assurer le suivi de leur efficacité avec le concours de l’audit interne ; – assurer le suivi du processus d’élaboration de l’information financière ; – s’assurer de la mise en place et du bon fonctionnement d’un Comité de contrôle des informations à publier, prendre connaissance de ses conclusions ; – examiner les programmes annuels de travaux des auditeurs externes et internes ; – être régulièrement informé des travaux d’audit, examiner le rapport annuel d’audit interne et les autres rapports (commissaires aux comptes, rapports annuels, etc.) ; – examiner la pertinence du choix des principes et méthodes comptables ; – examiner les conditions d’utilisation des produits dérivés ; – à la demande du Conseil, examiner les opérations majeures envisagées par le Groupe ; – prendre connaissance de l’état annuel des contentieux importants ; – veiller à la mise en place et au suivi du Code d’éthique financière ; – proposer au Conseil la mise en place d’un processus d’alerte 94 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administrationouvert aux salariés, actionnaires ou tiers en matière de traitement comptable, de contrôle interne et d’audit et veiller au suivi de la procédure ; – examiner le processus de validation des réserves prouvées du Groupe. Composition et fonctionnement du Comité d’audit Le Comité est composé d’au moins trois administrateurs désignés par le Conseil d’administration. Ceux-ci doivent être choisis parmi les administrateurs indépendants. Dans le choix des membres du Comité, le Conseil porte une attention particulière à leur indépendance ainsi qu’à leur qualification en matière financière et comptable. Les membres du Comité ne peuvent être dirigeants exécutifs de la Société ou de l’une de ses filiales, ni détenir directement ou indirectement, individuellement ou de concert, plus de 10% du capital de celle-ci. Les membres du Comité d’audit ne peuvent recevoir directement ou indirectement de la Société et de ses filiales d’autre rémunération que : – les jetons de présence dus au titre de leur mandat d’administrateur et de membre du Comité d’audit ou, le cas échéant, d’un autre Comité du Conseil ; – les rémunérations et pensions dues au titre d’un travail antérieur au profit de la Société ou d’une autre société du Groupe et non dépendantes d’une activité future. Le Comité désigne son président. Celui-ci désigne le secrétaire du Comité, qui peut être le directeur Financier. Le Comité se réunit au moins quatre fois par an pour examiner les comptes consolidés annuels et trimestriels. Le Comité peut entendre le Président du Conseil d’administration, le Directeur Général et, le cas échéant, tout directeur général délégué de la Société, ainsi que procéder à des visites ou à l’audition de responsables d’entités opérationnelles ou fonctionnelles utiles à la réalisation de sa mission. Le Comité procède à l’audition des commissaires aux comptes. Il peut les entendre en dehors de tout représentant de la Société. S’il l’estime nécessaire pour l’accomplissement de sa mission, le Comité demande au Conseil les moyens pour disposer d’une assistance externe. Le Comité fait rapport écrit au Conseil d’administration de ses travaux. En 2010, le Comité était composé de Mme Patricia Barbizet et de MM. Bertrand Jacquillat et Thierry de Rudder. Les membres du Comité sont tous administrateurs indépendants et ont une compétence reconnue en matière financière et comptable, comme le confirme leur parcours professionnel (voir pages 86 à 91 du présent Document de référence). Le Comité est présidé par Mme Patricia Barbizet. Le Conseil d’administration du 30 juillet 2009 a décidé de désigner M. Bertrand Jacquillat en tant qu’« expert financier » au sein du Comité d’audit sur proposition de ce dernier. 1.5.2. Le Comité des rémunérations Le Comité des rémunérations a pour objectifs principaux : – d’examiner les politiques de rémunération des dirigeants mises en œuvre dans la Société et la rémunération des membres du Comité exécutif ; – d’évaluer la performance et de proposer la rémunération de chaque dirigeant social. Il exerce notamment les missions suivantes : – examiner les principaux critères et objectifs proposés par la Direction Générale en matière de rémunération des dirigeants du Groupe et apporter tout conseil ; – formuler, auprès du Conseil, des recommandations et propositions concernant : - la rémunération, le régime de retraite et de prévoyance, les avantages en nature et autres droits pécuniaires, y compris en cas de cessation d’activité, des dirigeants sociaux de la Société, - les attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions et les attributions gratuites d’actions aux dirigeants sociaux, – examiner les plans d’options sur actions et d’attributions gratuites d’actions, ceux fondés sur l’évolution de la valeur de l’action et les régimes de retraite et de prévoyance. Composition et fonctionnement du Comité des rémunérations Le Comité est composé d’au moins trois administrateurs désignés par le Conseil d’administration. Les administrateurs indépendants représentent la majorité des membres du Comité. Ceux-ci ne peuvent recevoir directement ou indirectement de la Société et de ses filiales que : – les jetons de présence dus au titre de leur mandat d’administrateur et de membre de ce Comité ou, le cas échéant, d’un autre Comité spécialisé du Conseil d’administration de la Société ; – les rémunérations et pensions dues au titre d’un travail antérieur au profit de la Société et non dépendantes d’une activité future. Le Comité désigne son président et son secrétaire. Ce dernier est un cadre dirigeant de la Société. Le Comité se réunit au moins deux fois par an. Le Comité invite le Président du Conseil d’administration ou le Directeur Général à lui présenter ses propositions. Aucun dirigeant social n’assiste aux délibérations relatives à sa propre situation. Tout en respectant la confidentialité appropriée des débats, le Comité peut demander au Directeur Général à bénéficier de l’assistance de tout cadre dirigeant de la Société dont les compétences pourraient faciliter le traitement d’un point à l’ordre du jour. S’il l’estime nécessaire pour l’accomplissement de sa mission, le Comité demande au Conseil les moyens pour disposer d’une assistance externe. Le Comité fait rapport au Conseil d’administration de ses travaux. En 2010, le Comité a été composé de MM. Bertrand Collomb, Michel Pébereau et, jusqu’au 21 mai 2010 de M. Serge Tchuruk. MM. Patrick Artus et Thierry Desmarest ont été nommés membres de ce Comité à compter du 21 mai 2010. MM. Artus, Collomb, Pébereau, Tchuruk sont des administrateurs indépendants. Le Comité est présidé par M. Michel Pébereau. Document de référence 2010. TOTAL 95 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration 51.5.3. Le Comité de nomination et de la gouvernance Le Comité de nomination et de la gouvernance a pour objectifs principaux de : – recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées administrateurs ou dirigeant social ; – préparer les règles de gouvernement d’entreprise applicables à la Société et d’en suivre l’application ; – débattre de toute question, et en particulier des questions éthiques, que le Conseil d’administration ou son Président renvoie à son examen. Il exerce notamment les missions suivantes : – présenter au Conseil des recommandations sur la composition du Conseil d’administration et de ses comités ; – proposer annuellement au Conseil la liste des administrateurs pouvant être qualifiés comme « indépendants » de la Société ; – assister le Conseil dans le choix et l’appréciation des dirigeants sociaux et examiner la préparation de la relève des dirigeants sociaux, en coordination avec le Comité des rémunérations ; – préparer la liste des personnes pouvant être nommées administrateur ainsi que celle des personnes pouvant être nommées membre d’un Comité du Conseil ; – proposer les procédures permettant au Conseil d’apprécier son propre fonctionnement ; – proposer les modalités de répartition des jetons de présence ; – développer et recommander au Conseil les principes de gouvernement d’entreprise applicables à la Société ; – examiner les questions éthiques que le Conseil d’administration ou son Président lui soumet. Composition et fonctionnement du Comité de nomination et de la gouvernance Le Comité est composé d’au moins trois administrateurs désignés par le Conseil d’administration. Les administrateurs indépendants représentent la moitié au moins des membres du Comité. Les membres du Comité qui n’ont pas la qualité de dirigeant social ne peuvent recevoir directement ou indirectement de la Société et de ses filiales que : – les jetons de présence dus au titre de leur mandat d’administrateur et de membre de ce Comité ou, le cas échéant, d’un autre comité spécialisé du Conseil d’administration de la Société ; – les rémunérations et pensions dues au titre d’un travail antérieur au profit de la Société et non dépendantes d’une activité future. Le Comité désigne son président et son secrétaire. Ce dernier est un cadre dirigeant de la Société. Le Comité se réunit au moins deux fois par an. Le Comité peut inviter le Président du Conseil d’administration ou le Directeur Général, selon le cas, à lui présenter ses propositions. Aucun dirigeant social n’assiste aux délibérations relatives à sa propre situation. Tout en respectant la confidentialité appropriée des débats, le Comité peut demander au Directeur Général à bénéficier de l’assistance de tout cadre dirigeant de la Société dont les compétences pourraient faciliter le traitement d’un point à l’ordre du jour. S’il l’estime nécessaire pour l’accomplissement de sa mission, le Comité demande au Conseil les moyens pour disposer d’une assistance externe. Le Comité fait rapport au Conseil d’administration de ses travaux. En 2010, le Comité a été composé de MM. Bertrand Collomb, Thierry Desmarest, Michel Pébereau et jusqu’au 21 mai 2010 de M. Serge Tchuruk. MM. Collomb, Pébereau et Tchuruk sont des administrateurs indépendants. Le Comité est présidé par M. Thierry Desmarest. 1.6. Les travaux du Conseil d’administration et de ses Comités en 2010 Le Conseil d’administration est, en principe, convoqué par lettre envoyée dans la semaine qui précède la réunion. Dans la mesure du possible, la convocation comprend les documents dont l’examen est nécessaire à la prise de décision des administrateurs. Le procès-verbal de chaque réunion fait l’objet d’une approbation expresse lors de la réunion suivante du Conseil. Le Conseil d’administration s’est réuni à sept reprises en 2010. Le taux de présence pour l’ensemble des administrateurs a été de 91%. Le Comité d’audit s’est réuni à six reprises. Le taux de présence de ses membres a été de 94%. Le Comité des rémunérations s’est réuni trois fois, avec un taux de présence de 80%. Le Comité de nomination et de la gouvernance s’est réuni trois fois, avec un taux de présence de 91%. Le tableau des participations individuelles aux réunions du Conseil d’administration et des comités figure en page 107 du présent Document de référence. Les réunions du Conseil d’administration ont comporté en particulier l’examen des points suivants : 12 janvier – perspectives stratégiques de la Chimie ; – budget 2010 ; – politique assurances du Groupe ; – projet d’investissement dans le champ de Surmont (phase 2) au Canada. 10 février – comptes de l’exercice 2009 (comptes consolidés, comptes société mère) ; – débat sur le fonctionnement du Conseil d’administration et son évaluation ; 96 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration– appréciation de l’indépendance des administrateurs ; – proposition de renouvellement de mandats d’administrateur et de nomination d’un nouvel administrateur ; – avis sur les candidats au poste d’administrateur représentant les salariés actionnaires ; – propositions de renouvellement et de nomination de membres des comités ; – proposition de modification des jetons de présence attribués aux administrateurs et aux membres des comités ; – rémunération du Président et du Directeur Général ; – convocation de l’Assemblée générale annuelle et approbation des documents relatifs à cette Assemblée ; – compte rendu des travaux du Comité d’éthique ; – politique financière du Groupe ; – information sur l’investissement dans le domaine minier de shale gas de Chesapeake aux États Unis. 29 avril – perspectives stratégiques de la branche Gaz & Énergies Nouvelles ; – résultats du 1 er trimestre 2010 ; – projet d’investissement dans les champs de Laggan et Tormore au Royaume-Uni ; – information concernant la cession des intérêts dans le champ de Valhall en mer du Nord ; – préparation et organisation de l’Assemblée générale annuelle. 21 mai – réunification des fonctions de Président et de Directeur Général et nomination du Président ; – nomination du Président d’Honneur ; – rémunération du Président-directeur général et autres engagements le concernant ; – examen de la réalisation des conditions de performance conditionnant le versement de l’indemnité de retraite au Président d’Honneur ; – décision de procéder à une attribution gratuite d’actions à l’ensemble des salariés du Groupe. 29 juillet – perspectives stratégiques de la branche Raffinage & Marketing ; – résultats du 2 e trimestre 2010 et du 1 er semestre 2010 ; – distribution d’un acompte sur dividende ; – projet d’acquisition de la société UTS au Canada ; – information sur la pollution dans le golfe du Mexique et ses impacts sur la Société. 14 septembre – perspectives stratégiques de la branche Exploration & Production ; – communication financière à mi-2010 ; – attribution d’options de souscription d’actions et d’actions gratuites conditionnelles. 28 octobre – stratégie du Groupe et plan à 5 ans ; – résultats du 3 e trimestre 2010 ; – décision de procéder à une augmentation de capital réservée aux salariés au cours du premier semestre 2011 ; – information sur les impacts de la pollution dans le golfe du Mexique ; – modification de la politique de paiement du dividende et décision de procéder au versement d’acomptes trimestriels à compter de l’exercice 2011. 1.6.1. Les travaux du Comité d’audit Lors des réunions tenues en 2010, les membres du Comité d’audit ont procédé à l’examen des sujets suivants : – Lors de sa réunion du 27 janvier, le Comité a procédé à l’audition des cabinets de commissaires aux comptes sélectionnés dans le cadre de l’appel d’offres décidé en avril 2009 afin de sélectionner les deux commissaires aux comptes à proposer à l’Assemblée générale des actionnaires de mai 2010, date d’échéance des mandats des commissaires aux comptes en fonctions. Le Comité a décidé de proposer au Conseil d’administration la nomination des deux cabinets les mieux-disants : Ernst & Young et KPMG. – Lors de sa réunion du 8 février, le Comité a procédé à l’examen des comptes du quatrième trimestre 2009, des résultats consolidés du Groupe et des comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère, pour l’ensemble de l’exercice 2009. Le directeur de l’Audit Groupe a présenté les conclusions des audits menés en 2009 et le plan d’audit prévu pour 2010. Il a commenté les résultats de l’évaluation du contrôle interne sur l’information financière réalisée sur l’exercice 2009 dans le cadre de l’application de la loi Sarbanes-Oxley. Le Comité a également examiné le projet de Rapport du Président sur le contrôle interne et la gestion des risques. – Lors de la réunion du 14 avril, le Comité a procédé à l’examen du processus d’évaluation des réserves d’hydrocarbures. Il a pris connaissance des actions menées par la branche Gaz & Énergies Nouvelles pour l’évaluation et la gestion de ses risques, notamment par la réalisation d’une cartographie des risques, ainsi que des actions menées par le Trading & Shipping sur les mêmes sujets. – Le Comité s’est ensuite réuni le 27 avril pour examiner les comptes consolidés du premier trimestre 2010. – Au cours de la réunion du 27 juillet, le Comité a examiné les comptes du deuxième trimestre et du premier semestre 2010. – Le 4 octobre, le Comité a procédé à une revue des contentieux significatifs du Groupe. Puis il a examiné la cartographie des risques de l’Exploration & Production. Il a pris connaissance des points d’attention spécifiques retenus par les commissaires aux comptes dans le cadre de l’audit des comptes 2010 et il a examiné le budget consacré à leurs honoraires. Les membres du Comité se sont entretenus avec les commissaires aux comptes, en dehors de la présence des collaborateurs du Groupe. – Le 26 octobre, la réunion a porté sur l’examen des comptes du troisième trimestre 2010. Le Comité a été informé du respect des dispositions du Code d’éthique financière par les personnes concernées. Les commissaires aux comptes ont assisté à l’ensemble des réunions du Comité d’audit tenues en 2010. Lors de chaque présentation des comptes consolidés trimestriels, les commissaires aux comptes ont rendu compte de la synthèse de leurs travaux et de leurs conclusions. Le Comité a examiné périodiquement la situation financière, la situation de trésorerie, les risques et les engagements hors bilan significatifs du Groupe ainsi que les travaux menés par l’audit interne. Le Président du Comité a rendu compte au Conseil d’administration des travaux du Comité. Document de référence 2010. TOTAL 97 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration 51.6.2. Les travaux du Comité des rémunérations Lors de sa réunion du 4 février 2010, le Comité a examiné la politique de rémunération 2010 pour les dirigeants sociaux et établi les propositions de rémunération pour le Président et le Directeur Général ainsi que les modalités de conservation des actions détenues par ces derniers. Il a examiné la rémunération des membres du Comité exécutif ; il a pris connaissance des informations financières relatives à la rémunération des organes de direction et aux engagements de la Société en termes de retraite et de prévoyance, préalablement à leur publication dans le Document de référence sur l’exercice 2009. Il a également décidé de proposer au Conseil d’administration de mettre en place une distribution gratuite d’actions à l’ensemble du personnel des sociétés du Groupe. Le 6 mai 2010, le Comité a arrêté les propositions à présenter au Conseil sur la rémunération et les autres avantages accordés au Président-directeur général ainsi que les dispositions applicables en cas de révocation ou de non renouvellement de son mandat. Le Comité a examiné les conditions de performance permettant le versement de l’indemnité de retraite au Président du Conseil d’administration dont le mandat est arrivé à échéance le 21 mai 2010 et a constaté la réalisation de tous les critères. Lors de sa réunion du 2 septembre 2010, le Comité a arrêté les plans d’attribution d’options de souscription d’actions et d’attribution d’actions conditionnelles. 1.6.3. Les travaux du Comité de nomination et de la gouvernance Lors de sa réunion du 4 février 2010, le Comité a examiné les résultats de l’autoévaluation des travaux du Conseil, réalisée avec l’aide d’un cabinet extérieur et a approuvé les suggestions proposées. Le Comité a débattu de la composition du Conseil d’administration, au regard en particulier des critères d’indépendance les plus généralement retenus. Il a établi les propositions à présenter au Conseil d’administration concernant la liste des administrateurs à présenter au vote de l’Assemblée générale des actionnaires de 2010, comprenant notamment la nomination d’un nouvel administrateur indépendant. La liste des membres des comités a également été revue. Il a pris connaissance des candidats qui se présenteront à l’Assemblée générale en vue de la nomination d’un administrateur représentant les salariés actionnaires et a formulé un avis. Le Comité a décidé de proposer au Conseil d’administration de modifier les modalités de versement des jetons de présence alloués aux administrateurs et aux membres des comités afin de mieux tenir compte de la charge de travail et des possibilités de participation à distance aux réunions du Conseil. Le Comité a enfin pris connaissance de la politique spécifique de prévention de la corruption et de la fraude décidée par la Société et de ses modalités de mise en œuvre. Le 6 mai 2010, le Comité a arrêté les propositions concernant la réunification des fonctions de Président et de Directeur Général et la nomination de M. Christophe de Margerie en qualité de Président-directeur général. Il a également décidé de proposer la nomination de M. Thierry Desmarest en qualité de Président d’Honneur et a également donné son accord pour que M. Desmarest puisse assurer des missions de représentation de la Société à certaines occasions. À cet effet, il a proposé la mise à disposition de moyens nécessaires, à savoir un bureau, une assistante et une voiture avec chauffeur. Lors de la réunion du 2 septembre 2010, le Comité a débattu de l’évolution de la composition du Conseil à prévoir pour 2011 et proposé de renforcer la proportion de femmes siégeant au sein du Conseil. Il a pris connaissance des mesures mises en place, par l’intermédiaire du Comité d’éthique, pour permettre aux collaborateurs du Groupe d’évaluer leur situation personnelle vis-à-vis de conflits d’intérêts potentiels. 1.7. Fonctionnement du Conseil d’administration Le 21 mai 2010, le Conseil d’administration a décidé de procéder à la réunification des fonctions de Président et de Directeur Général et de nommer le Directeur Général en qualité de Président. Cette décision a été prise en tenant compte de l’avantage que représente l’unité de commandement et de la composition des Comités qui comprennent une proportion importante d’administrateurs indépendants, assurant ainsi un équilibre dans la répartition des pouvoirs. Ce mode d’exercice unifié est apparu au Conseil d’administration le mieux adapté à l’activité du Groupe et aux spécificités des secteurs pétrolier et gazier. Lors de sa réunion du 10 février 2011, le Conseil d’administration a débattu de ses conditions de fonctionnement et s’en est déclaré globalement satisfait. Conformément à l’avis du Comité de nomination et de la gouvernance, le Conseil a proposé des suggestions d’amélioration qui concernent principalement un possible élargissement des comparaisons avec les autres compagnies et une étude plus exhaustive des opportunités du Groupe dans le secteur de l’énergie. 1.8. Indépendance des administrateurs Dans sa séance du 10 février 2011, le Conseil d’administration, sur proposition du Comité de nomination et de la gouvernance, a examiné l’indépendance des administrateurs de la Société au 31 décembre 2010. Sur proposition du Comité, le Conseil a considéré, conformément au code AFEP-MEDEF, qu’un administrateur est indépendant dès lors « qu’il n’entretient aucune relation de quelque nature que ce soit, avec la Société, son Groupe ou sa Direction, qui puisse compromettre l’exercice de sa liberté de jugement ». Cette appréciation s’appuie, pour chaque administrateur, sur les critères d’indépendance mentionnés dans le Code AFEP-MEDEF rappelés ci-après : – ne pas être salarié ou mandataire social de la Société, ou d’une société du Groupe et ne pas l’avoir été au cours des cinq dernières années ; – ne pas être mandataire social d’une autre société dans laquelle la Société est mandataire ou dans laquelle un salarié ou mandataire de la Société détient un mandat d’administrateur ; 98 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration– ne pas être client, fournisseur, banquier d’affaire ou banquier de financement significatif de la Société ou de son Groupe et pour lequel la Société ou son Groupe représente une part significative de l’activité ; – ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social ; – ne pas avoir été auditeur de la Société au cours des cinq années précédentes ; – ne pas être administrateur de la Société depuis plus de douze ans (décomptés à l’expiration du mandat au cours duquel la durée des douze ans a été dépassée). En outre le Conseil a pris acte de la cessation, à compter du 5 mars 2010, du mandat de membre du Conseil de surveillance de M. Thierry Desmarest au Conseil de surveillance d’Areva. Le Code AFEP-MEDEF mentionne expressément que le Conseil peut décider que l’application de certains des critères définis n’est pas pertinente ou qu’elle appelle une interprétation propre à la Société. En ce qui concerne le critère des relations « significatives » de client, fournisseur, banquier d’affaires ou banquier de financement entre l’administrateur et la Société, le Conseil a estimé que le niveau des relations d’affaires entretenues par les sociétés du Groupe avec un établissement bancaire dont un de ses administrateurs est dirigeant social, inférieur à 0,1% de son produit net bancaire et inférieur à 5% de l’ensemble des actifs du Groupe, ne représentait ni une part significative de l’activité globale de cet établissement, ni une part significative des financements externes des activités du Groupe. Le Conseil a conclu que M. Pébereau pouvait être considéré comme administrateur indépendant. Mmes Barbizet et Lauvergeon, MM. Artus, Bouton, Brock, Collomb, Desmarais, Jacquillat, Mandil, Pébereau, de Rudder, et Lord Levene of Portsoken ont ainsi été considérés comme administrateurs indépendants. Le pourcentage d’administrateurs indépendants au sein du Conseil atteint 80%. Le Conseil d’administration a, par ailleurs, noté l’absence de conflit d’intérêts potentiel entre la Société et les intérêts privés de ses administrateurs. À la connaissance de la Société, il n’existe aucun lien familial entre les membres du Conseil d’administration de TOTAL S.A. ; il n’existe pas d’arrangement ou d’accord conclu avec des clients ou des fournisseurs en vertu duquel un administrateur a été sélectionné ; il n’existe pas de contrat de service liant un administrateur à TOTAL S.A. ou à l’une de ses filiales et prévoyant l’octroi d’avantages spécifiques aux termes de ce contrat. 1.9. Contrôle interne et gestion des risques Le référentiel de contrôle interne retenu par TOTAL est celui du Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO). Dans ce référentiel, le contrôle interne est un processus destiné à fournir une assurance raisonnable pour la réalisation des objectifs suivants : la réalisation et l’optimisation des opérations, la fiabilité des informations financières et la conformité aux lois et réglementations en vigueur. Comme tout système de contrôle interne, il ne peut cependant fournir une garantie absolue que tout risque soit totalement éliminé. En conséquence, le système de contrôle interne du Groupe respecte le cadre du COSO : organisation et principes de contrôle, processus d’évaluation des risques, activités de contrôle proprement dites, documentation et communication des règles de contrôle, supervision du système de contrôle interne. 1.9.1. Organisation et principes de contrôle Le système de contrôle interne du Groupe est construit autour d’une organisation opérationnelle en trois niveaux : Groupe, secteurs d’activité, centres de profit. Chaque niveau est directement impliqué et responsabilisé dans la conception et la mise en œuvre du contrôle en fonction du niveau de centralisation voulu par la Direction Générale. À chacun des trois niveaux, le contrôle interne est décliné en procédures spécifiques d’organisation, de délégation des responsabilités, de sensibilisation et de formation du personnel qui sont conformes au cadre général du Groupe. Les principaux axes de la politique de ressources humaines sont coordonnés par la direction des Ressources humaines du Groupe. La gestion des ressources humaines est réalisée de manière principalement décentralisée au niveau des centres de profit. L’organisation du contrôle interne repose d’abord sur des facteurs clés profondément ancrés dans sa culture, tels que l’intégrité, l’éthique et la compétence du personnel. Les valeurs et principes de comportement du Groupe ont été formalisés et diffusés à l’ensemble des collaborateurs dans son Code de conduite et sa Charte éthique. Son Code d’éthique financière est diffusé aux responsables financiers du Groupe et des secteurs d’activité. Ils ont également été déclinés dans des codes, procédures et guides pratiques régissant certains processus significatifs des branches d’activité. Ces codes énoncent les valeurs du Groupe et exposent ses principes d’actions et de comportement à l’égard de ses collaborateurs, actionnaires, clients, fournisseurs et concurrents. Ils mentionnent les principes de comportement individuel que tous les collaborateurs se doivent de respecter, ainsi que l’attitude à observer dans les pays où le Groupe est présent. L’encadrement supérieur du Groupe est régulièrement sensibilisé au contenu et à l’importance des règles de comportement qui sont formalisées dans le Code de conduite, disponible sur le site Internet du Groupe. Chaque responsable opérationnel et financier de centre de profit ou de filiale s’engage annuellement sur le respect des règles de contrôle interne et sur la sincérité de l’information financière dont il a la charge au travers d’une lettre d’affirmation interne adressée au directeur Financier du Groupe. Concernant le risque d’opérations d’initiés lié à des opérations sur les marchés financiers, le Groupe applique une politique de prévention mise en œuvre par le Comité d’éthique en attirant l’attention des collaborateurs ayant une position d’initié permanent ou occasionnel sur la nécessité de ne pas se livrer à des opérations boursières portant sur les titres de la Société au cours de certaines périodes. Ces principes de contrôle s’inscrivent dans le cadre des règles de gouvernement d’entreprise décrites ci-dessus qui donnent, en particulier, au Comité d’audit la mission d’assurer le suivi de l’efficacité des systèmes de contrôle interne et de gestion des risques avec le concours de l’audit interne et des équipes de contrôle interne des branches d’activité. Ces règles sont destinées à permettre au Conseil d’administration de s’assurer de la qualité Document de référence 2010. TOTAL 99 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration 5du contrôle interne et de la fiabilité de l’information fournie aux actionnaires et aux marchés financiers. 1.9.2. Processus d’évaluation des risques Le recensement et l’analyse des risques internes et externes susceptibles d’affecter la réalisation des objectifs du Groupe sont de la responsabilité du Comité exécutif, assisté à cet effet du Comité risques, des fonctions de contrôle interne et de contrôle de gestion et de l’audit interne. Le Groupe a poursuivi en 2010 une démarche coordonnée d’intégration de ses dispositifs de gestion des risques, en complément des processus déployés au sein des entités et des branches. Dans ce cadre, les travaux de cartographie des risques réalisés par les branches ont été présentés au Comité d’audit en 2009 et 2010. Les principaux risques suivis au niveau du Groupe sont les suivants: sensibilité aux paramètres d’environnement pétrolier (prix du pétrole, marges de raffinage et de distribution, marges de la pétrochimie), risques relatifs aux marchés des hydrocarbures dans le cadre de l’activité de trading, risques relatifs aux marchés financiers (risque de change et plus particulièrement celui lié au dollar, risque de taux d’intérêt), risques politiques et juridiques induits par les contextes d’opération et la dimension contractuelle des activités d’Exploration & Production, risques industriels et environnementaux liés à la nature des métiers du Groupe en général. Concernant les risques liés aux activités de négoce d’hydrocarbures et aux instruments financiers associés, les directions concernées, dont l’activité est encadrée par des limites définies par le Comité exécutif, mesurent quotidiennement leurs positions et expositions et analysent leurs risques de marché par le biais, notamment, de méthodes d’évaluation dites de « valeur en risque ». Concernant les risques de contrepartie, les limites de crédit et les processus d’analyse de risque de crédit sont définies et mises à jour de manière régulière au niveau de chaque type d’activité. Le large spectre des activités et des pays dans lesquels le Groupe est présent conduit à une analyse sectorielle et locale des risques juridiques, contractuels ou associés à des facteurs politiques. Des plans de conformité au droit de la concurrence et en matière de prévention de la corruption sont mis en œuvre dans le Groupe afin de renforcer le respect de la législation applicable. Les entités opérationnelles sont responsables de l’évaluation de leurs risques industriels et environnementaux et de l’application des obligations règlementaires des pays où elles exercent leurs activités ainsi que des directives et recommandations dans ce domaine définies au niveau du Groupe ou des branches. Ces entités sont également chargées d’assurer un suivi permanent des évolutions de la législation afin de rester en conformité avec les normes locales et internationales en matière d’évaluation et de maîtrise des risques industriels et environnementaux. Les évaluations des risques débouchent sur la définition de mesures de maîtrise visant à prévenir et à diminuer les impacts sur l’environnement,à réduire les probabilités de survenance d’accidents et à limiter leurs conséquences. Il est rendu compte formellement et de manière plus précise des principaux risques et de leurs modalités de gestion dans le chapitre 4 (Facteurs de risques) du présent Document de référence. 1.9.3. Activités de contrôle Les activités de contrôle et notamment les systèmes de reporting financier sont conçus de façon à tenir compte de la spécificité de ces risques et du niveau de délégation accordé aux secteurs d’activité et aux centres de profit. Le contrôle de la Direction Générale du Groupe s’exerce sur le plan opérationnel par la validation par le Comité exécutif des projets d’engagement d’investissements et de dépenses en fonction des seuils que celui-ci a définis. Ces projets sont préalablement revus par le Comité risques dont les évaluations sont transmises au Comité exécutif. Les activités de contrôle s’appuient principalement sur un plan stratégique revu annuellement, un budget annuel, un reporting financier mensuel analysant en détail les écarts avec le budget, et la production de comptes trimestriels consolidés rapprochés avec le reporting. Ces processus sont supervisés, au sein de la direction Financière, par la direction Budget-Contrôle de gestion et la direction des Comptabilités, et sont effectués en conformité avec des méthodes normées de reporting financier, homogènes et conformes aux normes comptables des comptes publiés. Les indicateurs financiers et les méthodes comptables utilisés permettent une mesure adéquate des risques et de la rentabilité des capitaux employés (ROACE). La direction des Comptabilités assure de manière centralisée l’interprétation et la diffusion des normes comptables applicables pour l’élaboration des comptes consolidés du Groupe sous la forme de procédures formelles et d’un manuel de reporting financier. Elle veille à la mise en œuvre effective des normes du Groupe au travers d’un processus de communication régulier et formalisé avec les responsables fonctionnels des secteurs d’activité. Elle rend compte périodiquement au directeur Financier des exceptions relevées. La direction du Financement-Trésorerie assure le contrôle et la gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux instruments financiers de taux et de change dans le cadre des règles strictes définies par la Direction Générale du Groupe. Les liquidités, les positions et la gestion des instruments financiers sont centralisées par la direction du Financement-Trésorerie. Les réserves d’hydrocarbures sont revues par un comité d’experts (le Comité réserves), approuvées par la direction générale Exploration & Production et validées par la Direction Générale du Groupe. Enfin, le Comité de contrôle des informations à publier, composé des principaux responsables fonctionnels du Groupe, veille au respect des procédures visant à assurer la qualité et la sincérité des publications externes destinées aux marchés financiers et boursiers. Au niveau des centres de profit ou des filiales, les activités de contrôle sont organisées autour des principaux cycles opérationnels que sont exploration et réserves, achats, investissements, production, ventes, trading de produits pétroliers et gaziers, stocks, ressources humaines, financement et trésorerie. Le Groupe a mis en place une grande diversité d’actions et de moyens de contrôle contribuant à prévenir, détecter et limiter les différents types de fraude. Il s’appuie pour ce faire sur les valeurs et principes de comportement décrits dans le Code de conduite du Groupe, ainsi que dans les codes et procédures émis par les secteurs. Le Groupe a également mis en place un dispositif d’alerte éthique permettant à tout collaborateur et à tout tiers de signaler des faits pouvant constituer des infractions ou des fraudes dans le domaine du traitement comptable et du contrôle interne. 100 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administrationAfin de maintenir des systèmes d’information adaptés aux objectifs de l’organisation et de limiter les risques liés à la sûreté des systèmes d’information et de leurs données, la direction des Systèmes d’information et de télécommunication a élaboré et diffusé des règles de gouvernance et de sûreté décrivant les infrastructures, organisations et modes opératoires recommandés. Ces règles sont déployées et reprises dans l’ensemble des entités du Groupe sous la responsabilité des différents secteurs d’activité. Les activités de contrôle destinées à prévenir les risques industriels et liés à l’environnement sont mises en œuvre dans les entités opérationnelles. Certains des systèmes de management de ce type de risques ont fait l’objet de certifications externes ou d’inspections par des tiers. Les actions mises en œuvre dans les domaines de la sécurité et de l’environnement sont présentées de manière plus détaillée dans le rapport Société et Environnement. 1.9.4. Documentation et communication des règles de contrôle Les règles de contrôle interne sont édictées aux trois niveaux de l’organisation opérationnelle : Groupe pour celles d’application générale ; secteurs d’activité pour celles propres à chaque type de métier ; et centres de profit ou filiales pour toutes les autres. Elles font l’objet de communication par notes de procédure écrites, disponibles également sur les sites intranet du Groupe et des secteurs d’activité pour celles à caractère commun. Les principales procédures en vigueur au niveau Groupe concernent, dans les domaines financiers, les acquisitions-cessions, les investissements, le financement et la trésorerie, le contrôle budgétaire, le reporting financier. Des procédures de préparation et de contrôle de l’information financière publiée (disclosure controls and procedures) sont en place. Dans les domaines opérationnels, elles concernent principalement des procédures, directives ou recommandations en matière de sécurité générale, industrielle et informatique, de santé, d’environnement et de développement durable. Les procédures des secteurs d’activité concernent principalement les règles de contrôle de gestion propres à chaque métier. Les centres de profit ou filiales sont responsables de la déclinaison des règles du Groupe en procédures détaillées, adaptées à leur taille ou à leur contexte local. 1.9.5. Supervision du système de contrôle interne La supervision du système de contrôle interne est de la responsabilité conjointe de la Holding, de chaque secteur d’activité et des centres de profit ou filiales, pour les parties qui leur sont respectivement déléguées. L’audit du système de contrôle interne incombe principalement à une fonction centrale, la direction de l’Audit Groupe, rattachée au Comité exécutif en la personne du Secrétaire général. Ses interventions font l’objet d’un plan annuel. Les conclusions des missions d’audit font l’objet de synthèses régulières dont il est rendu compte au Comité d’audit et, par son intermédiaire, au Conseil d’administration. En 2010, la direction de l’Audit Groupe a employé 70 collaborateurs et a réalisé environ 150 missions. Le directeur de l’Audit Groupe a participé à toutes les réunions du Comité d’audit et y a présenté chaque trimestre les travaux menés par l’Audit Groupe. La Direction Générale du Groupe est responsable de la mise en place du dispositif du contrôle interne sur l’information financière publiée et de son évaluation. Dans ce contexte, le niveau d’application du cadre de contrôle interne du Groupe, fondé sur les différentes composantes du COSO, a fait l’objet d’une évaluation interne dans les principales entités du Groupe. De plus, l’architecture et l’efficacité des contrôles opérationnels, financiers et informatiques sélectionnés comme décisifs pour l’évaluation du contrôle interne sur l’information financière publiée ont été revus et évalués au cours de l’exercice 2010, en conformité avec la section 404 de la loi Sarbanes-Oxley, avec l’implication des principales entités du Groupe et de la direction de l’Audit Groupe, sous la supervision du responsable de la conformité aux règlementations sur l’information financière. Sur la base de ces revues internes, la Direction Générale a une assurance raisonnable que le contrôle interne sur l’information financière publiée est efficace. Les commissaires aux comptes procèdent aux vérifications du contrôle interne qu’ils jugent nécessaires dans le cadre de leur mission de certification des comptes et communiquent leurs observations au Comité d’audit. Les commissaires aux comptes ont revu au cours de l’exercice 2010 le niveau d’application du cadre de contrôle interne du Groupe, l’architecture et l’efficacité des contrôles sélectionnés comme décisifs par le Groupe dans les principales entités de celui-ci pour ce qui concerne l’élaboration et le traitement de l’information comptable et financière. Sur la base des travaux qu’ils ont mis en œuvre, ils n’ont pas formulé d’observation sur les informations données et les déclarations faites à cet égard dans le présent rapport. 1.10. Modalités particulières relatives à la participation des actionnaires aux Assemblées générales Les assemblées d’actionnaires sont convoquées et délibèrent dans les conditions prévues par la loi. Toutefois, en application de l’article 18 des statuts de la Société, un droit de vote double est attribué à toutes les actions nominatives inscrites au nom d’un même titulaire depuis au moins deux ans. Une limitation des droits de vote est par ailleurs stipulée au même article, aucun actionnaire ne pouvant exprimer, par lui-même et par mandataire, au titre des droits de vote simple attachés aux actions qu’il détient directement ou indirectement et aux pouvoirs qui lui sont donnés, plus de 10% du nombre total des droits de vote attachés aux actions de la Société. S’il dispose du droit de vote double, cette limite pourra être dépassée sans cependant excéder 20%. Pour plus de précisions sur ces modalités, voir le chapitre 8 (Renseignements généraux - Assemblées d’actionnaires) du présent Document de référence. Document de référence 2010. TOTAL 101 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administration 51.11. Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce Ces informations sont mentionnées dans le chapitre 8 (Renseignements généraux - Accords visés à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce) du présent Document de référence. 1.12. Principes et règles applicables à la détermination de la rémunération et des autres avantages perçus par les dirigeants sociaux Sur proposition du Comité des rémunérations, le Conseil a défini les principes suivants pour la détermination de la rémunération et des autres avantages accordés aux dirigeants sociaux : – La rémunération des dirigeants sociaux ainsi que les avantages dont ceux-ci bénéficient sont décidés par le Conseil d’administration sur proposition du Comité des rémunérations. La rémunération doit être mesurée et équitable dans un contexte de solidarité et de motivation au sein de l’entreprise. La rémunération des dirigeants sociaux est fonction du marché, du travail effectué, des résultats obtenus et de la responsabilité assumée. – La rémunération des dirigeants sociaux comporte une part fixe et une part variable dont les montants sont revus chaque année. – Le montant de la part variable ne peut excéder un maximum exprimé en pourcentage de la partie fixe. Le montant de la part variable est déterminé en fonction de critères quantitatifs et qualitatifs préétablis. Les critères quantitatifs sont peu nombreux, objectifs, mesurables et adaptés à la stratégie de l’entreprise. La part variable rémunère la performance à court terme et les progrès accomplis pour préparer les développements à moyen terme. La part qualitative de la part variable permet de tenir compte d’éventuelles circonstances exceptionnelles. – Il n’existe pas de régime de retraite spécifique aux dirigeants sociaux. Ceux-ci bénéficient d’une indemnité de départ à la retraite et des régimes de retraite applicables aux salariés du Groupe dans les conditions fixées par le Conseil. – Les options sur actions ont pour objet de renforcer, sur la durée, la convergence d’intérêts des dirigeants sociaux avec les actionnaires. – L’attribution d’options est examinée en relation avec le montant de la rémunération totale perçue par les dirigeants sociaux. L’exercice des options dont bénéficieront les dirigeants sociaux est soumis à une condition de performance. Aucune décote n’est appliquée lors de l’attribution des options sur actions. Une périodicité régulière des attributions permet d’éviter tout effet d’opportunisme. Le Conseil d’administration détermine les règles relatives à la conservation d’une fraction des actions détenues à la suite de levées d’options. – Les dirigeants sociaux doivent détenir au bout de trois ans d’exercice de leur mandat une quantité d’actions de la société fixée par le Conseil. Le présent rapport, préparé avec l’aide des directions fonctionnelles concernées de la Société a été approuvé par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 10 février 2011 après examen par les comités du Conseil des sections relevant de leurs compétences respectives. Christophe de Margerie Président du Conseil d’administration et Directeur Général 102 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rapport du Président du Conseil d’administrationDocument de référence 2010. TOTAL 103 Gouvernement d’entreprise Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) 5 2. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) Exercice clos le 31 décembre 2010 Rapport des commissaires aux comptes, établi en application de l'article L. 225-235 du Code de commerce, sur le rapport du président du Conseil d'administration de la société TOTAL S.A. Aux Actionnaires, En notre qualité de commissaires aux comptes de la société TOTAL S.A. et en application des dispositions de l'article L. 225-235 du Code de commerce, nous vous présentons notre rapport sur le rapport établi par le président de votre Société conformément aux dispositions de l'article L. 225-37 du Code de commerce au titre de l'exercice clos le 31 décembre 2010. Il appartient au président d'établir et de soumettre à l'approbation du Conseil d'administration un rapport rendant compte des procédures de contrôle interne et de gestion des risques mises en place au sein de la Société et donnant les autres informations requises par l'article L. 225-37 du Code de commerce relatives notamment au dispositif en matière de gouvernement d’entreprise. Il nous appartient : – de vous communiquer les observations qu'appellent de notre part les informations contenues dans le rapport du président, concernant les procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière, et – d'attester que ce rapport comporte les autres informations requises par l'article L. 225-37 du Code de commerce, étant précisé qu’il ne nous appartient pas de vérifier la sincérité de ces autres informations. Nous avons effectué nos travaux conformément aux normes d'exercice professionnel applicables en France. Informations concernant les procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière Les normes d'exercice professionnel requièrent la mise en œuvre de diligences destinées à apprécier la sincérité des informations concernant les procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière contenues dans le rapport du président. Ces diligences consistent notamment à : – prendre connaissance des procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière sous-tendant les informations présentées dans le rapport du président ainsi que de la documentation existante ; – prendre connaissance des travaux ayant permis d'élaborer ces informations et de la documentation existante ; – prendre connaissance du processus d’évaluation mis en place et apprécier la qualité et le caractère suffisant de sa documentation, pour ce qui concerne les informations portant sur l’évaluation des procédures de contrôle interne et de gestion des risques ; – déterminer si les déficiences majeures du contrôle interne relatif à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière que nous aurions relevées dans le cadre de notre mission font l'objet d'une information appropriée dans le rapport du président. Sur la base de ces travaux, nous n'avons pas d'observation à formuler sur les informations concernant les procédures de contrôle interne et de gestion des risques de la Société relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière contenues dans le rapport du président du Conseil d'administration, établi en application des dispositions de l'article L. 225-37 du Code de commerce. Autres informations Nous attestons que le rapport du président du Conseil d'administration comporte les autres informations requises à l'article L. 225-37 du Code de commerce. Paris La Défense, le 24 mars 2011 Les commissaires aux comptes KPMG Audit ERNST & YOUNG Audit Département de KPMG S.A. Pascal Macioce Jay Nirsimloo Laurent Vitse104 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Direction Générale 3. Direction Générale 3.1. Modalité d’exercice de la Direction Générale Sur proposition du Comité de nomination et de la gouvernance, le Conseil d’administration, a décidé le 21 mai 2010, de réunifier les fonctions de Président et de Directeur Général et de nommer ainsi le Directeur Général aux fonctions de Président du Conseil d’administration pour la durée restant à courir de son mandat d’administrateur, soit jusqu’à l’Assemblée générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice 2011. M. de Margerie est ainsi le Président-directeur général du Groupe depuis le 21 mai 2010. Le mode d’exercice unifié retenu est apparu au Conseil d’administration le mieux adapté à l’activité du Groupe et aux spécificités des secteurs pétrolier et gazier. Il tient compte de l’avantage que représente l’unité de commandement et de la composition des Comités qui comprennent une proportion importante d’administrateurs indépendants, assurant ainsi un équilibre dans la répartition des pouvoirs. Le mode d’exercice retenu demeurera en application jusqu’à décision contraire du Conseil d’administration. Le Comité exécutif (COMEX), sous la responsabilité du Présidentdirecteur général, constitue l’instance de direction du Groupe. Il met en œuvre les orientations stratégiques déterminées par le Conseil d’administration et autorise les investissements correspondants, sous réserve de l’accord du Conseil d’administration pour les investissements qui excèdent 3% des fonds propres. Les membres du COMEX de TOTAL au 31 décembre 2010 sont : – Christophe de Margerie, Président du COMEX (Président-directeur général) ; – François Cornélis, Vice-Président du COMEX (directeur général Chimie) ; – Michel Bénézit (directeur général Raffinage & Marketing) ; – Yves-Louis Darricarrère (directeur général Exploration & Production) ; – Jean-Jacques Guilbaud (secrétaire général) ; – Patrick de La Chevardière (directeur Financier). 3.2. Le Comité exécutif Le Comité directeur (CODIR) assure la coordination des différentes entités du Groupe, le suivi des résultats d’exploitation des directions opérationnelles et l’examen des rapports d’activité des directions fonctionnelles. Au 31 décembre 2010, le CODIR rassemble, aux côtés des membres du COMEX, dix-huit dirigeants des différentes directions fonctionnelles et opérationnelles : Holding René Chappaz, Yves-Marie Dalibard, Peter Herbel, Jean-Marc Jaubert, Manoelle Lepoutre, Jean-François Minster, Jean-Jacques Mosconi, François Viaud. Amont Marc Blaizot, Philippe Boisseau, Jacques Marraud des Grottes, Patrick Pouyanné. Aval Pierre Barbé, Alain Champeaux, Bertrand Deroubaix, Eric de Menten, André Tricoire. Chimie Françoise Leroy. 3.3. Le Comité directeurDocument de référence 2010. TOTAL 105 Gouvernement d’entreprise Contrôleurs légaux des comptes 5 4. Contrôleurs légaux des comptes 4.1. Commissaires aux comptes titulaires Ernst & Young Audit 41, rue Ybry, 92576 Neuilly-sur-Seine Cedex Date de nomination : 14 mai 2004 Renouvelé le 21 mai 2010 pour six exercices P. Macioce, L. Vitse KPMG Audit Département de KPMG S.A. 1, cours Valmy, 92923 Paris-La Défense Date de nomination : 13 mai 1998 Renouvelé le 21 mai 2010 pour six exercices J. Nirsimloo 4.2. Commissaires aux comptes suppléants Cabinet Auditex 11 allée de l’Arche, Faubourg de l’Arche, 92400 Courbevoie Date de nomination : 21 mai 2010 pour six exercices KPMG Audit IS 3 cours du Triangle, Immeuble « Le Palatin », Puteaux, 92939 Paris-La Défense Cedex Date de nomination : 21 mai 2010 pour six exercices 4.3. Mandats des commissaires aux comptes La durée des mandats des commissaires aux comptes titulaires et suppléants est fixée par la loi française à six exercices renouvelables. Les mandats des commissaires aux comptes titulaires et suppléants expireront à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires appelée en 2016 à statuer sur les comptes de l’exercice 2015.106 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Contrôleurs légaux des comptes. Rémunération des organes d’administration et de direction 4.4. Honoraires perçus par les commissaires aux comptes (y compris les membres de leurs réseaux) Ernst & Young Audit KPMG Audit Montant % Montant % en millions d’euros (HT) en millions d’euros (HT) 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 Audit Commissariat aux comptes, certification, examen des comptes sociaux et consolidés TOTAL S.A. 3,0 3,3 16,9 16,5 3,2 3,5 16,0 17,1 Filiales intégrées globalement 12,2 14,4 68,5 72,0 11,9 12,5 59,5 61,3 Autres diligences et prestations directement liées à la mission du commissaire aux comptes TOTAL S.A. 0,2 0,2 1,1 1,0 0,8 1,0 4,0 4,9 Filiales intégrées globalement 0,5 0,6 2,8 3,0 2,8 1,9 14,0 9,3 Sous total 15,9 18,5 89,3 92,5 18,7 18,9 93,5 92,6 Autres prestations rendues par les réseaux aux filiales intégrées globalement Juridique, fiscal, social 1,7 1,4 9,6 7,0 1,2 1,2 6,0 5,9 Autres 0,2 0,1 1,1 0,5 0,1 0,3 0,5 1,5 Sous total 1,9 1,5 10,7 7,5 1,3 1,5 6,5 7,4 Total 17,8 20,0 100 100 20,0 20,4 100 100 5. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.1. Rémunération des administrateurs Le montant des jetons de présence à allouer globalement aux membres du Conseil d’administration a été fixé par l’Assemblée générale du 11 mai 2007 à 1,1 million d’euros par exercice. En 2010, le montant global des jetons de présence versés aux membres du Conseil d’administration s’est élevé à 0,96 million d’euros, étant précisé qu’il y avait quinze administrateurs au 31 décembre 2010, comme au 31 décembre 2009. Les modalités de répartition du montant global des jetons de présence au titre de 2010 sont restées fondées sur une formule de répartition comprenant une rémunération fixe ainsi qu’une rémunération variable basée sur des montants forfaitaires par réunion, permettant de prendre en compte la participation effective de chaque administrateur aux travaux du Conseil et de ses comités. Lors de sa réunion du 10 février 2010, le Conseil d’administration a décidé de réajuster les montants fixes et variables par réunion, comme suit : – une partie fixe annuelle de 20 000 euros par administrateur (versée prorata temporis en cas de changement en cours d’année), à l’exception de celle du Président du Comité d’audit qui est de 30 000 euros et de celle des autres membres du Comité d’audit qui est de 25 000 euros ; – un montant de 5 000 euros par administrateur pour chaque présence effective à une séance du Conseil d’administration ; – un montant de 3 500 euros par administrateur pour chaque présence effective à une séance du Comité de nomination et de la gouvernance ou du Comité des rémunérations ; – un montant de 7 000 euros par administrateur pour chaque présence effective à une séance du Comité d’audit ; – une majoration de 2 000 euros en cas de participation à un Conseil ou un Comité impliquant un déplacement depuis un autre pays que la France ; – le Président-directeur général ne reçoit pas de jetons de présence au titre de ses mandats d’administrateur de TOTAL S.A. ou d’autres sociétés du Groupe ;Document de référence 2010. TOTAL 107 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 – jusqu’à l’expiration de son mandat de Président du Conseil d’administration de TOTAL S.A., M. Desmarest n’a pas reçu de jetons de présence au titre de ses mandats d’administrateur de TOTAL S.A. Un tableau récapitulatif du montant total des rémunérations et avantages de toute nature perçus au cours de chacun des deux derniers exercices par chaque administrateur en fonction au cours dudit exercice (article L. 225-102-1 du Code de commerce, 1 er et 2 e alinéas) figure à la page 115 du présent Document de référence. 5.2. Participation des administrateurs aux réunions du Conseil d’administration et des Comités en 2010 Conseil Comité Comité des Comité de nomination d’administration d’audit rémunérations et de la gouvernance Nombre de réunions en 2010 7 6 3 3 Christophe de Margerie 7 - - - Thierry Desmarest (a) 7 - 1 (d) 3 Patrick Artus 7 - - (d) - Patricia Barbizet 7 6 - - Daniel Bouton 7 - - - Gunnar Brock (b) 3 - - - Claude Clément (b) 4 - - - Bertrand Collomb 6 - 3 3 Paul Desmarais Jr 3 - - - Bertrand Jacquillat 7 5 - - Anne Lauvergeon 5 - - - Peter Leven of Portsoken 7 - - - Claude Mandil 7 - - - Michel Pébereau 6 - 3 3 Thierry de Rudder 7 6 - - Serge Tchuruk (c) 3 - 1 1 (a) Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010. (b) Administrateur depuis le 21 mai 2010. (c) Administrateur et membre des Comités des rémunérations, de nomination et de la gouvernance jusqu’au 21 mai 2010. (d) Membre du Comité des rémunérations depuis le 21 mai 2010. 5.3. Rémunération du Président du Conseil d’administration (jusqu’au 21 mai 2010) (Voir également tableaux récapitulatifs en pages 114 à 117 du présent Document de référence) M. Desmarest a assumé les fonctions de Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010, date à laquelle le Conseil d’administration a décidé de réunifier les fonctions de Président et de Directeur Général et de les confier à M. de Margerie. Eu égard aux éminents services rendus au Groupe, le Conseil d’administration a souhaité nommer M. Desmarest Président d’Honneur de la Société et membre du Comité des rémunérations, et le maintenir dans ses fonctions de Président du Comité de nomination et de la gouvernance. La rémunération versée à M. Desmarest au titre de la période d’exercice de son mandat de Président du Conseil d’administration entre le 1 er janvier 2010 et le 21 mai 2010 a été fixée par le Conseil d’administration de TOTAL S.A. sur proposition du Comité des rémunérations. Elle comprend un salaire de base fixe qui s’est élevé à 1 100 000 euros, inchangé par rapport à l’exercice précédent (soit 428 763 euros prorata temporis pour la période comprise entre le 1 er janvier et le 21 mai 2010), ainsi qu’une part variable versée en 2011 au titre de la période d’exercice du 1 er janvier 2010 au 21 mai 2010. Les éléments pris en compte pour le calcul de la part variable de la rémunération du Président du Conseil d’administration comprennent la rentabilité des capitaux propres, l’évolution des résultats par comparaison avec ceux des grandes compagnies pétrolières concurrentes et la contribution personnelle du Président à la stratégie, à la bonne gouvernance et aux succès du Groupe. Les objectifs personnels de M. Desmarest ayant été considérés comme très majoritairement atteints et, compte tenu de l’évolution comparée des résultats de TOTAL et de ceux des grandes compagnies pétrolières concurrentes, la part variable versée en 2011 à M. Desmarest au titre de son mandat de Président du Conseil d’administration pour la période d’exercice entre le 1 er janvier 2010 et le 21 mai 2010 s’est élevée à 322 644 euros. Pour mémoire, la rémunération brute totale, versée au titre de l’année 2009 à M. Desmarest, en sa qualité de Président du Conseil d’administration, s’est élevée à 1 971 852 euros se décomposant en un salaire de base de 1 100 000 euros et une part variable, versée en 2010, d’un montant de 871 852 euros.108 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction (1) ExxonMobil, BP, Shell et Chevron. 5.4. Rémunération du Président-directeur général (Voir également tableaux récapitulatifs en pages 114 à 117 du présent Document de référence) En 2010, M. de Margerie a assumé les fonctions de Directeur Général de TOTAL S.A. jusqu’au 21 mai 2010, puis celles de Président-directeur général à compter de cette date. La rémunération versée à M. de Margerie au titre de la période d’exercice de son mandat de Directeur Général entre le 1 er janvier 2010 et le 21 mai 2010 a été fixée par le Conseil d’administration de TOTAL S.A. sur proposition du Comité des rémunérations. Elle comprend un salaire de base fixe qui s’est élevé à 1 310 000 euros inchangé par rapport à l’exercice précédent (soit 507 097 euros prorata temporis pour la période comprise entre le 1 er janvier et le 21 mai 2010), ainsi qu’une part variable versée en 2011 au titre de la période d’exercice du 1 er janvier 2010 au 21 mai 2010. Les éléments pris en compte pour le calcul de la part variable de la rémunération du Directeur Général comprennent la rentabilité des capitaux propres, l’évolution des résultats par comparaison avec ceux des grandes compagnies pétrolières concurrentes et la contribution personnelle du Directeur Général évaluée à partir de critères cibles objectifs de nature opérationnelle concernant les secteurs d’activité du Groupe. Le montant maximum de la part variable attribuée au Directeur Général pouvait atteindre 140% de son salaire de base et être porté jusqu’à 165% de celui-ci en cas de performance exceptionnelle. Les objectifs personnels du Directeur Général ayant été considérés comme très majoritairement atteints et, après prise en compte de l’évolution des résultats de TOTAL par comparaison à ceux des grandes compagnies pétrolières concurrentes, la part variable versée en 2011 à M. de Margerie au titre de son mandat de Directeur Général pour la période d’exercice entre le 1 er janvier 2010 et le 21 mai 2010 s’élève à 523 262 euros. Pour mémoire, la rémunération brute totale, versée au titre de l’année 2009 à M. de Margerie au titre de son mandat de Directeur Général, s’est élevée à 2 666 991 euros se décomposant en un salaire de base de 1 310 000 euros et une part variable, versée en 2010, d’un montant de 1 356 991 euros. M. de Margerie a bénéficié d’un véhicule de fonction au titre de ses fonctions de Directeur Général. La rémunération de M. de Margerie au titre de son mandat de Président-directeur général a été fixée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010, sur proposition du Comité des rémunérations dans le respect des recommandations du Code AFEP-MEDEF. Elle se compose d’un traitement de base (part fixe) de 1 500 000 euros, ainsi que d’une part variable pouvant atteindre au maximum 165% du traitement de base. La structure de rémunération du Président-directeur général a été déterminée, s’agissant de la part fixe compte tenu du niveau des rémunérations des dirigeants mandataires sociaux des principales sociétés du CAC 40, et s’agissant du pourcentage maximum de la part variable, compte tenu du niveau pratiqué par un échantillon de référence incluant des sociétés évoluant dans les secteurs pétrolier et gazier. Les critères d’attribution de la part variable retenus par le Conseil d’administration font intervenir des paramètres économiques pour un maximum de 100% du traitement de base (ces paramètres économiques étant appréciés de façon linéaire entre deux niveaux de performance pour éviter les effets de seuils), ainsi que la contribution personnelle du Président-directeur général pour un maximum de 65% du traitement de base. Les paramètres économiques retenus ont été fixés de manière à récompenser non seulement la performance à court terme via l’appréhension du retour sur investissement généré pour les actionnaires, mais aussi les progrès réalisés par le Groupe sur le moyen terme au regard des données du secteur pétrolier et gazier. Ils comprennent : – la rentabilité des capitaux propres (Return On Equity) ; – l’évolution des résultats de la Société par comparaison avec ceux de quatre grandes compagnies pétrolières concurrentes (1) , appréciée sur la base de la progression relative de la moyenne triennale de deux indicateurs, le bénéfice net par action (BNPA) et le résultat net (RN). La contribution personnelle du Président-directeur général est évaluée à partir de critères ciblés, objectifs et majoritairement de nature opérationnelle concernant les secteurs d’activité du Groupe, notamment la performance HSE (Hygiène-Sécurité-Environnement) et l’accroissement des productions et des réserves d’hydrocarbures. Pour ce qui concerne l’exercice 2010, le Conseil d’administration du 10 février 2011, sur proposition du Comité des rémunérations, après avoir constaté que les objectifs de contribution personnelle du Présidentdirecteur général ont été très majoritairement atteints et examiné le niveau de réalisation des critères de performance économiques, a fixé la part variable du Président-directeur général à 1 058 408 euros pour la période comprise entre le 22 mai 2010 et le 31 décembre 2010 (soit 115,1% du traitement de base), cette part variable étant versée en 2011. Ainsi, la rémunération brute totale versée à M. de Margerie au titre de ses fonctions de Président-directeur général pour la période comprise entre le 22 mai 2010 et 31 décembre 2010 s’est composée d’un salaire de base fixe de 919 355 euros (prorata temporis sur une base fixe de 1 500 000 euros), ainsi que d’une part variable de 1 058 408 euros au titre de la période d’exercice considérée, versée en 2011. M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction au titre de son mandat de Président-directeur général. 5.5. Rémunération des principaux dirigeants Le montant global des rémunérations directes et indirectes de toute nature perçues en 2010 des sociétés françaises et étrangères appartenant au Groupe, par l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe (membres du Comité directeur et Trésorier) en fonction au 31 décembre 2010, s’est élevé à 18,9 millions d’euros (vingtcinq personnes), dont 8,4 millions d’euros pour les membres du Comité exécutif (six personnes). La partie variable a représenté 46% de ce montant global de 18,9 millions d’euros. La liste des principaux dirigeants du Groupe au 31 décembre 2010 était la suivante (vingt-cinq personnes, le même nombre qu’au 31 décembre 2009) :Document de référence 2010. TOTAL 109 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 Comité directeur Christophe de Margerie (1) Bertrand Deroubaix François Cornélis (1) Peter Herbel Michel Bénézit (1) Jean-Marc Jaubert Yves-Louis Darricarrère (1) Manoelle Lepoutre Jean-Jacques Guilbaud (1) Françoise Leroy Patrick de La Chevardière (1) Jacques Marraud des Grottes Pierre Barbé Éric de Menten Marc Blaizot Jean-François Minster Philippe Boisseau Jean-Jacques Mosconi Alain Champeaux Patrick Pouyanné René Chappaz André Tricoire Yves-Marie Dalibard François Viaud Trésorier Jérôme Schmitt (1) Membre du COMEX. 1) Les dirigeants mandataires sociaux bénéficient, conformément à la législation applicable, du régime d’assurance vieillesse de la Sécurité sociale, des régimes complémentaires ARRCO (Association pour le Régime de Retraite Complémentaire des Salariés) et AGIRC (Association Générale des Institutions de Retraite des Cadres). Ils bénéficient également du régime interne de retraite à cotisations définies dénommé RECOSUP (Retraite Collective Supplémentaire), ainsi que d’un régime supplémentaire de retraite à prestations définies mis en place par la Société. Ce régime supplémentaire de retraite, qui n’est pas spécifique aux dirigeants mandataires sociaux, est décrit au paragraphe 2 ci-dessous. Le cumul des montants de la retraite supplémentaire et des retraites des régimes externes ne peut dépasser 45% de la rémunération qui sert de base au calcul. En cas de dépassement, la retraite supplémentaire est diminuée à due concurrence. La rémunération prise en compte pour le calcul de la retraite supplémentaire est la moyenne des rémunérations annuelles brutes (part fixe et part variable) des trois dernières années d’activité. Pour ce qui concerne M. de Margerie, au 31 décembre 2010, le cumul des montants de tous les régimes de retraite confondus représenterait 24,40% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2010 (part fixe du 1 er janvier au 21 mai 2010 en tant que Directeur Général et du 22 mai au 31 décembre 2010 en tant que Président-directeur général et part variable au titre de l’exercice 2009, versée en 2010). Pour ce qui concerne M. Desmarest, le montant de la pension de retraite qui lui a été versée en 2010, figure sur le tableau récapitulatif (page 114 du présent Document de référence). 2) Les dirigeants mandataires sociaux bénéficient d’un régime supplémentaire de retraite à prestations définies, financé et géré par TOTAL S.A., qui est applicable à l’ensemble des salariés du Groupe dont la rémunération excède un montant égal à huit fois le plafond annuel de la sécurité sociale (fixé à 35 352 euros pour 2011), montant au-delà duquel il n’existe pas de système légal ou conventionnel de retraite. Le bénéfice de ce régime supplémentaire de retraite est subordonné à des conditions d’âge et d’ancienneté minimum, ainsi qu’à une condition de présence du bénéficiaire dans l’entreprise au moment où il fait valoir ses droits. Cette condition de présence ne s’applique toutefois pas dans les cas d’invalidité ou de départ d’un bénéficiaire de plus de 55 ans à l’initiative du Groupe. Ce régime supplémentaire de retraite, procure à ses bénéficiaires une pension dont le montant varie en fonction de l’ancienneté du bénéficiaire (dans la limite maximum de vingt années) et du montant de la rémunération brute (part fixe et part variable) excédant le seuil de huit fois le plafond annuel de la sécurité sociale. Cette pension de retraite est indexée sur l’évolution du point ARRCO et strictement plafonnée dans les conditions décrites au paragraphe 1 ci-dessus. Pour ce qui concerne M. de Margerie, les engagements pris par le Groupe à son égard au titre du seul régime supplémentaire de retraite à prestations définies, représenteraient au 31 décembre 2010, une pension annuelle de retraite correspondant à 19,47% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2010. 3) Les dirigeants mandataires sociaux bénéficient également d’un engagement de versement d’une indemnité de départ à la retraite d’un montant égal à celui prévue par la convention collective nationale de l’industrie du pétrole pour les salariés concernés du Groupe. Cette indemnité est égale à 25% de la rémunération brute annuelle (part fixe et part variable) perçue au cours des douze mois précédant le départ en retraite du dirigeant mandataire social. Conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 pris en application de la loi du 21 août 2007, l’indemnité est soumise à des conditions liées à la performance du bénéficiaire décrites au point 7) ci-dessous. En 2010, M. Desmarest a perçu une indemnité de départ à la retraite d’un montant de 492 963 euros, après que le Conseil d’administration du 21 mai 2010 a constaté que chacun des trois critères de performance applicable était satisfait. L’indemnité de départ à la retraite n’est pas cumulable avec l’indemnité de départ décrite au paragraphe 5) ci-dessous. 4) Les dirigeants mandataires sociaux bénéficient également d’un régime de prévoyance à la charge de la Société, applicable à certains dirigeants du Groupe. Ce régime garantit, en cas de décès, un capital égal à deux ans de rémunération brute (part fixe et part variable) porté à trois ans en cas de décès accidentel 5.6. Pension et autres engagements (article L. 225-102-1, alinéa 3 du Code de commerce)110 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction et, en cas d’infirmité permanente accidentelle, un capital proportionnel au taux d’infirmité. 5) En cas de révocation ou de non renouvellement de son mandat social décidé par la Société, le Président-directeur général bénéficiera d’une indemnité de départ égale à deux années de rémunération brute. La base de référence de cette indemnité sera la rémunération brute (fixe et variable) des douze derniers mois précédant la date de la révocation ou du non renouvellement du mandat social. Cette indemnité de départ sera versée en cas de changement de contrôle ou de stratégie. Elle ne sera pas due en cas de faute grave ou lourde, ou si le Président-directeur général quitte la Société à son initiative, change de fonctions à l’intérieur du Groupe ou peut faire valoir à brève échéance ses droits à la retraite à taux plein. Conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, pris en application de la loi du 21 août 2007, l’indemnité est soumise à des conditions liées à la performance du bénéficiaire décrites au point 7) ci-dessous. 6) Les engagements pris au profit du Président-directeur général portant sur les régimes de retraite et de prévoyance, ainsi que les engagements concernant l’indemnité de départ à la retraite et l’indemnité de cessation de fonctions en cas de départ contraint du Président-directeur général ont été approuvés le 21 mai 2010 par le Conseil d’administration et l’Assemblée générale des actionnaires. 7) En outre, et conformément à l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, les engagements décrits aux points 3) et 5), ont été soumis à une condition de performance réputée remplie si deux au moins des trois critères définis ci-dessous sont satisfaits : - la moyenne des ROE (Return on Equity) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social atteint au moins 12% ; - la moyenne des ROACE (Return on Average Capital Employed) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social atteint au moins 10% ; - le taux de croissance de la production de pétrole et du gaz de TOTAL est supérieur ou égal à la moyenne du taux de croissance des quatre grandes compagnies pétrolières concurrentes : ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, au cours des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social. Conformément au Code AFEP-MEDEF, le Conseil d’administration a décidé que le versement des indemnités de départ soit soumis à des conditions de performance exigeantes, combinant à la fois des critères de performance internes et externes au Groupe. Le choix de ces trois critères a été dicté par la volonté de tenir compte à la fois de l’intérêt général de l’entreprise, de l’intérêt de ses actionnaires, mais aussi des pratiques de marché constatées notamment dans les secteurs pétrolier et gazier. Plus précisément, le critère de performance fondé sur le ROE a été retenu car il permet de lier le versement d’indemnités de départ à la performance globale que la Société a offert à ses actionnaires ; le ROE permettant en effet aux actionnaires de mesurer la capacité de la Société à générer des profits à partir des capitaux qu’ils ont investis et des résultats laissés à la disposition de la Société. Le critère du ROACE, utilisé par la plupart des compagnies intervenant dans les secteurs pétrolier et gazier, a été également retenu car il est permet de mesurer la performance opérationnelle des capitaux moyens mis en œuvre indépendamment de leurs modalités de financement en fonds propres et en dette financière. Il donne ainsi une indication sur la rentabilité des capitaux utilisés par l’entreprise pour les besoins de ses activités opérationnelles et permet, de ce fait, de lier le versement d’indemnités de départ à la création de valeur réalisée au sein même de l’entreprise. Enfin, le choix du Conseil d’administration s’est porté sur le critère du taux de croissance relatif de la production de pétrole et de gaz du Groupe par rapport à celui de ses concurrents. Le taux de croissance de la production est l’un des indicateurs les plus communément utilisés dans la profession pour mesurer la performance opérationnelle et la capacité à assurer le développement pérenne du Groupe dont la grande majorité des investissements est consacrée à l’Exploration & Production. 8) Par ailleurs, concernant la mise en œuvre des engagements de retraite visés aux paragraphes 1) et 2) ci-dessus pris par la Société au profit de ses mandataires sociaux au titre de l’exercice 2010 : - M. Desmarest a bénéficié, en raison de ses fonctions passées dans le Groupe, d’un complément de retraite égal à 320 341 euros au titre de 2010 (retraite prise à compter du 22 mai 2010). La valeur du complément de retraite annuel, pour une année complète, serait égale à environ 549 155 euros (valeur 31 décembre 2010) indexé sur l’évolution du point ARRCO. - M. Tchuruk a bénéficié de la part de la Société, en raison de ses fonctions passées dans le Groupe, d’un complément de retraite annuelle égal à environ 74 914 euros (valeur 31 décembre 2010) indexée sur l’évolution du point ARRCO. 9) Le montant des engagements du Groupe, pour la totalité des régimes de retraite de ses mandataires sociaux, s’élève, au 31 décembre 2010, à la somme de 28,7 millions d’euros.Document de référence 2010. TOTAL 111 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 Dirigeants mandataires sociaux Contrat de travail Tableau récapitulatif au 28 février 2011 Thierry Desmarest NON NON NON Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010 Date de début de mandat : mai 1995 (a) Date de fin de mandat : 21 mai 2010 Christophe de Margerie NON OUI NON Président-directeur général (indemnité de départ) (e) Date de début de mandat : février 2007 (b) Date de fin du mandat en cours : Assemblée générale des actionnaires appelée en 2012 à statuer sur les comptes de l’exercice 2011 (a) Président-directeur général jusqu’au 13 février 2007 puis Président du Conseil d’administration du 14 février 2007 au 21 mai 2010. (b) Directeur Général depuis le 13 février 2007 et Président-directeur général depuis le 21 mai 2010. (c) Versement soumis à condition de performance selon les termes arrêtés par le Conseil d’administration du 11 février 2009. (d) Soit une charge de 813,57 euros comptabilisée pour la période comprise entre le 1 er janvier et le 21 mai 2010 au bénéfice de M. Desmarest. (e) Versement soumis à condition de performance selon les termes arrêtés par le Conseil d’administration du 11 février 2009 et confirmés par le Conseil d’administration du 15 mai 2009 et du 21 mai 2010. L’indemnité de départ à la retraite n’est pas cumulable avec l’indemnité de départ décrite ci-dessus. (f) Soit une pension annuelle qui représenterait, au 31 décembre 2010, 19,47% de la rémunération annuelle perçue en 2010. (g) Soit une charge de 2 077,20 euros comptabilisée au titre de l’exercice 2010 au bénéfice de M. de Margerie. 5.7. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions 5.7.1. Politique générale Les plans d’options de souscription ou d’achat d’actions et les plans d’attribution gratuites d’actions portent exclusivement sur des actions TOTAL, aucune option ou attribution gratuite n’étant consentie sur des actions de filiales cotées du Groupe. Chaque plan est décidé par le Conseil d’administration, sur proposition du Comité des rémunérations. Pour chaque plan, le Comité des rémunérations propose la liste des bénéficiaires ainsi que le nombre d’options ou d’actions gratuites respectivement attribuées à chacun d’eux, cette liste étant ensuite définitivement arrêtée par le Conseil d’administration. Les options de souscription ou d’achat d’actions sont consenties pour une période de huit ans, leur prix d’exercice correspondant à la moyenne des cours de clôture de l’action TOTAL sur Euronext durant les vingt séances de Bourse précédant la date d’attribution des options, sans application de décote. Pour les plans d’options mis en place depuis 2002, les options ne sont exerçables qu’après l’expiration d’une première période de deux ans, les actions issues de la levée des options n’étant cessibles qu’après l’expiration d’une seconde période de deux ans. Par ailleurs, pour les plans 2007, 2008, 2009 et 2010 d’options de souscription d’actions, la cession ou la conversion au porteur des actions issues de levées d’options par les bénéficiaires sous contrat d’une société non française lors de l’attribution peut intervenir après l’expiration de la première période d’incessibilité de deux ans. Les attributions gratuites d’actions consenties dans le cadre de plans sélectifs ne sont définitives qu’à l’issue d’une période de deux ans (période d’acquisition) et sous réserve que soient remplies une condition de présence et une condition de performance liée au taux de rentabilité des capitaux propres (ROE) du Groupe. Cette condition de performance est définie à l’avance par le Conseil d’administration sur proposition du Comité des rémunérations. À l’issue de la période d’acquisition, et sous réserve que les conditions fixées soient satisfaites, les actions TOTAL sont définitivement attribuées aux bénéficiaires qui doivent ensuite les conserver pendant au moins deux ans (période de conservation). Pour les bénéficiaires étrangers, la période d’acquisition des actions attribuées gratuitement est susceptible d’être portée à quatre ans ; dans cette hypothèse, la période de conservation des actions serait supprimée. Pour le plan 2010 d’attribution gratuite d’actions, le Conseil d’administration a décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est Indemnités ou avantages dus ou susceptibles d’être dus à raison de la cessation ou du changement de fonctions Indemnités relatives à une clause de non concurrence Indemnités ou avantages dus ou susceptibles d’être dus postérieurement à la cessation ou au changement de fonctions OUI (indemnité de départ à la retraite) (c) (régime de retraite supplémentaire à prestations définies et régime interne de retraite à cotisations définies dénommé RECOSUP (d) également applicables à certains salariés du Groupe) OUI (indemnité de départ à la retraite) (e) (régime interne de retraite supplémentaire à prestations définies (f) et régime de retraite à cotisations définies dénommé RECOSUP (g) également applicables à certains salariés du Groupe)112 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir des éléments du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’acquisition : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Pour le plan 2009 d’attribution gratuite d’actions, le Conseil d’administration a décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE du Groupe tels que publiés par le Groupe et calculés sur la base du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’acquisition : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Pour le plan 2008, la condition de performance disposait que le nombre définitif d’actions attribuées gratuitement était fonction du ROE du Groupe relatif à l’exercice précédant l’année d’attribution définitive. Le taux d’acquisition : – est nul si le ROE est inférieur ou égal à 10% ; – varie linéairement entre 0% et 80% si le ROE est supérieur à 10% et inférieur à 18% ; – varie linéairement entre 80% et 100% si le ROE est supérieur ou égal à 18% et inférieur à 30% ; – est égal à 100% si le ROE est supérieur ou égal à 30%. En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’acquisition a été de 60% pour le plan 2008. Les attributions gratuites d’actions ou d’options complètent, sur la base de performances individuelles examinées à l’occasion de chaque plan, la politique de développement de l’actionnariat salarié mise en place au sein de TOTAL pour l’ensemble des salariés du Groupe (plans d’épargne continus, augmentations de capital réservées aux salariés) qui associe plus étroitement l’ensemble des salariés aux performances financières et boursières de TOTAL (pages 127 et 128 du présent Document de référence). Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé, le 21 mai 2010, la mise en œuvre d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions à l’ensemble des salariés du Groupe, soit plus de 100 000 salariés. Le 30 juin 2010, chaque salarié a reçu des droits à 25 actions gratuites. L’attribution définitive est soumise à une condition de présence pendant la période d’acquisition du plan (deux ou quatre ans selon les cas). Les actions attribuées ne sont pas soumises à une condition de performance. À l’issue de la période d’acquisition, les actions attribuées seront émises. 5.7.2. Attribution aux dirigeants mandataires sociaux et aux principaux dirigeants Conformément aux dispositions introduites par la loi n°2006-1770 du 30 décembre 2006 à l’article L. 225-185 du Code de commerce, le Conseil d’administration a décidé, pour les plans 2007, 2008, 2009 et 2010 d’options de souscription d’actions, que les dirigeants mandataires sociaux (le Président du Conseil d’administration, le directeur général ; puis à compter du 21 mai 2010, le Président-directeur général) seront tenus de conserver au nominatif pur, jusqu’à la cessation de leurs fonctions, un nombre d’actions de la Société représentant 50% des plusvalues d’acquisition nettes des impôts et contributions afférentes obtenues par levées d’options de ces plans. Lorsque les dirigeants mandataires sociaux détiendront une quantité d’actions (sous forme d’actions ou de parts de fonds communs de placement investis en titres de la Société) représentant cinq fois la partie fixe de leur rémunération annuelle brute alors en vigueur, ce pourcentage sera égal à 10%. Si cette condition n’est plus remplie, l’obligation de conservation de 50% précitée s’appliquera de nouveau de plein droit. M. Desmarest, Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010, n’a pas bénéficié des plans 2008, 2009 et 2010 d’options de souscription d’actions. En outre, il n’a pas bénéficié des plans d’attribution gratuite d’actions 2005 à 2010. Le Président-directeur général bénéficie d’attributions d’options de souscription d’actions dont l’exercice est subordonné depuis 2007 à des conditions de performance fondées sur les taux de ROE et de ROACE du Groupe. Les raisons du choix de ces critères sont détaillées au paragraphe « 5.6 - Pensions et autres engagements, point 8 » ci-dessus. Le Président-directeur général n’a pas bénéficié d’attribution gratuite d’actions dans le cadre des plans 2006 à 2010. Le Président-directeur général s’est engagé à ne pas recourir à des instruments de couverture sur l’ensemble des options qui lui ont été attribuées à ce jour par la Société ainsi que sur l’ensemble des actions de la Société qu’il détient. Plan 2010 d’options de souscription d’actions : dans le cadre du plan 2010 d’options de souscription d’actions, le Conseil d’administration a décidé que, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées au Président-directeur général sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égal à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROACE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si laDocument de référence 2010. TOTAL 113 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Par ailleurs, dans le cadre du plan 2010 d’options de souscription d’actions, le Conseil d’administration a décidé que, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe : – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options inférieur ou égal à 3 000 (autre que le Président-directeur général), les options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire. – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 3 000 et inférieur ou égal à 50 000 (autre que le Présidentdirecteur général) : - les 3 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; - les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : - les 3 000 premières options, les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options, et le tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; - les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. La condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Plan 2009 d’options de souscription d’actions : dans le cadre du plan 2009 d’options de souscription d’actions, le Conseil d’administration a décidé que, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées au Directeur Général sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, la condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE du Groupe tels que publiés par le Groupe et calculés sur la base du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égal à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des options de souscription attribuées, la condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROACE du Groupe tels que publiés par le Groupe et calculés sur la base du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Par ailleurs, dans le cadre du plan 2009 d’options de souscription d’actions, le Conseil d’administration a décidé que, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’options supérieur à 25 000 options, à l’exception du Directeur Général, le tiers des options au-delà de ce nombre lui sera définitivement attribué sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe et calculés sur la base du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Plan 2008 d’options de souscription d’actions : dans le cadre du plan 2008 d’options de souscription d’actions, le Conseil d’administration a décidé que, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’options supérieur à 25 000 options, le tiers des options au-delà de ce nombre est soumis à une condition de performance. Cette condition de performance dispose que le taux d’attribution est fonction du ROE calculé sur la base des comptes consolidés publiés par le Groupe et relatifs à l’exercice précédant l’année d’attribution définitive. Le taux d’attribution : – est nul si le ROE est inférieur ou égal à 10% ; – varie linéairement entre 0% et 80% si le ROE est supérieur à 10% et inférieur à 18% ; – varie linéairement entre 80% et 100% si le ROE est supérieur ou égal à 18% et inférieur à 30% ; – est égal à 100% si le ROE est supérieur ou égal à 30%. Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2008 a été de 60%.114 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5.8. Tableaux récapitulatifs concernant les mandataires sociaux (Code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées) 5.8.1. Synthèse des rémunérations et des options et actions attribuées à chaque dirigeant mandataire social Exercice (en euros) 2010 2009 Thierry Desmarest Président du Conseil d’administration (jusqu’au 21 mai 2010) Rémunération due au titre de l’exercice (a) 1 604 039 1 971 852 Valorisation des options attribuées au cours de l’exercice - - Valorisation des actions gratuites attribuées au cours de l’exercice - - Total 1 604 039 1 971 852 Christophe de Margerie Directeur Général (jusqu’au 21 mai 2010) Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Rémunération en tant que Directeur Général due au titre de l’exercice (a) 1 030 359 2 666 991 Rémunération en tant que Président-directeur général due au titre de l’exercice (a) 1 977 763 - Avantages en nature (b) 6 908 6 780 Valorisation des options attribuées au cours de l’exercice (c) 1 387 200 1 676 000 Valorisation des actions gratuites attribuées au cours de l’exercice - - Total 4 402 230 4 349 771 (a) Rémunérations détaillées dans le tableau suivant. (b) M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction. (c) Le détail de l’attribution des options au cours de l’exercice 2010 est disponible en page 116 du présent Document de référence. La valorisation des options attribuées a été calculée le jour de l’attribution selon la méthode Black & Scholes sur la base des hypothèses retenues pour l’établissement des comptes consolidés (voir note 25 de l’annexe aux comptes consolidés). 5.8.2. Rémunérations de chaque dirigeant mandataire social Exercice 2010 Exercice 2009 Montants Montants Montants Montants dus au versés au dus au versés au titre de cours de titre de cours de (en euros) l’exercice l’exercice (a) l’exercice l’exercice (a) Thierry Desmarest Président du Conseil d’administration (jusqu’au 21 mai 2010) Rémunération fixe 428 763 428 763 1 100 000 1 100 000 Rémunération variable (b) 322 644 871 852 871 852 969 430 Rémunération exceptionnelle (c) 492 963 492 963 - - Pensions de retraite (d) 320 341 320 341 - - Jetons de présence (e) 39 328 39 328 - - Avantages en nature - - - - Total 1 604 039 2 153 247 1 971 852 2 069 430 (a) Part variable versée au titre de l’exercice antérieur. (b) Les éléments pris en compte pour le calcul de la part variable du Président du Conseil d’administration comprennent la rentabilité des capitaux propres, l’évolution des résultats en comparaison à ceux des grandes compagnies pétrolières concurrentes et la contribution personnelle du Président du Conseil d’administration à la stratégie, à la bonne gouvernance et aux succès du Groupe. La part variable versée au Président du Conseil d’administration peut atteindre un montant maximum de 100% de son salaire de base. Les objectifs personnels pour l’exercice 2010 ont été considérés comme très majoritairement atteints. (c) Correspond aux indemnités de départ à la retraite perçues. (d) Correspond aux pensions de retraites perçues à raison du régime de retraite RECOSUP et du régime de retraite supplémentaire à prestations définies. (e) Correspond aux jetons de présence perçus à raison du mandat d’administrateur exercé postérieurement au 21 mai 2010 ; aucun jeton de présence n’ayant été perçu par M. Desmarest lorsque ce dernier exerçait les fonctions de Président du Conseil d’administration.Document de référence 2010. TOTAL 115 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 Exercice 2010 Exercice 2009 Montants Montants Montants Montants dus au versés au dus au versés au titre de cours de titre de cours de l’exercice l’exercice (a) l’exercice l’exercice (a) Christophe de Margerie Directeur Général (jusqu’au 21 mai 2010) Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Rémunération fixe 1 426 452 (b) 1 426 452 (b) 1 310 000 1 310 000 Rémunération variable (c) 1 581 670 (d) 1 356 991 1 356 991 1 552 875 Rémunération exceptionnelle - - - - Jetons de présence - - - - Avantages en nature (e) 6 908 6 908 6 780 6 780 Total 3 015 030 2 790 351 2 673 771 2 869 655 (a) Part variable versée au titre de l’exercice antérieur. (b) Inclut une part fixe de 507 097 euros pour la période du 1 er janvier au 21 mai 2010 et de 919 355 euros pour la période du 22 mai au 31 décembre 2010. (c) Les éléments pris en compte pour le calcul de la part variable du Président-directeur général comprennent la rentabilité des capitaux propres, l’évolution des résultats en comparaison à ceux des grandes compagnies pétrolières concurrentes et la contribution personnelle du Président-directeur général évaluée à partir de critères cibles objectifs de nature opérationnelle. Le montant maximum de la part variable attribuée au Président-directeur général peut atteindre 165% de son salaire de base. Les objectifs personnels pour 2010 ont été considérés comme très majoritairement atteints. (d) Inclut une part variable de 523 262 euros pour la période du 1 er janvier au 21 mai 2010 et de 1 058 408 euros pour la période du 22 mai au 31 décembre 2010. (e) M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction. 5.8.3. Jetons de présence et autres rémunérations perçues par les mandataires sociaux Rémunération totale et avantages de toute nature perçus au cours de chacun des deux derniers exercices par chaque administrateur en fonction au cours dudit exercice (article L. 225-102-1 du Code de commerce, 1 er et 2 e alinéas) (Montant brut - en euros) 2010 2009 Christophe de Margerie (a) (a) Thierry Desmarest (b) (a) (a) Patrick Artus (b) 55 000 27 656 Patricia Barbizet (c) 107 000 94 192 Daniel Bouton 55 000 60 000 Gunnar Brock (d) 39 328 - Claude Clément (d) 127 929 (e) - Bertrand Collomb 71 000 75 000 Paul Desmarais Jr. 45 000 48 000 Bertrand Jacquillat 95 000 95 000 Anne Lauvergeon 45 000 45 000 Peter Levene of Portsoken 79 000 69 000 Claude Mandil 55 000 55 000 Michel Pébereau 71 000 70 000 Thierry de Rudder 142 000 116 000 Serge Tchuruk (f) 104 639 (g) 154 379 (g) (a) Pour M. Desmarest et le Président-directeur général, voir les tableaux récapitulatifs des rémunérations figurant en pages 114 à 117 du présent Document de référence. (b) Membre du Comité des rémunérations depuis le 21 mai 2010. (c) Présidente du Comité d’audit depuis le 28 juillet 2009. (d) Administrateur depuis le 21 mai 2010. (e) Incluant les jetons de présence perçus, soit 32 328 euros, ainsi que la rémunération versée par Total Raffinage Marketing (filiale de TOTAL S.A.) soit 95 601 euros en 2010. (f) Administrateur jusqu’au 21 mai 2010. (g) Incluant les compléments de retraite versés au cours de l’exercice au titre de ses fonctions passées dans le Groupe, soit 74 379 euros pour 2009 et 74 914 euros pour 2010. Les administrateurs en exercice n’ont perçu, au cours des deux derniers exercices, aucune rémunération ou avantage de toute nature de la part de sociétés contrôlées par TOTAL S.A. à l’exception de M. Clément, salarié de Total Raffinage Marketing. Les rémunérations indiquées (à l’exception de celle du Président-directeur général et de MM. Desmarest, Clément et Tchuruk), correspondent uniquement aux jetons de présence (montant brut) versés au titre de l’exercice. En outre, il n’existe aucun contrat de service liant un administrateur à TOTAL S.A. ou à l’une quelconque de ses filiales qui prévoirait l’octroi d’avantages aux termes d’un tel contrat.116 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5.8.4. Options de souscription ou d’achat d’actions attribuées durant l’exercice 2010 à chaque dirigeant mandataire social Le détail des plans d’options pour chaque dirigeant mandataire social figure aux pages 121 et 122 du présent Document de référence. Date Nature des Valorisation Nombre Prix Période Conditions de performance du plan options des options d’options d’exercice d’exercice (en euros) (a) attribuées (en euros) durant l’exercice (b) Thierry Desmarest Plan 2010 Options de - - - - - Président du Conseil 14 / 09 / 2010 souscription d’administration (jusqu’au 21 mai 2010) Total - - Plan 2010 Options de 1 387 200 240 000 38,20 15 / 09 / 2012 14 / 09 / 2010 souscription 14 / 09 / 2018 Total 1 387 200 240 000 (a) La valorisation des options attribuées a été calculée le jour de l’attribution selon la méthode Black & Scholes sur la base des hypothèses retenues pour l’établissement des comptes consolidés (voir note 25 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) Dans le cadre du plan d’options de souscription d’actions du 14 septembre 2010, le Conseil d’administration a prévu que, pour le Président-directeur général, le nombre d’options de souscription susceptibles d’être exercées, à l’issu du différé d’exercice de 2 ans, sera fonction de conditions de performance (voir pages 112 et 113 du présent Document de référence). 5.8.5. Options de souscription ou d’achat d’actions levées durant l’exercice 2010 par chaque dirigeant mandataire social Le détail des plans d’options pour chaque dirigeant mandataire social figure aux pages 121 et 122 du présent Document de référence. Date du plan Nombre Prix (date d’attribution) d’options d’exercice levées (en euros) durant l’exercice Thierry Desmarest Plan 2002 25 372 39,03 Président du Conseil d’administration (jusqu’au 21 mai 2010) 09 / 07 / 2002 Total 25 372 Christophe de Margerie - - - Directeur Général (jusqu’au 21 mai 2010) Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Total - Pour 50% des options, la condition est basée sur la moyenne des ROE des exercices 2010 et 2011 du Groupe. Pour 50% des options, la condition est basée sur la moyenne des ROACE des exercices 2010 et 2011 du Groupe. Christophe de Margerie Directeur Général (jusqu’au 21 mai 2010) Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010)Document de référence 2010. TOTAL 117 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 5.8.6. Actions gratuites attribuées durant l’exercice 2010 à chaque dirigeant mandataire social ou autre administrateur (attributions conditionnelles) Date du plan Nombre Valorisation Date Date de Conditions de performance d’actions des actions d’acquisition disponibilité attribuées attribuées pendant (en euros) l’exercice Thierry Desmarest Plan 2010 - - - - - Président du Conseil d’administration 14 / 09 / 2010 (jusqu’au 21 mai 2010) Christophe de Margerie Plan 2010 - - - - - Directeur Général 14 / 09 / 2010 (jusqu’au 21 mai 2010) Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Claude Clément Plan 2010 240 35,03 15 / 09 / 2012 15 / 09 / 2014 Condition basée sur Administrateur représentant 14 / 09 / 2010 la moyenne des ROE les salariés actionnaires des exercices 2010 et 2011 du Groupe (a) Plan mondial 2010 25 32,70 01 / 07 / 2012 01 / 07 / 2014 - 30 / 06 / 2010 Total 265 (a) La condition de performance s’applique à la moitié des actions attribuées au-delà de 100 actions. 5.8.7. Actions gratuites définitivement attribuées durant l’exercice 2010 à chaque dirigeant mandataire social ou autre administrateur Date Nombre Conditions d’acquisition du plan d’actions attribuées définitivement durant l’exercice (a) Thierry Desmarest Plan 2008 - - Président du Conseil d’administration (jusqu’au 21 mai 2010) 09 / 10 / 2008 Christophe de Margerie Plan 2008 - - Directeur Général (jusqu’au 21 mai 2010) 09 / 10 / 2008 Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Claude Clément Plan 2008 300 Condition basée sur Administrateur représentant les salariés actionnaires 09 / 10 / 2008 ROE de l’exercice 2009 du Groupe (b) Total 300 (a) Actions attribuées définitivement à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de deux ans, soit le 10 octobre 2010. (b) Le taux d’acquisition des actions attribuées, lié à la condition de performance, était de 60%. M. Clément avait bénéficié de l’attribution gratuite de 500 actions le 9 octobre 2008 qui avait été décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. Par ailleurs, la cession des actions qui ont été gratuitement et définitivement attribuées ne pourra intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de 2 ans, soit à compter du 10 octobre 2012.118 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5.9. Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions La répartition des attributions d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL entre catégories de bénéficiaires (principaux dirigeants, cadres dirigeants et autres salariés) est la suivante pour chacun des plans en vigueur durant l’exercice 2010 : Nombre de Nombre Répartition Nombre bénéficiaires d’options moyen notifiées (a) d’options par bénéficiaire (a) Plan 2002 (b)(d)(e) : Options d’achat Décision du Conseil d’administration du 9 juillet 2002 Principaux dirigeants (c) 28 333 600 11,6% 11 914 Prix d’exercice : 158,30 euros ; rabais : 0,0% Cadres dirigeants 299 732 500 25,5% 2 450 Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 : 39,03 euros (a) Autres salariés 3 537 1 804 750 62,9% 510 Total 3 864 2 870 850 100% 743 Plan 2003 (b)(d) : Options de souscription Décision du Conseil d’administration du 16 juillet 2003 Principaux dirigeants (c) 28 356 500 12,2% 12 732 Prix d’exercice : 133,20 euros ; rabais : 0,0% Cadres dirigeants 319 749 206 25,5% 2 349 Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 : 32,84 euros (a) Autres salariés 3 603 1 829 600 62,3% 508 Total 3 950 2 935 306 100% 743 Plan 2004 (d) : Options de souscription Décision du Conseil d’administration du 20 juillet 2004 Principaux dirigeants (c) 30 423 500 12,6% 14 117 Prix d’exercice : 159,40 euros ; rabais : 0,0% Cadres dirigeants 319 902 400 26,8% 2 829 Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 : 39,30 euros (a) Autres salariés 3 997 2 039 730 60,6% 510 Total 4 346 3 365 630 100% 774 Plan 2005 (d) : Options de souscription Décision du Conseil d’administration du 19 juillet 2005 Principaux dirigeants (c) 30 370 040 24,3% 12 335 Prix d’exercice : 198,90 euros ; rabais : 0,0% Cadres dirigeants 330 574 140 37,6% 1 740 Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 : 49,04 euros (a) Autres salariés 2 361 581 940 38,1% 246 Total 2 721 1 526 120 100% 561 Plan 2006 (d) : Options de souscription Principaux dirigeants (c) 28 1 447 000 25,3% 51 679 Décision du Conseil d’administration du 18 juillet 2006 Cadres dirigeants 304 2 120 640 37,0% 6 976 Prix d’exercice : 50,60 euros ; rabais : 0,0% Autres salariés 2 253 2 159 600 37,7% 959 Total 2 585 5 727 240 100% 2 216 Plan 2007 (d)(e) : Options de souscription Principaux dirigeants (c) 27 1 329 360 22,8% 49 236 Décision du Conseil d’administration du 17 juillet 2007 Cadres dirigeants 298 2 162 270 37,1% 7 256 Prix d’exercice : 60,10 euros ; rabais : 0,0% Autres salariés 2 401 2 335 600 40,1% 973 Total 2 726 5 827 230 100% 2 138 Plan 2008 (d)(e)(f) : Options de souscription Principaux dirigeants (c) 26 1 227 500 27,6% 47 212 Attribution du 9 octobre 2008 (g) Cadres dirigeants 298 1 988 420 44,7% 6 673 Prix d’exercice : 42,90 euros ; rabais : 0,0% Autres salariés 1 690 1 233 890 27,7% 730 Total 2 014 4 449 810 100% 2 209 Plan 2009 (d)(e) : Options de souscription Principaux dirigeants (c) 26 1 201 500 27,4% 46 211 Décision du Conseil d’administration du 15 septembre 2009 Cadres dirigeants 284 1 825 540 41,6% 6 428 Prix d’exercice : 39,90 euros ; rabais : 0,0% Autres salariés 1 742 1 360 460 31,0% 781 Total 2 052 4 387 500 100% 2 138 Plan 2010 (d)(e) : Options de souscription Principaux dirigeants (c) 25 1 348 100 28,2% 53 924 Décision du Conseil d’administration du 14 septembre 2010 Cadres dirigeants 282 2 047 600 42,8% 7 261 Prix d’exercice : 38,20 euros ; rabais : 0,0% Autres salariés 1 790 1 392 720 29,0% 778 Total 2 097 4 788 420 100% 2 283 (a) Afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, le Conseil d’administration du 14 mars 2006 a décidé en application des articles 174-9, 174-12 et 174-13 du décret n°67-236 du 23 mars 1967 en vigueur lors de la tenue de ce Conseil et de l’Assemblée générale du 12 mai 2006, l’ajustement des droits des bénéficiaires d’options TOTAL. Les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147, et les nombres d’options non levées ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 1,014048 puis arrondis, pour chaque plan et chaque bénéficiaire, à l’unité supérieure, avec prise d’effet le 24 mai 2006. En outre, afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL ont été multipliés par 0,25, et les nombres d’options non levées ont été multipliés par quatre. La présentation des nombres d’options notifiées figurant dans ce tableau n’a pas été retraitée de cette division par quatre du nominal de l’action. (b) Certains collaborateurs présents dans le groupe Elf Aquitaine en 1998 avaient également bénéficié en 2000, 2001, 2002 et 2003 de la confirmation d’options Elf Aquitaine attribuées en 1998 sous réserve de la réalisation d’objectifs de résultats par le groupe Elf Aquitaine de 1998 à 2002. Ces plans d’options Elf Aquitaine sont échus depuis le 31 mars 2005. (c) Membres du Comité directeur et le Trésorier, tels que définis à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution des options. M. Desmarest n’est plus membre du Comité directeur depuis le 14 février 2007. M. Desmarest, s’est vu attribuer 110 000 options au titre du plan 2007 et aucune option au titre des plans 2008, 2009 et 2010. (d) Les options sont exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de 2 ans assorti d’un délai d’incessibilité de 4 ans à compter de la date du Conseil ayant décidé l’attribution (à l’exception du plan 2008), et doivent être exercées dans un délai de 8 ans à compter de cette date. La condition de présence dispose que la rupture du contrat de travail retirera au bénéficiaire la faculté d’exercice des options. (e) Le délai d’incessibilité de 4 ans n’est pas applicable aux bénéficiaires sous contrat d’une société filiale non française à la date d’attribution, lesquels peuvent céder les actions issues d’exercice d’options à compter d’un délai de 2 ans après la date d’attribution. (f) Le taux d’attribution des options, lié à la condition de performance, était de 60% pour le plan 2008. (g) Sur décision du Conseil d’administration du 9 septembre 2008.Document de référence 2010. TOTAL 119 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 5.10. Suivi des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL au 31 décembre 2010 5.10.1. Historique général des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL Plan 2002 Plan 2003 Plan 2004 Plan 2005 Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Total Type d’options Options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de d’achat souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription Date d’Assemblée générale 17 / 05 / 2001 17 / 05 / 2001 14 / 05 / 2004 14 / 05 / 2004 14 / 05 / 2004 11 / 05 / 2007 11 / 05 / 2007 11 / 05 / 2007 21 / 05 / 2010 Date d’attribution (a) 09 / 07 / 2002 16 / 07 / 2003 20 / 07 / 2004 19 / 07 / 2005 18 / 07 / 2006 17 / 07 / 2007 09 / 10 / 2008 15 / 09 / 2009 14 / 09 / 2010 Options attribuées par le Conseil d’administration, dont (b) : 11 483 400 11 741 224 13 462 520 6 104 480 5 727 240 5 937 230 4 449 810 4 387 500 4 788 420 68 081 824 mandataires sociaux (c) 240 000 240 000 240 000 240 720 400 720 310 840 200 660 200 000 240 000 2 312 940 - D. Boeuf n / a n / a - 720 720 840 660 - n / a 2 940 - T. Desmarest 240 000 240 000 240 000 240 000 240 000 110 000 - - - 1 310 000 - C. de Margerie n / a n / a n / a n / a 160 000 200 000 200 000 200 000 240 000 1 000 000 - C. Clément n / a n / a n / a n / a n / a n / a n / a n / a - - Attributions complémentaires - - 24 000 134 400 - - - - - 158 400 Ajustements liés à l’apport-scission d’Arkema (d) 165 672 163 180 196 448 90 280 - - - - - 615 580 Exercice possible à compter du : 10 / 07 / 2004 17 / 07 / 2005 21 / 07 / 2006 20 / 07 / 2007 19 / 07 / 2008 18 / 07 / 2009 10 / 10 / 2010 16 / 09 / 2011 15 / 09 / 2012 Date d’échéance 09 / 07 / 2010 16 / 07 / 2011 20 / 07 / 2012 19 / 07 / 2013 18 / 07 / 2014 17 / 07 / 2015 09 / 10 / 2016 15 / 09 / 2017 14 / 09 / 2018 Prix d’exercice (en euros) (e) 39,03 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 Nombre cumulé d’options exercées au 31 / 12 / 2010 6 878 373 6 072 598 1 050 178 38 497 8 620 - - 1 080 - Nombre cumulé d’options annulées au 31 / 12 / 2010 4 770 699 97 362 293 943 111 807 77 734 70 785 100 652 14 650 1 120 Nombre d’options : - existantes au 1 er janvier 2010 5 935 261 6 811 629 12 495 709 6 185 440 5 645 686 5 871 665 4 441 630 4 377 010 - 51 764 030 - attribuées en 2010 - - - - - - - - 4 788 420 4 788 420 - annulées en 2010 (f) (g) (4 671 989) (1 420) (15 660) (6 584) (4 800) (5 220) (92 472) (4 040) (1 120) (4 803 305) - exercées en 2010 (1 263 272) (1 075 765) (141 202) - - - - (1 080) - (2 481 319) Existantes au 31 / 12 / 2010 - 5 734 444 12 338 847 6 178 856 5 640 886 5 866 445 4 349 158 4 371 890 4 787 300 49 267 826 (a) La date d’attribution correspond à la date à laquelle le Conseil d’administration a décidé l’attribution des options, sauf l’attribution d’options de souscription d’actions en date du 9 octobre 2008 décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. (b) Les nombres d’options attribuées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale. (c) Options attribuées aux mandataires sociaux ayant cette qualité lors de l’attribution. (d) Ajustements décidés par le Conseil d’administration du 14 mars 2006 en application des dispositions des articles 174-9, 174-12 et 174-13 du décret n°67-236 du 23 mars 1967 en vigueur lors de la tenue de ce Conseil ainsi que lors de la tenue de l’Assemblée générale du 12 mai 2006, dans le cadre de l’opération d’apport-scission d’Arkema. Ces ajustements ont été effectués le 22 mai 2006, avec prise d’effet le 24 mai 2006. (e) Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. Les prix d’exercice en vigueur avant le 24 mai 2006 figurent en pages 229 à 232 du présent Document de référence. (f) Parmi les 4 671 989 options annulées en 2010, 4 671 145 options non exercées sont devenues caduques du fait de l’échéance du plan 2002 d’options d’achat le 9 juillet 2010. (g) Parmi les 92 472 options annulées du plan 2008, 88 532 ont été annulées en raison de l’application de la condition de performance. Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2008 a été de 60%.120 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction En cas de levée de toutes les options d’achat d’actions et de souscription d’actions existantes au 31 décembre 2010, les actions correspondantes représenteraient 2,05% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. 5.10.2. Options de souscription et d’achat d’actions TOTAL de l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe au 31 décembre 2010 (Comité directeur et Trésorier) Plan 2002 Plan 2003 Plan 2004 Plan 2005 Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Total Type d’options Options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de d’achat souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription Date d’échéance 09/ 07/2010 16/07/2011 20/ 07/2012 19/07/ 2013 18/07/2014 17/ 07/2015 09/10/2016 15/09/2017 14 / 09 / 2018 Prix d’exercice (en euros) (a) 39,03 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 Options attribuées par le Conseil d’administration (b) 560 200 635 704 796 800 689 680 823 720 1 000 840 1 101 200 1 169 800 1 348 100 8 126 044 Ajustements liés à l’apport-scission d’Arkema (c) 7 568 8 120 11 248 9 608 - - - - - 36 544 Options existantes au 01 / 01 / 2010 243 232 291 337 705 048 699 416 823 720 1 000 840 1 101 200 1 169 800 - 6 034 593 Options attribuées durant l’exercice 2010 - - - - - - - - 1 348 100 1 348 100 Options exercées durant l’exercice 2010 (20 600) (25 172) (90 000) - - - - - - (135 772) Options annulées durant l’exercice 2010 (d) (e) (222 632) - - - - - (78 399) - - (301 031) Options existantes au 31 / 12 / 2010 - 266 165 615 048 699 416 823 720 1 000 840 1 022 801 1 169 800 1 348 100 6 945 890 (a) Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. Les prix d’exercice en vigueur avant le 24 mai 2006 figurent en pages 229 à 232 du présent Document de référence. (b) Les nombres d’options attribuées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale. (c) Ajustements décidés par le Conseil d’administration du 14 mars 2006 en application des dispositions des articles 174-9, 174-12 et 174-13 du décret n°67-236 du 23 mars 1967 en vigueur lors de la tenue de ce Conseil et de l’Assemblée générale du 12 mai 2006, dans le cadre de l’opération d’apport-scission d’Arkema. Ces ajustements ont été effectués le 22 mai 2006, avec prise d’effet le 24 mai 2006. (d) Parmi les 301 031 options annulées en 2010, 222 632 options non exercées sont devenues caduques du fait de l’échéance du plan 2002 d’options d’achat le 9 juillet 2010. (e) 78 399 options du plan 2008 ont été annulées en raison de l’application de la condition de performance. Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2008 a été de 60%. Dans le cadre des plans 2007, 2008 et 2009 d’options de souscription d’actions, le Conseil d’administration a assorti d’une condition de performance les attributions supérieures à 25 000 options pour le tiers des options au-delà de ce nombre. Pour le plan 2010 d’options de souscription d’actions, les bénéficiaires de plus de 3 000 options sont soumis à une condition de performance pour une partie d’entre elles (voir pages 112 et 113 du présent Document de référence). D’autre part, M. Clément, administrateur représentant les salariés actionnaires, n’a exercé aucune option en 2010 et n’a bénéficié d’aucune option de souscription d’actions au titre du plan 2010. (1) Sur la base d’un capital potentiel de 2 398 908 757 actions (voir page 163 du présent Document de référence).Document de référence 2010. TOTAL 121 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 5.10.3. Options de souscription et d’achat d’actions TOTAL de M. Desmarest, Président du Conseil d’administration de TOTAL S.A. jusqu’au 21 mai 2010 Plan 2002 Plan 2003 Plan 2004 Plan 2005 Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Total Type d’options Options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de d’achat souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription Date d’échéance 09/07/2010 16/07/2011 20/ 07/2012 19/07/2013 18/07/2014 17/07/2015 09/10/2016 15/09/2017 14/09/2018 Prix d’exercice (en euros) (a) 39,03 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 - Options attribuées par le Conseil d’administration (b) 240 000 240 000 240 000 240 000 240 000 110 000 - - - 1 310 000 Ajustements liés à l’apport-scission d’Arkema (c) 3 372 2 476 3 372 3 372 - - - - - 12 592 Options existantes au 1 er janvier 2010 25 372 - 243 372 243 372 240 000 110 000 - - - 862 116 Options attribuées durant - - - - - - - - - - l’exercice 2010 Options exercées durant (25 372) - - - - - - - - (25 372) l’exercice 2010 Options annulées durant - - - - - - - - - - l’exercice 2010 Options existantes au 31 / 12 / 10 - - 243 372 243 372 240 000 110 000 - - - 836 744 (a) Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. Les prix d’exercice en vigueur avant le 24 mai 2006 figurent en pages 229 à 232 du présent Document de référence. (b) Les nombres d’options attribuées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale. (c) Ajustements décidés par le Conseil d’administration du 14 mars 2006 en application des dispositions des articles 174-9, 174-12 et 174-13 du décret n°67-236 du 23 mars 1967 en vigueur lors de la tenue de ce Conseil et de l’Assemblée générale du 12 mai 2006, dans le cadre de l’opération d’apport-scission d’Arkema. Ces ajustements ont été effectués le 22 mai 2006, avec prise d’effet le 24 mai 2006. Au 31 décembre 2010, les options attribuées à M. Desmarest, Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010, représentent 0,035% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. (1) Sur la base d’un capital potentiel de 2 398 908 757 actions (voir page 163 du présent Document de référence).122 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5.10.4. Options de souscription et d’achat d’actions TOTAL de M. de Margerie, Président-directeur général de TOTAL S.A. Plan 2002 Plan 2003 Plan 2004 Plan 2005 Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Total Type d’options Options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de d’achat souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription Date d’échéance 09/07/2010 16/07/2011 20/ 07/ 2012 19/07/2013 18/07/2014 17/07/2015 09/10/2016 15/09/2017 14/09/2018 Prix d’exercice (en euros) (a) 39,03 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 Options attribuées par le Conseil d’administration (b) 112 000 112 000 128 000 130 000 160 000 200 000 200 000 200 000 240 000 1 482 000 Ajustements liés à l’apport-scission d’Arkema (c) 1 576 1 576 1 800 1 828 - - - - - 6 780 Options existantes au 1 er janvier 2010 113 576 113 576 129 800 131 828 160 000 200 000 200 000 200 000 - 1 248 780 Options attribuées durant l’exercice 2010 - - - - - - - - 240 000 240 000 Options exercées durant l’exercice 2010 - - - - - - - - - - Options annulées durant l’exercice 2010 (d) (e) (113 576) - - - - - (23 333) - - (136 909) Options au 31/12/2010 - 113 576 129 800 131 828 160 000 200 000 176 667 200 000 240 000 1 351 871 (a) Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. Les prix d’exercice en vigueur avant le 24 mai 2006 figurent en pages 229 à 232 du présent Document de référence. (b) Les nombres d’options attribuées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale. (c) Ajustements décidés par le Conseil d’administration du 14 mars 2006 en application des dispositions des articles 174-9, 174-12 et 174-13 du décret n°67-236 du 23 mars 1967 en vigueur lors de la tenue de ce Conseil et de l’Assemblée générale du 12 mai 2006, dans le cadre de l’opération d’apport-scission d’Arkema. Ces ajustements ont été effectués le 22 mai 2006, avec prise d’effet le 24 mai 2006. (d) 113 576 options non exercées sont devenues caduques du fait de l’échéance du plan 2002 d’options d’achat, le 9 juillet 2010. (e) Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2008 est de 60%. En conséquence, 23 333 options ont été annulées. Le Conseil d’administration a assorti de conditions de performance les attributions consenties au Président-directeur général dans le cadre des plans 2007, 2008, 2009 et 2010 (voir pages 112 et 113 du présent Document de référence). Pour le plan 2008, le taux d’attribution des options, lié à la condition de performance, était de 60%. Les options du Président-directeur général existantes au 31 décembre 2010 représentent 0,056% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. (1) Sur la base d’un capital potentiel de 2 398 908 757 actions (voir page 163 du présent Document de référence).Document de référence 2010. TOTAL 123 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 5.10.5. Options de souscription d’actions consenties aux dix salariés non mandataires sociaux bénéficiant du nombre d’options le plus élevé / Options de souscription ou d’achat d’actions levées par les dix salariés non mandataires sociaux ayant procédé aux levées les plus importantes Nombre total Prix Date Date d’options attribuées / d’exercice d’attribution d’échéance d’actions souscrites des options (a) (en euros) ou achetées Options consenties, durant l’exercice 2010, 742 000 38,20 14 / 09 / 2010 14 / 09 / 2018 aux dix salariés de TOTAL S.A. et de toute société comprise dans le périmètre du Groupe, bénéficiant du nombre d’options le plus élevé Options levées, durant l’exercice 2010, 75 858 39,03 09 / 07 / 2002 09 / 07 / 2010 par les dix salariés de TOTAL S.A. et de toute 79 793 32,84 16 / 07 / 2003 16 / 07 / 2011 société comprise dans le périmètre du Groupe, 24 000 39,30 20 / 07 / 2004 20 / 07 / 2012 ayant procédé aux levées les plus importantes (b) 179 651 36,32 (c) (a) La date d’attribution correspond à la date à laquelle le Conseil d’administration a décidé l’attribution des options. (b) Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. Les prix d’exercice en vigueur avant le 24 mai 2006 figurent en pages 229 à 232 du présent Document de référence. (c) Prix moyen pondéré.124 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5.11. Historique des attributions gratuites d’actions TOTAL 5.11.1. Plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL Le Conseil d’administration a décidé, le 21 mai 2010, la mise en œuvre d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions aux salariés du Groupe, soit plus de 100 000 salariés. Le 30 juin 2010, chaque salarié a reçu des droits à 25 actions gratuites. L’attribution définitive est soumise à une condition de présence pendant la période d’acquisition du plan (deux ou quatre ans selon les cas). Cependant, les actions attribuées ne sont pas soumises à une condition de performance. À l’issue de la période d’acquisition, les actions seront émises. 5.11.2. Répartition des attributions gratuites d’actions conditionnelles TOTAL La répartition des attributions gratuites d’actions conditionnelles TOTAL entre catégories de bénéficiaires (principaux dirigeants, cadres dirigeants et autres salariés) est la suivante : Nombre de Nombre Répartition Nombre bénéficiaires d’actions moyen notifiées (a) d’actions par bénéficiaire Plan 2005 (b) Principaux dirigeants (c) 29 13 692 2,4% 472 Décision du Conseil d’administration du 19 juillet 2005 Cadres dirigeants 330 74 512 13,1% 226 Autres salariés (d) 6 956 481 926 84,5% 69 Total 7 315 570 130 100% 78 Plan 2006 (b) Principaux dirigeants (c) 26 49 200 2,2% 1 892 Décision du Conseil d’administration du 18 juillet 2006 Cadres dirigeants 304 273 832 12,0% 901 Autres salariés (d) 7 509 1 952 332 85,8% 260 Total 7 839 2 275 364 100% 290 Plan 2007 (b) Principaux dirigeants (c) 26 48 928 2,1% 1 882 Décision du Conseil d’administration du 17 juillet 2007 Cadres dirigeants 297 272 128 11,5% 916 Autres salariés (d) 8 291 2 045 309 86,4% 247 Total 8 614 2 366 365 100% 275 Plan 2008 (b) Principaux dirigeants (c) 25 49 100 1,8% 1 964 Attribution réalisée le 9 octobre 2008, par décision Cadres dirigeants 300 348 156 12,5% 1 161 du Conseil d’administration du 9 septembre 2008 Autres salariés (d) 9 028 2 394 712 85,8% 265 Total 9 353 2 791 968 100% 299 Plan 2009 Principaux dirigeants (c) 25 48 700 1,6% 1 948 Décision du Conseil d’administration du 15 septembre 2009 Cadres dirigeants 284 329 912 11,1% 1 162 Autres salariés (d) 9 693 2 593 406 87,3% 268 Total 10 002 2 972 018 100% 297 Plan 2010 (e) Principaux dirigeants (c) 24 46 780 1,6% 1 949 Décision du Conseil d’administration du 14 septembre 2010 Cadres dirigeants 283 343 080 11,4% 1 212 Autres salariés (d) 10 074 2 620 151 87,0% 260 Total 10 381 3 010 011 100% 290 (a) Les nombres d’actions gratuites notifiées figurant dans ce tableau n’ont pas été retraités de la division par quatre du nominal de l’action décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale. (b) Pour les plans 2005, 2006 et 2007, les taux d’acquisition des actions attribuées, liés aux conditions de performance, étaient de 100%. Pour le plan 2008, le taux d’acquisition lié à la condition de performance était de 60% (c) Membres du Comité directeur et le Trésorier, tels que définis à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution gratuite des actions. Les dirigeants mandataires sociaux n’ont pas bénéficié de ces attributions gratuites d’actions. (d) M. Clément, salarié de Total Raffinage Marketing (filiale de TOTAL S.A.) et administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires, a bénéficié de l’attribution gratuite de 320 actions au titre du plan 2005, de 200 actions au titre du plan 2007, de 500 actions au titre du plan 2008 et de 240 actions au titre du plan 2010. (e) Hors attributions réalisées dans le cadre du plan mondial 2010 d’attribution gratuite d’actions. Les actions conditionnelles, préalablement rachetées par la Société sur le marché, sont définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de deux ans à compter de la date d’attribution. Cette attribution définitive est assortie d’une condition de présence et d’une condition de performance (voir pages 111 et 112 du présent Document de référence). Par ailleurs, la cession des actions qui ont été attribuées gratuitement et définitivement ne pourra intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de deux ans.Document de référence 2010. TOTAL 125 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5 5.12. Suivi des plans d’attributions gratuites d’actions TOTAL au 31 décembre 2010 5.12.1. Suivi des plans d’attributions gratuites d’actions conditionnelles TOTAL Plan 2005 (a) Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Date d’Assemblée générale 17 / 05 / 2005 17 / 05 / 2005 17 / 05 / 2005 16 / 05 / 2008 16 / 05 / 2008 16 / 05 / 2008 Date d’attribution (b) 19 / 07 / 2005 18 / 07 / 2006 17 / 07 / 2007 09 / 10 / 2008 15 / 09 / 2009 14 / 09 / 2010 Cours de clôture à la date d’attribution (c) 52,13 € 50,40 € 61,62 € 35,945 € 41,615 € 39,425 € Cours moyen unitaire d’achat des actions par la Société 51,62 € 51,91 € 61,49 € 41,63 € 38,54 € 39,11 € Nombre total d’actions attribuées gratuitement, dont : 2 280 520 2 275 364 2 366 365 2 791 968 2 972 018 3 010 011 - Mandataires sociaux (d) 416 416 432 588 - 240 - Dix premiers attributaires salariés (e) 20 000 20 000 20 000 20 000 20 000 20 000 Début de la période d’acquisition 19 / 07 / 2005 18 / 07 / 2006 17 / 07 / 2007 09 / 10 / 2008 15 / 09 / 2009 14 / 09 / 2010 Date d’attribution définitive, sous réserve des conditions fixées (fin de la période d’acquisition) 20 / 07 / 2007 19 / 07 / 2008 18 / 07 / 2009 10 / 10 / 2010 16 / 09 / 2011 15 / 09 / 2012 Cession possible à compter du (fin de la période d’obligation de conservation) 20 / 07 / 2009 19 / 07 / 2010 18 / 07 / 2011 10 / 10 / 2012 16 / 09 / 2013 15 / 09 / 2014 Nombre d’attributions gratuites d’actions : - Existantes au 1 er janvier 2010 - - - 2 762 476 2 966 036 - - Notifiées en 2010 - - - 3 010 011 - Annulées en 2010 (f) 1 024 (h) 3 034 (h) 552 (h) (1 113 462) (9 796) (8 738) - Attribuées définitivement en 2010 (g) (1 024) (h) (3 034) (h) (552) (h) (1 649 014) (1 904) (636) - Existantes au 31 décembre 2010 - - - - 2 954 336 3 000 637 (a) Le nombre d’actions attribuées gratuitement a été multiplié par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale. (b) La date d’attribution correspond à la date à laquelle le Conseil d’administration a décidé l’attribution gratuite d’actions, sauf l’attribution gratuite d’actions en date du 9 octobre 2008 décidée par le Conseil d’administration le 9 septembre 2008. (c) Afin de tenir compte de la division du nominal de l’action TOTAL par quatre intervenue le 18 mai 2006, le cours de clôture de l’action TOTAL au 19 juillet 2005 de 208,50 euros a été multiplié par 0,25. (d) M. Desmarest, Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010, n’a pas bénéficié des plans 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 et 2010 d’attribution gratuite d’actions. De plus, M. de Margerie, administrateur depuis le 12 mai 2006 puis Directeur Général depuis le 14 février 2007 et Président-directeur général depuis le 21 mai 2010, n’a pas bénéficié des plans 2006, 2007, 2008, 2009 et 2010 d’attribution gratuite d’actions. M. de Margerie s’est vu attribuer définitivement, le 20 juillet 2007, les 2 000 actions dont il avait bénéficié au titre du plan 2005 n’ayant pas la qualité de mandataire social de TOTAL S.A. lors de l’attribution. Par ailleurs, M. Boeuf, administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires jusqu’au 31 décembre 2009, a bénéficié des attributions gratuites d’actions décidées par le Conseil d’administration de TOTAL S.A. les 19 juillet 2005, 18 juillet 2006, 17 juillet 2007 et 9 septembre 2008. M. Boeuf n’a pas bénéficié de l’attribution gratuite au titre de la décision du Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 15 septembre 2009. Enfin, M. Clément, administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires depuis le 21 mai 2010 a bénéficié de l’attribution gratuite de 240 actions au titre de la décision du Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 14 septembre 2010. Par ailleurs, M. Clément s’est vu attribuer définitivement, le 10 octobre 2010, 300 actions au titre du plan d’attribution gratuite d’actions décidé par le Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 9 septembre 2008. (e) Salariés de TOTAL S.A. et de toute société comprise dans le périmètre du Groupe, n’ayant pas la qualité de mandataire social de TOTAL S.A. lors de l’attribution. (f) Parmi les 1 113 462 droits annulés à l’attribution d’actions du plan 2008, 1 094 914 droits à l’attribution ont été annulés en raison de l’application de la condition de performance. Le taux d’acquisition du plan 2008 est de 60%. (g) Pour le plan 2009 et le plan 2010, attributions définitives à la suite du décès des bénéficiaires des actions. (h) Attributions définitives d’actions gratuites dont le droit à attribution avait été indûment annulé. En cas d’attribution définitive de toutes les attributions conditionnelles existantes au 31 décembre 2010, les actions correspondantes représenteraient 0,25% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. (1) Sur la base d’un capital potentiel de 2 398 908 757 actions (voir page 163 du présent Document de référence). 126 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d’entreprise Rémunération des organes d’administration et de direction 5.12.2. Suivi du plan mondial d’attributions gratuites d’actions TOTAL Plan 2010 Plan 2010 Total (2 + 2) (4 + 0) Date d’Assemblée générale 16 / 05 / 2008 16 / 05 / 2008 Date d’attribution (a) 30 / 06 / 2010 30 / 06 / 2010 Date d’attribution définitive (fin de la période d’acquisition) 01 / 07 / 2012 01 / 07 / 2014 Cession possible à compter du 01 / 07 / 2014 01 / 07 / 2014 Nombre d’actions attribuées gratuitement Existantes au 1 er janvier 2008 - - - Notifiées - - - Annulées - - - Attribuées définitivement - - - Existantes au 1 er janvier 2009 - - - Notifiées - - - Annulées - - - Attribuées définitivement - - - Existantes au 1 er janvier 2010 - - - Notifiées 1 508 850 1 070 650 2 579 500 Annulées (125) (75) (200) Attribuées définitivement (b) (75) - (75) Existantes au 31 décembre 2010 1 508 650 1 070 575 2 579 225 (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Attributions définitives à la suite du décès ou de l’invalidité des bénéficiaires des actions. En cas d’attribution définitive de toutes les attributions existantes au 31 décembre 2010, les actions correspondantes représenteraient 0,11% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. 5.12.3. Actions conditionnelles attribuées gratuitement aux dix salariés non mandataires sociaux dont le nombre d’actions conditionnelles attribuées gratuitement est le plus élevé Actions gratuites attribuées définitivement aux dix salariés non mandataires sociaux dont le nombre d’actions conditionnelles attribuées gratuitement est le plus élevé Nombre d’attributions Date Date Cession gratuites d’actions d’attribution d’attribution possible notifiées / attribuées des actions définitive à compter définitivement gratuites (fin de la du (fin période d’obligation d’acquisition) de conservation) Actions conditionnelles attribuées gratuitement par décision du Conseil d’administration du 14 septembre 2010 aux dix salariés de TOTAL S.A. non mandataires sociaux dont le nombre d’actions attribuées gratuitement est le plus élevé (a) 20 000 (b) 14/09/2010 15/09/2012 15/09/2014 Actions gratuites attribuées définitivement durant l’exercice 2010, au titre du plan d’attribution gratuite d’actions conditionnelles décidé par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008, aux dix salariés non mandataires sociaux à la date de cette décision dont le nombre d’actions conditionnelles attribuées gratuitement est le plus élevé (c) 12 000 09/10/2008 10/10/2010 10/10/2012 (a) Attribution décidée par le Conseil d’administration du 14 septembre 2010. Ces actions, seront définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de 2 ans, soit le 15 septembre 2012, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie (voir pages 111 et 112 du présent Document de référence). La cession des actions, qui seraient ainsi attribuées gratuitement et définitivement, ne pourra ensuite intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de 2 ans, soit à compter du 15 septembre 2014. (b) Au 30 juin 2010, dans le cadre du plan mondial, les dix salariés ont en outre chacun bénéficié d’un droit à vingt-cinq actions gratuites. (c) Attribution du 9 octobre 2008 décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. Ces actions ont été définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de 2 ans, soit le 10 octobre 2010. Cette attribution définitive était assortie d’une condition de performance (voir pages 111 et 112 du présent Document de référence). Le taux d’acquisition des actions attribuées, lié à cette condition de performance, était de 60%. Par ailleurs, la cession des actions qui ont été attribuées gratuitement et définitivement ne pourra intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de 2 ans, soit à compter du 10 octobre 2012. (1) Sur la base d’un capital potentiel de 2 398 908 757 actions (voir page 163 du présent Document de référence).Document de référence 2010. TOTAL 127 Gouvernement d’entreprise Effectifs, participation au capital 5 6. Effectifs, participation au capital 6.1. Effectifs À la clôture des trois derniers exercices, les effectifs salariés du Groupe (sociétés consolidées globalement) se répartissaient de la façon suivante : Amont Aval Chimie Holding Total 2010 17 192 32 631 41 658 1 374 92 855 2009 16 628 33 760 44 667 1 332 96 387 2008 16 005 34 040 45 545 1 369 96 959 France Reste de Reste du Total l’Europe monde 2010 35 169 24 931 32 755 92 855 2009 36 407 26 299 33 681 96 387 2008 37 101 27 495 32 363 96 959 6.2. Accords de participation des salariés au capital Dans le cadre des accords signés le 15 mars 2002 et de leurs avenants, un « Plan d’épargne Groupe TOTAL » (PEGT), un « Plan partenarial d’épargne salariale volontaire » (PPESV devenu PERCO) et un « Plan d’épargne entreprise complémentaire » (PEC) ont été mis en place pour les salariés des sociétés françaises du Groupe adhérentes, donnant accès à plusieurs fonds communs de placement, dont un fonds investi en actions de la Société (« TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE »). En outre, un « Plan d’épargne Groupe Actionnariat » (PEG-A) est en place depuis le 19 novembre 1999 pour servir de cadre aux opérations d’augmentation de capital réservées aux salariés des sociétés françaises et étrangères du Groupe adhérant à ce plan. 6.2.1. Plans d’épargne entreprise Les différents plans d’épargne d’entreprise (PEGT, PEC), donnent accès, pour les salariés des filiales françaises du Groupe adhérant à ces plans, à plusieurs fonds communs de placement dont un fonds investi en actions de l’entreprise (« TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE »). Les opérations d’augmentation de capital réservée aux salariés sont réalisées, dans le cadre du PEG-A, par le biais du fonds investi en actions de l’entreprise (« TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE ») pour les salariés des filiales françaises du Groupe et par le biais du fonds commun « TOTAL ACTIONNARIAT INTERNATIONAL CAPITALISATION » pour les salariés des filiales étrangères. Par ailleurs, les salariés américains participent à ces opérations par souscription directe à des American Depositary Receipts (ADR), et les salariés italiens (et allemands à compter de 2011) par souscription directe à des actions nouvelles déposées auprès de la Caisse Autonome du Groupe en Belgique. 6.2.2. Accords d’intéressement Par ailleurs, dans le cadre de l’accord de Groupe relatif à l’intéressement, signé le 26 juin 2009, l’enveloppe affectée à l’intéressement des salariés de dix sociétés du Groupe est déterminée en fonction du niveau de rentabilité des capitaux propres du Groupe, lorsque la législation locale l’autorise (voir page 167 du présent Document de référence). 6.2.3. Participation des salariés au capital Le nombre d’actions TOTAL détenues par les salariés au 31 décembre 2010 se décompose de la façon suivante : TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE 73 117 185 TOTAL ACTIONNARIAT INTERNATIONAL CAPITALISATION 16 446 122 ELF PRIVATISATION N°1 977 948 Actions souscrites par les salariés aux États-Unis 705 829 Caisse Autonome du Groupe (Belgique) 295 866 Actions TOTAL issues de levées d’options et détenues au nominatif pur au sein d’un PEE (a) 3 185 510 Total des actions détenues par les salariés 94 728 460 (a) Plan d’épargne entreprise.128 TOTAL. Document de référence 2010 5 Gouvernement d'entreprise Effectifs, participation au capital Ainsi, les salariés du Groupe détiennent au 31 décembre 2010, sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce, 94 728 460 actions TOTAL, soit 4,03% du capital et 7,72% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale de la Société à cette date. 6.2.4. Augmentation de capital réservée aux salariés L’Assemblée générale du 21 mai 2010, dans sa vingtième résolution, a délégué au Conseil d’administration la compétence de procéder en une ou plusieurs fois dans un délai maximum de vingt-six mois à une augmentation de capital réservée aux salariés adhérant à un plan d’épargne entreprise dans le cadre des dispositions des articles L. 3332-2 et L. 3332-18 et suivants du Code de travail et des articles L. 225-129-2, L. 225-129-6 et L. 225-138-1 du Code de commerce. Le nombre d’actions ordinaires susceptibles d’être émises en vertu de cette délégation ne pourra dépasser 1,5% du capital social au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’émission. Dans le cadre de cette délégation de compétence, le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 a décidé de procéder à une augmentation de capital réservée aux salariés du Groupe en 2011, dans la limite de 12 millions d’actions, celles-ci seront émises avec jouissance au 1 er janvier 2010. Le Conseil d’administration a décidé de déléguer au Président-directeur général le pouvoir de fixer la période de souscription. Le 14 mars 2011, le Président-directeur général a décidé que la période de souscription serait fixée du 16 mars au 1 er avril 2011 et a constaté que le prix de souscription unitaire serait de 34,80 euros. Pour mémoire, le Conseil d’administration du 6 novembre 2007 avait décidé de procéder à une augmentation de capital réservée aux salariés du Groupe, dans la limite de 12 millions d’actions, au prix de souscription de 44,40 euros, avec jouissance au 1 er janvier 2007. La souscription a été ouverte du 10 au 28 mars 2008 inclus, donnant lieu à la création en 2008 de 4 870 386 actions TOTAL. La gestion de chacun des trois FCPE d’actionnariat mentionnés ci-dessus est contrôlée par un Conseil de surveillance attitré composé pour deux tiers de représentants des porteurs de parts et pour un tiers de représentants de l’entreprise. Ce Conseil a notamment pour fonction d’examiner le Rapport de gestion et les comptes annuels ainsi que la gestion financière, administrative et comptable du FCPE, d’exercer les droits de vote attachés aux titres de capital détenus dans le portefeuille, de décider de l’apport des titres en cas d’offre publique et des opérations de fusion, de scission ou de liquidation et de donner son accord préalable aux modifications du règlement du FCPE, dans les conditions prévues par leur règlement. Ces règlements prévoient que les décisions sont prises à la majorité simple, hormis les décisions relatives à une modification du règlement du Fonds, à sa transformation ou à sa liquidation, qui sont prises à la majorité qualifiée des deux tiers plus une voix, ainsi que les décisions relatives à l’apport des titres du Fonds Elf Privatisation en cas d’offre publique. Pour les salariés détenant des actions sous les autres modalités mentionnées dans le tableau ci-dessus, le droit de vote s’exerce individuellement. 6.3. Participation au capital des organes d’administration et de direction Au 31 décembre 2010, sur la base des déclarations des administrateurs et du registre des actions détenues en nominatif, l’ensemble des membres du Conseil d’administration et des principaux dirigeants du Groupe (Comité directeur et Trésorier) détenait moins de 0,5% du capital social : – membres du Conseil d’administration (y compris Présidentdirecteur général) : 474 450 actions ; – Président-directeur général : 85 230 actions et 48 529 parts du FCPE « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » ; – Comité directeur (y compris Président-directeur général) et Trésorier : 572 527 actions. Par décision du Conseil d’administration : – les dirigeants sociaux doivent conserver l’équivalent de deux années de part fixe de leur rémunération investi en actions de la Société ; – les membres du Comité exécutif doivent conserver l’équivalent de deux années de part fixe de leur rémunération investi en actions de la Société, ces actions devant être acquises dans un délai maximum de trois ans à compter de la nomination au Comité exécutif. Le nombre d’actions TOTAL à considérer inclut : – les actions cessibles ou incessibles détenues en propre ; – les parts du FCPE investi en actions TOTAL.Document de référence 2010. TOTAL 129 Gouvernement d'entreprise Effectifs, participation au capital 5 6.3.1. État récapitulatif des opérations mentionnées à l’article L. 621-18-2 du Code monétaire et financier Les opérations réalisées au cours de l’exercice 2010 sur les titres de la Société ou les instruments financiers qui leur sont liés, réalisées par les personnes mentionnées aux paragraphes a) à c) de l’article L. 621-18-2 du Code monétaire et financier et dont la Société a eu connaissance, se répartissent de la façon suivante : Année 2010 Acquisition Souscription Cession Échange Exercice d’options sur actions Thierry Desmarest (a) Actions TOTAL - - 45 372 - 25 372 Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) - - - - - Christophe de Margerie (a) Actions TOTAL - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 4 815,21 - - - - Michel Bénézit (a) Actions TOTAL - 3 170 - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 27,68 47,23 - - - François Cornélis (a) Actions TOTAL - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 1 241,32 - - - - Yves-Louis Darricarrère (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 4,61 - - - Jean-Jacques Guilbaud (a) Actions TOTAL - - 5 000 - 5 000 Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 345,33 259,48 652,79 - - Patrick de La Chevardière (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 79,25 12,79 - - - (a) Y compris les personnes liées au sens des dispositions de l’article R. 621-43-1 du Code monétaire et financier. (b) FCPE essentiellement investi en actions TOTAL.130 TOTAL. Document de référence 2010TOTAL et ses actionnaires 1. Cotation boursière 132 1.1. Cotation de l’action . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 1.2. Performance de l’action . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .133 2. Dividende 136 2.1. Politique de distribution du dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136 2.2. Paiement du dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 2.3. Coupons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 3. Rachats d’actions 138 3.1. Rachats et annulations d’actions en 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .138 3.2. Rapport du Conseil d’administration sur les opérations d’achat et de vente d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .138 3.3. Programme de rachat 2011-2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .140 4. Actionnariat 142 4.1. Relations entre TOTAL et l’État français . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .142 4.2. Rapprochement de Total avec PetroFina en 1999 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .142 4.3. Rapprochement de TotalFina avec Elf Aquitaine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .142 4.4. Principaux actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143 4.5. Actions propres détenues par le Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 4.6. Actions détenues par les membres des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145 4.7. Actionnariat salarié . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145 4.8. Structure de l’actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145 4.9. Conventions et engagements réglementés et opérations avec les parties liées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145 5. Communication financière 146 5.1. Politique de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146 5.2. Relations avec les investisseurs institutionnels et les analystes financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146 5.3. Une relation de qualité au service des actionnaires individuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146 5.4. La détention des actions au nominatif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .147 5.5. Contacts actionnaires individuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 5.6. Calendrier 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 5.7. Calendrier 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 5.8. Responsables de la Communication financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .149 Document de référence 2010. TOTAL 131 TOTAL et ses actionnaires 61. Cotation boursière 1.1. Cotation de l’action 1.1.1. Places de cotation Paris, Bruxelles, Londres et New York 1.1.2. Codes ISIN FR0000120271 Reuters TOTF.PA Bloomberg FP FP Datastream F:TAL Mnémo FP 1.1.3. Présence dans les indices CAC 40, Euro Stoxx 50, Stoxx Europe 50, DJ Global Titans 1.1.4. Présence dans les indices ESG (Environnement, Social, Gouvernance) DJSI World, DJSI Europe, FTSE4Good, ASPI 1.1.5. Poids dans les principaux indices au 31 décembre 2010 CAC 40 12,0% 1 re position EURO STOXX 50 5,6% 1 re position STOXX EUROPE 50 3,4% 6 e position DJ GLOBAL TITANS 1,8% 23 e position 1.1.6. Première capitalisation de la Place de Paris et de la zone Euro au 31 décembre 2010 Principales capitalisations boursières de la zone Euro (a) Au 31 décembre 2010 (en milliards d’euros) TOTAL 93,2 Siemens 84,7 Telefónica 77,4 Anheuser-Busch InBev 68,7 Santander 66,0 (a) Source : Bloomberg pour les sociétés autres que TOTAL. 1.1.7. Capitalisation boursière au 31 décembre 2010 (1) 93,2 milliards d’euros (2) 125,7 milliards de dollars (3) 1.1.8. Part du flottant 90% (4) 1.1.9. Nominal 2,50 euros 1.1.10. Notation de la dette long terme et court terme au 31 décembre 2010 (long terme / perspective / court terme) Standard & Poor’s : AA / Negative / A-1+ Moody’s : Aa1 / Stable / P-1 DBRS : AA / Stable / R-1 (middle) 132 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Cotation boursière (1) Nombre d’actions composant le capital social au 31 décembre 2010 : 2 349 640 931. (2) Cours de clôture de l’action TOTAL à Paris au 31 décembre 2010 : 39,65 euros. (3) Cours de clôture de l’ADR TOTAL à New York au 31 décembre 2010 : 53,48 dollars. (4) Source Euronext.1.2. Performance de l’action Document de référence 2010. TOTAL 133 TOTAL et ses actionnaires Cotation boursière 6 Évolution du cours de Bourse (en euros) de l’action TOTAL à Paris (2007-2010) (a) 2007 2008 2009 2010 120 110 100 90 80 70 60 50 40 TOTAL CAC 40 Eurostoxx 50 Source : Bloomberg - Cours de l’action au 31 décembre 2010 : 39,65 euros. (a) Base 100 au 1 er janvier 2007. Évolution du cours de Bourse (en dollars) de l’ADR à New York (2007-2010) (a) 2007 2008 2009 2010 120 110 100 90 80 70 60 50 40 TOTAL Dow Jones Source : Bloomberg - Cours de l’ADR au 31 décembre 2010 : 53,48 dollars. (a) Base 100 au 1 er janvier 2007. 1.2.1. Opération Arkema Dans le cadre de la scission des activités chimiques d’Arkema des autres activités chimiques du Groupe, l’Assemblée générale des actionnaires du 12 mai 2006 a approuvé l’apport sous le régime juridique des scissions, à la société Arkema, par TOTAL S.A. de l’ensemble de ses participations dans les sociétés faisant partie du périmètre Arkema, ainsi que l’attribution pour chaque action TOTAL d’un droit à attribution d’actions Arkema, dix droits d’attribution donnant droit à une action Arkema. Par ailleurs, les actions Arkema sont librement négociables sur le marché d’Euronext Paris depuis le 18 mai 2006. Conformément aux dispositions figurant dans un « avis préalable à la mise en vente de titres non réclamés » paru le 3 août 2006 dans le journal Les Échos, les actions Arkema non réclamées au 3 août 2008 correspondant aux droits d’attribution formant rompus ont été mises en vente sur le marché Euronext Paris au prix moyen de 32,5721 euros. En conséquence, à compter de cette date, le prix d’indemnisation unitaire des droits d’attribution d’actions Arkema est de 3,25721 euros (avis NYSE Euronext n° PAR_20080812_02958_EUR). BNP Paribas Securities Services a procédé à l’indemnisation des intermédiaires financiers sur remise des droits d’attribution Arkema correspondants. À compter du 4 août 2018, les sommes non réclamées seront versées à la Caisse des dépôts et consignations où elles seront encore susceptibles d’être réclamées par les titulaires durant une période de vingt ans. Passé ce délai, les sommes seront définitivement acquises à l’État. 1.2.2. Évolution du cours de Bourse en Europe des principales compagnies pétrolières européennes entre le 1 er janvier 2010 et le 31 décembre 2010 (cours de clôture en devises locales) TOTAL (euro) -11,9% BP (livre sterling) -22,4% Royal Dutch Shell A (euro) +17,2% Royal Dutch Shell B (livre sterling) +16,8% ENI (euro) -8,2% Source : Bloomberg 1.2.3. Évolution du cours de Bourse aux États-Unis (cours de l’ADR pour les sociétés européennes) des principales compagnies pétrolières internationales entre le 1 er janvier 2010 et le 31 décembre 2010 (cours de clôture en dollars) TOTAL -16,5% ExxonMobil +7,2% BP -23,8% Royal Dutch Shell A +11,1% Royal Dutch Shell B +14,7% Chevron +18,5% ENI -13,6% ConocoPhillips +33,4% Source : Bloomberg1.2.5. Multiplication de l’investissement initial par 1,5 en dix ans Pour 1 000 euros investis en actions TOTAL, au 31 décembre de l’année N, par une personne physique résidant en France, en supposant un réinvestissement en actions TOTAL du montant des dividendes nets (sans prise en compte de l’avoir fiscal), hors prélèvements fiscaux et sociaux. Taux de rendement Valeur au annuel de l’actionnaire (a) 31 décembre 2010 de 1 000 euros investis Date d’investissement TOTAL CAC 40 (b) TOTAL CAC 40 1 an 1 er janvier 2010 -6,9% -0,4% 931 996 5 ans 1 er janvier 2006 -0,9% -0,9% 956 956 10 ans 1 er janvier 2001 +4,2% -1,7% 1 509 842 15 ans 1 er janvier 1996 +13,1% +7,3% 6 338 2 877 (a) Les cours de l’action TOTAL pris en compte pour calculer les taux de rendement annuels tiennent compte de l’ajustement effectué par Euronext Paris à la suite du détachement des droits à attribution d’actions Arkema. (b) Les cours de l’indice CAC 40 pris en compte pour calculer les taux de rendement annuels incluent l’ensemble des dividendes distribués par les sociétés qui font partie de l’indice. 1.2.6. Informations synthétiques Les données antérieures au 18 mai 2006 figurant dans ce tableau ont été ajustées pour prendre en compte la division par quatre du nominal de l’action en divisant par quatre les cours négociés et les dividendes et en multipliant par quatre les volumes échangés à Paris. Cours de l’action (en euros) 2010 2009 2008 2007 2006 Plus haut (en séance) 46,735 45,785 59,50 63,40 58,15 Plus haut ajusté (a) (en séance) - - - - 57,40 Plus bas (en séance) 35,655 34,25 31,52 48,33 46,52 Plus bas ajusté (a) (en séance) - - - - - Dernier de l’année (clôture) 39,65 45,005 38,91 56,83 54,65 Dernier cours ajusté de l’année (clôture) (a) - - - - - Moyenne des trente derniers cours (clôture) 39,164 43,194 39,58 55,31 54,30 Volume de transaction (moyenne par séance) Euronext Paris 6 808 245 7 014 959 11 005 751 10 568 310 10 677 157 New York Stock Exchange (b) (nombre d’ADR) 3 329 778 2 396 192 2 911 002 1 882 072 1 500 331 Dividende (c) 2,28 2,28 2,28 2,07 1,87 (a) Cours ajusté de l’apport-scission d’Arkema. (b) À la suite de la division par quatre du nominal de l’action qui avait été approuvée par l’Assemblée générale des actionnaires du 12 mai 2006 et qui est intervenue le 18 mai 2006, ainsi que la division par deux de l’ADR intervenue le 23 mai 2006, un ADR correspondant à une action TOTAL. En outre, les données sur les volumes échangés à New York avant le 23 mai 2006 ont été multipliées par deux. (c) Pour 2010, sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale du 13 mai 2011. Ce montant comprend l’acompte de 1,14 euro par action, à valoir sur le dividende au titre de 2010, qui a été mis en paiement le 17 novembre 2010 et est éligible à l’abattement de 40% bénéficiant aux personnes physiques fiscalement domiciliées en France prévu à l’article 158 du Code général des impôts. 134 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Cotation boursière 1.2.4. Valorisation d’un portefeuille investi en actions TOTAL Rendement net (hors avoir fiscal) de 4,2% par an sur dix ans.1.2.7. Évolution de l’action TOTAL sur les dix-huit derniers mois (Euronext Paris) (a) Volume moyen Plus haut Plus bas en séance en séance en séance (en euros) (en euros) Septembre 2009 7 537 239 42,45 38,91 Octobre 2009 7 312 637 43,11 39,005 Novembre 2009 5 908 294 43,495 40,50 Décembre 2009 5 010 797 45,785 41,50 Janvier 2010 6 089 982 46,735 41,215 Février 2010 7 098 526 43,165 40,05 Mars 2010 5 738 794 43,25 40,90 Avril 2010 7 882 589 44,625 40,50 Mai 2010 11 547 964 41,305 36,21 Juin 2010 8 184 619 41 36,48 Juillet 2010 6 295 437 39,645 35,655 Août 2010 5 302 726 41 36,225 Septembre 2010 6 210 487 39,67 36,77 Octobre 2010 5 822 245 39,72 37,52 Novembre 2010 6 719 213 41,275 36,91 Décembre 2010 5 162 212 40,79 37,195 Janvier 2011 6 530 899 43,575 40,01 Février 2011 6 214 549 44,47 42,325 Maximum sur la période 46,735 Minimum sur la période 35,655 (a) Source : Euronext Paris. Clôture de l’action TOTAL sur Euronext Paris (en euros) 2009 2010 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30 Volume moyen échangé en séance sur l’action TOTAL sur Euronext Paris (en millions d’actions) 2009 2010 Document de référence 2010. TOTAL 135 TOTAL et ses actionnaires Cotation boursière 6 5,16 novembre décembre octobre septembre juillet août avril mai juin février mars janvier novembre décembre octobre septembre juillet août avril mai juin février mars janvier 6,72 5,82 6,21 5,30 6,30 8,18 11,55 7,88 5,74 7,10 6,09 5,01 5,91 7,31 7,54 6,03 5,985,96 7,03 8,16 9,07 8,28 8,122. Dividende 2.1. Politique de distribution du dividende 2.1.1. Dividende au titre de l’exercice 2010 Depuis 2004, la Société procède au paiement d’un acompte sur dividende au mois de novembre, le paiement du solde du dividende intervenant après l’Assemblée générale annuelle qui se tient en mai. Les paiements de l’acompte et du solde du dividende relatifs à l’exercice 2010 continuent à être payés selon cette politique. Le Conseil d’administration du 29 juillet 2010 a fixé à 1,14 euro le montant de l’acompte à valoir sur le dividende au titre de l’exercice 2010. Cet acompte a été détaché de l’action sur Euronext Paris le 12 novembre 2010 et mis en paiement le 17 novembre 2010. Au titre de l’exercice 2010, TOTAL souhaite poursuivre sa politique de dividende en proposant à l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011 un dividende total de 2,28 euros par action, dont un solde de 1,14 euro par action qui serait détaché le 23 mai 2011 et mis en paiement le 26 mai 2011. Ce dividende de 2,28 euros par action est stable par rapport à l’année précédente. Au titre des cinq derniers exercices, la hausse du dividende s’élève en moyenne à 5,1% (1) par an. 2006 (a) 2007 2008 2009 2010 ¦ Solde ¦ Acompte (a) Par ailleurs, le 18 mai 2006, chaque action TOTAL a reçu un droit d’attribution à une action Arkema, dix droits d’attribution donnant droit à une action Arkema. Pour 2010, le taux de distribution des résultats de TOTAL s’élève à 50% (2) . L’évolution du taux de distribution (3) au cours des cinq derniers exercices est la suivante : 2006 2007 2008 2009 2010 2.1.2. Modification de la politique de paiement du dividende Le Conseil d’administration de TOTAL a décidé le 28 octobre 2010 de modifier la périodicité des paiements d’acompte sur dividende et d’adopter une politique de paiement trimestriel. Les paiements trimestriels d’acomptes sur dividende commenceront à compter de l’exercice 2011, après paiement du solde du dividende de l’exercice 2010. Ainsi, le premier acompte trimestriel au titre de l’exercice 2011 devrait être versé courant septembre 2011. Sous réserve des décisions du Conseil d’administration, et de l’Assemblée générale s’agissant de l’approbation des comptes de la Société ainsi que du solde du dividende, le calendrier de détachement des acomptes et du solde du dividende relatifs à l’exercice 2011 serait donc le suivant : – 19 septembre 2011 ; – 19 décembre 2011 ; – 19 mars 2012 ; – 18 juin 2012. Ce calendrier indicatif concerne les dates de détachements relatifs aux actions. 136 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Dividende (1) Cette hausse ne prend pas en compte le droit d’attribution Arkema octroyé le 18 mai 2006. (2) Sur la base d’un résultat net ajusté dilué par action de 4,58 euros. (3) Sur la base du résultat net ajusté dilué par action de l’exercice considéré. 2,28 € 2,28 € 2,07 € 1,87 € 2,28 € 66% 34% 39% 37% 50%2.2. Paiement du dividende 2.3. Coupons Exercice Date de Date de Date de Nature du coupon Montant net Montant net détachement paiement prescription (en euros) (en euros) (a) 2003 24 / 05 / 2004 24 / 05 / 2004 24 / 05 / 2009 Dividende 4,70 1,18 2004 24 / 11 / 2004 24 / 11 / 2004 24 / 11 / 2009 Acompte sur dividende 2,40 0,60 24 / 05 / 2005 24 / 05 / 2005 24 / 05 / 2010 Solde sur dividende 3,00 0,75 2005 24 / 11 / 2005 24 / 11 / 2005 24 / 11 / 2010 Acompte sur dividende 3,00 0,75 18 / 05 / 2006 (b) 18 / 05 / 2006 (b) 18 / 05 / 2011 Solde sur dividende 3,48 0,87 2006 17 / 11 / 2006 17 / 11 / 2006 17 / 11 / 2011 Acompte sur dividende 0,87 0,87 18 / 05 / 2007 18 / 05 / 2007 18 / 05 / 2012 Solde sur dividende 1,00 1,00 2007 16 / 11 / 2007 16 / 11 / 2007 16 / 11 / 2012 Acompte sur dividende 1,00 1,00 20 / 05 / 2008 23 / 05 / 2008 23 / 05 / 2013 Solde sur dividende 1,07 1,07 2008 14 / 11 / 2008 19 / 11 / 2008 19 / 11 / 2013 Acompte sur dividende 1,14 1,14 19 / 05 / 2009 22 / 05 / 2009 22 / 05 / 2014 Solde sur dividende 1,14 1,14 2009 13 / 11 / 2009 18 / 11 / 2009 18 / 11 / 2014 Acompte sur dividende 1,14 1,14 27 / 05 / 2010 01 / 06 / 2010 01 / 06 / 2015 Solde sur dividende 1,14 1,14 2010 (c) 12/ 11/ 2010 17/ 11/ 2010 17/ 11/ 2015 Acompte sur dividende 1,14 1,14 23/ 05/ 2011 26/ 05/ 2011 26/ 05/ 2016 Solde sur dividende 1,14 1,14 (a) Montants nets retraités pour tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action intervenue le 18 mai 2006. (b) Par ailleurs, le 18 mai 2006, chaque action TOTAL a reçu un droit d’attribution à une action Arkema, dix droits d’attribution donnant droit à une action Arkema. (c) Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011 de verser un dividende de 2,28 euros par action au titre de l’exercice 2010, sous forme numéraire uniquement. Un acompte de 1,14 euro par action ayant été détaché le 12 novembre 2010 et mis en paiement le 17 novembre 2010, le solde à distribuer serait de 1,14 euro par action, détaché le 23 mai 2011 et mis en paiement le 26 mai 2011. Le paiement du dividende, dont la centralisation a été confiée à BNP Paribas Securities Services, est versé aux intermédiaires financiers teneurs de compte suivant la procédure du paiement direct par Euroclear France. The Bank of New York Mellon (101 Barclay Street 22 W, New York, NY 10286, USA) assure le paiement du dividende pour les porteurs d’ADR (American Depositary Receipts). Document de référence 2010. TOTAL 137 TOTAL et ses actionnaires Dividende 6 2.2.1. Paiement du dividende sur les certificats représentatifs d’actions Dans le cadre des offres publiques d’échange sur les actions PetroFina, TOTAL a émis des certificats représentatifs d’actions (CR Action). Le CR Action est un mode de représentation des actions prévu par la loi française, émis par Euroclear France, destiné à circuler exclusivement en dehors de France et ne pouvant être détenu par des résidents français. Le CR Action est émis soit sous forme matérielle, soit sous forme d’inscription en compte-titres, et présente les caractéristiques d’une valeur mobilière au porteur. Le CR Action est librement convertible entre la forme matérielle et l’inscription en compte-titres. Toutefois, conformément à la loi belge du 14 décembre 2005 sur la dématérialisation des titres en Belgique, les CR Action ne peuvent être délivrés que sous la forme dématérialisée à compter du 1 er janvier 2008, date de l’entrée en vigueur de la loi. Par ailleurs, de nouveaux CR Action ont été émis à la suite de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL en 2006. ING Belgique est la banque centralisatrice pour le paiement de tous les coupons détachés des CR Action en circulation. Le paiement des coupons détachés des CR Action est effectué sans frais, sous réserve des retenues à la source et impôts éventuels, au guichet des établissements suivants : ING Belgique Avenue Marnix 24, 1000 Bruxelles, Belgique BNP Paribas Fortis Montagne du Parc 3, 1000 Bruxelles, Belgique KBC BANK N.V. Avenue du Port 2, 1080 Bruxelles, Belgique 2.2.2. Strips-VVPR TOTAL Les Strips-VVPR sont des valeurs mobilières qui permettent aux actionnaires dont le domicile fiscal est en Belgique de bénéficier d’un précompte mobilier belge réduit de 25% à 15% sur le dividende payé par TOTAL. Ces Strips-VVPR sont négociables séparément des actions TOTAL et sont cotés au marché semi-continu de la Bourse de Bruxelles. Conformément à la loi belge du 14 décembre 2005 sur la dématérialisation des titres en Belgique, les Strips-VVPR ne peuvent être délivrés que sous la forme dématérialisée à leur titulaire à compter du 1 er janvier 2008. Les Strips-VVPR ne confèrent de droits que dans la mesure où ils accompagnent des actions TOTAL. Au 31 décembre 2010, il y avait 227 734 056 Strips-VVPR TOTAL en circulation.3. Rachats d’actions L’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d’administration, a autorisé le Conseil d’administration, conformément aux dispositions de l’article L. 225-209 du Code de commerce et aux dispositions du règlement européen n° 2273 / 2003 du 22 décembre 2003, à acheter ou à vendre des actions de la Société dans le cadre de la mise en œuvre d’un programme de rachat d’actions. Le prix maximal d’achat a été fixé à 70 euros par action sans que le nombre d’actions à acquérir puisse dépasser 10% du capital social. Cette autorisation a été donnée pour une durée de dix-huit mois et a remplacé l’autorisation précédente de l’Assemblée générale des actionnaires du 15 mai 2009. Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011 d’approuver une autorisation d’intervention sur l’action TOTAL au travers d’un programme de rachat d’actions réalisé dans le cadre de l’article L. 225-209 du Code de commerce et conformément aux dispositions du règlement européen n°2273 / 2003 du 22 décembre 2003. Les modalités de ce programme sont décrites aux pages 140 à 141 du présent Document de référence. 138 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Rachats d’actions 3.1. Rachats et annulations d’actions en 2010 Au cours de l’année 2010, TOTAL n’a procédé à aucun rachat d’actions. Au cours des vingt-quatre mois précédant le 31 décembre 2010, 24 800 000 actions TOTAL ont été annulées, soit 1,1% du capital social au 31 décembre 2010. Pourcentage du capital racheté (1) 2006 2007 2008 2009 2010 3.2. Rapport du Conseil d’administration sur les opérations d’achat et de vente d’actions 3.2.1. Rachats d’actions réalisés au cours de l’exercice 2010 En 2010, TOTAL n’a procédé à aucun rachat d’actions. 3.2.2. Actions inscrites au nom de la Société et de ses filiales au 31 décembre 2010 Le nombre d’actions TOTAL détenues par la Société (autodétention) s’élève, au 31 décembre 2010, à 12 156 411 actions représentant 0,52% du capital de TOTAL S.A. Conformément à la loi, ces actions sont privées du droit de vote, ainsi que du droit à recevoir un dividende. Après prise en compte des actions détenues par les filiales du Groupe (autocontrôle), ayant droit au dividende mais privées de droit de vote, le nombre total d’actions TOTAL détenues par le Groupe s’élève, au 31 décembre 2010, à 112 487 679 actions représentant 4,79% du capital de TOTAL S.A., réparties, d’une part, en 12 156 411 actions d’autodétention, dont 6 012 460 actions en couverture des plans d’attribution gratuite d’actions et 6 143 951 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions et, d’autre part, en 100 331 268 actions d’autocontrôle. Il est rappelé que les actions achetées en vue d’une allocation aux salariés de la Société et de sociétés de son groupe dans le cadre de l’un des objectifs visés par l’article 3 du règlement CE n°2273 / 2003 du 22 décembre 2003, lorsqu’elles sont détenues en couverture de plans d’options d’achat d’actions devenus caducs ou en couverture de plans d’attribution gratuite d’actions n’ayant pas été attribuées à l’issue de la période d’acquisition, sont destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat d’actions TOTAL ou à des plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL, qui pourraient être décidés par le Conseil d’administration. 3.2.3. Cessions d’actions réalisées au cours de l’exercice 2010 1 263 272 actions TOTAL ont été cédées en 2010 au prix moyen de 39,03 euros par action à la suite de l’exercice d’options d’achat d’actions TOTAL attribuées dans le cadre du plan d’options d’achat décidé par le Conseil d’administration du 9 juillet 2002. (1) Capital moyen sur l’exercice N = (capital au 31 décembre N-1 + capital au 31 décembre N)/2. Hors rachats d’actions liés aux attributions gratuites d’actions au titre des plans 2005, 2006, 2007 et 2008. 0,0% 1,0% 1,2% 3,1% 0,0%Par ailleurs, 1 656 239 actions TOTAL ont été cédées en 2010 à la suite de l’attribution définitive d’actions dans le cadre des plans d’attribution gratuite d’actions successivement décidés par le Conseil d’administration les 19 juillet 2005, 18 juillet 2006, 17 juillet 2007, 9 septembre 2008, 15 septembre 2009 et 14 septembre 2010, ainsi que d’attributions définitives anticipées dans le cadre du plan mondial d’attribution gratuite d’actions décidé par le Conseil du 21 mai 2010. En raison de l’application de la condition de performance, le taux d’acquisition a été de 60% pour le plan 2008. 3.2.4. Annulation d’actions de la Société au cours des exercices 2009, 2010 et 2011 Utilisant l’autorisation conférée par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007 pour procéder à la réduction du capital social par annulation d’actions détenues par la Société dans la limite de 10% du capital social par périodes de vingt-quatre mois, le Conseil d’administration a décidé d’annuler 24 800 000 actions le 30 juillet 2009. Ces actions étaient inscrites en titres immobilisés dans les comptes sociaux. Cette autorisation expirera à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011. Sur la base du capital social de 2 349 640 931 actions au 31 décembre 2010 et compte tenu de l’annulation réalisée le 30 juillet 2009 (à hauteur de 24 800 000 actions), la Société est susceptible, jusqu’au 30 juillet 2011, de procéder à l’annulation d’au maximum 210 164 093 actions avant d’atteindre le seuil d’annulation de 10% du capital annulé sur une période de vingt-quatre mois. 3.2.5. Réallocations à d’autres finalités au cours de l’exercice 2010 Les actions rachetées par la Société dans le cadre de l’autorisation conférée par l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2008, ou dans le cadre d’autorisations antérieures, n’ont pas, au cours de l’exercice 2010, été réallouées à d’autres finalités que celles initialement prévues lors de leurs rachats. 3.2.6. Modalités des rachats et utilisation de produits dérivés Entre le 1 er janvier 2010 et le 28 février 2011, la Société n’a pas eu recours à des produits dérivés sur les marchés actions dans le cadre des programmes de rachat d’actions successivement autorisés par l’Assemblée générale des actionnaires du 15 mai 2009 puis par l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010. 3.2.7. Actions inscrites au nom de la Société et de ses filiales au 28 février 2011 Au 28 février 2011, le nombre d’actions TOTAL détenues par la Société s’élève à 12 155 685 actions représentant 0,52% du capital de TOTAL S.A. Conformément à la loi, ces actions sont privées du droit de vote, ainsi que du droit à recevoir un dividende. Après prise en compte des actions détenues par les filiales du Groupe, ayant droit au dividende mais privées de droit de vote, le nombre total d’actions propres détenues par le Groupe au 28 février 2011 s’élève à 112 486 953 actions représentant 4,79% du capital de TOTAL S.A., réparties, d’une part, en 12 155 685 actions d’autodétention, dont 6 012 460 actions en couverture des plans d’attribution gratuite d’actions, 6 143 225 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions et, d’autre part, en 100 331 268 actions d’autocontrôle. Document de référence 2010. TOTAL 139 TOTAL et ses actionnaires Rachats d’actions 6 Tableau de déclaration synthétique des opérations réalisées par la Société sur ses propres titres du 1 er mars 2010 au 28 février 2011 (a) , hors cessions relatives aux plans d’attribution gratuite d’actions : Flux bruts cumulés Positions ouvertes au 28 février 2011 Achats Ventes (b) Positions ouvertes à l’achat Positions ouvertes à la vente Nombre de titres - 899 344 Options Achats Options Ventes d’achat à terme d’achat à terme achetées vendues Échéance maximale moyenne - - - - Cours moyen de la transaction (€) - 39,03 - - - - Prix d’exercice moyen - - - - - - Montants (M€) - 35,1 - - - - (a) Conformément à la réglementation applicable au 28 février 2011, la période concernée débute le jour suivant la date à laquelle le bilan du précédent programme figurant dans le Document de référence de TOTAL pour l’exercice 2009 a été arrêté. (b) Cessions réalisées au titre de l’exercice d’options d’achat d’actions TOTAL dans le cadre du plan d’options d’achat d’actions décidé par le Conseil d’administration du 9 juillet 2002. En outre, 1 655 843 actions TOTAL ont été cédées entre le 1 er mars 2010 et le 28 février 2011 à la suite de l’attribution définitive d’actions dans le cadre des plans d’attribution gratuite d’actions successivement décidés par le Conseil d’administration les 19 juillet 2005, 18 juillet 2006, 17 juillet 2007, 9 septembre 2008, 15 septembre 2009 et 14 septembre 2010, ainsi que d’attributions définitives anticipées dans le cadre du plan mondial d’attribution gratuite d’actions décidé par le Conseil du 21 mai 2010. En raison de l’application de la condition de performance, le taux d’acquisition a été de 60% pour le plan 2008.Au 28 février 2011 Pourcentage de capital détenu par TOTAL S.A. 0,52% Nombre d’actions détenues en portefeuille (a) 12 155 685 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 477 Valeur de marché du portefeuille (M€) (b) 540 Pourcentage de capital détenu par l’ensemble du Groupe (c) 4,79% Nombre d’actions détenues en portefeuille 112 486 953 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 3 503 Valeur de marché du portefeuille (M€) (b) 4 996 (a) TOTAL S.A. n’a pas racheté d’actions durant les 3 jours de Bourse précédant le 28 février 2011. En conséquence, TOTAL S.A. a la propriété de l’ensemble des actions détenues en portefeuille à cette date. (b) Sur la base d’un cours de clôture de 44,41 euros par action au 28 février 2011. (c) TOTAL S.A., Total Nucléaire, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval. 3.3. Programme de rachat 2011-2012 3.3.1. Descriptif du programme de rachat d’actions en application des articles 241-1 et suivants du règlement général de l’Autorité des marchés financiers (AMF) Objectifs du programme de rachat d’actions : – réduire le capital de la Société par voie d’annulation des actions ; – honorer les obligations de la Société liées à des titres de créances convertibles ou échangeables en actions de la Société ; – honorer les obligations de la Société liées à des programmes d’options sur actions ou autres allocations d’actions aux dirigeants mandataires sociaux ou aux salariés de la Société ou d’une filiale du Groupe ; – remettre des actions (à titre d’échange, de paiement ou autre) dans le cadre d’opérations de croissance externe ; – animer le marché secondaire ou la liquidité de l’action TOTAL dans le cadre d’un contrat de liquidités. 3.3.2. Cadre juridique La mise en œuvre de ce programme, qui s’inscrit dans le cadre législatif créé par la loi n° 98-546 du 2 juillet 1998 portant diverses dispositions d’ordre économique et financier et dans le cadre des dispositions du règlement européen n° 2273/ 2003 du 22 décembre 2003, est soumise à l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires de TOTAL S.A. du 13 mai 2011 au travers de la cinquième résolution ainsi rédigée: «L’Assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité des assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d’administration, et des éléments figurant dans le descriptif du programme établi conformément aux articles 241-1 et suivants du règlement général de l’Autorité des marchés financiers, autorise le Conseil d’administration, conformément aux dispositions de l’article L. 225-209 du Code de commerce et aux dispositions du règlement européen n° 2273/ 2003 du 22 décembre 2003, à acheter ou à vendre des actions de la Société dans le cadre de la mise en œuvre d’un programme de rachat d’actions. L’acquisition, la cession ou le transfert de ces actions pourront être effectués par tous moyens sur les marchés réglementés, les systèmes multilatéraux de négociation ou de gré à gré, y compris par acquisition ou cession de blocs d’actions, dans les conditions autorisées par les autorités de marché compétentes. Dans ce cadre, ces moyens incluent l’utilisation de tout instrument financier dérivé négocié sur les marchés réglementés, les systèmes multilatéraux de négociation ou de gré à gré et la mise en place de stratégies optionnelles. Ces opérations pourront être effectuées à tout moment, à l’exclusion des périodes d’offre publique sur le capital de la Société, dans le respect de la réglementation en vigueur. Le prix maximum d’achat est fixé à 70 euros par action. En cas d’augmentation de capital par incorporation de réserves et attribution d’actions gratuites ainsi qu’en cas de division ou de regroupement des titres, ce prix maximal sera ajusté par un coefficient multiplicateur égal au rapport entre le nombre de titres composant le capital avant l’opération et ce nombre après l’opération. Le nombre maximal d’actions pouvant être achetées en vertu de cette autorisation ne pourra excéder 10% du nombre total des actions composant le capital social, en application des dispositions de l’article L. 225-209 du Code de commerce. Cette limite de 10% s’applique à un montant du capital de la Société qui sera, le cas échéant, ajusté pour prendre en compte les opérations affectant le capital social postérieurement à la présente Assemblée, les acquisitions réalisées par la Société ne pouvant en aucun cas l’amener à détenir, directement et indirectement par l’intermédiaire de filiales indirectes, plus de 10% du capital social. Au 31 décembre 2010, parmi les 2 349 640 931 actions composant son capital social, la Société détenait, directement 12 156 411 actions, et indirectement, par l’intermédiaire de filiales, 100 331 268 actions, soit au total 112 487 679 actions. Sur ces bases, le nombre maximal d’actions que la Société serait susceptible de racheter s’élève à 122 476 414 actions et le montant maximal qu’elle serait amenée à débourser pour acquérir ces actions s’élève à 8 573 348 980 euros. Ce programme de rachat d’actions aura pour objectif de réduire le capital de la Société ou de permettre à la Société d’honorer des obligations liées à: – des titres de créances convertibles ou échangeables en actions de la Société; – des programmes d’options d’achat d’actions, plans d’actionnariat salarié ou de plans d’épargne d’entreprise, ou autres allocations d’actions aux dirigeants mandataires sociaux ou salariés de la Société ou d’une société du Groupe (et notamment dans le cadre de programmes d’attribution gratuite d’actions). 140 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Rachats d’actionsLes rachats pourraient aussi avoir pour objectif une des pratiques de marché admises par l’AMF, à savoir : – la remise d’actions (à titre d’échange, de paiement ou autre) dans le cadre d’opérations de croissance externe ; ou – l’animation du marché secondaire ou de la liquidité de l’action TOTAL S.A. par un prestataire de services d’investissement dans le cadre d’un contrat de liquidité conforme à la Charte de déontologie reconnue par l’Autorité des marchés financiers. Ce programme serait également destiné à permettre à la Société d’opérer en Bourse ou hors marché sur ses actions dans tout autre but autorisé ou toute pratique de marché admise, ou qui viendrait à être autorisée ou admise par la loi ou la réglementation en vigueur. En cas d’opérations réalisées en dehors des objectifs mentionnés ci-dessus, la Société informerait ses actionnaires par voie de communiqué. En fonction de ces objectifs, les actions propres acquises pourraient notamment être : – soit annulées dans la limite maximale légale de 10% du nombre total des actions composant le capital social à la date de l’opération, par période de 24 mois ; – soit attribuées gratuitement aux collaborateurs du Groupe ainsi qu’à des dirigeants mandataires sociaux de la Société ou de sociétés du Groupe ; – soit remises aux attributaires d’options d’achat d’actions de la Société en cas d’exercice de celles-ci ; – soit cédées aux salariés, directement ou par l’intermédiaire de fonds d’épargne salariale ; – soit remises à la suite de l’exercice de droits attachés à des valeurs mobilières donnant droit par remboursement, conversion, échange, présentation d’un bon ou de toute autre manière à l’attribution d’actions de la Société ; – soit utilisées de toute autre manière compatible avec les objectifs énoncés à la présente résolution. Les actions rachetées et conservées par la Société seront privées de droit de vote et ne donneront pas droit au paiement du dividende. Cette autorisation est donnée pour une période de dix-huit mois à compter du jour de la présente Assemblée ou jusqu’à la date de son renouvellement par une Assemblée générale ordinaire avant l’expiration de la période de dix-huit mois susvisée. Tous pouvoirs sont conférés au Conseil d’administration, avec faculté de délégation, en vue d’assurer l’exécution de la présente autorisation. Elle prive d’effet à hauteur de la partie non utilisée la sixième résolution de l’Assemblée générale mixte du 21 mai 2010. » Par ailleurs, l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007 avait autorisé le Conseil d’administration à réduire le capital par annulation d’actions dans la limite de 10% du capital social par période de vingt-quatre mois, au travers de la résolution suivante : « L’Assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité des assemblées générales extraordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d’administration et du rapport spécial des commissaires aux comptes, autorise le Conseil d’administration, conformément à l’article L. 225-209 du Code de commerce, à réduire en une ou plusieurs fois le capital social par annulation d’actions que la Société détient ou qu’elle pourrait détenir par suite d’achats réalisés dans le cadre de ce même article. L’Assemblée générale confère tous pouvoirs au Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions prévues par la loi, pour réaliser sur ses seules décisions cette réduction du capital, dans la limite de 10% par période de vingt-quatre mois, du nombre total des actions composant le capital social existant à la date de l’opération, en arrêter le montant, imputer la différence entre la valeur de rachat des titres et leur valeur nominale sur tout poste de réserves ou primes, modifier consécutivement les statuts et accomplir toutes formalités nécessaires. Cette autorisation, qui annule et remplace à hauteur de la partie non utilisée l’autorisation donnée par l’Assemblée générale mixte du 7 mai 2002 dans sa treizième résolution, expire à l’issue de l’Assemblée générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011. » 3.3.3. Modalités Part maximale du capital à acquérir et montant maximal des fonds destinés à l’opération Le nombre maximal d’actions pouvant être achetées en vertu de l’autorisation proposée à l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011 ne pourra excéder 10% du nombre total des actions composant le capital social, étant précisé que cette limite s’applique à un montant du capital de la Société qui sera, le cas échéant, ajusté pour prendre en compte les opérations affectant le capital social postérieurement à cette Assemblée, les acquisitions réalisées par la Société ne pouvant en aucun cas l’amener à détenir, directement et indirectement par l’intermédiaire de filiales, plus de 10% du capital social. Avant annulation éventuelle d’actions en vertu de l’autorisation donnée par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007, sur la base du nombre d’actions composant le capital au 31 décembre 2010 (2 349 640 931 actions) et compte tenu des 112 486 953 actions détenues par le Groupe au 28 février 2011, soit 4,79% du capital, le nombre maximal d’actions susceptibles d’être achetées s’élèverait à 122 477 140 actions, ce qui représenterait un investissement théorique maximum de 8 573 399 800 euros sur la base du cours maximum d’achat de 70 euros. Modalités des rachats Les actions pourront être rachetées par tous moyens sur les marchés réglementés, les systèmes multilatéraux de négociation, ou de gré à gré, y compris par acquisition ou cession de blocs d’actions, dans les conditions autorisées par les autorités de marché compétentes. Dans ce cadre, ces moyens incluent l’utilisation de tout instrument financier dérivé négocié sur un marché réglementé, les systèmes multilatéraux de négociation ou de gré à gré et la mise en place de stratégies optionnelles, la Société veillant toutefois à ne pas accroître la volatilité de son titre. La part du programme réalisée par voie d’acquisition de blocs de titres ne se voit pas allouer de quota a priori, dans la limite fixée par cette résolution. Ces opérations de rachat d’actions pourront être effectuées à tout moment dans le respect de la réglementation en vigueur, mais à l’exclusion des périodes d’offre publique sur le capital de la Société. Durée et calendrier du programme de rachat Conformément à la cinquième résolution qui sera soumise à l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011, le programme de rachat d’actions pourra être mis en œuvre sur une période de dix-huit mois suivant la date de cette Assemblée, expirant donc le 13 novembre 2012. Opérations effectuées dans le cadre du programme précédent Les opérations effectuées dans le cadre du programme précédent sont détaillées dans le rapport du Conseil d’administration à l’Assemblée générale sur les rachats d’actions (pages 138 à 140 du présent Document de référence). Document de référence 2010. TOTAL 141 TOTAL et ses actionnaires Rachats d’actions 64. Actionnariat 4.1. Relations entre TOTAL et l’État français Depuis l’abrogation le 3 octobre 2002 du décret du 13 décembre 1993 portant sur l’instauration d’une action spécifique de l’État français dans le capital d’Elf Aquitaine, il n’y a plus de convention ou de disposition réglementaire régissant des relations d’actionnaires entre TOTAL (ou sa filiale Elf Aquitaine) et l’État français. 4.2. Rapprochement de Total avec PetroFina en 1999 4.3. Rapprochement de TotalFina avec Elf Aquitaine 142 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Actionnariat En décembre 1998, Total (1) , d’une part, et Electrafina, Investor, Tractebel, Electrabel et AG 1824 (les Apporteurs), d’autre part, ont signé une convention d’apport en nature par laquelle les Apporteurs ont apporté à Total leurs actions PetroFina. Par la suite, Total a lancé en 1999 une offre publique d’échange sur l’intégralité des actions PetroFina non encore en sa possession, selon une parité d’échange identique au rapport d’échange prévu en décembre 1998. À l’issue de cette offre publique, Total détenait 98,8% du capital de Petrofina. En octobre 2000, TotalFinaElf a lancé selon la même parité d’échange une offre publique d’échange complémentaire sur les actions PetroFina non encore en sa possession. Au 31 décembre 2000, TotalFinaElf détenait 99,6% du capital de PetroFina. Puis, en avril 2001, l’Assemblée générale extraordinaire de Total Chimie a approuvé l’apport, par TotalFinaElf à Total Chimie (filiale à 100% de TOTAL S.A.), de l’intégralité de la participation détenue par la Société dans PetroFina. Enfin, en septembre 2001, le Conseil d’administration de Total Chimie a décidé de lancer une offre publique de reprise (OPR) sur les 90 129 titres PetroFina non encore détenus. Total Chimie détient à ce jour la totalité des actions PetroFina. Le 22 décembre 2006, la Cour d’appel de Bruxelles a rendu un arrêt dans lequel elle a mis fin à la mesure de séquestre ordonnée par le Tribunal de commerce de Bruxelles le 15 avril 2002 à la suite d’une assignation introduite par des actionnaires minoritaires de PetroFina détenant 4 938 actions. En mai 2003, le même groupe d’anciens actionnaires minoritaires de PetroFina a assigné Total Chimie et PetroFina devant le tribunal de commerce de Bruxelles, contestant notamment le prix offert par Total Chimie lors de l’OPR ainsi que les conditions de la cession des actifs de Fina Exploration Norway (FEN SA) par PetroFina à Total Norge AS en décembre 2000. En juin 2006, TOTAL S.A. a été assignée en intervention forcée dans cette même procédure par les mêmes demandeurs. Par jugements en date des 31 mai 2007 et 8 février 2008, le tribunal de commerce de Bruxelles a décidé, avant dire droit, de nommer un expert, aux frais des demandeurs, avec pour mission d’examiner la valorisation d’actifs de PetroFina en Angola et en Norvège au regard de l’OPR initiée par Total Chimie. Total Chimie, PetroFina et TOTAL S.A. ont interjeté appel le 16 avril 2008 des décisions rendues par le Tribunal de commerce de Bruxelles. La procédure est actuellement en cours devant la Cour d’appel de Bruxelles. À la suite de plusieurs désistements de minoritaires, les plaignants, à ce jour, représentent moins de 2 000 titres. En 1999, les Conseils d’administration de TotalFina et d’Elf Aquitaine ont proposé à leurs actionnaires de rapprocher les deux entreprises au moyen d’une offre publique d’échange. À l’issue de l’offre, TotalFina s’est porté acquéreur des 254 345 078 actions Elf Aquitaine présentées à l’offre et a remis en échange 371 735 114 actions nouvelles TotalFina. En 2000, le Conseil d’administration a décidé de procéder à une offre publique de retrait portant sur l’ensemble des actions Elf Aquitaine non encore détenues par la Société. À l’issue de cette offre, TotalFinaElf a acquis les 10 828 326 actions Elf Aquitaine présentées à l’offre et a remis en échange 14 437 768 actions nouvelles TotalFinaElf. À la suite de l’offre publique de retrait suivie d’un retrait obligatoire annoncée le 24 mars 2010, TOTAL S.A. détient désormais 100% des titres émis par Elf Aquitaine. L’offre publique de retrait s’est déroulée du 16 avril au 29 avril 2010 inclus au prix de 305 euros par action (coupon du solde du dividende 2009 attaché). Elle portait sur la totalité des actions Elf Aquitaine non détenues directement ou indirectement par TOTAL S.A., à savoir 1 468 725 actions Elf Aquitaine représentant 0,52% du capital et 0,27% des droits de vote de la société. Le retrait obligatoire a été mis en œuvre le 30 avril 2010, afin d’acquérir la totalité des actions Elf Aquitaine visées par l’offre et non présentées à celle-ci, moyennant une indemnisation par action identique au prix de l’offre, soit 305 euros par action Elf Aquitaine (coupon du solde du dividende 2009 attaché). L’action a été radiée de la cote d’Euronext Paris le 30 avril 2010 (avis AMF n°210C0376). (1) La dénomination « Total » est devenue « TotalFina S.A. » le 14 juin 1999. Puis, « TotalFina S.A. » a été changée en « TotalFinaElf S.A. » par l’Assemblée générale des actionnaires du 22 mars 2000 et, enfin, en « TOTAL S.A. » par l’Assemblée générale du 6 mai 2003.4.4. Principaux actionnaires 4.4.1. Évolution de la participation des principaux actionnaires Les principaux actionnaires de TOTAL au 31 décembre 2010, 2009 et 2008 sont les suivants : 2010 2009 2008 Au 31 décembre % du capital % des droits % des droits % du capital % des droits % du capital % des droits de vote de vote de vote de vote théoriques (a) Groupe Bruxelles Lambert (b) (c) 4,0 4,0 3,7 4,0 4,0 4,0 4,0 Compagnie Nationale à Portefeuille (b) (c) 1,6 1,6 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 Areva (b) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,6 BNP Paribas (b) 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Salariés du Groupe (b) (d) 4,0 7,7 7,1 3,9 7,5 3,8 7,4 Autres actionnaires nominatifs (hors Groupe) 1,4 2,5 2,3 1,4 2,4 1,2 2,1 Détention intra-Groupe 4,8 - 8,3 4,9 - 6,0 - dont TOTAL S.A. 0,5 - 0,5 0,6 - 1,8 - dont Total Nucléaire 0,1 - 0,1 0,1 - 0,1 - dont filiales d’Elf Aquitaine 4,2 - 7,7 4,2 - 4,1 - Autres actionnaires au porteur 84,0 84,0 77,0 84,2 84,5 83,1 84,3 dont porteurs d’ADS (e) 8,0 8,0 7,4 7,5 7,6 8,2 8,3 (a) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote théoriques est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. (b) Actionnaires dont des dirigeants sociaux (ou s’agissant des salariés, des représentants) siègent au Conseil d’administration de TOTAL S.A. (c) Groupe Bruxelles Lambert est une société contrôlée conjointement par la famille Desmarais et Frère-Bourgeois S.A., par l’intermédiaire principalement, pour ce dernier, de sa participation directe et indirecte dans Compagnie Nationale à Portefeuille. Par ailleurs, il existe une action de concert déclarée entre Groupe Bruxelles Lambert et Compagnie Nationale à Portefeuille. (d) Sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce. (e) American Depositary Shares cotés au New York Stock Exchange. La participation des principaux actionnaires au 31 décembre 2010 a été établie sur la base de 2 349 640 931 actions, auxquelles sont attachés 2 350 274 592 droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale, ou 2 563 093 539 droits de vote théoriques (1) s’il est tenu compte de : – 12 156 411 droits de vote attachés aux 12 156 411 actions détenues par TOTAL S.A. privées de droits de vote ; – 200 662 536 droits de vote correspondant aux 100 331 268 actions détenues par des filiales de TOTAL S.A. qui ne peuvent être exercés en Assemblée générale. Pour les exercices antérieurs, la participation des principaux actionnaires a été établie sur la base de 2 348 422 884 actions auxquelles étaient attachés 2 339 384 550 droits de vote qui pouvaient être exercés en Assemblée générale au 31 décembre 2009 et 2 371 808 074 actions, auxquelles étaient attachés 2 339 251 395 droits de vote qui pouvaient être exercés en Assemblée générale au 31 décembre 2008. Document de référence 2010. TOTAL 143 TOTAL et ses actionnaires Actionnariat 6 4.4.2. Identification des actionnaires au porteur L’article 9 des statuts rappelle que TOTAL S.A. a la faculté de faire usage des dispositions légales prévues en matière d’identification des détenteurs de titres conférant immédiatement ou à terme des droits de vote dans ses propres assemblées d’actionnaires. 4.4.3. Déclaration de franchissements de seuils Outre l’obligation légale d’informer la Société et l’Autorité des marchés financiers de la détention d’un nombre d’actions représentant plus du vingtième (5%), du dixième (10%), des trois vingtièmes (15%), du cinquième (20%), du quart (25%), des trois dixièmes (30%), du tiers (1 / 3), de la moitié (50%), des deux tiers (2 / 3), des dix-huit vingtièmes (90%) ou des dix-neuf vingtièmes (95%) du capital ou des droits de vote (2) , dans un délai de quatre jours de Bourse à compter du franchissement du seuil de participation (article L. 233-7 du Code de commerce), toute personne, physique ou morale, qui vient à détenir, directement ou indirectement, un pourcentage du capital, des droits de vote ou de titres donnant accès à terme au capital de la Société, égal ou supérieur à 1%, ou à un multiple de ce pourcentage, est tenue d’en informer la Société par lettre recommandée avec demande d’avis de réception indiquant le nombre de titres détenus, dans un délai de quinze jours à compter du franchissement de chacun de ces seuils. (1) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote théoriques est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. (2) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. À défaut d’avoir été déclarées, les actions excédant la fraction qui aurait dû être déclarée sont privées du droit de vote dans les Assemblées d’actionnaires si, à l’occasion d’une Assemblée, le défaut de déclaration a été constaté et si un ou plusieurs actionnaires détenant ensemble 3% au moins du capital ou des droits de vote de la Société en font la demande lors de cette Assemblée. Toute personne physique ou morale est également tenue d’informer la Société dans les formes et délais prévus ci-dessus pour le franchissement de seuil, lorsque sa participation directe ou indirecte devient inférieure à chacun des seuils mentionnés ci-dessus. Les déclarations doivent être envoyées au responsable de la Communication financière à Paris (coordonnées au point 5.8 du présent chapitre). 4.4.4. Déclaration de cessions temporaires de titres En application de l’obligation légale, toute personne physique ou morale (à l’exception de celles visées au 3° du IV de l’article L. 233-7 du Code de commerce), détenant seule ou de concert, au titre d’une ou plusieurs opérations de cession temporaire ou assimilées au sens de l’article L. 225-126 du code précité, un nombre d’actions représentant plus du deux-centième (0,5%) des droits de vote de la Société, est tenue d’informer la Société et l’Autorité des marchés financiers du nombre d’actions possédées à titre temporaire, au plus tard le troisième jour ouvré précédant l’Assemblée générale à 00h00. Les déclarations doivent être envoyées à la Société à l’adresse suivante : holding.df-declarationdeparticipation@total.com À défaut d’avoir été déclarées, les actions acquises au titre de l’une des opérations de cession temporaire précitées sont privées du droit de vote pour l’Assemblée d’actionnaires concernée et pour toute Assemblée d’actionnaires qui se tiendrait jusqu’à la revente ou la restitution des actions. 4.4.5. Participations supérieures aux seuils légaux En application des dispositions de l’article L. 233-13 du Code de commerce, il est précisé qu’un seul actionnaire, le concert formé par Compagnie Nationale à Portefeuille (CNP) et Groupe Bruxelles Lambert (GBL), détient à la clôture de l’exercice 2010, 5% ou plus du capital de TOTAL (1) . En outre, deux actionnaires connus détiennent, à la clôture de l’exercice 2010, 5% ou plus des droits de vote au sein des assemblées générales d’actionnaires de TOTAL : – le concert formé par CNP et GBL Dans l’avis AMF n°209C1156 datant du 2 septembre 2009, le concert formé par CNP et GBL a déclaré avoir franchi en hausse, le 25 août 2009, le seuil de 5% des droits de vote et détenir 127 149 464 actions TOTAL représentant 127 745 604 droits de vote, soit 5,42% du capital et 5,0009% des droits de vote théoriques (2) (sur la base d’un capital composé de 2 347 601 812 actions représentant 2 554 431 468 droits de vote). Par ailleurs, à la connaissance de la Société, le concert formé par CNP et GBL détient, au 31 décembre 2010, 5,56% du capital, représentant 5,59% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale et 5,12% des droits de vote théoriques (2) . – le Fonds commun de placement « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » À la connaissance de la Société, le Fonds commun de placement « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » détient, au 31 décembre 2010, 3,11% du capital représentant 5,94% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale et 5,44% des droits de vote théoriques (2) . 4.4.6. Pacte d’actionnaires TOTAL n’a pas connaissance de déclaration de pacte entre ses actionnaires. 4.5. Actions propres détenues par le Groupe Au 31 décembre 2010, la Société détient, directement ou par l’intermédiaire de filiales indirectes, 112 487 679 actions TOTAL, soit 4,79% du capital social à cette date. Conformément à la loi, ces actions sont privées du droit de vote. Pour plus d’informations, voir le chapitre 8 (Renseignements généraux - Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales) du présent Document de référence. 4.5.1. Actions directement détenues par la Société (autodétention) La Société détient directement, au 31 décembre 2010, 12 156 411 actions TOTAL, soit 0,52% du capital social à cette date. 4.5.2. Actions TOTAL détenues par les sociétés du Groupe (autocontrôle) Total Nucléaire, détenue indirectement à 100% par la Société, détient, au 31 décembre 2010, 2 023 672 actions TOTAL. Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval, des filiales indirectes d’Elf Aquitaine, détiennent respectivement, au 31 décembre 2010, 22 203 704, 4 104 000 et 71 999 892 actions TOTAL, soit un total de 98 307 596 actions. Au 31 décembre 2010, la Société détient, par l’intermédiaire de filiales indirectes, 4,27% du capital social. 144 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Actionnariat (1) Avis AMF 209C1156 du 2 septembre 2009. (2) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote théoriques est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. 4.6. Actions détenues par les membres des organes d’administration et de direction Les informations correspondantes figurent au chapitre 5 (Gouvernement d’entreprise - Composition du Conseil d’administration et Participation au capital des organes d’administration et de direction) du présent Document de référence. 4.7. Actionnariat salarié Les informations correspondantes figurent au chapitre 5 (Gouvernement d’entreprise - Accord de participation des salariés au capital) et au chapitre 8 (Renseignements généraux - Épargne salariale, intéressement et participation du personnel) du présent Document de référence. Document de référence 2010. TOTAL 145 TOTAL et ses actionnaires Actionnariat 6 4.9. Conventions et engagements réglementés et opérations avec les parties liées 4.9.1. Conventions et engagements réglementés Le rapport spécial des commissaires aux comptes de TOTAL S.A. sur les conventions et engagements réglementés visés aux articles L. 225-38 et suivants du Code de commerce au titre de l’exercice 2010 figure en annexe 3, pages 278 et 279 du présent Document de référence. La liste et l’objet des autres conventions portant sur des opérations courantes conclues à des conditions normales visés à l’article L. 225-39 du Code de commerce, mis à la disposition des actionnaires au siège social, ne fait apparaître aucune convention susceptible d’avoir un impact significatif sur la situation financière de la Société. 4.9.2. Opérations avec les parties liées Le détail des opérations avec les parties liées telles que visées par les normes adoptées conformément au règlement CE n°1606 / 2002, conclues par les sociétés du Groupe au cours des exercices 2008, 2009 ou 2010, figure à la note 24 de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de référence. Ces opérations concernent principalement les sociétés mises en équivalence et les sociétés non consolidées dans lesquelles TOTAL exerce une influence notable. 4.8. Structure de l’actionnariat (Estimation au 31 décembre 2010, hors détention intra-Groupe) 4.8.1. Par catégorie d’actionnaires (a) Sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce. 4.8.2. Par zone géographique Actionnaires institutionnels 88% dont 23% en France 11% au Royaume-Uni 22,5% pour le reste de l’Europe 26% en Amérique du Nord 5,5% pour le reste du monde Actionnaires individuels 8% Salariés du Groupe (a) 4% Reste de l’Europe 23% Royaume-Uni 11% Reste du monde 5,5% Amérique du Nord 26,5% Le nombre d’actionnaires individuels français de TOTAL est estimé approximativement à 540 000. France 34%5. Communication financière 5.1. Politique de communication Outre son Document de référence déposé chaque année auprès de l’Autorité des marchés financiers, le Groupe diffuse régulièrement des informations sur ses activités à travers des publications périodiques, sur son site Internet www.total.com et par voie de communiqué de presse pour les nouvelles significatives. Les présentations du Groupe sur ses résultats et ses perspectives sont également consultables sur son site Internet. Enfin, une version anglaise du Document de référence est également disponible pour information. La Société dépose, parallèlement à son Document de référence, un document annuel (Form 20-F) en langue anglaise auprès de la United States Securities and Exchange Commission (SEC) (voir page 168 du présent Document de référence). Enfin, le Groupe organise régulièrement des réunions d’information et intervient également dans des conférences, tant en France qu’à l’étranger, destinées aux actionnaires, aux investisseurs et aux analystes financiers. En 2010, TOTAL a remporté plusieurs prix attribués par l’Institutional Investor Research Group, l’IR Magazine et le Thomson Extel Survey, dont celui de meilleur service Relations investisseurs pour les compagnies cotées (Oil & Gas), récompensant la qualité de sa communication financière. 5.2. Relations avec les investisseurs institutionnels et les analystes financiers Les membres de la Direction Générale du Groupe rencontrent régulièrement des gérants de portefeuille et des analystes financiers sur les principales places financières dans le monde (Europe, Amérique du Nord, Asie et Moyen-Orient). Une première série de rencontres a lieu chaque année au premier trimestre, après la publication des résultats du dernier exercice écoulé. Une seconde série de rencontres a lieu au troisième trimestre. Les présentations réalisées lors de ces réunions peuvent être consultées sur le site Internet du Groupe (www.total.com, rubrique Investisseurs institutionnels/ Présentations). Comme chaque année, les résultats des trois premiers trimestres ont fait l’objet d’une conférence téléphonique animée par le directeur Financier. Les résultats commentés des premier, deuxième et troisième trimestres 2010 sont disponibles sur le site Internet du Groupe (www.total.com, rubrique Investisseurs institutionnels / Résultats). Sur l’ensemble de l’année 2010, le Groupe a organisé environ 600 réunions avec des investisseurs institutionnels et des analystes financiers. Dans le domaine de la responsabilité sociétale et environnementale (RSE), le Groupe met en œuvre des moyens de communication importants pour informer les actionnaires : – Publication annuelle du rapport Société et environnement. – Avec une équipe consacrée, la direction de la Communication financière assure un dialogue permanent avec les investisseurs et répond à toutes leurs questions relatives à la responsabilité sociétale et environnementale du Groupe (éthique, gouvernance, sécurité, santé, préservation de l’environnement, contribution au développement local, futur énergétique, lutte contre le changement climatique). – Des rencontres spécifiques sur ces thèmes sont organisées avec les actionnaires en Europe et aux États-Unis. Ainsi, près de 70 réunions individuelles se sont tenues en 2010. Afin de répondre au mieux aux attentes des investisseurs, le Groupe a également organisé en 2010 des rencontres collectives portant sur l’efficacité énergétique, la lutte contre le changement climatique (avec une visite du pilote de captage et de stockage de CO2 dans le sud-ouest de la France), le Soudan et les sables bitumineux. 146 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Communication financière 5.3. Une relation de qualité au service des actionnaires individuels Le service des Relations avec les actionnaires individuels de TOTAL est le premier service actionnaires à avoir obtenu la certification ISO 9001 version 2000 pour sa politique de communication avec les actionnaires individuels. Cette certification a été délivrée par l’organisme AFNOR à la suite d’un audit approfondi des différents processus mis en œuvre en termes de communication avec les actionnaires individuels. Pour atteindre cet objectif, TOTAL a notamment optimisé son dispositif de communication grâce à la mise en place d’un logiciel de CRM (Customer Relationship Management) lui permettant de personnaliser sa relation avec chaque actionnaire individuel au moyen d’un historique des relations. Chaque année, un audit de suivi est effectué et le 27 septembre 2010, un nouvel audit de certification a eu lieu. Le service des Relations avec les actionnaires individuels de TOTAL a reçu une nouvelle certification pour trois ans, démontrant la force de l’engagement pris par TOTAL pour satisfaire, dans la durée, ses actionnaires individuels en matière d’information financière. Ainsi, TOTAL a reçu en 2010 le prix Boursoscan 2010 de la communication financière organisé par Boursorama, les prix du meilleur Club des actionnaires et du second Service actionnaires délivrés par les lecteurs du magazine Le Revenu et le prix de la transparence de l’information financière organisé par Sciences Po et Labrador. Dans le cadre de cette démarche de certification qualité, un dispositif de remontée de suggestions au moyen d’un questionnaire de satisfaction est également disponible sur le site Internet du Groupe (www.total.com, rubrique Actionnaires individuels / Relations actionnaires individuels).Enfin, TOTAL a poursuivi en 2010 son programme de rencontres et d’échanges avec les actionnaires individuels, notamment à l’occasion de différents événements : – L’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 a rassemblé plus de 3 800 participants au Palais des Congrès de Paris. Cette Assemblée a été diffusée en direct puis en différé sur le site Internet du Groupe. L’avis de convocation est directement adressé à tous les actionnaires au porteur détenant au moins 250 actions et à tous les actionnaires au nominatif. – En novembre, le directeur Financier du Groupe a répondu aux questions des internautes de Boursorama à l’occasion d’un dialogue direct sur les résultats du 3 e trimestre, la nouvelle politique de paiement du dividende et l’actualité de l’industrie pétrolière. – Lors du Salon Actionaria, qui s’est tenu au Palais des Congrès de Paris en novembre 2010, TOTAL a accueilli plus de 3 500 visiteurs sur un stand consacré à la Société nationale de sauvetage en mer (SNSM) en présence de ses représentants et aux métiers de l’exploration-production en offshore. À cette occasion, 1 500 actionnaires ont pu participer à une réunion d’échanges avec Christophe de Margerie, Président-directeur général et revenir sur les événements qui ont marqué l’activité du Groupe en 2010. – Les six rencontres avec des actionnaires individuels organisées en 2010 à Clermont-Ferrand, La Rochelle, Lille, Mandelieu, Orléans et Düsseldorf ont réuni près de 1 800 participants. Pour 2011, les prochaines rencontres devraient se tenir à Anvers, Lyon, Aix-en-Provence, Strasbourg et Nantes. – Le Comité consultatif des actionnaires (CCA), composé de douze membres, s’est réuni à quatre reprises : - en mars, lors d’une réunion avec M. Desmarest, alors Président du Conseil d’administration, actuellement Président d’honneur de TOTAL ; - en mai, à la suite de l’Assemblée générale des actionnaires ; - en septembre, à la raffinerie de Normandie au Havre ; - en décembre, en présence du directeur Financier du Groupe, à La Défense. Lors de ces réunions, le CCA est amené à donner son avis sur différents éléments du dispositif de communication vis-à-vis des actionnaires individuels, dont le Journal des actionnaires, le programme du Cercle des actionnaires, le « webzine » et la version électronique du guide de l’actionnaire. Ainsi, en 2010, le CCA a notamment apporté son éclairage sur différents projets destinés aux actionnaires individuels tels que la nouvelle offre du programme du Cercle et ses modalités d’adhésion, la préparation du Salon Actionaria et de la réunion d’actionnaires. Concernant l’Assemblée générale des actionnaires, le CCA s’est, comme chaque année, exprimé sur la forme de l’avis de convocation et sur le nouveau format du rapport Société et environnement. Il a également fait part de ses impressions après la tenue de l’Assemblée générale. Le Cercle des actionnaires, ouvert à tout actionnaire détenant au moins cent actions au porteur ou cinquante actions au nominatif, a organisé plus de vingt manifestations en 2010 où plus de 1 800 actionnaires individuels membres du Cercle ont été conviés. Ils ont ainsi visité des installations industrielles, des sites naturels et culturels soutenus par la Fondation Total et participé à des conférences destinées à mieux leur faire connaître les différents métiers du Groupe. Enfin, ils ont assisté à des manifestations culturelles organisées dans le cadre de la politique de mécénat de la Fondation Total. Ainsi, TOTAL a rencontré plus de 11 000 actionnaires individuels au cours de l’année 2010. Document de référence 2010. TOTAL 147 TOTAL et ses actionnaires Communication financière 6 5.4. La détention des actions au nominatif Les actions TOTAL, généralement détenues au porteur, peuvent être inscrites au nominatif. Dans ce cas, les actionnaires sont identifiés par TOTAL S.A. en tant que société émettrice, ou par son mandataire BNP Paribas Securities Services chargé du registre nominatif des actionnaires. 5.4.1. Inscription au nominatif Deux modalités d’inscription au nominatif sont possibles : – nominatif administré : les actions sont inscrites au nom de l’actionnaire chez BNP Paribas Securities Services, mais l’intermédiaire financier choisi par l’actionnaire en conserve la gestion (vente, achat, coupons, convocations aux assemblées d’actionnaires, etc.) ; – nominatif pur : les actions sont inscrites au nom de l’actionnaire chez BNP Paribas Securities Services, qui en assure directement la gestion (vente, achat, coupons, convocations aux assemblées d’actionnaires, etc.) sans que l’actionnaire ait à choisir un intermédiaire financier. La détention en nominatif pur est difficilement compatible avec une inscription des actions dans un Plan d’épargne en actions (PEA), compte tenu des procédures administratives applicables en pareil cas. 5.4.2. Principaux avantages du nominatif Parmi les avantages du nominatif figurent notamment: – un droit de vote double au-delà de deux ans de détention en continu (voir page 166 du présent Document de référence) ; – un numéro vert pour tous les contacts avec BNP Paribas Securities Services (appel gratuit en France depuis un poste fixe) : 0 800 117 000 ou +33 1 40 14 80 61 depuis l’étranger du lundi au vendredi (jours ouvrés) de 8 h 45 à 18 h 00, heure de Paris (télécopie : +33 1 55 77 34 17) ; – la faculté de recevoir directement l’ensemble des informations publiées par TOTAL et destinées à ses actionnaires ; – la possibilité d’adhérer au Cercle des actionnaires de TOTAL à partir de cinquante actions.Parmi les avantages spécifiques du nominatif pur figurent notamment, en plus des avantages communs au nominatif administré : – la gratuité des droits de garde ; – une facilité accrue pour transmettre les ordres de Bourse (1) (téléphone, courrier, télécopie, Internet) ; – des frais de courtage de 0,20% HT du montant brut de la négociation, sans minimum forfaitaire et plafonnés à 1 000 euros par transaction ; – la faculté de consulter ses avoirs par Internet. Un actionnaire souhaitant transférer ses actions TOTAL au nominatif pur doit compléter et transmettre à son intermédiaire financier un bordereau qui lui est adressé sur simple demande auprès du service des Relations avec les actionnaires individuels de TOTAL. Dès réception des actions correspondantes, BNP Paribas Securities Services adresse à l’actionnaire concerné une attestation d’inscription en compte et lui demande de lui faire parvenir : – un relevé d’identité bancaire (ou un relevé d’identité postal ou de caisse d’épargne) pour le règlement des dividendes ; – un contrat de prestations boursières, à compléter si l’actionnaire souhaite opérer en Bourse sur ses actions TOTAL. 148 TOTAL. Document de référence 2010 6 TOTAL et ses actionnaires Communication financière 5.5. Contacts actionnaires individuels Pour toute information concernant le passage au nominatif pur ou administré, l’adhésion au Cercle des actionnaires ou pour toute autre information générale, les actionnaires individuels peuvent s’adresser à : TOTAL S.A. Service des Relations avec les actionnaires individuels 2, place Jean Millier - La Défense 6 92078 Paris-La Défense cedex France Tél. depuis la France : 0 800 039 039 (numéro vert - appel gratuit à partir d’un poste fixe) hors de France : +33 1 47 44 24 02 du lundi au vendredi de 9 h 00 à 12 h 30 et de 13 h 30 à 17 h 30 (heure de Paris) Fax depuis la France : 01 47 44 20 14 hors de France : +33 1 47 44 20 14 Courriel depuis le formulaire de contact disponible sur www.total.com, rubrique Actionnaires individuels Contacts Jean-Marie Rossini (responsable service Relations actionnaires individuels) 5.6. Calendrier 2011 11 février Résultats du 4 e trimestre et de l’année 2010 29 avril Résultats du 1 er trimestre 2011 30 avril Réunion d’actionnaires individuels à Anvers à l’occasion du VFB-Happening 13 mai Assemblée générale des actionnaires 2011 à Paris (Palais des Congrès) 23 mai Date de détachement du solde du dividende au titre de l’exercice 2010 (2) 25 mai Réunion d’actionnaires individuels à Lyon 26 mai Date de mise en paiement du solde du dividende au titre de l’exercice 2010 en numéraire (2) 8 juin Réunion d’actionnaires individuels à Aix-en-Provence 29 juillet Résultats du 2 e trimestre et du 1 er semestre 2011 19 septembre Date de détachement du 1 er acompte au titre de l’exercice 2011 (3) 26 septembre Réunion d’investisseurs institutionnels à Londres Performances et perspectives à mi-2011 11 octobre Réunion d’actionnaires individuels à Strasbourg 28 octobre Résultats du 3 e trimestre 2011 18-19 novembre Salon Actionaria à Paris (Palais des Congrès) 29 novembre Réunion d’actionnaires individuels à Nantes 19 décembre Date de détachement du 2 e acompte au titre de l’exercice 2011 (3) 5.7. Calendrier 2012 19 mars Date de détachement du 3 e acompte au titre de l’exercice 2011 (3) 11 mai Assemblée générale des actionnaires à Paris (Palais des Congrès) (1) Sous réserve d’avoir souscrit au contrat de prestations boursières. La souscription à ce contrat est gratuite. (2) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011. (3) Sous réserve de la décision du Conseil d’administration.5.8. Responsables de la Communication financière Paris : Bertrand de La Noue Directeur de la Communication financière TOTAL S.A. 2, place Jean Millier - La Défense 6 92078 Paris La Défense Cedex France Tél.: 01 47 44 58 53 ou +33 1 47 44 58 53 Fax : 01 47 44 58 24 ou +33 1 47 44 58 24 Courriel : investor-relations@total.com Amérique du Nord : Robert Hammond Directeur des Relations investisseurs Amérique du Nord TOTAL American Services Inc. 1201 Louisiana Street, Suite 1800 Houston, TX 77002 États-Unis Tél.: +1 (713) 483-5070 Fax : +1 (713) 483-5629 Courriel : ir.tx@total.com Document de référence 2010. TOTAL 149 TOTAL et ses actionnaires Communication financière 6150 TOTAL. Document de référence 2010Informations financières 1. Informations financières historiques 152 1.1. Comptes consolidés 2010, 2009 et 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 1.2. Comptes sociaux de TOTAL S.A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 2. Vérification des informations financières historiques 152 3. Informations complémentaires 152 4. Politique de distribution des dividendes 153 5. Procédures judiciaires et d’arbitrage 153 5.1. Grande Paroisse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .153 5.2. Enquêtes sur la concurrence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 5.3. Erika . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .155 5.4. Buncefield . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .155 5.5. Myanmar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 5.6. Afrique du Sud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 5.7. Iran . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 5.8. Italie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 5.9. Pétrole contre nourriture . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 5.10. Blue Rapid et Comité olympique russe - Régions russes et Interneft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 6. Changements significatifs 157 Document de référence 2010. TOTAL 151 Informations financières 71. Informations financières historiques 1.1. Comptes consolidés 2010, 2009 et 2008 152 TOTAL. Document de référence 2010 7 Informations financières Informations financières historiques Les comptes consolidés de TOTAL S.A. et ses filiales (le Groupe) pour les exercices clos aux 31 décembre 2010, 2009 et 2008 ont été établis en conformité avec les normes comptables internationales IFRS (International Financial Reporting Standards) telles que publiées par l’IASB (International Accounting Standards Board) et telles qu’adoptées par l’Union européenne au 31 décembre 2010. 1.2. Comptes sociaux de TOTAL S.A. Les comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère du Groupe, pour les exercices clos aux 31 décembre 2010, 2009 et 2008 ont été établis en conformité avec les normes comptables françaises en vigueur au 31 décembre 2010. 2. Vérification des informations financières historiques Les comptes consolidés de l’exercice 2010, figurant en annexe 1 au présent Document de référence ont fait l’objet d’une certification par les commissaires aux comptes de la Société. Le rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés est reproduit en annexe 1 (page 172). Les comptes sociaux de TOTAL S.A. de l’exercice 2010 (normes comptables françaises), figurant en annexe 3 au présent Document de référence, ont également fait l’objet d’une certification par les commissaires aux comptes de la Société. Le rapport des commissaires aux comptes sur les comptes sociaux de l’exercice 2010 est reproduit en annexe 3 (page 280). En outre, et en application de l’article 28 du règlement CE n° 809 / 2004 du 29 avril 2004, sont incorporés par référence dans le présent Document de référence : – les comptes consolidés et les comptes sociaux de l’exercice 2009, accompagnés des rapports des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés et les comptes sociaux qui figurent respectivement en pages 182 et 288 du Document de référence 2009 déposé le 1 er avril 2010 auprès de l’AMF ; – les comptes consolidés et les comptes sociaux de l’exercice 2008, accompagnés des rapports des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés et les comptes sociaux qui figurent respectivement en pages 176 et 278 du Document de référence 2008 déposé le 3 avril 2009 auprès de l’AMF. 3. Informations complémentaires Certaines informations de nature financière autres que celles figurant en annexe 1 ou en annexe 3 au présent Document de référence, notamment les ratios, informations statistiques ou autres données chiffrées, ayant pour objet de décrire le Groupe ou les performances de ses activités, ne sont pas extraites des états financiers certifiés de l’émetteur. Sauf indication contraire, ces autres informations reposent sur des données internes à la Société qui en constituent la source. En particulier, les informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures, figurant en annexe 2 au présent Document de référence, ne sont pas extraites des états financiers certifiés de l’émetteur et n’ont pas fait l’objet d’une certification par les commissaires aux comptes de la Société. Ces informations complémentaires ont été établies par la Société, sur la base des éléments dont elle dispose, d’après ses propres calculs ou estimations, en tenant compte des normes en vigueur aux États-Unis auxquelles la Société est assujettie pour ce type d’informations du fait de la cotation de ses actions (sous forme d’ADR) sur le New York Stock Exchange. Le présent Document de référence n’inclut pas de prévision ou d’estimation de bénéfice pour la période postérieure au 31 décembre 2010 au sens du règlement CE n° 809 / 2004 du 29 avril 2004.4. Politique de distribution des dividendes La politique de distribution des dividendes de la Société est décrite au chapitre 6 (TOTAL et ses actionnaires, Dividendes) du présent Document de référence. 5. Procédures judiciaires et d’arbitrage Il n’existe pas de procédure gouvernementale, judiciaire ou d’arbitrage, y compris toute procédure dont la Société a connaissance, qui est en suspens ou dont elle est menacée (en ce compris les principaux litiges décrits ci-après) susceptible d’avoir ou ayant eu au cours des douze derniers mois des effets significatifs sur la situation financière ou la rentabilité du Groupe. Les principaux litiges dans lesquels les sociétés du Groupe sont impliquées sont décrits ci-après. Document de référence 2010. TOTAL 153 Informations financières Politique de distribution des dividendes 7 5.1. Grande Paroisse Une explosion est survenue le 21 septembre 2001 dans une usine de la société Grande Paroisse située à Toulouse en France. L’activité principale de Grande Paroisse (ex-filiale d’Atofina devenue filiale d’Elf Aquitaine Fertilisants au 31 décembre 2004 dans le cadre de la réorganisation du secteur Chimie du Groupe) résidait alors dans la production et la commercialisation de fertilisants pour le marché de l’agriculture. L’explosion s’est produite dans une zone de stockage de l’usine où étaient entreposés des granulés de nitrate d’ammonium déclassés et a détruit une partie du site. Cette explosion a provoqué la mort de trente et une personnes, dont vingt et une travaillant sur le site, blessé de nombreuses personnes et causé des dommages matériels importants dans une partie de la ville de Toulouse. L’usine a été définitivement fermée et des mesures d’accompagnement ont été proposées à chaque salarié. Le site a été remis en état. Le 14 décembre 2006, Grande Paroisse a signé, en présence de la ville de Toulouse, l’acte par lequel elle a fait donation de l’ancien terrain de l’usine AZF à la Communauté d’agglomération du Grand Toulouse (CAGT) ainsi qu’à la Caisse des dépôts et consignations et à sa filiale ICADE. Aux termes de cet acte, TOTAL S.A. garantit les obligations de Grande Paroisse relatives à la dépollution du site et accorde une dotation de 10 millions d’euros à la fondation de recherche InNaBioSanté dans le cadre de l’installation sur le terrain d’un Cancéropôle par la ville de Toulouse. S’agissant des causes de l’explosion, l’hypothèse d’un accident chimique, imputable à Grande Paroisse à la suite du déversement accidentel de plusieurs centaines de kilos d’un produit à base de chlore dans le magasin de stockage de nitrate d’ammonium, a perdu au fil de l’enquête toute crédibilité. C’est pourquoi, parmi les onze salariés de Grande Paroisse mis en examen dans le cadre de l’instruction pénale engagée par le Tribunal de grande instance de Toulouse, dix d’entre eux ont bénéficié d’un non-lieu confirmé par la cour d’appel de Toulouse. Toutefois, le rapport final des experts, déposé le 11 mai 2006, évoque à nouveau l’hypothèse de l’accident chimique, alors que cette hypothèse n’a pas prospéré lors de la tentative de reconstitution sur le site. Après avoir présenté plusieurs hypothèses, les experts ont notamment abandonné celle du déversement de quantités importantes de produit chloré sur du nitrate. Le scénario finalement retenu par les experts est celui d’un déversement par benne, dans un local jouxtant le magasin de stockage principal, de quelques balayures de produit chloré entre une couche très humide de nitrate d’ammonium recouvrant le sol et une quantité de nitrate agricole très sec, ce qui aurait entraîné une explosion se propageant ensuite dans le magasin de stockage principal. C’est sur la base de ce nouveau scénario que Grande Paroisse a été mise en examen en 2006 ; Grande Paroisse conteste un tel scénario qui ne semble pas reposer sur des éléments factuels vérifiés ou vérifiables. Les demandes d’investigations complémentaires formées par Grande Paroisse, l’ancien directeur du site et certaines parties civiles à la suite de la clôture de l’instruction ont toutes été rejetées par la cour d’appel de Toulouse. Le 9 juillet 2007, le juge d’instruction a ordonné le renvoi de Grande Paroisse et de l’ancien directeur du site devant le tribunal correctionnel de Toulouse. Fin 2008, TOTAL S.A. et M. Thierry Desmarest ont fait l’objet d’une citation directe par une association de victimes. Le procès s’est ouvert le 23 février 2009 et a duré quatre mois environ. Le 19 novembre 2009, le tribunal correctionnel de Toulouse a prononcé la relaxe de l’ancien directeur de l’usine, ainsi que de Grande Paroisse, en raison de l’absence de preuve certaine des causes de l’explosion. Par ailleurs, le tribunal a déclaré irrecevable la demande de citation directe de TOTAL S.A. et de Thierry Desmarest, son Président-directeur général au moment des faits. En raison de la présomption de responsabilité civile qui pèse légalement sur Grande Paroisse, le tribunal a déclaré Grande Paroisse civilement responsable des dommages causés aux victimes par l’explosion en sa qualité de gardienne et exploitante de l’usine. Le Parquet, suivi en cela par des parties civiles, a interjeté appel du jugement rendu par le tribunal correctionnel de Toulouse. Grande Paroisse, afin de préserver ses droits, a également formé appel incident sur les dispositions civiles. Le procès en appel devrait commencer devant la cour d’appel de Toulouse le 3 novembre 2011. Une procédure d’indemnisation des victimes avait été mise en œuvre immédiatement après l’explosion. Un montant de 2,3 milliards d’euros a été réglé au titre des demandes d’indemnisation et des frais associés. Au 31 décembre 2010, il subsiste au bilan consolidé du Groupe une provision d’un montant de 31 millions d’euros.5.2. Enquêtes sur la concurrence Au cours de l’exercice clos en 2010, aucune amende nouvelle n’a été prononcée à l’encontre du Groupe. Les principaux litiges en matière de concurrence auxquels le Groupe est confronté sont décrits ci-après. 154 TOTAL. Document de référence 2010 7 Informations financières Procédures judiciaires et d’arbitrage 5.2.1. Dans la Chimie – Dans le cadre de la scission d’Arkema (1) intervenue en 2006, TOTAL S.A. et certaines sociétés du Groupe ont consenti une garantie couvrant les éventuelles conséquences pécuniaires des procédures en matière d’entente anticoncurrentielle se rapportant à des faits antérieurs à cette scission dont Arkema pourrait faire l’objet. Ces garanties couvrent, pendant une durée de dix ans, 90% des sommes qui seraient payées par Arkema à raison (i) de condamnations infligées par les autorités communautaires ou nationales de concurrence d’un État membre de l’Union européenne pour violation des règles en matière d’entente, (ii) de condamnations infligées par les autorités de concurrence ou les tribunaux américains pour violation des règles du droit fédéral de la concurrence ou du droit d’un État des États-Unis d’Amérique en matière d’entente, (iii) de dommages et intérêts au titre d’éventuelles procédures civiles relatives aux faits faisant l’objet des décisions de condamnations susmentionnées et (iv) de certains frais liés à ces procédures. La garantie visant les procédures en matière d’ententes anticoncurrentielles en Europe s’applique au-delà d’une franchise de 176,5 millions d’euros. Parallèlement, les sommes auxquelles pourrait être condamnée TOTAL S.A. ou l’une des sociétés du Groupe au titre de l’ensemble des procédures couvertes par les garanties sont conventionnellement mises à la charge d’Arkema à concurrence de 10% de leur montant. Les garanties deviendraient caduques dans l’hypothèse où une personne physique ou morale, agissant seule ou de concert avec d’autres, viendrait à détenir, directement ou indirectement, plus du tiers des droits de vote d’Arkema ou si Arkema transférait, en une ou plusieurs fois à un même tiers ou à plusieurs tiers agissant de concert, quelles que soient les modalités de ce transfert, des actifs représentant, en valeur d’entreprise, plus de 50% de la valeur d’Arkema à la date du transfert concerné. – Aux États-Unis, les enquêtes pénales relatives à certaines pratiques commerciales engagées contre les filiales du groupe Arkema sont clôturées depuis 2007 ; aucune poursuite n’a été engagée contre Arkema. Les actions en responsabilité civile, pour lesquelles la responsabilité civile de TOTAL S.A. a été mise en cause en tant que société mère, sont en voie d’achèvement et ne devraient pas avoir de conséquences financières significatives. – En Europe, les amendes infligées par la Commission européenne depuis 2006 à l’encontre de sociétés du Groupe dans sa configuration antérieure à la scission ont atteint un montant global de 385,47 millions d’euros dont Elf Aquitaine et/ou TOTAL S.A. ont été tenues solidairement avec leur filiale à hauteur de 280,17 millions d’euros, Elf Aquitaine s’étant vu imputer personnellement au titre de la dissuasion, un montant global de 23,6 millions d’euros. Ces sommes sont à ce jour entièrement acquittées. Ainsi (2) , le Groupe a supporté depuis la scission une somme globale de 188,07 millions d’euros correspondant à 90% du montant global des amendes une fois déduite la franchise prévue par la garantie. Pour mémoire, ces amendes ont été prononcées à la suite d’enquêtes initiées par la Commission européenne entre 2000 et 2004 relatives à des pratiques commerciales concernant huit lignes de produits commercialisés par Arkema. Cinq de ces enquêtes ont entraîné des poursuites de la Commission européenne dans lesquelles la responsabilité d’Elf Aquitaine a été mise en cause en sa qualité de maison mère, deux d’entre elles mettant également en cause TOTAL S.A, en sa qualité de maison mère ultime du Groupe. TOTAL S.A. et Elf Aquitaine, qui contestent la mise en cause de leur responsabilité résultant exclusivement de leur qualité de maison mère, ont formé des recours en annulation et en réformation des décisions rendues qui sont toujours pendants en appel ou en cassation devant la juridiction européenne compétente. Par ailleurs, une procédure civile a été engagée contre Arkema et cinq autres groupes de sociétés à l’initiative d’un tiers devant une cour régionale allemande alléguant d’un préjudice à la suite de l’une des poursuites décrites ci-dessus. TOTAL S.A. a été appelé en déclaration de jugement commun devant cette juridiction. À ce stade les chances de succès comme la portée financière de cette procédure sont incertaines tant en raison des nombreuses difficultés juridiques qu’elle soulève que de l’absence de documentation de la demande et de la complexité des évaluations du préjudice allégué. Bien qu’Arkema ait mis en œuvre à partir de 2001 un plan visant la mise en conformité des pratiques de ses salariés avec les règles sur la concurrence, il ne peut toutefois être exclu que d’autres procédures concernant Arkema pour des faits antérieurs à sa sortie de TOTAL puissent être mises en œuvre à l’initiative des autorités compétentes qui pourraient décider d’y impliquer Elf Aquitaine et/ou TOTAL S.A. en leur qualité de maison mère. Dans le cadre des litiges mentionnés ci-dessus, une provision d’un montant de 17 millions d’euros a été constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2010. 5.2.2. Dans l’Aval – À la suite d’une communication de griefs adressée à Total Nederland N.V. ainsi qu’à TOTAL S.A. en sa qualité de maison mère par la Commission européenne, Total Nederland N.V. a été condamnée en 2006 à une amende de 20,25 millions d’euros qu’elle a intégralement acquittée, pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable à hauteur de 13,5 millions d’euros. TOTAL S.A. a engagé un recours contre cette décision qui est toujours pendant devant la juridiction communautaire compétente. (1) Arkema désigne collectivement l’ensemble des sociétés du groupe Arkema, dont la société mère est Arkema S.A. ; depuis mai 2006, Arkema ne fait plus partie de TOTAL. (2) Pour mémoire ce montant fait abstraction d’une affaire ayant donné lieu antérieurement à la scission à une condamnation d’Arkema et d’Elf Aquitaine à une amende se décomposant en un montant de 45 millions d’euros infligé solidairement aux deux sociétés et en un montant de 13,5 millions d’euros infligé à Arkema seule dont il était fait état dans le Document de référence des années antérieures.De même, à la suite d’une communication de griefs adressée par la Commission européenne à Total Raffinage Marketing (anciennement dénommé Total France), ainsi qu’à TOTAL S.A., visant des pratiques se rapportant à une autre ligne de produits de la branche Raffinage & Marketing, Total Raffinage Marketing a été condamnée en 2008 à une amende de 128,2 millions d’euros qu’elle a intégralement acquittée, pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable en tant que société mère. Un recours a également été engagé contre cette décision, et est toujours pendant devant la juridiction communautaire compétente. – Enfin, une notification de griefs avait été envoyée en juillet 2009 par l’Autorité de la concurrence en France à TotalGaz et à Total Raffinage Marketing concernant des allégations de pratiques anticoncurrentielles se rapportant à une autre ligne de produits de la branche Raffinage & Marketing. Cette affaire a fait l’objet d’une décision de non-lieu émanant de l’Autorité de concurrence française en date du 17 décembre 2010. Compte tenu du caractère discrétionnaire du pouvoir reconnu aux autorités de concurrence dans le processus de détermination des amendes, il est impossible de déterminer avec précision le risque encouru à ce titre par le Groupe. TOTAL S.A. et Elf Aquitaine contestent la mise en cause de leur responsabilité et le mode de détermination des amendes. Quelle que soit l’évolution des enquêtes et procédures ci-dessus, le Groupe considère que leur issue ne devrait avoir d’impact significatif ni sur sa situation financière ni sur ses résultats consolidés. Document de référence 2010. TOTAL 155 Informations financières Procédures judiciaires et d’arbitrage 7 5.3. Erika À la suite du sinistre en décembre 1999 du pétrolier Erika qui transportait des produits appartenant à une société du Groupe, le Tribunal de grande instance de Paris statuant en matière correctionnelle a, par jugement en date du 16 janvier 2008, déclaré TOTAL S.A. coupable du délit de pollution maritime en retenant à son encontre une faute d’imprudence dans la mise en œuvre de sa procédure de sélection du navire (procédure de vetting), condamnant TOTAL S.A. à payer une amende de 375 000 euros. Ce jugement prévoit aussi le versement d’indemnités aux victimes de la pollution de l’Erika pour un montant total de 192 millions d’euros, condamnant TOTAL S.A. au paiement de ces indemnités solidairement avec la société de contrôle et de classification de l’Erika, l’armateur de l’Erika et le gestionnaire de l’Erika. TOTAL a interjeté appel de la décision rendue le 16 janvier 2008, proposant néanmoins aux parties civiles qui le demandaient le paiement définitif et irrévocable des sommes qui leur avaient été respectivement allouées par le Tribunal de grande instance de Paris. Quarante et une parties civiles ont été indemnisées pour un montant total de 171,5 millions d’euros. Par arrêt en date du 30 mars 2010, la cour d’appel de Paris a confirmé le jugement de première instance condamnant TOTAL S.A. au paiement d’une amende de 375 000 euros au titre du délit de pollution maritime. TOTAL S.A. a décidé de se pourvoir en cassation de ce chef. Toutefois, sur le plan civil, la cour d’appel a écarté la responsabilité civile de TOTAL S.A. au regard des conventions internationales applicables et en conséquence n’a prononcé de ce chef aucune condamnation contre TOTAL S.A. TOTAL S.A. considère, en l’état actuel des informations à sa disposition, que cette affaire ne devrait pas avoir un impact significatif sur la situation financière ou les résultats consolidés du Groupe. 5.4. Buncefield Le 11 décembre 2005, plusieurs explosions, suivies d’un important incendie, sont survenues à Buncefield, au nord de Londres, dans un dépôt pétrolier exploité par Hertfordshire Oil Storage Limited (HOSL), société détenue à 60% par la filiale britannique de TOTAL et à 40% par un autre groupe pétrolier. L’explosion a fait des blessés, dont la grande majorité a subi des blessures légères, et a causé des dommages matériels au dépôt ainsi qu’à des bâtiments et des résidences situés à proximité du dépôt. La cause retenue par la commission d’enquête mise en place par les pouvoirs publics est le débordement d’essence d’un bac du dépôt. Le rapport définitif de cette commission a été déposé le 11 décembre 2008. Le procès civil, concernant les différends non réglés à l’amiable, a eu lieu d’octobre à décembre 2008. La décision rendue en premier ressort le 20 mars 2009 déclare la filiale britannique de TOTAL responsable de l’accident survenu et tenue seule d’indemniser les victimes. Celle-ci a interjeté appel de cette décision. Le procès en appel s’est tenu en janvier 2010. La cour d’appel, par décision du 4 mars 2010, a confirmé le jugement de première instance. La Supreme Court du Royaume-Uni a partiellement autorisé la filiale britannique de TOTAL à former un pourvoi contre cette décision. La filiale britannique de TOTAL a finalement décidé de se désister de ce recours en raison d’accords d’indemnisation conclus mi-février 2011. Le Groupe est assuré pour les dommages à ces installations, les pertes d’exploitation et les réclamations des tiers dans le cadre de sa responsabilité civile. Le montant de la provision au titre de la responsabilité civile figurant dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2010 s’élève à 194 millions d’euros après prise en compte des paiements effectués. Le Groupe considère que, dans l’état actuel des informations à sa disposition, sur la base d’une estimation raisonnable des montants à sa charge dans cette affaire et compte tenu des montants provisionnés, cet accident ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière ou les résultats consolidés du Groupe. Par ailleurs, le 1 er décembre 2008, cinq sociétés, dont la filiale britannique de TOTAL, se sont vues notifier un acte de poursuites pénales émanant du Health and Safety Executive (HSE) et de l’Environment Agency (EA). Par décision du 16 juillet 2010, la filiale britannique de TOTAL a été condamnée au paiement d’une amende de 3,6 millions de livres sterling. La décision tient compte d’un certain nombre d’éléments qui ont atténué les charges qui lui étaient reprochées.5.5. Myanmar 156 TOTAL. Document de référence 2010 7 Informations financières Procédures judiciaires et d’arbitrage 5.6. Afrique du Sud Des citoyens sud-africains alléguant avoir été victimes, pendant la période de l’apartheid, de violations des droits humanitaires perpétrées par l’armée, la police ou des milices, ont mis en cause une centaine de sociétés multinationales, dont TOTAL, dans une action collective (class action) aux États-Unis. Ils considèrent que les entreprises poursuivies étaient complices des autorités sud-africaines de l’époque. L’action, qui n’avait pas été officiellement engagée contre TOTAL, a été déclarée irrecevable à l’égard des sociétés défenderesses impliquées par le juge fédéral de New York. Les plaignants ont fait appel puis, lors d’une audience de procédure du 3 novembre 2008, ont décidé de retirer TOTAL de la liste des sociétés mises en cause. 5.7. Iran En 2003, la United States Securities and Exchange Commission (SEC) suivie par le Département de Justice américain (DoJ) ont lancé une enquête en relation avec la recherche d’affaires en Iran et visant plusieurs compagnies pétrolières, dont TOTAL. Cette enquête porte sur un accord conclu par la Société avec un consultant au sujet de champs d’hydrocarbures en Iran et tend à vérifier si des paiements effectués en vertu de cet accord auraient bénéficié à des officiels iraniens en méconnaissant la loi anticorruption américaine (le « FCPA») et les obligations comptables de la Société. Les investigations sont toujours en cours et la Société coopère avec la SEC et le DoJ. Dans le courant de l’année 2010, la Société a, sans reconnaissance de faits, entamé des pourparlers avec les autorités américaines afin d’envisager la possibilité d’une solution transactionnelle à cette affaire. Les transactions avec les autorités américaines comportent habituellement le paiement d’amendes et l’obligation de renforcer les dispositifs internes de conformité et d’autres mesures de réparation. Dans cette même affaire, une enquête visant TOTAL a été lancée en France en 2006. En 2007, le Président-directeur général de la Société a été mis en examen au titre de ses précédentes fonctions de directeur Moyen-Orient au sein du Groupe. Depuis cette mise en examen, la Société n’a pas été avisée de développements particuliers par les autorités françaises. À ce stade, la Société ne peut déterminer quand ces enquêtes vont s’achever et elle ne peut prédire ni leur résultat, ni celui des pourparlers, ni le coût d’une éventuelle solution transactionnelle. La résolution de ces affaires ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière du Groupe et aucun impact sur ses projets futurs. Une plainte avait été déposée en Belgique le 25 avril 2002 contre la Société, son Président et l’ancien dirigeant de sa filiale au Myanmar sous l’emprise des lois belges du 16 juin 1993 et du 10 février 1999 couramment appelées lois de « compétence universelle ». Ces lois ont été abrogées par la loi belge du 5 août 2003 relative « aux violations graves du droit international humanitaire » qui a notamment prévu une procédure visant à dessaisir la justice belge de certaines instructions en cours. Dans ce cadre, la Cour de cassation de Belgique a, par arrêt du 29 juin 2005, dessaisi la juridiction belge du dossier TOTAL. La demande de rétractation de cette décision de dessaisissement, ensuite introduite par les plaignants, a été rejetée par la Cour de cassation le 28 mars 2007. En dépit de cette décision, le ministre de la Justice belge a demandé au procureur fédéral de saisir à nouveau le juge d’instruction initialement en charge de la plainte. Le procureur fédéral a décidé de soumettre la question de la recevabilité d’une telle demande à la cour d’appel de Bruxelles. Par décision rendue le 5 mars 2008, la cour d’appel a constaté l’extinction de l’action publique à l’égard de TOTAL, de son président et de l’ancien directeur de sa filiale, en raison de l’autorité de la chose jugée attachée à l’arrêt de dessaisissement de la Cour de cassation du 29 juin 2005. Un pourvoi en cassation a été introduit par les plaignants contre la décision du 5 mars 2008. Le 29 octobre 2008, la Cour de cassation a rejeté ce pourvoi, mettant ainsi un terme définitif à cette affaire. TOTAL a toujours maintenu que les accusations portées contre la Société et ses dirigeants du fait des activités de sa filiale au Myanmar étaient non fondées en fait comme en droit. 5.8. Italie Dans le cadre d’une enquête lancée par le procureur de la République du tribunal de Potenza, Total Italia et certains collaborateurs du Groupe ont fait l’objet d’investigations relatives à certains appels d’offres qu’elle avait lancés pour la préparation de la mise en exploitation d’un champ pétrolier. Le 16 février 2009, en amont de la procédure judiciaire et à titre de mesure provisoire, le juge des enquêtes préliminaires de Potenza a notifié à Total Italia une ordonnance tendant à la suspension, pour une durée d’un an, de la concession afférente à ce champ. Total Italia a fait appel de l’ordonnance du juge des enquêtes préliminaires auprès du tribunal des réexamens de Potenza. Par décision du 8 avril 2009, le tribunal a substitué à la mesure de suspension la désignation, pour une durée d’un an, soit jusqu’au 16 février 2010, d’un commissaire judiciaire avec pour mission de superviser les activités liées au développement de la concession, permettant ainsi la poursuite du projet Tempa Rossa. Au premier semestre 2010, l’enquête pénale a été clôturée. Le juge de l’audience préliminaire, qui décidera de l’opportunité de renvoyer l’affaire devant le tribunal correctionnel ou non pour être jugée sur le fond, a tenu une première audience le 6 décembre 2010. La prochaine audience est prévue dans le courant du premier semestre 2011. En 2010, les activités d’exploration et de production de Total Italia ont été transférées à Total E&P Italia et les activités de raffinage et de marketing ont été fusionnées avec celles de Erg Petroli.5.9. Pétrole contre nourriture Document de référence 2010. TOTAL 157 Informations financières Changements significatifs 7 Les conditions d’application des résolutions de l’Organisation des Nations unies (ONU) en Irak dites « pétrole contre nourriture » font l’objet d’enquêtes dans plusieurs pays. Dans le cadre d’une information judiciaire ouverte à Paris, des salariés ou anciens salariés du Groupe ont fait l’objet d’une mise en examen pour complicité d’abus de biens sociaux et/ou complicité de corruption d’agents publics étrangers. Le Président-directeur général de la Société, à l’époque directeur général Exploration & Production du Groupe, a également fait l’objet d’une mise en examen en octobre 2006. En 2007, l’instruction pénale a été clôturée et l’affaire a été communiquée au Parquet. En 2009, le Parquet a requis un non-lieu pour l’ensemble des salariés et anciens salariés du Groupe ainsi que pour le Président-directeur général de TOTAL. Début 2010, malgré l’avis du Parquet, un nouveau juge d’instruction a décidé de mettre en examen TOTAL S.A. pour corruption ainsi que pour complicité et recel de trafic d’influence. Cette mise en examen intervient huit ans après le début de l’instruction, sans qu’aucun élément nouveau n’ait été versé au dossier. En octobre 2010, le Parquet a de nouveau requis un non-lieu pour TOTAL S.A. ainsi que pour l’ensemble des salariés et anciens salariés du Groupe et le Président-directeur général de TOTAL. À la suite de ces nouvelles réquisitions de non-lieu, le juge d’instruction ne s’est pas encore prononcé. La Société s’est toujours conformée aux règles du programme « pétrole contre nourriture » organisé en 1996 sous l’égide de l’ONU. Le rapport Volcker de la commission d’enquête indépendante créée par l’ONU avait d’ailleurs écarté tout grief de corruption dans le cadre du programme « pétrole contre nourriture » concernant TOTAL. 5.10. Blue Rapid et Comité olympique russe - Régions russes et Interneft La société panaméenne Blue Rapid et le Comité olympique russe ont lancé une action à l’encontre d’Elf Aquitaine devant le tribunal de commerce de Paris, en paiement de dommages-intérêts à raison du retrait d’une filiale d’Elf Aquitaine d’un projet d’exploration-production en Russie négocié au début des années 1990. Elf Aquitaine considère que ces demandes sont infondées. Par jugement en date du 12 janvier 2009, le tribunal de commerce de Paris a débouté la société Blue Rapid de son action à l’encontre d’Elf Aquitaine et a déclaré le Comité olympique russe irrecevable. Un appel a été formé contre ce jugement. L’audience de plaidoiries pourrait se tenir dans le courant du premier semestre 2011. En relation avec ces mêmes faits, et quinze ans après qu’eut été constatée la caducité de ce projet d’exploration-production, une société russe et deux régions de la Fédération de Russie ont lancé une procédure d’arbitrage contre une ex-filiale d’Elf Aquitaine liquidée en 2005 en paiement de prétendus dommages-intérêts dont le montant n’est pas chiffré en l’état de la procédure. Le Groupe considère que cette action est dénuée de tout fondement. Le Groupe a d’ores et déjà engagé et se réserve d’engager toutes actions et mesures appropriées pour assurer la défense de ses intérêts. 6. Changements significatifs À l’exception des événements récents mentionnés ci-après, dans le Rapport de gestion du Conseil d’administration (chapitre 3) ou dans la description des activités du Groupe (chapitre 2), aucun changement significatif de la situation financière ou commerciale du Groupe n’est à ce jour survenu depuis le 31 décembre 2010, date de clôture du dernier exercice pour lequel des états financiers vérifiés ont été publiés par la Société. En février 2011, TOTAL a signé un accord pour la cession de sa participation de 48,83% dans CEPSA. La transaction est soumise à l’obtention des approbations requises. Pour une information plus détaillée, voir le point 5.3 du chapitre 8. Début mars 2011, le Groupe a également annoncé la signature de deux accords de principe avec la société russe Novatek et ses actionnaires principaux. Pour une information plus détaillée, voir le paragraphe 5.2. du chapitre 2.158 TOTAL. Document de référence 2010Renseignements généraux 1. Capital social 160 1.1. Montant du capital social au 31 décembre 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 1.2. Caractéristiques des actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 1.3. Capital autorisé non émis au 31 décembre 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 1.4. Capital potentiel au 31 décembre 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .163 1.5. Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .163 1.6. Historique du capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .163 2. Acte constitutif et statuts ; autres informations 164 2.1. Informations générales concernant la Société . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164 2.2. Objet social résumé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164 2.3. Dispositions statutaires régissant les organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 2.4. Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 2.5. Modification des droits des actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166 2.6. Assemblées d’actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166 2.7. Franchissement de seuils statutaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 2.8. Modification du capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 3. Autres renseignements 167 3.1. Épargne salariale, intéressement et participation du personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 3.2. Plan d’épargne retraite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 3.3. Accords visés à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 3.4. Dépôt du Form 20-F auprès de la United States Securities and Exchange Commission . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 4. Documents accessibles au public 168 5. Informations sur les participations 168 5.1. Informations générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 5.2. Participation du Groupe dans Sanofi-Aventis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169 5.3. Participation du Groupe dans CEPSA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169 5.4. Participation du Groupe dans Arkema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169 Document de référence 2010. TOTAL 159 Renseignements généraux 81. Capital social 1.1. Montant du capital social au 31 décembre 2010 5 874 102 327,50 euros, divisé en 2 349 640 931 actions ordinaires, entièrement libérées. 1.2. Caractéristiques des actions Il n’existe qu’une seule catégorie d’actions, d’une valeur nominale de 2,50 euros. Un droit de vote double est attribué à chaque actionnaire sous réserve de remplir certaines conditions (voir page 166 du présent Document de référence). Les actions sont au porteur ou nominatives, au choix de l’actionnaire. Les actions sont dématérialisées et donnent lieu à une inscription en compte. 1.3. Capital autorisé non émis au 31 décembre 2010 160 TOTAL. Document de référence 2010 8 Renseignements généraux Capital social Un tableau récapitulatif des délégations et autorisations en cours de validité qui ont été accordées par l’Assemblée générale des actionnaires au Conseil d’administration, en matière d’augmentation de capital, ainsi que des utilisations qui en ont été faites au cours de l’exercice 2010, figure en page 162 du présent Document de référence. 1.3.1. Dix-septième résolution de l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 Délégation de compétence consentie au Conseil d’administration par l’Assemblée générale en vue d’augmenter le capital par émission d’actions ordinaires ou de toutes valeurs mobilières donnant accès immédiat ou à terme au capital social de la Société, avec maintien du droit préférentiel de souscription des actionnaires, dont le montant ne peut être supérieur à un plafond global de 2,5 milliards d’euros en nominal, soit 1 milliard d’actions (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : vingt-six mois). Par ailleurs, le montant nominal maximum des valeurs mobilières représentatives de titres de créance et donnant accès au capital social de la Société susceptibles d’être émises en vertu de la dix-septième résolution et de la dix-huitième résolution (visée ci-dessous) ne peut excéder un plafond de 10 milliards d’euros, ou leur contre-valeur, à la date de la décision d’émission. 1.3.2. Dix-huitième résolution de l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 Délégation de compétence consentie au Conseil d’administration par l’Assemblée générale en vue d’augmenter le capital par émission d’actions ordinaires ou de toute valeur mobilière donnant accès immédiat ou à terme au capital social de la Société, avec suppression du droit préférentiel de souscription des actionnaires, y compris en rémunération de titres apportés dans le cadre d’une offre publique d’échange (OPE) sur des titres répondant aux conditions fixées à l’article L. 225-148 du Code de commerce. La résolution confère notamment au Conseil d’administration la possibilité de prévoir au profit des actionnaires un délai de priorité pour souscrire ces titres en application des dispositions de l’article L. 225-135 du Code de commerce. Le montant total des augmentations de capital social sans droit préférentiel de souscription susceptibles d’être réalisées immédiatement et/ou à terme, ne pourra être supérieur à 850 millions d’euros en nominal, soit 340 millions d’actions (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : vingt-six mois). Le montant nominal de ces augmentations de capital s’impute sur le plafond de 2,5 milliards d’euros en nominal fixé dans la dix-septième résolution de l’Assemblée générale du 21 mai 2010. Par ailleurs, le montant nominal maximum des valeurs mobilières représentatives de titres de créance et donnant accès au capital social de la Société susceptibles d’être émises en vertu des dix-septième et dix-huitième résolutions susvisées ne peut excéder un plafond de 10 milliards d’euros, ou leur contre-valeur, à la date de la décision d’émission. 1.3.3. Dix-neuvième résolution de l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 Délégation de pouvoirs consentie au Conseil d’administration par l’Assemblée générale en vue d’augmenter le capital par émission d’actions ordinaires ou de toutes valeurs mobilières donnant accès au capital en rémunération d’apports en nature consentis à la Société dont le montant ne peut être supérieur à 10% du capital social existant au jour de l’Assemblée générale du 21 mai 2010 (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : vingt-six mois). Le montant nominal de ces augmentations de capital s’impute sur le plafond de 850 millions d’euros en nominal autorisé par la dix-huitième résolution de l’Assemblée générale du 21 mai 2010. 1.3.4. Vingtième résolution de l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 Délégation de compétence consentie au Conseil d’administration en vue de réaliser des augmentations de capital réservées aux salariés adhérant à un Plan d’épargne d’entreprise dans la limite d’un montant maximal égal à 1,5% du capital social existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’émission (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : vingt-six mois), étant précisé que le montant du capital social émis s’impute sur le plafond global de 2,5 milliards d’euros en nominal prévu dans la dix-septième résolution de l’Assemblée générale du 21 mai 2010.Compte tenu de l’utilisation de cette délégation par le Conseil d’administration le 28 octobre 2010, le capital autorisé non émis dans le cadre d’augmentations de capital réservées aux salariés adhérant à un plan d’épargne entreprise ressort sous cette délégation à 58 111 532,50 euros au 31 décembre 2010 (1) , soit 23 244 613 actions. En conséquence de l’utilisation de la délégation relative aux augmentations de capital réservées aux salariés par le Conseil d’administration le 28 octobre 2010 et le Conseil d’administration n’ayant pas utilisé les délégations conférées par les dix-septième, dix-huitième et dix-neuvième résolutions de l’Assemblée générale du 21 mai 2010, le capital autorisé non émis ressort à 2,47 milliards d’euros au 31 décembre 2010, soit 988 millions d’actions. 1.3.5. Dix-septième résolution de l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2008 Autorisation d’attribuer gratuitement des actions TOTAL existantes ou à émettre au profit de membres du personnel salarié du Groupe, ainsi qu’au profit de dirigeants mandataires sociaux, dans la limite de 0,8% du capital de la Société existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution gratuite d’actions (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : trente-huit mois). En vertu de cette autorisation : – 2 800 000 actions TOTAL existantes ont été attribuées le 9 octobre 2008 par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008 ; – 3 000 000 actions TOTAL existantes ont été attribuées par le Conseil d’administration le 15 septembre 2009 ; – 2 579 500 actions nouvelles (ou existantes en cas d’attributions définitives anticipées) dans le cadre du plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL à l’ensemble des salariés du Groupe ont été attribuées par le Conseil d’administration le 21 mai 2010 ; – 3 015 000 actions existantes ont été attribuées par le Conseil d’administration le 14 septembre 2010. Au 31 décembre 2010, 7 402 627 actions pouvaient donc être encore attribuées dans le cadre de cette autorisation. 1.3.6. Vingt et unième résolution de l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 Autorisation d’attribuer des options de souscription et d’achat d’actions au profit de membres du personnel salarié du Groupe, ainsi qu’au profit de dirigeants mandataires sociaux dans la limite de 1,5% du capital social existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution. En outre, les options consenties aux dirigeants mandataires sociaux ne peuvent excéder 0,1% du capital existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : trente-huit mois). En vertu de cette autorisation, 4 925 000 options de souscription d’actions ont été attribuées par le Conseil d’administration réuni le 14 septembre 2010, dont 240 000 au Président-directeur général. Au 31 décembre 2010, 30 319 613 options, dont 2 109 640 aux dirigeants mandataires sociaux, pouvaient donc être encore attribuées dans le cadre de cette autorisation. 1.3.7. Dix-septième résolution de l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007 Autorisation d’annuler les actions de la Société dans la limite de 10% du capital de la Société existant à la date de l’opération par période de vingt-quatre mois. Cette autorisation est valable jusqu’à l’Assemblée générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011. Le Conseil n’a pas fait usage de cette autorisation au cours de l’exercice 2010. Ainsi, à la date du 31 décembre 2010, compte tenu de l’annulation de 24 800 000 actions intervenue le 30 juillet 2009 en vertu de l’autorisation conférée par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007, 210 164 093 actions peuvent encore être annulées dans le cadre de ces autorisations jusqu’au 30 juillet 2011 inclus, avant d’atteindre le seuil d’annulation de 10% du capital annulé sur une période de vingt-quatre mois. Document de référence 2010. TOTAL 161 Renseignements généraux Capital social 8 (1) En supposant que le montant total des souscriptions recueillies dans le cadre de l’augmentation de capital réservée aux salariés décidée le 28 octobre 2010 et non encore réalisée au 31 décembre 2010 atteigne le nombre d’actions à concurrence duquel le Conseil d’administration a décidé de faire usage de cette délégation.Tableau récapitulatif des délégations (article L. 225-100 du Code de commerce) et autorisations en cours de validité au 31 décembre 2010 accordées au Conseil d’administration en matière d’augmentation de capital : Nature Plafond nominal, Utilisation en 2010 Solde disponible Date Durée ou en nombre d’actions, en nominal au 31/12/2010 de la délégation de l’autorisation ou exprimé en % du capital ou en nombre en nominal ou ou de donnée (nominal, nombre d’actions d’actions en nombre l’autorisation au Conseil ou % du capital) d’actions d’administration (a) AGE = Assemblée générale extraordinaire. (b) Le nombre d’actions nouvelles dont la création est autorisée par la 17 e résolution de l’AGE du 21 mai 2010 ne peut dépasser 1 000 millions d’actions. Le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 a fixé à 12 000 000 actions TOTAL le montant maximal de l’augmentation de capital réservée aux salariés. En conséquence, le solde disponible de cette autorisation ressort à 988 millions d’actions nouvelles au 31 décembre 2010, soit 1 000 millions d’actions, déduction faite de 12 000 000 actions. (c) Capital social au 21 mai 2010 : 2 348 674 735 actions. (d) Capital social au 31 décembre 2010 : 2 349 640 931 actions. (e) Le nombre d’actions nouvelles dont la création est autorisée par la 20 e résolution de l’AGE du 21 mai 2010 ne peut dépasser 1,5% du capital au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant d’utiliser la délégation. Le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 a fixé à 12 000 000 actions TOTAL le nombre maximal d’actions pouvant être émises dans le cadre de l’augmentation de capital réservée aux salariés. En conséquence, le solde disponible de cette autorisation ressort à 23 244 613 actions nouvelles au 31 décembre 2010, soit 1,5% des 2 349 640 931 actions existantes à la clôture de l’exercice, déduction faite de 12 000 000 actions. (f) Le nombre d’options de souscription ou d’achat d’actions autorisées par la 21 e résolution de l’AGE du 21 mai 2010 ne peut dépasser 1,5% du capital au jour où les options sont consenties par le Conseil d’administration. 4 925 000 options de souscription d’actions TOTAL ayant été consenties par le Conseil d’administration du 14 septembre 2010, le nombre restant d’options pouvant être consenties ressort à 30 319 640 au 31 décembre 2010, soit 1,5% des 2 349 640 931 actions existantes à la clôture de l’exercice, déduction faite des 4 925 000 options déjà consenties et représentant un même nombre d’actions. En outre, les options consenties aux dirigeants mandataires sociaux en vertu de la 21 e résolution de l’AGE du 21 mai 2010 ne peuvent excéder 0,1% du capital existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution. Compte tenu des 240 000 options de souscriptions consenties au Président-directeur général par le Conseil d’administration du 14 septembre 2010, le nombre restant d’options pouvant être attribuées aux dirigeants mandataires sociaux ressort à 2 109 640 soit 0,1% des 2 349 640 931 actions existantes à la clôture de l’exercice, déduction faite des 240 000 options déjà consenties et représentant un même nombre d’actions. (g) Le nombre d’actions pouvant être attribuées gratuitement en vertu de la 17 e résolution de l’AGE du 16 mai 2008 ne peut dépasser 0,8% du capital au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant d’effectuer de telles attributions. 2 800 000 actions TOTAL existantes ayant été attribuées par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008, 3 000 000 actions TOTAL existantes ayant été attribuées par le Conseil d’administration du 15 septembre 2009, 2 579 500 actions nouvelles (ou existantes en cas d’attributions définitives anticipées) dans le cadre du plan d’attribution gratuite d’actions à l’ensemble des salariés du Groupe ayant été attribuées par le Conseil d’administration le 21 mai 2010 et 3 015 000 actions existantes ayant été attribuées par le Conseil d’administration le 14 septembre 2010, le nombre d’actions pouvant être encore attribuées au 31 décembre 2010 ressort à 7 402 627 actions, soit 0,8% des 2 349 640 931 actions existantes à la clôture de l’exercice, déduction faite des 11 394 500 actions déjà attribuées. 162 TOTAL. Document de référence 2010 8 Renseignements généraux Capital social Plafond global d’émission de valeurs mobilières donnant accès immédiatement ou à terme au capital Émission de valeurs mobilières représentatives de droit de créance donnant accès à une quotité du capital Émission d’actions 2,5 G€ soit un maximum de 1 000 millions d’actions émises avec droit préférentiel de souscription dont : 1/ un sous-plafond spécifique de 850 M€, soit un maximum de 340 millions d’actions, pour les émissions sans droit préférentiel de souscription, y compris en rémunération de titres apportés dans le cadre d’une OPE sur des titres répondant aux conditions fixées à l’article L. 225-148 du Code de commerce, dont : un sous-plafond de 10% du capital social à la date de l’Assemblée générale du 21 mai 2010 (c) (587,2 M€) en rémunération d’apports en nature lorsque les dispositions de l’article L. 225-148 du Code de commerce ne sont pas applicables 2/ un sous-plafond spécifique pour les augmentations de capital réservées aux salariés adhérant à un Plan d’épargne entreprise représentant au maximum 1,5% du capital le jour où le Conseil (d) décide l’émission 10 G€ de valeurs mobilières - - - 10 G€ 850 M€ 587,2 M€ AGE (a) du 21 mai 2010 (17 e et 18 e résolutions) 26 mois 12 millions d’actions (dans le cadre du sous-plafond 2/ ci-dessous) 12 millions d’actions (e) 4,9 millions d’actions (f) 5,6 millions d’actions (g) 30,3 millions d’actions (f) 7,4 millions d’actions (g) 23,2 millions d’actions (e) 2,47 G€ (soit 988 millions d’actions) (b) AGE (a) du 21 mai 2010 (17 e résolution) AGE (a) du 21 mai 2010 (18 e résolution) AGE (a) du 21 mai 2010 (19 e résolution) AGE (a) du 21 mai 2010 (20 e résolution) AGE (a) du 21 mai 2010 (21 e résolution) AGE (a) du 21 mai 2010 (17 e résolution) 26 mois 26 mois 26 mois 26 mois 38 mois 38 mois 1,5% du capital social (d) le jour où le Conseil décide d’attribuer les options 0,8% du capital social (d) le jour où le Conseil décide d’attribuer les actions Attribution d’options de souscription ou d’achat d’actions Attribution gratuite d’actions aux collaborateurs du Groupe ainsi qu’à des dirigeants mandataires sociaux1.4. Capital potentiel au 31 décembre 2010 Document de référence 2010. TOTAL 163 Renseignements généraux Capital social 8 Les titres donnant accès à des actions TOTAL, par exercice ou remboursement, sont les options de souscription d’actions TOTAL, au nombre de 49 267 826 au 31 décembre 2010, réparties en 5 734 444 options (1) pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 16 juillet 2003, 12 338 847 options (1) pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 20 juillet 2004, 6 178 856 options (1) pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 19 juillet 2005, 5 640 886 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 18 juillet 2006, 5 866 445 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 17 juillet 2007, 4 349 158 options pour le plan attribué le 9 octobre 2008 sur décision du Conseil d’administration du 9 septembre 2008, 4 371 890 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 15 septembre 2009 et 4 787 300 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 14 septembre 2010. Le capital potentiel (capital existant auquel sont ajoutés les titres susceptibles de donner droit à des actions TOTAL, par exercice ou remboursement) représente 102,10% du capital social au 31 décembre 2010, sur la base de 2 349 640 931 actions TOTAL composant le capital social au 31 décembre 2010 et de 49 267 826 actions TOTAL susceptibles d’être créées dans le cadre de l’exercice des options de souscription d’actions TOTAL. Par ailleurs, l’attribution gratuite d’actions TOTAL à l’ensemble des salariés du Groupe décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010 est susceptible de donner lieu à la création d’un nombre maximum de 2 579 225 actions au 31 décembre 2010. 1.5. Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales Au 31 décembre 2010 Pourcentage de capital détenu par TOTAL S.A. 0,52% Nombre d’actions détenues en portefeuille 12 156 411 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 477 Valeur de marché du portefeuille (M€) (a) 482 Pourcentage de capital détenu par l’ensemble du Groupe (b) 4,79% Nombre d’actions détenues en portefeuille 112 487 679 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 3 503 Valeur de marché du portefeuille (M€) (a) 4 460 (a) Sur la base d’un cours de Bourse de 39,65 euros par action au 31 décembre 2010. (b) TOTAL S.A., Total Nucléaire, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval. 1.6. Historique du capital social (Depuis le 1 er janvier 2008) 1.6.1. Exercice 2008 25 avril 2008 Constatation de la souscription à 4 870 386 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune dans le cadre de l’augmentation de capital réservée aux salariés du Groupe décidée par le Conseil d’administration du 6 novembre 2007, augmentant le capital social d’une somme de 12 175 965 euros pour le porter de la somme de 5 988 830 242,50 euros à la somme de 6 001 006 207,50 euros. 31 juillet 2008 Réduction du capital social de 6 001 006 207,50 euros à 5 926 006 207,50 euros par annulation de 30 000 000 actions autodétenues par la Société d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune. 13 janvier 2009 Constatation de l’émission de 1 405 591 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune entre le 1 er janvier et le 31 décembre 2008, augmentant le capital d’une somme totale de 3 513 977,50 euros pour le porter de la somme de 5 926 006 207,50 euros à la somme de 5 929 520 185 euros (dont 1 178 167 actions nouvelles par levée d’options de souscription d’actions de la Société et 227 424 actions nouvelles par échange de 37 904 actions Elf Aquitaine issues de levées d’options d’actions Elf Aquitaine et bénéficiant d’une garantie d’échange en actions TOTAL). (1) Après prise en compte de l’ajustement du prix d’exercice et du nombre d’actions sous options, effectué le 22 mai 2006 conformément aux dispositions légales alors en vigueur et à la suite des décisions de l’Assemblée générale du 12 mai 2006 relativement à la division par quatre du nominal de l’action TOTAL et à l’apport-scission d’Arkema.1.6.2. Exercice 2009 30 juillet 2009 Réduction du capital social de 5 929 520 185 euros à 5 867 520 185 euros par annulation de 24 800 000 actions autodétenues par la Société d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune. 12 janvier 2010 Constatation de l’émission de 1 414 810 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune entre le 1 er janvier et le 31 décembre 2009, augmentant le capital d’une somme totale de 3 537 025 euros pour le porter de la somme de 5 867 520 185 euros à la somme de 5 871 057 210 euros (dont 934 780 actions nouvelles par levée d’options de souscription d’actions de la Société et 480 030 actions nouvelles par échange de 80 005 actions Elf Aquitaine issues de levées d’options d’actions Elf Aquitaine et bénéficiant d’une garantie d’échange en actions TOTAL). 1.6.3. Exercice 2010 12 janvier 2011 Constatation de l’émission, par levée d’options de souscription d’actions, de 1 218 047 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune entre le 1 er janvier et le 31 décembre 2010, augmentant le capital d’une somme totale de 3 045 117,50 euros pour le porter de la somme de 5 871 057 210 euros à la somme de 5 874 102 327,50 euros. 2. Acte constitutif et statuts ; autres informations 2.1. Informations générales concernant la Société 164 TOTAL. Document de référence 2010 8 Renseignements généraux Acte constitutif et statuts ; autres informations 2.1.1. Dénomination TOTAL S.A. 2.1.2. Siège social 2, place Jean Millier, La Défense 6, 92400 Courbevoie (France) 2.1.3. Forme et nationalité Société anonyme régie par la législation française 2.1.4. Registre du commerce et des sociétés 542 051 180 RCS Nanterre 2.1.5. Numéro d’identification intracommunautaire FR 59 542 051 180 2.1.6. Statuts Déposés chez Maîtres Gildas Le Gonidec de Kerhalic et Frédéric Lucet, notaires associés à Paris 2.1.7. Code APE (NAF) 111Z jusqu’au 7 janvier 2008 741J depuis le 8 janvier 2008 2.1.8. Durée de la Société Prorogée de 99 ans à compter du 22 mars 2000, soit une expiration au 22 mars 2099 sauf dissolution anticipée ou prorogation 2.1.9. Exercice social Du 1 er janvier au 31 décembre de chaque année 2.2. Objet social résumé La Société a pour objet, directement et indirectement, en tous pays, la recherche et l’exploitation des gisements miniers, et notamment d’hydrocarbures sous toutes leurs formes ; l’industrie, le raffinage, la transformation et le commerce de ces matières, de leurs dérivés et sous-produits ainsi que toutes activités relatives à la production et la distribution de toutes formes d’énergie, au domaine de la chimie sous toutes ses formes, aux secteurs du caoutchouc et de la santé. L’énonciation complète de l’objet social de la Société figure à l’article 3 des statuts.2.3. Dispositions statutaires régissant les organes d’administration et de direction Document de référence 2010. TOTAL 165 Renseignements généraux Acte constitutif et statuts ; autres informations 8 2.3.1. Nomination des administrateurs et durée des fonctions Dans la limite du nombre maximal autorisé par la loi (dix-huit actuellement), les administrateurs sont nommés par l’Assemblée générale des actionnaires pour une durée de trois ans, sous réserve des dispositions légales permettant la prolongation de la durée du mandat jusqu’à la plus proche Assemblée générale ordinaire statuant sur les comptes du dernier exercice clos. En outre, un administrateur représentant les salariés actionnaires est également nommé par l’Assemblée générale des actionnaires pour une durée de trois ans, parmi une liste d’au moins deux candidats présélectionnés par les salariés actionnaires, dans les conditions prévues par les dispositions légales, réglementaires et statutaires en vigueur. Toutefois, ses fonctions prennent automatiquement fin en cas de perte de sa qualité de salarié ou d’actionnaire, le Conseil d’administration pouvant se réunir et délibérer valablement jusqu’à la date de nomination de son remplaçant. 2.3.2. Limite d’âge des administrateurs À la date de clôture de chaque exercice, le nombre des administrateurs personnes physiques âgés de plus de 70 ans ne peut être supérieur au tiers des administrateurs en fonction. Si ce seuil est dépassé, le membre du Conseil le plus âgé est réputé démissionnaire d’office. Le représentant permanent d’une personne morale administrateur doit être âgé de moins de 70 ans. 2.3.3. Limite d’âge du Président et du Directeur Général Les fonctions de Président du Conseil d’administration et de Directeur Général cessent de plein droit au plus tard à la date de leur soixante-cinquième anniversaire. L’Assemblée générale des actionnaires du 15 mai 2009 a approuvé une modification des statuts relative aux conditions de nomination du Président. Le Conseil peut désormais, par dérogation à la limite d’âge de 65 ans, nommer pour une durée maximale de deux ans aux fonctions de Président du Conseil d’administration un administrateur âgé de plus de 65 ans et de moins de 70 ans. 2.3.4. Participation minimum des administrateurs au capital social de la Société Chaque administrateur (autre que l’administrateur représentant les salariés actionnaires) doit être propriétaire d’au moins 1 000 actions pendant la durée de ses fonctions. S’il cesse d’être propriétaire du nombre d’actions requis, il peut néanmoins régulariser sa situation dans les conditions prévues par la loi. L’administrateur représentant les salariés actionnaires doit détenir pendant la durée de ses fonctions, soit individuellement, soit à travers un Fonds commun de placement d’entreprise (FCPE) régi par l’article L. 214-40 du Code monétaire et financier, au moins une action ou un nombre de parts dudit fonds équivalent au moins à une action. 2.3.5. Règles de majorité au sein du Conseil d’administration Les décisions sont prises à la majorité des voix des administrateurs présents ou représentés. En cas de partage, la voix du Président de séance est prépondérante. 2.3.6. Règlement intérieur et comités du Conseil d’administration Voir chapitre 5 (Gouvernement d’entreprise - Rapport du Président du Conseil d’administration) du présent Document de référence. 2.3.7. Mode d’exercice de la Direction Générale La Direction Générale de la Société est assumée soit par le Président du Conseil d’administration (qui prend alors le titre de Président-directeur général), soit par une autre personne physique nommée par le Conseil d’administration et portant le titre de Directeur Général. Il appartient au Conseil d’administration de choisir entre ces deux modalités d’exercice de la Direction Générale, selon les règles de majorité précédemment décrites. Le 21 mai 2010, le Conseil d’administration a décidé de procéder à la réunification des fonctions de Président et de directeur général et a nommé le directeur général aux fonctions de Présidentdirecteur général. Le mode d’exercice retenu demeure en application jusqu’à décision contraire du Conseil d’administration. 2.4. Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions Outre le droit de vote, chaque action donne droit à une quotité proportionnelle au nombre des actions émises, dans la propriété de l’actif social, dans le partage des bénéfices et dans le boni de liquidation, dans les conditions prévues par les dispositions légales et réglementaires en vigueur, ainsi que par les statuts. Sous réserve du droit de vote double, aucun privilège n’est attaché à une catégorie particulière d’actions, ou à une catégorie particulière d’actionnaires.166 TOTAL. Document de référence 2010 8 Renseignements généraux Acte constitutif et statuts ; autres informations 2.4.1. Droit de vote double Un droit de vote double est attribué, eu égard à la quotité du capital social qu’elles représentent, à toutes les actions nominatives et entièrement libérées, inscrites sans interruption au nom d’un même actionnaire depuis au moins deux ans (1) , ainsi qu’aux actions nominatives attribuées gratuitement, en cas d’augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes, à un actionnaire à raison d’actions anciennes pour lesquelles il bénéficie de ce droit. 2.4.2. Limitation du droit de vote L’article 18 des statuts de la Société stipule qu’en Assemblée générale, aucun actionnaire ne peut exprimer, par lui-même et par mandataire, au titre des droits de vote simple attachés aux actions qu’il détient directement ou indirectement et aux pouvoirs qui lui sont donnés, plus de 10% du nombre total des droits de vote attachés aux actions de la Société. S’il dispose du droit de vote double, cette limite pourra être dépassée sans cependant excéder 20%. Par ailleurs, l’article 18 des statuts prévoit également que ces limitations des droits de vote deviennent automatiquement caduques, sans nécessité d’une décision par l’Assemblée générale des actionnaires, dès lors qu’une personne physique ou morale, agissant seule ou de concert avec une ou plusieurs autres personnes physiques ou morales, vient à détenir au moins les deux tiers du nombre total des actions de la Société à la suite d’une offre publique visant la totalité des actions de la Société. Dans ce cas, le Conseil d’administration constate la caducité et procède aux formalités corrélatives de modification des statuts. Cette caducité automatique, une fois constatée, est définitive et ses effets s’appliquent pour toutes les assemblées d’actionnaires postérieures à une éventuelle offre publique ayant permis l’acquisition d’au moins les deux tiers des actions de la Société, et non uniquement pour la seule première Assemblée d’actionnaires qui suivrait une telle offre publique. Compte tenu de cette caducité automatique, cette limitation des droits de vote n’est pas susceptible d’empêcher, de différer ou de retarder une éventuelle prise de contrôle de la Société, sauf dans l’hypothèse d’une offre publique qui n’aurait pas permis à l’initiateur de recueillir un nombre d’actions représentant au moins les deux tiers du capital social de la Société. 2.4.3. Droits formant rompus Chaque fois qu’il est nécessaire de posséder plusieurs actions pour exercer un droit, les titres en nombre inférieur à celui requis ne donnent aucun droit à leurs propriétaires à l’égard de la Société, les actionnaires ayant à faire, dans ce cas, leur affaire du regroupement du nombre d’actions nécessaires. 2.4.4. Répartition statutaire des bénéfices Les produits nets de l’exercice, déduction faite des frais généraux et autres charges sociales, ainsi que de tous les amortissements de l’actif social et de toutes les provisions pour risques commerciaux et industriels, constituent les bénéfices nets. Sur ces bénéfices, diminués le cas échéant des pertes antérieures, il est prélevé dans l’ordre suivant: 1) 5% pour constituer le fonds de réserve légale jusqu’à ce que ce fonds ait atteint le dixième du capital social ; 2) la somme fixée par l’Assemblée générale des actionnaires en vue de la constitution de réserves dont elle déterminera l’affectation ou l’emploi ; 3) les sommes dont l’Assemblée générale des actionnaires décide le report à nouveau. Le surplus est versé aux actionnaires à titre de dividende. Le Conseil d’administration peut procéder à la répartition d’acomptes sur dividende. L’Assemblée générale des actionnaires statuant sur les comptes de l’exercice a la faculté d’accorder à chaque actionnaire, pour tout ou partie du dividende ou des acomptes mis en distribution, une option entre le paiement du dividende en numéraire ou son paiement en actions. L’Assemblée générale des actionnaires peut à toute époque, mais seulement sur proposition du Conseil d’administration, décider la répartition totale ou partielle des sommes figurant aux comptes de réserves soit en espèces, soit en actions de la Société. Les dividendes non réclamés à l’issue d’une période de cinq ans sont prescrits au profit de l’État français. 2.5. Modification des droits des actionnaires Toute modification des statuts doit être décidée ou autorisée par l’Assemblée générale des actionnaires statuant aux conditions de quorum et de majorité requis par les dispositions légales ou réglementaires en vigueur pour les Assemblées générales extraordinaires. 2.6. Assemblées d’actionnaires 2.6.1. Convocation Les Assemblées d’actionnaires sont convoquées et délibèrent dans les conditions prévues par la loi. (1) Ce délai n’est pas interrompu et le droit acquis est conservé en cas de transfert du nominatif au nominatif par suite de succession ab intestat ou testamentaire, de partage de communauté de biens entre époux ou de donation entre vifs au profit du conjoint ou de parents au degré successible (article 18 § 6 des statuts).2.7. Franchissement de seuils statutaires Document de référence 2010. TOTAL 167 Renseignements généraux Autres renseignements 8 2.6.2. Admission La participation aux Assemblées générales, sous quelque forme que ce soit, est subordonnée à un enregistrement ou à une inscription des actions effectués soit dans les comptes des titres nominatifs tenus par la Société (ou son mandataire), soit dans les comptes de titres au porteur tenus par un intermédiaire. Cet enregistrement est constaté par une attestation de participation délivrée à l’actionnaire. L’enregistrement ou l’inscription en compte doit être effectif au plus tard à 00h00 (heure de Paris) le troisième jour ouvré qui précède le jour de tenue de l’Assemblée. En cas de cession des actions avant cette date, l’attestation de participation sera invalidée et les votes par correspondance ou les pouvoirs adressés à la Société seront en conséquence également invalidés. En cas de cession après cette date, l’attestation de participation demeurera valable et les votes émis ou les pouvoirs donnés seront pris en compte. Toute personne, physique ou morale, qui vient à détenir, directement ou indirectement, un pourcentage du capital, des droits de vote ou de titres donnant accès à terme au capital de la Société, égal ou supérieur à 1%, ou à un multiple de ce pourcentage, est tenue d’en informer la Société par lettre recommandée avec demande d’avis de réception indiquant le nombre de titres détenus dans un délai de quinze jours à compter du franchissement de chacun de ces seuils. Elle doit également informer la Société, dans les formes et délais prévus pour les franchissements de seuils, lorsque sa participation directe ou indirecte redevient inférieure à ces pourcentages. 2.8. Modification du capital social Le capital social de la Société ne peut être modifié que dans les conditions prévues par les dispositions légales ou réglementaires en vigueur. Aucune disposition des statuts, d’une charte ou d’un règlement intérieur ne prévoit de conditions plus strictes que la loi en matière de modification du capital social de la Société. 3. Autres renseignements 3.1. Épargne salariale, intéressement et participation du personnel Le 26 juin 2009, un nouvel accord d’intéressement et de participation a été signé pour les exercices 2009, 2010 et 2011 concernant les sociétés TOTAL S.A., CDF Énergie, Elf Exploration Production, Total Exploration Production France, Total Fluides, Total Additifs et Carburants Spéciaux, TIGF, Total Raffinage Marketing, Total Lubrifiants et Totalgaz. Le montant de la réserve spéciale de participation et de l’intéressement à répartir pour l’ensemble des sociétés signataires des accords de Groupe au titre de l’exercice 2010 est estimé à 106,1 millions d’euros. Par ailleurs, les salariés des sociétés françaises du Groupe adhérentes à des plans d’épargne ont la faculté d’effectuer des placements volontaires - auxquels la Société ajoute, dans certaines conditions, un abondement - dans les fonds communs de placement choisis au préalable par le salarié (voir chapitre 5, Gouvernement d’entreprise - Effectifs, Participation au capital du présent Document de référence). Le montant cumulé de l’abondement brut versé en 2010 par le Groupe dans le cadre de différents plans d’épargne s’est élevé à 57 millions d’euros. 3.2. Plan d’épargne retraite En application de la loi n° 2003-775 du 21 août 2003 portant réforme des retraites, un accord a été signé le 29 septembre 2004 avec les organisations syndicales en vue de mettre en place, à compter du 1 er janvier 2005, un Plan d’épargne pour la retraite collectif (PERCO), en remplacement du Plan partenarial d’épargne salariale volontaire (PPESV) qui avait été créé par accord du 15 mars 2002. Un avenant à cet accord a été signé le 20 décembre 2005 pour augmenter, en France, les niveaux de versement par les salariés et l’entreprise et permettre le versement de l’intéressement et/ ou de la participation. 3.3. Accords visés à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce Il n’existe pas d’accord visé au 9° ou au 10° de l’article L. 225-100-3 du Code de commerce.3.4. Dépôt du Form 20-F auprès de la United States Securities and Exchange Commission 168 TOTAL. Document de référence 2010 8 Renseignements généraux Documents accessibles au public Dans le cadre de ses obligations résultant de la cotation de ses actions aux États-Unis, la Société dépose, parallèlement au présent Document de référence, un document annuel (Form 20-F) en langue anglaise auprès de la SEC. La Société précise que, conformément aux dispositions introduites par la section 302 de la loi Sarbanes-Oxley du 30 juillet 2002, le Président-directeur général et le directeur Financier de la Société, avec le concours des membres de la Direction Générale, ont procédé à une évaluation de l’efficacité des contrôles et procédures internes relatifs aux informations publiées ou devant être publiées (disclosure controls and procedures) telles que définies par la réglementation américaine, pour la période couverte par le document Form 20-F. Pour l’exercice 2010, le Président-directeur général et le directeur Financier ont conclu à l’efficacité de ces contrôles et procédures internes. 4. Documents accessibles au public 5. Informations sur les participations 5.1. Informations générales Au 31 décembre 2010, 687 sociétés sont intégrées dans le périmètre de consolidation, dont 596 sociétés par intégration globale et 91 par mise en équivalence. Le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A. inclut a minima toutes les entreprises dans lesquelles la Société détient une participation directe ou indirecte dont la valeur comptable à cette date est au moins égale à 10% du montant des capitaux propres de TOTAL S.A. ou de l’actif net consolidé du Groupe, ou qui a généré au moins 10% du résultat net de TOTAL S.A. ou du résultat net consolidé du Groupe au cours du dernier exercice clos. La liste des principales entreprises incluses dans le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A. figure, sous forme de tableau récapitulatif, à la note 35 de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de référence. Les documents et renseignements relatifs à TOTAL S.A., de même que ses statuts, les comptes sociaux et les comptes consolidés de la Société pour l’exercice clos le 31 décembre 2010 ou pour les exercices antérieurs, peuvent être consultés au siège social de la Société dans les conditions légales et réglementaires en vigueur. En outre, les documents de référence de TOTAL déposés auprès de l’Autorité des marchés financiers pour chacun des cinq derniers exercices sociaux, les rapports financiers semestriels, les présentations semestrielles faites par le Groupe sur ses résultats et perspectives, ainsi que l’information financière trimestrielle, peuvent être consultés en ligne sur le site Internet de la Société (www.total.com, rubrique Investisseurs institutionnels / Informations réglementées en France). De plus, le document annuel récapitulant certaines informations rendues publiques par TOTAL S.A., tel que prévu à l’article L. 451-1-1 du Code monétaire et financier, peut être consulté en ligne sur le site Internet de la Société (www.total.com, rubrique Investisseurs institutionnels / Publications).5.2. Participation du Groupe dans Sanofi-Aventis Document de référence 2010. TOTAL 169 Renseignements généraux Informations sur les participations 8 5.3. Participation du Groupe dans CEPSA La participation de TOTAL au sein de la compagnie pétrolière et gazière espagnole CEPSA remonte à 1990. Au 31 décembre 2010, la participation de TOTAL, détenue au travers de sa filiale indirecte Odival, s’élève à 48,83% du capital et des droits de vote de CEPSA, soit 130 668 240 actions sur un total de 267 574 941 actions existantes. À la suite de la cession au cours de l’exercice 2009 par Santander Central Hispano S.A. (SCH) et Unión Fenosa de leur participation dans CEPSA à International Petroleum Investment Company (IPIC), l’unique autre actionnaire de référence de CEPSA est IPIC. Le 16 février 2011, TOTAL a annoncé avoir signé un accord par lequel TOTAL cédera à IPIC sa participation de 48,83% dans le capital de CEPSA. Cette cession interviendra à l’occasion d’une offre publique d’achat sur la totalité du capital de CEPSA que IPIC s’est engagée à déposer auprès de l’Autorité boursière espagnole CNMV. IPIC offrira 28 euros par titre CEPSA et un dividende de 0,50 euros par titre devra être versé aux actionnaires existants. TOTAL s’est engagé irrévocablement à apporter ses titres à l’offre et recevra un montant d’environ 3,7 milliards d’euros. La transaction est sujette à l’obtention des approbations gouvernementales requises. 5.4. Participation du Groupe dans Arkema Compte tenu de la fin de la période d’obligation de conservation des actions Arkema, en mai 2009, et du caractère non stratégique de la participation dans le capital d’Arkema, TOTAL a décidé au quatrième trimestre 2009 de céder progressivement sa participation dans le capital d’Arkema. Le 17 mars 2010, dans un avis AMF n°210C0255, TOTAL S.A. a déclaré avoir franchi indirectement en baisse, le 12 mars 2010, à la suite d’une perte de droits de vote double consécutive à la mise au porteur d’actions Arkema et de la cession d’actions Arkema sur le marché, le seuil de 5% des droits de vote d’Arkema, et détenir 2,66% du capital et 3,97% des droits de vote de la société. Au 31 décembre 2010, TOTAL ne détient plus d’actions Arkema, directement ou indirectement. Au 31 décembre 2009, la participation de TOTAL, détenue au travers de ses filiales indirectes Fingestval et Financière Valorgest, s’élevait à 2 352 493 actions pour 4 152 490 droits de vote, soit 3,89% du capital pour 6,42% des droits de vote. Aux termes d’un avenant signé en novembre 2003 au pacte d’actionnaires conclu en 1999 entre TOTAL et L’Oréal, les deux sociétés ont déclaré ne plus agir de concert vis-à-vis de SanofiAventis (1) à compter de décembre 2004, date de l’extinction du pacte d’actionnaire. Néanmoins, chacune des parties s’est engagée pour une durée de trois ans à compter de la fin du pacte à informer l’autre partie de tout projet de cession de titres de la société Sanofi-Aventis portant sur un nombre supérieur ou égal à 1% du capital et ce, au moins deux mois avant la date de réalisation projetée. En conséquence, cette obligation d’information préalable entre les parties a pris fin en décembre 2007. Au cours de l’exercice 2010, la participation de TOTAL, détenue indirectement au travers de sa filiale Elf Aquitaine, est passée de 7,33% du capital et 12,29% des droits de vote, soit 96 692 473 actions pour 190 899 986 droits de vote, au 31 décembre 2009 (2) , à 5,51% du capital et 9,15% des droits de vote de Sanofi-Aventis, soit 72 186 832 actions pour 139 195 845 droits de vote, au 31 décembre 2010 (3) . Le 21 mai 2010, dans un avis AMF n°210C0430, TOTAL S.A. a déclaré avoir franchi indirectement en baisse, le 17 mai 2010, à la suite de la mise au porteur d’actions Sanofi-Aventis ayant entraîné une diminution du nombre de droits de vote et de la cession d’actions Sanofi-Aventis sur le marché, le seuil de 10% des droits de vote de Sanofi-Aventis, et détenir 5,88% du capital et 9,78% des droits de vote de la société. Au cours des exercices 2008 et 2009, la participation dans Sanofi-Aventis était successivement passée de 12,70% du capital et 19,11% des droits de vote à 11,29% du capital et 18,16% des droits de vote, puis de 11,29% du capital et 18,16% des droits de vote à 7,33% du capital et 12,29% des droits de vote. Les cessions progressives des actions composant cette participation constituent, à court et moyen terme, un élément de flexibilité du Groupe dans le cadre d’une adaptation de ses ressources financières à sa politique de croissance et de dividende. Pour une description de Sanofi-Aventis, il convient de se référer aux informations publiées par cette société. (1) Société cotée déconsolidée depuis le 1 er juillet 2010. (2) Sur la base de 1 318 479 052 actions Sanofi-Aventis correspondant à 1 553 331 156 droits de vote au 31 décembre 2009. (3) Sur la base de 1 310 997 785 actions Sanofi-Aventis correspondant à 1 520 994 059 droits de vote au 31 décembre 2010.170 TOTAL. Document de référence 2010Les comptes consolidés ont été arrêtés par le Conseil d’administration le 10 février 2011 et n’ont pas été mis à jour des éléments postérieurs à cette date. 1. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés 172 2. Compte de résultat consolidé 173 3. Résultat global consolidé 174 4. Bilan consolidé 175 5. Tableau de flux de trésorerie consolidé 176 6. Variation des capitaux propres consolidés 177 7. Annexe aux comptes consolidés 178 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 1) Principes comptables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 2) Principaux indicateurs de l’information par secteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 3) Variation de la composition du Groupe et principales acquisitions et cessions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .186 4) Informations par secteur d’activité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .188 5) Informations par zone géographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .197 6) Charges d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .198 7) Autres produits et autres charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .198 8) Autres produits financiers et autres charges financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .199 9) Impôts sur les sociétés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .199 10) Immobilisations incorporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .201 11) Immobilisations corporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .202 12) Sociétés mises en équivalence : titres et prêts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .204 13) Autres titres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .206 14) Autres actifs non courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .207 15) Stocks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .208 16) Clients et comptes rattachés, autres créances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .209 17) Capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .210 18) Engagements envers le personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .213 19) Provisions et autres passifs non courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .216 20) Dettes financières et instruments financiers associés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .218 21) Autres créditeurs et dettes diverses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224 22) Contrats de location . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224 23) Engagements hors bilan et obligations contractuelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .225 24) Parties liées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .228 25) Paiements en actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .229 26) Effectifs du Groupe et charges de personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .234 27) Tableau de flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .235 28) Analyse des actifs et passifs financiers par catégorie d’instruments et par stratégie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .236 29) Instruments financiers hors dérivés d’énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .238 30) Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .243 31) Risques de marché . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .245 32) Autres risques et engagements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .252 33) Informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .254 34) Évolutions en cours de la composition du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .254 35) Périmètre de consolidation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .256 Document de référence 2010. TOTAL 171 Annexe 1 Comptes consolidés 91. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés Exercice clos le 31 décembre 2010 Aux Actionnaires, En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre Assemblée générale, nous vous présentons notre rapport relatif à l’exercice clos le 31 décembre 2010, sur : – le contrôle des comptes consolidés de la société TOTAL S.A., tels qu’ils sont joints au présent rapport ; – la justification de nos appréciations ; – la vérification spécifique prévue par la loi. Les comptes consolidés ont été arrêtés par le conseil d’administration. Il nous appartient, sur la base de notre audit, d’exprimer une opinion sur ces comptes. I. Opinion sur les comptes consolidés Nous avons effectué notre audit selon les normes d'exercice professionnel applicables en France ; ces normes requièrent la mise en œuvre de diligences permettant d’obtenir l’assurance raisonnable que les comptes consolidés ne comportent pas d’anomalies significatives. Un audit consiste à vérifier, par sondages ou au moyen d'autres méthodes de sélection, les éléments justifiant des montants et informations figurant dans les comptes consolidés. Il consiste également à apprécier les principes comptables suivis, les estimations significatives retenues et la présentation d’ensemble des comptes. Nous estimons que les éléments que nous avons collectés sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion. Nous certifions que les comptes consolidés de l’exercice sont, au regard du référentiel IFRS tel qu’adopté dans l’Union européenne, réguliers et sincères et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière, ainsi que du résultat de l’ensemble constitué par les personnes et entités comprises dans la consolidation. Sans remettre en cause l’opinion exprimée ci-dessus, nous attirons votre attention sur la note « Introduction » de l’annexe aux comptes consolidés qui expose l’application du changement de méthode relatif à la norme IAS 31 « Participations dans des co-entreprises ». II. Justification des appréciations En application des dispositions de l'article L. 823-9 du Code de commerce relatives à la justification des appréciations, nous portons à votre connaissance les éléments suivants : Comme indiqué dans la note « Introduction » de l’annexe aux comptes consolidés, certains principes comptables appliqués par TOTAL S.A. impliquent une part importante d’estimations et d’hypothèses. La mise en œuvre de ces estimations et hypothèses concerne principalement l’application de la méthode dite des successful efforts pour les activités pétrolières, la dépréciation des actifs immobilisés, les provisions pour restitution des sites et risques et charges liées à l’environnement, la valorisation des engagements de retraite et la détermination des impôts courants et différés. Une information détaillée sur l’application de ces principes comptables est donnée dans l’annexe aux comptes consolidés. Nos travaux relatifs aux hypothèses significatives retenues par la direction et aux estimations qui peuvent découler de l’application de ces principes comptables nous ont permis d’apprécier leur caractère raisonnable. Comme indiqué dans la note « Introduction » de l’annexe aux comptes consolidés, ces estimations reposent sur des hypothèses et jugements qui ont par nature un caractère incertain, les réalisations étant susceptibles de différer parfois de manière significative des données prévisionnelles utilisées. Les appréciations ainsi portées s’inscrivent dans le cadre de notre démarche d’audit des comptes consolidés, pris dans leur ensemble, et ont donc contribué à la formation de notre opinion exprimée dans la première partie de ce rapport. III. Vérification spécifique Nous avons également procédé, conformément aux normes d'exercice professionnel applicables en France, à la vérification spécifique prévue par la loi des informations relatives au groupe, données dans le rapport de gestion. Nous n’avons pas d’observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes consolidés. Paris La Défense, le 10 mars 2011 Les commissaires aux comptes KPMG Audit ERNST & YOUNG Audit Département de KPMG S.A. Pascal Macioce Jay Nirsimloo Laurent Vitse 172 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 173 Annexe 1 – Comptes consolidés Compte de résultat consolidé 9 2. Compte de résultat consolidé TOTAL Exercice (en millions d’euros) (a) 2010 2009 2008 Chiffre d’affaires (notes 4 et 5) 159 269 131 327 179 976 Droits d’accises (18 793) (19 174) (19 645) Produits des ventes 140 476 112 153 160 331 Achats, nets de variation de stocks (note 6) (93 171) (71 058) (111 024) Autres charges d’exploitation (note 6) (19 135) (18 591) (19 101) Charges d’exploration (note 6) (864) (698) (764) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (8 421) (6 682) (5 755) Autres produits (note 7) 1 396 314 369 Autres charges (note 7) (900) (600) (554) Coût de l’endettement financier brut (465) (530) (1 000) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 131 132 473 Coût de l’endettement financier net (note 29) (334) (398) (527) Autres produits financiers (note 8) 442 643 728 Autres charges financières (note 8) (407) (345) (325) Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence (note 12) 1 953 1 642 1 721 Charge d’impôt (note 9) (10 228) (7 751) (14 146) Résultat net de l’ensemble consolidé 10 807 8 629 10 953 Part du Groupe 10 571 8 447 10 590 Intérêts minoritaires 236 182 363 Résultat net par action (euros) 4,73 3,79 4,74 Résultat net dilué par action (euros) 4,71 3,78 4,71 (a) Excepté pour les résultats nets par action.3. Résultat global consolidé TOTAL Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Résultat net de l’ensemble consolidé 10 807 8 629 10 953 Autres éléments du résultat global Écart de conversion de consolidation 2 231 (244) (722) Actifs disponibles à la vente (100) 38 (254) Couverture de flux futurs (80) 128 - Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt 302 234 173 Autres éléments (7) (5) 1 Effet d’impôt 28 (38) 30 Total autres éléments du résultat global (après impôt) (note 17) 2 374 113 (772) Résultat global 13 181 8 742 10 181 Part du Groupe 12 936 8 500 9 852 Intérêts minoritaires 245 242 329 174 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Résultat global consolidéDocument de référence 2010. TOTAL 175 Annexe 1 – Comptes consolidés Bilan consolidé 9 4. Bilan consolidé TOTAL Au 31 décembre (en millions d’euros) ACTIF 2010 2009 2008 Actifs non courants Immobilisations incorporelles (notes 5 et 10) 8 917 7 514 5 341 Immobilisations corporelles (notes 5 et 11) 54 964 51 590 46 142 Sociétés mises en équivalence : titres et prêts (note 12) 11 516 13 624 14 668 Autres titres (note 13) 4 590 1 162 1 165 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (note 20) 1 870 1 025 892 Autres actifs non courants (note 14) 3 655 3 081 3 044 Total actifs non courants 85 512 77 996 71 252 Actifs courants Stocks (note 15) 15 600 13 867 9 621 Clients et comptes rattachés (note 16) 18 159 15 719 15 287 Autres créances (note 16) 7 483 8 198 9 642 Actifs financiers courants (note 20) 1 205 311 187 Trésorerie et équivalents de trésorerie (note 27) 14 489 11 662 12 321 Total actifs courants 56 936 49 757 47 058 Actifs destinés à être cédés ou échangés (note 34) 1 270 - - Total actif 143 718 127 753 118 310 PASSIF 2010 2009 2008 Capitaux propres Capital 5 874 5 871 5 930 Primes et réserves consolidées 60 538 55 372 52 947 Écarts de conversion (2 495) (5 069) (4 876) Actions autodétenues (3 503) (3 622) (5 009) Total des capitaux propres - part du Groupe (note 17) 60 414 52 552 48 992 Intérêts minoritaires 857 987 958 Total des capitaux propres 61 271 53 539 49 950 Passifs non courants Impôts différés (note 9) 9 947 8 948 7 973 Engagements envers le personnel (note 18) 2 171 2 040 2 011 Provisions et autres passifs non courants (note 19) 9 098 9 381 7 858 Total passifs non courants 21 216 20 369 17 842 Dettes financières non courantes (note 20) 20 783 19 437 16 191 Dettes courantes Fournisseurs et comptes rattachés 18 450 15 383 14 815 Autres créditeurs et dettes diverses (note 21) 11 989 11 908 11 632 Dettes financières courantes (note 20) 9 653 6 994 7 722 Autres passifs financiers courants (note 20) 159 123 158 Total dettes courantes 40 251 34 408 34 327 Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés (note 34) 197 - - Total passif et capitaux propres 143 718 127 753 118 3105. Tableau de flux de trésorerie consolidé TOTAL (note 27) Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 FLUX DE TRÉSORERIE D’EXPLOITATION Résultat net de l’ensemble consolidé 10 807 8 629 10 953 Amortissements et pertes de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles 9 117 7 107 6 197 Provisions et impôts différés 527 441 (150) Effet de l’externalisation des engagements sociaux (60) - (505) (Plus) Moins-value sur cessions d’actifs (1 046) (200) (257) Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence (470) (378) (311) Diminution (Augmentation) du besoin en fonds de roulement (496) (3 316) 2 571 Autres, nets 114 77 171 Flux de trésorerie d’exploitation 18 493 12 360 18 669 FLUX DE TRÉSORERIE D’INVESTISSEMENT Investissements corporels et incorporels (13 812) (11 849) (11 861) Coût d’acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise (862) (160) (559) Coût d’acquisition de titres (654) (400) (416) Augmentation des prêts non courants (945) (940) (804) Investissements (16 273) (13 349) (13 640) Produits de cession d’actifs corporels et incorporels 1 534 138 130 Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée 310 - 88 Produits de cession d’autres titres 1 608 2 525 1 233 Remboursement de prêts non courants 864 418 1 134 Désinvestissements 4 316 3 081 2 585 Flux de trésorerie d’investissement (11 957) (10 268) (11 055) FLUX DE TRÉSORERIE DE FINANCEMENT Variation de capital : – actionnaires de la société mère 41 41 262 – actions propres 49 22 (1 189) – actionnaires minoritaires - - (4) Dividendes payés : – aux actionnaires de la société mère (5 098) (5 086) (4 945) – aux actionnaires minoritaires (152) (189) (213) Autres opérations avec les minoritaires (429) - - Émission nette d’emprunts non courants 3 789 5 522 3 009 Variation des dettes financières courantes (731) (3 124) 1 437 Variation des actifs et passifs financiers courants (817) (54) 850 Flux de trésorerie de financement (3 348) (2 868) (793) Augmentation (Diminution) de la trésorerie 3 188 (776) 6 821 Incidence des variations de change (361) 117 (488) Trésorerie en début de période 11 662 12 321 5 988 Trésorerie à fin de période 14 489 11 662 12 321 176 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Tableau de flux de trésorerie consolidé6. Variation des capitaux propres consolidés TOTAL (en millions d’euros) Actions émises Primes et Écarts Actions autodétenues Capitaux Intérêts Capitaux réserves de propres-part minoritaires propres Nombre Montant consolidées conversion Nombre Montant du Groupe Au 1 er janvier 2008 2 395 532 097 5 989 48 797 (4 396) (151 421 232) (5 532) 44 858 842 45 700 Résultat net 2008 - - 10 590 - - - 10 590 363 10 953 Autres éléments du résultat global (note 17) - - (258) (480) - - (738) (34) (772) Résultat global - - 10 332 (480) - - 9 852 329 10 181 Dividendes - - (4 945) - - - (4 945) (213) (5 158) Émissions d’actions (note 17) 6 275 977 16 246 - - - 262 - 262 Rachats d’actions - - - - (27 600 000) (1 339) (1 339) - (1 339) Cessions d’actions (a) - - (71) - 5 939 137 221 150 - 150 Paiements en actions (note 25) - - 154 - - - 154 - 154 Autres opérations avec les intérêts minoritaires - - - - - - - - - Annulation d’actions (note 17) (30 000 000) (75) (1 566) - 30 000 000 1 641 - - - Transactions avec les actionnaires (23 724 023) (59) (6 182) - 8 339 137 523 (5 718) (213) (5 931) Au 31 décembre 2008 2 371 808 074 5 930 52 947 (4 876) (143 082 095) (5 009) 48 992 958 49 950 Résultat net 2009 - - 8 447 - - - 8 447 182 8 629 Autres éléments du résultat global (note 17) - - 246 (193) - - 53 60 113 Résultat global - - 8 693 (193) - - 8 500 242 8 742 Dividendes - - (5 086) - - - (5 086) (189) (5 275) Émissions d’actions (note 17) 1 414 810 3 38 - - - 41 - 41 Rachats d’actions - - - - - - - - - Cessions d’actions (a) - - (143) - 2 874 905 165 22 - 22 Paiements en actions (note 25) - - 106 - - - 106 - 106 Autres opérations avec les intérêts minoritaires - - (23) - - - (23) (24) (47) Annulation d’actions (note 17) (24 800 000) (62) (1 160) - 24 800 000 1 222 - - - Transactions avec les actionnaires (23 385 190) (59) (6 268) - 27 674 905 1 387 (4 940) (213) (5 153) Au 31 décembre 2009 2 348 422 884 5 871 55 372 (5 069) (115 407 190) (3 622) 52 552 987 53 539 Résultat net 2010 - - 10 571 - - - 10 571 236 10 807 Autres éléments du résultat global (note 17) - - (216) 2 581 - - 2 365 9 2 374 Résultat global - - 10 355 2 581 - - 12 936 245 13 181 Dividendes - - (5 098) - - - (5 098) (152) (5 250) Émissions d’actions (note 17) 1 218 047 3 38 - - - 41 - 41 Rachats d’actions - - - - - - - - - Cessions d’actions (a) - - (70) - 2 919 511 119 49 - 49 Paiements en actions (note 25) - - 140 - - - 140 - 140 Autres opérations avec les intérêts minoritaires - - (199) (7) - - (206) (223) (429) Annulation d’actions (note 17) - - - - - - - - - Transactions avec les actionnaires 1 218 047 3 (5 189) (7) 2 919 511 119 (5 074) (375) (5 449) Au 31 décembre 2010 2 349 640 931 5 874 60 538 (2 495) (112 487 679) (3 503) 60 414 857 61 271 (a) Actions propres destinées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions et actions gratuites dont bénéficient les salariés du Groupe. Document de référence 2010. TOTAL 177 Annexe 1 – Comptes consolidés Variation des capitaux propres consolidés 97. Annexe aux comptes consolidés En date du 10 février 2011, le Conseil d’administration a arrêté et autorisé la publication des états financiers consolidés de TOTAL S.A. pour l’exercice clos le 31 décembre 2010. Ils seront soumis pour approbation à l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011. Introduction 1) Principes comptables Selon le principe de la comptabilité d’engagement appliqué par le Groupe, selon lequel les états financiers reflètent les effets des transactions et événements dans l’exercice où ils se produisent, les actifs et passifs sont généralement valorisés au coût amorti quand il s’agit d’éléments à caractère opérationnel tels que les actifs immobilisés incorporels et corporels, et à leur juste valeur quand il s’agit d’actifs et passifs financiers. Le détail des méthodes appliquées est le suivant : A) Principes de consolidation Les filiales contrôlées directement par la société mère ou indirectement par le biais d’autres filiales sont consolidées selon la méthode de l’intégration globale. Les participations dans les entités sous contrôle conjoint sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Les activités contrôlées conjointement et les actifs contrôlés conjointement sont comptabilisés à hauteur de la quote-part détenue par le Groupe. Les participations dans les entreprises associées, dans lesquelles l’investisseur exerce une influence notable sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. L’influence notable est présumée lorsque l’investisseur détient, directement ou indirectement par le biais de filiales, 20% ou plus des droits de vote dans une entreprise. Dans le cas d’un pourcentage inférieur à 20%, la consolidation par mise en équivalence ne s’applique que lorsque l’influence notable peut être démontrée. Toutes les transactions inter-compagnies significatives sont éliminées. B) Regroupement d’entreprises Les regroupements d’entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l’acquisition. Cette méthode implique la comptabilisation des actifs identifiables acquis, passifs repris et intérêts minoritaires des sociétés acquises par le Groupe à leur juste valeur. Les comptes consolidés de TOTAL S.A. et ses filiales (le Groupe) sont présentés en euros et sont établis en conformité avec les normes comptables internationales IFRS (International Financial Reporting Standards) telles qu’adoptées par l’Union européenne et les normes IFRS telles que publiées par l’IASB (International Accounting Standards Board) au 31 décembre 2010. Les méthodes et principes comptables appliqués pour les comptes consolidés au 31 décembre 2010 sont identiques à ceux utilisés dans les comptes consolidés au 31 décembre 2009, à l’exception des normes, amendements et interprétations IFRS d’application obligatoire pour les exercices ouverts à compter du 1 er janvier 2010 (et qui n’avaient pas été appliqués par anticipation par le Groupe). Leur application n’a pas eu d’effet significatif sur les états financiers consolidés du Groupe au 31 décembre 2010. Parmi ces nouveaux textes entrés en application au 1 er janvier 2010, il convient de noter IFRS 3 révisée « Regroupements d’entreprises » et IAS 27 révisée « États financiers consolidés et individuels ». Ces normes révisées introduisent notamment un certain nombre de dispositions nouvelles quant à la comptabilisation des regroupements d’entreprises. Leur application est prospective. Par ailleurs, à compter du 1 er janvier 2010, les entités faisant l’objet d’un contrôle conjoint sont consolidées selon la méthode de la mise en équivalence, en application de la méthode alternative de la norme IAS 31 « Participations dans des coentreprises ». Jusqu’au 31 décembre 2009, ces entités étaient consolidées par intégration proportionnelle. Ce changement concerne deux entités et présente un caractère non significatif (voir la note 12 de l’annexe aux comptes consolidés). La préparation des états financiers selon les normes IFRS implique que la Direction Générale du Groupe effectue des estimations et retienne des hypothèses qui affectent les valeurs pour lesquelles les actifs, passifs et passifs éventuels sont comptabilisés à la date de préparation des états financiers et les produits et charges comptabilisés sur la période. La Direction Générale du Groupe revoit régulièrement ces estimations et hypothèses en s’appuyant sur l’expérience et divers autres facteurs considérés comme raisonnables pour estimer la valeur comptable des actifs et passifs. Les résultats réalisés peuvent différer significativement de ces estimations lorsque des circonstances ou hypothèses différentes s’appliquent. La mise en œuvre de ces estimations et hypothèses concerne principalement l’application de la méthode dite des successful efforts pour les activités pétrolières, la dépréciation des actifs immobilisés, les provisions pour restitution des sites et les provisions pour risques et charges liées à l’environnement, la valorisation des engagements de retraite et la détermination des impôts courants et différés. Par ailleurs, lorsqu’une transaction spécifique n’est traitée par aucune norme ou interprétation, la Direction Générale du Groupe exerce son jugement pour définir et mettre en œuvre les méthodes comptables permettant de fournir une information pertinente et fiable, de sorte que les états financiers : – donnent une image fidèle de la situation financière, de la performance et des flux de trésorerie du Groupe ; – reflètent la substance des transactions ; – sont neutres ; – sont préparés de manière prudente ; – sont complets sous tous leurs aspects significatifs. 178 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 179 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 L’acquéreur doit comptabiliser le goodwill à la date d’acquisition, évalué comme étant l’excédent de : – la contrepartie transférée, le montant des intérêts minoritaires et, dans un regroupement d’entreprises réalisé par étapes, la juste valeur à la date d’acquisition de la participation précédemment détenue par l’acquéreur dans l’entreprise acquise ; – sur la juste valeur, à la date d’acquisition, des actifs identifiables acquis et des passifs repris. Si la contrepartie transférée est inférieure à la juste valeur des actifs identifiables acquis et des passifs repris, le recensement et l’évaluation des éléments identifiables de l’actif et du passif font l’objet d’une analyse complémentaire. Le badwill résiduel est comptabilisé directement en résultat. Lors de transactions avec les intérêts minoritaires, l’écart entre le prix payé (reçu) et la valeur comptable des intérêts minoritaires acquis (cédés) est enregistré directement dans les capitaux propres. L’analyse des goodwill est finalisée dans un délai d’un an à compter de la date d’acquisition. Les formations d’entités contrôlées conjointement par apports non monétaires des coentrepreneurs sont comptabilisées selon les modalités de l’interprétation SIC 13 « Entités contrôlées en commun - Apports non monétaires par des coentrepreneurs ». Un résultat de cession sur la participation précédemment détenue est comptabilisé à la hauteur du pourcentage d’intérêt du coentrepreneur dans la coentreprise. C) Méthodes de conversion Les comptes des filiales sont établis dans la monnaie la plus représentative de leur environnement économique, qualifiée de monnaie fonctionnelle. (i) Éléments monétaires Les transactions réalisées en devises étrangères sont converties au cours de change en vigueur à la date de transaction. À la clôture de l’exercice, les actifs et passifs monétaires sont convertis au taux de clôture et l’écart de change qui en résulte est enregistré en résultat dans les rubriques « Autres produits » ou « Autres charges ». (ii) Conversion des états financiers établis en monnaie étrangère Les bilans des entreprises étrangères sont convertis en euros sur la base des cours de change en vigueur à la date de clôture. Le compte de résultat et le tableau de flux de trésorerie sont convertis au cours moyen de la période. Les différences de conversion qui en résultent sont inscrites en capitaux propres dans le poste « Écarts de conversion » pour la part du Groupe et dans le poste « Intérêts minoritaires » pour la part des minoritaires. D) Chiffre d’affaires - Produits des ventes Le chiffre d’affaires est comptabilisé lorsqu’il y a transfert à l’acheteur des avantages et des risques significatifs liés à la propriété des biens et que le montant est recouvrable et qu’il peut être raisonnablement estimé. Le chiffre d’affaires inclut les droits d’accises collectés par le Groupe dans le cadre de son activité de distribution pétrolière. Ces droits d’accises sont déduits du chiffre d’affaires pour la détermination du produit des ventes. Les ventes de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon sont enregistrées lors du transfert de propriété selon les termes du contrat. Le produit de la vente de la production des champs de pétrole brut et de gaz naturel dans lesquels le Groupe détient une participation avec d’autres producteurs est comptabilisé sur la base des volumes réels vendus dans la période. Toute différence entre les volumes vendus et les volumes correspondants aux droits du Groupe est comptabilisée dans les rubriques « Stock d’hydrocarbures bruts et gazeux », « Autres créances » ou « Autres créditeurs et dettes diverses ». Le produit des ventes lié au transport de gaz est reconnu lors de la réalisation du service sur la base des quantités transportées mesurées selon les clauses de chaque contrat. Le revenu lié à la vente d’électricité est enregistré lors du transfert de propriété en accord avec les clauses contractuelles. Le revenu lié aux prestations de services est reconnu lorsque les services ont été rendus. Les produits et charges liés aux activités d’affrètement à temps sont reconnus prorata temporis sur la durée du voyage qui commence au port de déchargement du précédent voyage et qui s’achève au port de déchargement suivant. Le résultat à l’avancement de chaque voyage n’est constaté qu’à partir de la date de conclusion du contrat avec le client. Le produit des ventes comprend les livraisons de pétrole brut et de gaz au titre des redevances à la production et des impôts, lorsqu’elles sont effectivement payées, sauf pour les États-Unis et le Canada. Certaines transactions de l’activité de trading (contrats portant sur des quantités achetées à des tiers puis revendues à des tiers) sont présentées pour leur valeur nette en chiffre d’affaires. Les opérations d’échange de pétrole brut et de produits pétroliers conclues dans le cadre d’accords professionnels ne donnent pas lieu à résultat : les flux sont présentés pour leur valeur nette au compte de résultat comme au bilan. E) Charges liées aux paiements en actions Le Groupe peut mettre en œuvre des plans d’options de souscription et d’achat d’actions et offrir à ses salariés de souscrire à une augmentation de capital qui leur est réservée. Ces avantages accordés aux salariés sont comptabilisés en charges au compte de résultat en contrepartie directe des capitaux propres. La charge correspond à la juste valeur déterminée par référence aux instruments attribués. Pour les plans d’options, elle est déterminée selon la méthode Black & Scholes à la date d’attribution. La charge ainsi calculée est répartie linéairement entre la date d’attribution et la date à laquelle les options peuvent être exercées. Pour les plans d’attributions gratuites d’actions, la valeur est déterminée sur la base du cours de l’action au jour de l’attribution diminuée du taux de distribution attendu pendant la période d’acquisition des droits. Le coût des augmentations de capital réservées aux salariés est comptabilisé en charges immédiatement. La charge est diminuée d’une décote pour tenir compte de l’incessibilité des actions attribuées aux salariés pendant une période de cinq ans. F) Impôts sur le résultat La charge d’impôt présentée au compte de résultat comprend la charge (ou le produit) d’impôt courant et la charge (ou le produit) d’impôt différé. Le Groupe applique la méthode du report variable selon laquelle les impôts différés sont comptabilisés sur les différencestemporelles existant entre les valeurs comptables et fiscales des actifs et passifs enregistrés au bilan, ainsi que sur les déficits fiscaux et autres crédits d’impôts. Les actifs et passifs d’impôt différé sont évalués en fonction des taux d’imposition votés ou quasiment votés à la date de clôture. Les taux d’impôts utilisés sont fonction de l’échéancier de retournement des différences temporelles, des déficits fiscaux et autres crédits d’impôt. L’effet d’un changement de taux d’imposition est comptabilisé dans le résultat de l’exercice ou dans les capitaux propres, selon l’élément auquel il se rapporte. Les impôts différés actifs sont comptabilisés dans la mesure où leur recouvrement est probable. Des actifs et des passifs sont comptabilisés au titre des obligations de restitution des sites et des contrats de location financement en application des principes décrits dans les notes de l’annexe aux comptes consolidés 1K « Contrats de location » et 1Q « Restitution des sites ». Les différences temporelles entre les valeurs comptables et fiscales de ces actifs et passifs donnent lieu à la constatation d’impôts différés. Les différences temporelles entre la valeur des titres des sociétés mises en équivalence et leur valeur fiscale donnent lieu à la constatation d’impôts différés. Le calcul de l’impôt différé est fondé sur les conséquences fiscales futures attendues (taux de distribution des dividendes ou taux d’imposition des plus-values de cession). G) Résultat net par action Le résultat net par action correspond au rapport entre le résultat net part du Groupe et le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation au cours de l’exercice en excluant les actions détenues par TOTAL S.A. (autodétention) et par les filiales du Groupe (autocontrôle), qui sont déduites des capitaux propres. Le résultat net dilué par action correspond au rapport entre le résultat net part du Groupe et le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice en excluant les actions détenues par TOTAL S.A. (autodétention) et par les filiales du Groupe (autocontrôle), qui sont déduites des capitaux propres, et en tenant compte de l’effet dilutif généré par les options de souscription et d’achat d’actions, les attributions gratuites d’actions et les augmentations de capital dont la clôture de la période de souscription est postérieure à la date de clôture de l’exercice. Le nombre moyen pondéré d’actions dilué est calculé selon la méthode du rachat d’actions prévue par la norme IAS 33. Les fonds qui seraient recueillis à l’occasion de l’exercice des droits rattachés aux instruments dilutifs sont supposés être affectés au rachat d’actions au prix moyen du marché sur la période de référence. Le nombre d’actions ainsi obtenu vient en diminution du nombre total des actions résultant de l’exercice des droits. H) Actifs d’exploration et de production pétrolière et minière Le Groupe applique la norme IFRS 6 relative à la comptabilisation des dépenses d’exploration. La comptabilisation des droits et actifs de production d’hydrocarbures est réalisée conformément à la méthode des successful efforts. (i) Coûts d’exploration Les dépenses de géologie et géophysique, incluant les campagnes sismiques d’exploration, sont comptabilisées directement en charges de la période. Les droits miniers acquis sont comptabilisés en immobilisations incorporelles. Ils font régulièrement l’objet de tests de dépréciation, permis par permis, en fonction des résultats de l’exploration et du jugement de la Direction Générale du Groupe. En cas de découverte, les droits miniers non prouvés sont transférés en droits miniers prouvés, à la valeur nette comptable, dès l’enregistrement des réserves prouvées. Les forages d’exploration sont comptabilisés et font l’objet de tests de dépréciation sur une base individuelle comme suit : – le coût des forages d’exploration ayant permis de découvrir des réserves prouvées est immobilisé et amorti par la suite selon la méthode de l’unité de production, basée sur les réserves prouvées développées ; – le coût des forages « secs » et des forages qui n’ont pas permis de découvrir des réserves prouvées est passé en charges ; – dans l’attente de déterminer s’ils ont permis de découvrir des réserves prouvées, le coût des forages d’exploration est temporairement immobilisé quand les deux conditions suivantes sont réunies : - le puits a mis en évidence un volume suffisant de réserves pour justifier, le cas échéant, sa complétion en tant que puits producteur en supposant que les investissements nécessaires à la production soient effectués ; - le Groupe enregistre des progrès suffisants dans la détermination des réserves et de la viabilité technique et économique du projet. Ces progrès sont évalués sur la base de critères tels que des travaux d’exploration additionnels (puits, travaux sismiques ou études significatives) en cours de réalisation ou inscrits dans un programme ferme, la réalisation de dépenses d’études de développement, et en tenant compte du fait que le Groupe puisse être dans l’attente d’autorisations d’un gouvernement ou d’un tiers sur un projet proposé ou de disponibilité de capacité de transport ou de traitement sur une installation existante. Le coût des puits d’exploration qui ne remplissent pas ces conditions est comptabilisé en charges. (ii) Actifs de production d’hydrocarbures Les coûts de développement (forage des puits de développement et construction des capacités de production) sont immobilisés en incluant les coûts d’emprunt pendant la période de construction, ainsi que les coûts estimés et actualisés des travaux futurs de restitution des sites. Le taux d’amortissement est généralement égal au rapport de la production d’hydrocarbures de la période sur les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (méthode de l’unité de production). Dans le cas de contrats de partage de production, cette méthode s’applique à la quote-part de production et de réserves revenant au Groupe telles qu’elles peuvent être estimées en fonction des clauses contractuelles de remboursement des dépenses d’exploration, de développement et de production (cost oil) ainsi que de partage des droits à hydrocarbures (profit oil). Les systèmes de transport sont amortis sur la base des réserves prouvées devant transiter par ces installations (méthode de l’unité de transport) ou de façon linéaire, selon la méthode qui reflète au mieux la vie économique de l’actif. Les droits miniers prouvés sont amortis selon la méthode de l’unité de production, basée sur les réserves prouvées. 180 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 181 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 (iii) Activité minière Les coûts d’exploration minière, incluant les études et les campagnes de carottages, sont passés en charges tant que l’existence de ressources n’a pas été évaluée. Lorsque l’évaluation conclut à l’existence de ressources, les coûts engagés postérieurement à cette évaluation sont capitalisés temporairement en attente d’une décision de développement du champ si cette décision est fortement probable. Dans le cas contraire, les coûts sont passés en charges. Lorsque la décision de développement est prise, les coûts capitalisés temporairement sont intégrés au coût du développement et amortis à compter de la mise en production selon le même rythme que les actifs de développement. Les coûts de développement minier comprennent les coûts de découverture initiaux et tous les coûts encourus pour accéder aux réserves, en particulier ceux : – des infrastructures de surface ; – des machines et matériels mobiles d’un coût significatif ; – des utilités et installations annexes hors-site. Ces coûts sont capitalisés et amortis soit sur le mode linéaire, soit à l’unité de production à compter de la mise en production. I) Goodwill et autres immobilisations incorporelles hors droits miniers Les autres immobilisations incorporelles comprennent les brevets, marques, et droits au bail. Les immobilisations incorporelles sont comptabilisées au bilan pour leur coût d’acquisition ou de revient, diminué des amortissements et pertes de valeur éventuellement constatés. Les modalités de détermination des goodwill sont présentées dans la note 1B de l’annexe aux comptes consolidés. Les goodwill ne sont pas amortis mais font l’objet de tests de dépréciation dès l’apparition d’indices de perte de valeur et au minimum annuellement (voir la note 1L de l’annexe aux comptes consolidés). S’agissant des sociétés mises en équivalence, les goodwill sont inclus dans la valeur comptable de la participation. Les immobilisations incorporelles autres que les goodwill sont à durée de vie définie. Elles sont amorties linéairement sur des durées comprises entre trois et vingt ans en fonction de la durée d’utilité des actifs concernés. Recherche et développement Les frais de recherche sont comptabilisés en charges lorsqu’ils sont encourus. Les dépenses de développement sont capitalisées quand les critères suivants sont remplis : – démonstration de la faisabilité technique du projet et de la disponibilité des ressources pour achever le développement ; – capacité de l’immobilisation à générer des avantages économiques futurs probables ; – évaluation fiable du coût de cet actif ; – capacité et intention du Groupe d’achever l’immobilisation et de la mettre en service ou de la vendre. Les frais de publicité sont enregistrés en charges dans l’exercice au cours duquel ils sont engagés. J) Autres immobilisations corporelles Les immobilisations corporelles sont comptabilisées au bilan pour leur coût d’acquisition ou de revient, diminué des amortissements et pertes de valeur éventuellement constatés. Ce coût inclut les frais financiers supportés, lorsqu’ils sont directement attribuables à l’acquisition ou à la production d’un actif qualifié, jusqu’à leur mise en service. Les modalités de capitalisation de coûts d’emprunt sont les suivantes : – si le projet bénéficie d’un financement spécifique, le coût d’emprunt est basé sur le taux de cet emprunt ; – si le projet est financé par l’ensemble de la dette du Groupe, la capitalisation des coûts d’emprunt est basée sur le taux moyen pondéré d’emprunt de la période. Les coûts d’entretien et de réparation sont pris en charges dans l’exercice au cours duquel ils sont encourus. Les coûts liés aux arrêts des raffineries et des grandes unités pétrochimiques sont immobilisés au moment où ils sont encourus, et amortis sur la période de temps séparant deux grands arrêts. Les immobilisations corporelles sont amorties linéairement selon leur durée d’utilité : – mobilier, matériel de bureau, machine et outillage : 3-12 ans – matériel de transport : 5-20 ans – dépôts et équipements associés : 10-15 ans – installations complexes spécialisées et pipelines : 10-30 ans – constructions : 10-50 ans K) Contrats de location Les contrats de location financement sont ceux qui ont pour effet de transférer la quasi-totalité des risques et des avantages inhérents à la propriété de l’actif du bailleur au preneur. Ces contrats sont comptabilisés à l’actif du bilan à la juste valeur, ou si elle est plus faible, à la valeur actualisée des loyers minimaux au titre du contrat. La dette correspondante est comptabilisée au passif du bilan dans les dettes financières. Ces immobilisations sont amorties selon les durées d’utilité appliquées par le Groupe. Les contrats de location qui ne sont pas des contrats de location financement tels que définis ci-dessus sont comptabilisés comme des contrats de location simple. Certains contrats commerciaux, sans revêtir une forme juridique de contrats de location, confèrent aux clients ou aux fournisseurs le droit d’utilisation d’un actif ou d’un ensemble d’actifs en contrepartie de paiements fixes. Ces contrats sont assimilés à des contrats de location. Ils sont ensuite analysés pour déterminer s’ils doivent être qualifiés de contrats de location simple ou de location financement. L) Dépréciation des actifs immobilisés La valeur recouvrable des immobilisations corporelles et incorporelles est testée dès l’apparition d’indices de perte de valeur de ces actifs, ce test étant réalisé au minimum annuellement pour les goodwill. La valeur recouvrable correspond à la valeur d’utilité ou à la juste valeur diminuée des coûts de sortie lorsque celle-ci est plus élevée. Les tests sont effectués aux bornes d’unités génératrices de trésorerie (UGT). Une UGT est un ensemble homogène d’actifs dont l’utilisation continue génère des entrées de trésorerie largement indépendantes des entrées de trésorerie générées par d’autres groupes d’actifs.La valeur d’utilité d’une UGT est déterminée par référence à la valeur des flux de trésorerie futurs actualisés attendus de ces actifs, dans le cadre des hypothèses économiques et des conditions d’exploitation prévues par la Direction Générale du Groupe. Lorsque cette valeur est inférieure à la valeur nette comptable de l’UGT, une perte de valeur est enregistrée dans les rubriques « Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers » pour les immobilisations corporelles et droits miniers et « Autres charges » pour les autres immobilisations incorporelles. Cette perte de valeur est affectée en priorité sur les goodwill. Cette perte de valeur peut éventuellement être reprise dans la limite de la valeur nette comptable qu’aurait eue l’immobilisation à la même date si elle n’avait pas été dépréciée. Les pertes de valeur constatées sur les goodwill ont un caractère irréversible. M) Actifs et passifs financiers Les actifs et passifs qualifiés de financiers sont les prêts et les créances financières, les titres de sociétés non consolidées et les titres de placement, les instruments dérivés et les dettes financières courantes et non courantes. Le traitement comptable de ces actifs et passifs financiers est le suivant : (i) Prêts et créances financières Les prêts et les créances financières sont comptabilisés au coût amorti. Ils font l’objet de tests de dépréciation, la valeur nette comptable étant comparée à la valeur actualisée des flux futurs estimés recouvrables. Ces tests sont effectués dès l’apparition d’indices indiquant que cette valeur recouvrable serait inférieure à la valeur au bilan de ces actifs, et au moins à chaque arrêté comptable. La perte de valeur éventuelle est enregistrée en résultat. (ii) Autres titres Les autres titres sont analysés comme des actifs financiers disponibles à la vente (available for sale) et sont donc comptabilisés à leur juste valeur. Pour les titres cotés, cette juste valeur correspond au cours de Bourse. Dans le cas de titres non cotés, si la juste valeur n’est pas déterminable de façon fiable, les titres sont comptabilisés à leur coût historique. Les variations de juste valeur sont enregistrées directement en capitaux propres. En cas d’indication objective d’une perte de valeur (notamment baisse significative ou durable de la valeur de l’actif), une dépréciation est comptabilisée en résultat. La reprise de cette dépréciation par le résultat n’interviendra qu’au moment de la cession des titres. (iii) Instruments dérivés Le Groupe utilise des instruments financiers dérivés afin de gérer son exposition aux risques de fluctuation des taux d’intérêt, des cours de change de devises étrangères et des prix des matières premières. La variation de juste valeur des instruments dérivés est enregistrée en résultat ou en capitaux propres conformément à la politique de gestion des risques décrite dans la note 31 de l’annexe aux comptes consolidés et figure au bilan dans les rubriques correspondant à leur nature. Les instruments financiers mis en œuvre par le Groupe sont les suivants : • Instruments financiers dérivés court terme de gestion de la trésorerie Ces instruments, s’inscrivant dans une stratégie de gestion des risques de taux et de change de la position de trésorerie dans le cadre de limites fixées par le Groupe, sont considérés comme utilisés à des fins de transaction (held for trading). La variation de juste valeur est systématiquement enregistrée en résultat. La valeur au bilan de ces instruments est incluse dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». • Instruments financiers de gestion du financement à long terme Lorsqu’un financement externe à long terme est élaboré avec pour objectif de couvrir spécifiquement le financement des filiales et que ce financement fait intervenir des instruments dérivés de change et de taux, ces instruments dérivés sont qualifiés de : 1) Couverture de juste valeur (fair value hedge) du risque de taux sur l’emprunt externe et du risque de change des prêts accordés aux filiales. Leur variation de juste valeur est enregistrée en résultat, concomitamment avec celle des dettes financières externes sous-jacentes et des prêts aux filiales. La valeur au bilan des instruments dérivés de couverture du financement long terme est incluse dans la rubrique d’actif « Instruments de couverture des dettes financières non courantes » ou dans la rubrique de passif « Dettes financières non courantes » pour la part à plus d’un an. La part à moins d’un an des instruments de couverture des dettes financières non courantes est incluse dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». En cas de résiliation anticipée d’instruments dérivés préalablement qualifiés comptablement de couverture de juste valeur, la soulte versée ou perçue est enregistrée en résultat, et : - si cette résiliation est liée à une disparition anticipée des éléments couverts, l’ajustement préalablement comptabilisé au titre de la réévaluation des éléments couverts est également enregistré en résultat ; - si les éléments couverts subsistent au bilan, l’ajustement préalablement comptabilisé au titre de la réévaluation des éléments couverts est étalé sur la durée de vie résiduelle de ces éléments. 2) Couverture de flux futurs (cash flow hedge) du risque de change sur l’emprunt externe. Leur variation de juste valeur est enregistrée en capitaux propres pour la part efficace de la relation de couverture et en résultat pour la part inefficace de la relation de couverture. Lorsque l’élément couvert a un impact en résultat, les variations de juste valeur de l’instrument de couverture comptabilisées en capitaux propres sont également recyclées en résultat. La valeur au bilan des instruments dérivés de couverture du financement long terme est incluse dans la rubrique d’actif « Instruments de couverture des dettes financières non courantes » ou dans la rubrique de passif « Dettes financières non courantes » pour la part à plus d’un an. La part à moins d’un an des instruments de couverture des dettes financières non courantes est incluse dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». Lorsque l’instrument de couverture prend fin, est vendu ou résilié, les gains et pertes cumulés précédemment en capitaux propres sont conservés en capitaux propres et ne sont recyclés en résultat que lorsque l’élément couvert affecte le compte de résultat. • Instruments financiers de couverture des capitaux propres des filiales étrangères Certains instruments s’inscrivent dans une stratégie de couverture du risque des capitaux propres des filiales étrangères en monnaie fonctionnelle autre que l’euro, principalement le dollar. Ces instruments sont qualifiés de couverture d’investissements nets en devises (net investment hedge) et la variation de leur juste valeur est enregistrée en capitaux propres. 182 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 183 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 La valeur au bilan de ces instruments figure dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». • Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret Les instruments qualifiés d’instruments financiers d’énergie, qui incluent, outre les dérivés d’énergie proprement dits et les swaps de taux de fret, l’ensemble des contrats d’achat/vente de pétrole brut, produits pétroliers, gaz, électricité ou charbon, conclus dans le cadre des activités de négoce du Groupe, s’inscrivent dans une stratégie d’adaptation de l’exposition aux fluctuations de prix et sont réalisés dans le cadre de limites d’intervention. Ils sont donc, conformément à la pratique de la profession, considérés comme utilisés à des fins de transaction (held for trading). La variation de leur juste valeur est enregistrée en résultat. La valeur au bilan de ces instruments figure dans les rubriques « Autres créances » ou « Autres créditeurs et dettes diverses » suivant qu’il s’agit d’actif ou de passif. Les informations relatives aux positions des instruments dérivés sont présentées dans les notes 20, 28, 29, 30 et 31 de l’annexe aux comptes consolidés. (iv) Dettes financières non courantes et courantes Les dettes financières non courantes et courantes (hors instruments dérivés) sont évaluées au coût amorti, à l’exception de celles qui font l’objet d’un traitement de couverture tel que décrit dans le paragraphe précédent (iii) « Instruments dérivés ». (v) Détermination de la juste valeur des instruments financiers Les valeurs de marché sont déterminées par estimation pour la majorité des instruments financiers du Groupe, à l’exception des titres et valeurs mobilières de placement cotés, pour lesquels le cours de cotation est retenu. L’appréciation des valorisations calculées, fondées notamment sur des principes d’actualisation des flux de trésorerie futurs, doit être pondérée par le fait que, d’une part, la valeur d’un instrument financier à un instant donné peut se trouver modifiée en fonction de l’environnement de marché (liquidité notamment) et, d’autre part, que les variations ultérieures de taux d’intérêt et des cours de change ne sont pas prises en compte. Il convient de préciser que l’utilisation d’estimations, de méthodologies et d’hypothèses différentes pourrait avoir un effet significatif sur les valeurs de marché calculées. Les méthodes utilisées sont les suivantes : • Dettes financières, swaps d’émission La valeur de marché des swaps d’émission et des dettes financières faisant l’objet d’une couverture par ces swaps a été déterminée sur une base individuelle en actualisant les flux de trésorerie futurs avec les courbes de taux « zéro coupon » en vigueur à la clôture des exercices. • Instruments financiers dérivés d’énergie et assimilés La méthodologie de valorisation retenue est la valeur de marché de toutes les positions ouvertes sur des transactions physiques et produits dérivés. Les valorisations sont calculées quotidiennement à partir de données de marché (marchés organisés et hors cote). Dans les cas où les données de marché ne sont pas immédiatement disponibles, les valorisations sont établies à partir de données de marché observables telles que les arbitrages, les frets ou les différentiels ou à partir de recoupements de marché. Pour les risques valorisés à partir de données calculées, telles que par exemple les options, la juste valeur est établie en utilisant des modèles d’usage courant. • Autres instruments financiers La valeur de marché des swaps de taux et des FRA (Forward Rate Agreement) est calculée par actualisation des flux futurs sur la base des courbes de taux « zéro coupon » en vigueur à la clôture des exercices présentés retraités des intérêts courus non échus. Les opérations d’achats/ventes à terme et swaps de change sont valorisées sur la base d’une comparaison des taux à terme négociés avec ceux en vigueur sur les marchés financiers à la clôture des exercices présentés pour les mêmes échéances. Les options de change sont réévaluées sur la base du modèle Garman-Kohlhagen, en intégrant les paramètres de marchés existants à la clôture. • Hiérarchie des justes valeurs La norme IFRS 7 « Instruments financiers : informations à fournir » amendée en 2009 établit une hiérarchie des justes valeurs et distingue trois niveaux : – Niveau 1 : cours cotés pour des actifs et passifs identiques (à ceux faisant l’objet de l’évaluation) obtenus à la date d’évaluation sur un marché actif auquel a accès l’entité ; – Niveau 2 : les données d’entrée sont des données observables mais qui ne correspondent pas à des cours cotés pour des actifs ou passifs identiques ; – Niveau 3 : les données d’entrée ne sont pas des données observables (par exemple, ces données proviennent d’extrapolations). Ce niveau s’applique lorsqu’il n’existe pas de marché ou de données observables et que l’entreprise est obligée de recourir à ses propres hypothèses pour estimer les données qu’auraient retenues les autres acteurs de marché pour évaluer la juste valeur de l’actif. L’ensemble des valorisations par niveau de juste valeur est présenté dans les notes 29 et 30 de l’annexe aux comptes consolidés. N) Stocks Les stocks sont valorisés dans les états financiers consolidés au plus bas du prix de revient et de la valeur nette de réalisation. Le prix de revient des stocks de produits pétroliers et pétrochimiques est déterminé selon la méthode FIFO (First In, First Out) et celui des autres stocks selon la méthode PMP (prix moyen pondéré). Aval (Raffinage & Marketing) Les stocks de produits pétroliers sont constitués principalement de pétrole brut et de produits raffinés. Les produits raffinés sont principalement constitués d’essence, kérosène, diesel, fioul et mazout, et sont produits par les raffineries du Groupe. Le délai de rotation des produits pétroliers n’excède pas deux mois en moyenne. Le coût du pétrole brut inclut les coûts des matières premières et de réception. Le coût de raffinage inclut principalement le coût de pétrole brut, les coûts de production (énergie, main-d’œuvre, amortissement des immobilisations de production) et l’allocation des coûts indirects de production (taxes, maintenance, assurances, etc.). Les coûts de démarrage et les frais généraux d’administration sont exclus du prix de revient des produits raffinés. Chimie Les coûts des stocks de produits chimiques incluent les coûts des matières premières, de main-d’œuvre directe, et l’allocation des coûts indirects de production. Les coûts de démarrage et les frais généraux d’administration sont exclus du prix de revient des stocks de produits chimiques.O) Actions propres Les actions TOTAL, détenues par les filiales ou par la société mère, sont portées en diminution des capitaux propres consolidés. Les résultats de cession réalisés sur ces titres sont exclus du résultat net et sont imputés en capitaux propres. P) Provisions et autres passifs non courants Les provisions et autres passifs non courants comprennent les engagements dont l’échéance ou le montant sont incertains, découlant de risques environnementaux, de risques réglementaires et fiscaux, de litiges et d’autres risques. Une provision est comptabilisée lorsqu’il existe, pour le Groupe, une obligation actuelle, juridique ou implicite, résultant d’un événement passé et qu’il est probable qu’elle provoquera une sortie de ressources qui peut être estimée de manière fiable. Le montant provisionné correspond à la meilleure estimation possible de l’obligation. Q) Restitution des sites Les dépenses futures de restitution des sites, résultant d’une obligation légale ou implicite, sont provisionnées sur la base d’une estimation raisonnable, au cours de l’exercice durant lequel apparaît l’obligation. En contrepartie de cette provision, les coûts de restitution des sites sont capitalisés et intégrés à la valeur de l’actif sous-jacent et amortis sur la durée d’utilité de cet actif. L’impact du passage du temps sur la provision pour restitution des sites est mesuré en appliquant au montant de la provision un taux d’intérêt sans risque. L’effet de l’actualisation de ces provisions est comptabilisé dans la rubrique « Autres charges financières ». R) Engagements envers le personnel Selon les lois et usages de chaque pays, le Groupe participe à des régimes de retraite, prévoyance, frais médicaux et indemnités de fin de carrière, dont les prestations dépendent de différents facteurs tels qu’ancienneté, salaires et versements effectués à des régimes généraux obligatoires. Ces régimes peuvent être à cotisations définies ou à prestations définies et dans ce cas être totalement ou partiellement préfinancés par des placements dans des actifs dédiés, fonds communs de placement, actifs généraux de compagnies d’assurances ou autres. Pour les régimes à cotisations définies, les charges correspondent aux cotisations versées. Pour les régimes à prestations définies, les engagements sont évalués selon la méthode actuarielle des unités de crédits projetés. Les écarts constatés entre l’évaluation et la prévision des engagements (en fonction de projections ou hypothèses nouvelles) ainsi qu’entre la prévision et la réalisation sur le rendement des fonds investis sont appelés pertes et gains actuariels. En application de la méthode du corridor, la part des pertes et gains actuariels excédant 10% du montant le plus élevé à l’ouverture entre la valeur des engagements et la juste valeur des actifs est amortie sur la durée résiduelle d’activité des salariés. Lors de la modification ou de la création d’un régime, la part acquise des coûts des services passés est reconnue en résultat et la part des engagements non acquis fait l’objet d’un amortissement sur la durée d’acquisition des droits. La charge nette liée aux engagements de retraite et avantages similaires est comptabilisée dans la rubrique « Autres charges d’exploitation ». S) Tableau de flux de trésorerie Les flux de trésorerie en devises étrangères sont convertis en euros à la date de transaction ou au cours moyen de l’exercice. Les différences de change dues à la conversion au taux de clôture des actifs et passifs monétaires libellés en devises étrangères sont reprises dans la rubrique « Incidence des variations de change » du tableau de flux de trésorerie. Par conséquent, les flux ne peuvent être reconstitués à partir des montants figurant au bilan. Trésorerie et équivalents de trésorerie La trésorerie et les équivalents de trésorerie sont des actifs immédiatement disponibles ou des placements à court terme, très liquides, qui sont facilement convertibles en un montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque négligeable de changement de valeur. Les placements à échéance supérieure à trois mois et inférieure à douze mois sont classés dans la rubrique « Actifs financiers courants ». Les variations des actifs et passifs financiers courants sont incluses dans les flux de trésorerie de financement. Dettes financières non courantes La variation de la dette financière non courante est présentée pour sa valeur nette en raison de l’importance des mouvements dus aux tirages multiples sur les lignes de crédit revolving. T) Droits d’émission de CO2 En l’absence de normes IFRS ou d’interprétations relatives à la comptabilisation des droits d’émission de CO2 , les dispositions suivantes sont appliquées : – les quotas attribués à titre gratuit sont comptabilisés pour une valeur nulle ; – les écarts éventuels entre les quotas disponibles et les obligations de restitution à l’échéance font l’objet de provisions pour leur valeur de marché ; – les opérations réalisées sur le marché au comptant sont comptabilisées à leur valeur de transaction en résultat ; – les opérations réalisées sur le marché à terme sont comptabilisées en valeur de marché au bilan. Les variations de la juste valeur de ces opérations à terme sont comptabilisées en résultat. U) Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées Conformément à la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées », les actifs et passifs des entités contrôlées détenues en vue de la vente sont présentés le cas échéant sur des lignes distinctes du bilan. Le résultat net des activités abandonnées est présenté sur une ligne séparée du compte de résultat. En conséquence, les notes de l’annexe aux comptes consolidés relatives au compte de résultat se réfèrent uniquement aux activités poursuivies. Une activité abandonnée est une composante du Groupe dont les flux de trésorerie sont indépendants. Elle représente une ligne d’activité ou une région principale et distincte dont le Groupe s’est séparé ou qu’il détient en vue de sa vente. 184 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 185 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 V) Méthodes comptables alternatives retenues pour l’application des normes IFRS En termes de reconnaissance et d’évaluation des actifs et passifs, les choix suivants ont été effectués parmi les méthodes comptables alternatives prévues par les normes IFRS : – les immobilisations corporelles et incorporelles sont évaluées selon le modèle du coût historique et non selon le modèle de la réévaluation ; – les pertes et gains actuariels sur les engagements de retraites et autres engagements postérieurs à l’emploi sont reconnus selon la méthode du corridor (voir la note 1R de l’annexe aux comptes consolidés) ; – les entités faisant l’objet d’un contrôle conjoint sont consolidées par mise en équivalence, en application de la méthode alternative de la norme IAS 31 « Participations dans des coentreprises », à compter du 1 er janvier 2010. W) Nouveaux principes comptables non encore applicables Les normes ou interprétations publiées respectivement par l’IASB (International Accounting Standards Board) et l’IFRIC (International Financial Reporting Interpretations Committee) non encore en vigueur au 31 décembre 2010 sont les suivantes : IFRS 9 « Instruments financiers » En novembre 2009, l’IASB a publié la norme IFRS 9 « Instruments financiers » qui traite du classement et de l’évaluation des actifs financiers, et a inclus en octobre 2010 les modalités de classement et l’évaluation des passifs financiers. La norme sera complétée par des dispositions sur la dépréciation des actifs financiers évalués au coût amorti et sur la comptabilité de couverture. La norme IFRS 9 établit que les actifs et passifs financiers sont généralement évalués soit à la juste valeur par résultat soit au coût amorti sous certaines conditions. La norme est applicable à compter du 1 er janvier 2013. L’application de la norme telle que publiée à fin 2010 ne devrait pas avoir d’effet significatif sur le bilan, le compte de résultat et les capitaux propres consolidés du Groupe. IAS 24 révisée « Information relative aux parties liées » En novembre 2009, l’IASB a publié la norme IAS 24 révisée « Information relative aux parties liées » qui vise principalement à clarifier la définition d’une partie liée et à alléger les informations à fournir par les entités contrôlées par l’État. La norme est applicable à compter du 1 er janvier 2011. L’application de cette norme ne devrait pas avoir d’effet significatif sur l’information présentée dans l’annexe aux comptes consolidés du Groupe. IFRIC 19 « Extinction de passifs financiers au moyen d’instruments de capitaux propres » En novembre 2009, l’IFRIC a publié l’interprétation IFRIC 19 « Extinction de passifs financiers au moyen d’instruments de capitaux propres ». L’interprétation traite de la comptabilisation des émissions d’instruments de capitaux propres dont le but est d’éteindre un passif financier. Elle prévoit que les instruments émis soient évalués en juste valeur et que la différence éventuelle avec la valeur comptable du passif financier éteint soit enregistrée en résultat. L’interprétation est applicable aux exercices ouverts à compter du 1 er juillet 2010 (soit à compter du 1 er janvier 2011 pour le Groupe). Son application ne devrait pas avoir d’effet significatif sur le bilan, le compte de résultat et les capitaux propres consolidés du Groupe. 2) Principaux indicateurs de l’information par secteur Les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement, tels que le résultat opérationnel ajusté, le résultat opérationnel net ajusté et le résultat net ajusté, sont destinés à faciliter l’analyse de la performance financière et la comparaison des résultats entre périodes. Les éléments d’ajustement Le détail des éléments d’ajustement est présenté dans la note 4 de l’annexe aux comptes consolidés. Les éléments d’ajustement comprennent : (i) Les éléments non récurrents En raison de leur caractère inhabituel ou particulièrement significatif, certaines transactions qualifiées « d’éléments non récurrents » sont exclues des informations par secteur d’activité. En général, les éléments non récurrents concernent des transactions qui sont significatives, peu fréquentes ou inhabituelles. Cependant, dans certains cas, des transactions telles que coûts de restructuration ou cessions d’actifs, qui ne sont pas considérées comme représentatives du cours normal de l’activité, peuvent être qualifiées d’éléments non récurrents, bien que des transactions similaires aient pu se produire au cours des exercices précédents, ou risquent de se reproduire lors des exercices futurs. (ii) L’effet de stock Les résultats ajustés des secteurs Aval et Chimie sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents du Groupe. Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d’une période à l’autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non par la valeur historique des stocks. L’effet de stock correspond à la différence entre les résultats calculés selon la méthode FIFO (First In, First Out) et les résultats selon la méthode du coût de remplacement. (iii) Jusqu’au 30 juin 2010, la quote-part des éléments qui permettent de passer du « Résultat net des activités » au résultat net consolidé part du Groupe de Sanofi-Aventis (voir le paragraphe de la note 3 sur les cessions de titres Sanofi-Aventis et la perte de l’influence notable dans Sanofi-Aventis) Principaux indicateurs (i) Résultat opérationnel (critère de mesure de la performance d’exploitation) Produits des ventes après déduction des achats consommés et variations de stocks, des autres charges d’exploitation, des charges d’exploration et des amortissements des immobilisations corporelles et des droits miniers.Le résultat opérationnel exclut les amortissements d’immobilisations incorporelles autres que les droits miniers, les écarts de change et les plus ou moins-values sur cessions d’actifs. (ii) Résultat opérationnel net (critère de mesure de la rémunération des capitaux employés) Résultat opérationnel après prise en compte des amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles autres que les droits miniers, des écarts de change et des plus ou moins-values sur cessions d’actifs, ainsi que de tous les autres produits et charges liés aux capitaux employés (dividendes des sociétés non consolidées, résultats de sociétés mises en équivalence, frais financiers capitalisés), et après l’impôt applicable à tous ces éléments. Les produits et charges constituant la différence entre le résultat opérationnel net et le résultat net sont uniquement les frais financiers relatifs aux dettes financières nettes de la trésorerie, après I’impôt qui leur est applicable (coût net de la dette nette) et les intérêts minoritaires. (iii) Résultats ajustés Résultat opérationnel, résultat opérationnel net ou résultat net après retraitement des éléments d’ajustement décrits ci-dessus. (iv) Résultat net ajusté dilué par action Résultat net ajusté divisé par le nombre moyen pondéré dilué d’actions. (v) Capitaux employés Actifs immobilisés et besoin en fonds de roulement, retraités de l’effet de stock, nets des impôts différés et provisions non courantes. (vi) ROACE (Return on Average Capital Employed) Rentabilité des capitaux employés moyens Rapport du résultat opérationnel net ajusté à la moyenne des capitaux employés de début et de fin de période. (vii) Dette financière nette Dettes financières non courantes, y compris part à moins d’un an, dettes financières et autres passifs financiers courants, moins la trésorerie, les équivalents de trésorerie et les actifs financiers courants. Au cours des exercices 2010, 2009 et 2008, les principales variations de la composition du Groupe et les principales acquisitions et cessions ont été les suivantes : Exercice 2010 • Amont – Total E&P Canada Ltd., filiale de TOTAL, a signé courant juillet 2010 un accord avec la société UTS Energy Corporation (UTS) en vue d’acquérir la société UTS dont son actif principal, la participation de 20% qu’elle détient dans le projet minier Fort Hills, situé en Athabasca, dans la province canadienne de l’Alberta. Total E&P Canada a finalisé le 30 septembre 2010 l’acquisition de l’intégralité des titres UTS pour un montant en numéraire de 3,08 dollars canadiens par action. Compte tenu du montant de cash détenu par UTS et acquis par TOTAL (232 millions d’euros), le coût d’acquisition ressort pour TOTAL à 862 millions d’euros. Ce montant se décompose principalement en droits miniers reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 646 millions d’euros dans la rubrique « Immobilisations incorporelles » et en immobilisations corporelles reconnues à l’actif du bilan consolidé pour 217 millions d’euros. – TOTAL a finalisé en septembre 2010 la cession à BP et Hess de ses participations dans les champs de Valhall (15,72%) et Hod (25%), situés en mer du Nord norvégienne, pour un montant de 800 millions d’euros. – TOTAL a signé courant septembre 2010 un accord avec Santos et Petronas en vue d’acquérir une participation de 20% dans le projet GLNG, en Australie. À l’issue de cette transaction finalisée en octobre 2010, les participations dans le projet sont : Santos (45%, opérateur), Petronas (35%) et TOTAL (20%). Le coût d’acquisition est de 566 millions d’euros et se décompose principalement en droits miniers reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 617 millions d’euros dans la rubrique « Immobilisations incorporelles ». De plus, TOTAL a annoncé en décembre 2010 un accord pour acquérir une participation supplémentaire de 7,5% dans ce projet (voir la note 34 de l’annexe aux comptes consolidés). – TOTAL a cédé en décembre 2010 sa participation de 5% dans le Bloc 31 situé dans l’offshore très profond angolais à la société China Sonangol International Holding Limited. • Aval – TOTAL et ERG ont annoncé en janvier 2010 avoir conclu un accord portant sur la création d’une joint-venture, nommée TotalErg, par apports de la majeure partie de leurs activités dans le secteur du raffinage et du marketing en Italie. TotalErg est opérationnelle depuis le 1 er octobre 2010. Le pacte d’actionnaires prévoit une gouvernance conjointe, ainsi que l’autonomie opérationnelle de la joint-venture. La participation de TOTAL dans TotalErg s’élève à 49% et est consolidée selon la méthode de la mise en équivalence (voir la note 12 de l’annexe aux comptes consolidés). • Chimie – TOTAL a finalisé le 1 er avril 2010 la cession au groupe américain Jarden Corporation de ses activités de Chimie de spécialités grand public Mapa Spontex, pour une valeur d’entreprise de 335 millions d’euros. • Holding – Le 24 mars 2010, TOTAL S.A. a déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers (« AMF ») un projet d’offre publique de retrait suivie d’un retrait obligatoire afin d’acquérir les 1 468 725 actions Elf Aquitaine non encore détenues, représentant 0,52% du capital et 0,27% des droits de vote d’Elf Aquitaine, au prix unitaire de 305 euros (coupon du solde du dividende 2009 attaché). Ce projet a été déclaré conforme par l’AMF le 13 avril 2010. L’offre publique de retrait était ouverte du 16 au 29 avril 2010 inclus. Les actions Elf Aquitaine visées par l’offre qui n’ont pas été apportées à celle-ci ont été transférées, dans le cadre du retrait obligatoire, au profit de TOTAL S.A. le jour de négociation suivant la clôture de l’offre, soit le 30 avril 2010, moyennant une indemnisation identique au prix de l’offre. 3) Variation de la composition du Groupe et principales acquisitions et cessions 186 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 187 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Le 30 avril, TOTAL S.A. a annoncé détenir 100% des titres émis par la société Elf Aquitaine à la suite de l’Offre Publique de Retrait suivie d’un Retrait Obligatoire, le montant de l’opération s’élevant à 450 millions d’euros. En application de la nouvelle norme IAS 27 révisée « États financiers consolidés et individuels », applicable pour les exercices ouverts à compter du 1 er janvier 2010, les transactions réalisées avec les intérêts minoritaires sont comptabilisées comme des transactions en capital, i.e., en capitaux propres consolidés. En conséquence, à la suite de l’acquisition par TOTAL S.A. de la totalité des actions Elf Aquitaine, la différence entre le coût d’acquisition des titres et la valeur comptable de la quote-part des intérêts minoritaires acquis a été comptabilisée en diminution des capitaux propres. – Au cours de l’exercice 2010, TOTAL a progressivement cédé 1,88% du capital de Sanofi-Aventis, réduisant son pourcentage de participation à 5,51%. À compter du 1 er juillet 2010, compte tenu d’une représentation réduite au Conseil d’administration et de la baisse du pourcentage des droits de vote, TOTAL ne dispose plus d’une influence notable dans Sanofi-Aventis et a cessé de comptabiliser cette participation selon la méthode de la mise en équivalence. La participation dans Sanofi-Aventis est donc comptabilisée comme un titre disponible à la vente dans la rubrique « Autres titres » du bilan, à sa juste valeur, soit au cours de Bourse. Au titre de ce changement de méthode de comptabilisation, un gain de 135 millions d’euros a été comptabilisé en résultat net au 31 décembre 2010. Exercice 2009 • Amont – En décembre 2009, TOTAL a signé un accord avec Chesapeake Energy Corporation pour acquérir 25% du portefeuille de Chesapeake dans le Barnett Shale dans l’État du Texas aux États-Unis. Le coût d’acquisition de ces actifs s’élevait à 1 562 millions d’euros, correspondant à la valeur des droits miniers reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 1 449 millions d’euros dans la rubrique « Immobilisations incorporelles » et à celle des immobilisations corporelles reconnues à l’actif du bilan consolidé pour 113 millions d’euros. En l’absence de règlement intervenu en 2009, une dette correspondante a été reconnue dans les rubriques « Provisions et autres passifs non courants » et « Autres créditeurs et dettes diverses » à hauteur respectivement de 818 millions d’euros et 744 millions d’euros. • Holding – Au cours de l’exercice 2009, TOTAL a progressivement cédé 3,99% du capital de Sanofi-Aventis, réduisant son pourcentage de participation à 7,39%. Sanofi-Aventis est consolidée dans les comptes de TOTAL selon la méthode de la mise en équivalence au titre de l’exercice 2009. Exercice 2008 • Amont – À la suite de l’offre publique d’achat décrite dans le prospectus daté du 13 mai 2008 et reconduite par les avis du 19 juin 2008, du 4 juillet 2008 et du 16 juillet 2008, TOTAL a acquis 100% des actions ordinaires de catégorie A de la société Synenco Energy Inc. Le principal actif de Synenco est une participation de 60% dans le projet Northern Lights situé en Athabasca, dans la province canadienne de l’Alberta. Le coût d’acquisition de l’actif net de cette société hors trésorerie acquise (161 millions d’euros) s’élevait à 352 millions d’euros, correspondant pour l’essentiel à la valeur des droits miniers de la société reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 221 millions d’euros dans la rubrique « Immobilisations incorporelles ». Synenco Energy Inc. est consolidée dans les comptes de TOTAL selon la méthode de l’intégration globale. Sa contribution au résultat de l’ensemble consolidé pour l’exercice 2008 n’est pas significative. – En août 2008, TOTAL a acquis la société néerlandaise Goal Petroleum BV. Le coût d’acquisition de l’actif s’élevait à 349 millions d’euros, correspondant pour l’essentiel à la valeur des droits miniers de la société reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 292 millions d’euros dans la rubrique « Immobilisations incorporelles ». Goal Petroleum BV est consolidée dans les comptes de TOTAL selon la méthode de l’intégration globale. Sa contribution au résultat de l’ensemble consolidé pour l’exercice 2008 n’est pas significative. – À la suite de l’accord intervenu entre les différents partenaires en novembre 2008, la participation du Groupe dans le champ de Kashagan est passée de 18,52% à 16,81%. • Holding – Au cours de l’exercice 2008, TOTAL a progressivement cédé 1,68% du capital de Sanofi-Aventis, réduisant son pourcentage de participation à 11,38%. Sanofi-Aventis est consolidée dans les comptes de TOTAL selon la méthode de la mise en équivalence au titre de l’exercice 2008.4) Informations par secteur d’activité L’information financière sectorielle est présentée selon les principes identiques à ceux du reporting interne et reproduit l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les performances de TOTAL. Les activités du Groupe sont divisées en trois secteurs : Amont, Aval et Chimie. – L’Amont rassemble, aux côtés de l’Exploration et de la Production d’hydrocarbures, les activités Gaz et Énergies Nouvelles ; – L’Aval regroupe les activités de Raffinage et de Distribution, le Trading pétrolier et les Transports maritimes ; – La Chimie comprend la Chimie de base et les Spécialités. Le secteur Holding regroupe les activités fonctionnelles et financières des holdings (dont la participation dans Sanofi-Aventis). Le résultat opérationnel et les actifs sont répartis entre chaque secteur d’activité avant retraitements de consolidation et ajustements inter-secteurs. Les transactions entre secteurs sont réalisées à des prix proches des prix de marché. A) Informations par secteur d’activité Exercice 2010 Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe 18 527 123 245 17 490 7 - 159 269 Chiffre d’affaires Groupe 22 540 4 693 981 186 (28 400) - Droits d’accises - (18 793) - - - (18 793) Produits des ventes 41 067 109 145 18 471 193 (28 400) 140 476 Charges d’exploitation (18 271) (105 660) (16 974) (665) 28 400 (113 170) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (5 346) (2 503) (533) (39) - (8 421) Résultat opérationnel 17 450 982 964 (511) - 18 885 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments 1 533 141 215 595 - 2 484 Impôts du résultat opérationnel net (10 131) (201) (267) 263 - (10 336) Résultat opérationnel net 8 852 922 912 347 - 11 033 Coût net de la dette nette - - - - - (226) Intérêts minoritaires - - - - - (236) Résultat net - - - - - 10 571 Exercice 2010 (éléments d’ajustement (a) ) Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe - - - - - - Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes - - - - - - Charges d’exploitation - 923 92 - - 1 015 Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (203) (1 192) (21) - - (1 416) Résultat opérationnel (b) (203) (269) 71 - - (401) Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments (c) 183 (126) (16) 227 - 268 Impôts du résultat opérationnel net 275 149 - (6) - 418 Résultat opérationnel net (b) 255 (246) 55 221 - 285 Coût net de la dette nette - - - - - - Intérêts minoritaires - - - - - (2) Résultat net - - - - - 283 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et, jusqu’au 30 juin 2010, la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. (b) Dont effet de stock Amont Aval Chimie Holding - sur le résultat opérationnel - 863 130 - - sur le résultat opérationnel net - 640 113 - (c) Dont quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis - - - (81) 188 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 189 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Exercice 2010 (ajusté) Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros (a) ) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe 18 527 123 245 17 490 7 - 159 269 Chiffre d’affaires Groupe 22 540 4 693 981 186 (28 400) - Droits d’accises - (18 793) - - - (18 793) Produits des ventes 41 067 109 145 18 471 193 (28 400) 140 476 Charges d’exploitation (18 271) (106 583) (17 066) (665) 28 400 (114 185) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (5 143) (1 311) (512) (39) - (7 005) Résultat opérationnel ajusté 17 653 1 251 893 (511) - 19 286 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments 1 350 267 231 368 - 2 216 Impôts du résultat opérationnel net (10 406) (350) (267) 269 - (10 754) Résultat opérationnel net ajusté 8 597 1 168 857 126 - 10 748 Coût net de la dette nette - - - - - (226) Intérêts minoritaires - - - - - (234) Résultat net ajusté - - - - - 10 288 Résultat net ajusté dilué par action (euros) - - - - - 4,58 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2010 Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Investissements bruts 13 208 2 343 641 81 - 16 273 Désinvestissements au prix de cession 2 067 499 347 1 403 - 4 316 Flux de trésorerie d’exploitation 15 573 1 441 934 545 - 18 493 Bilan au 31 décembre 2010 Immobilisations corporelles et incorporelles 50 565 8 675 4 388 253 - 63 881 Titres des sociétés mises en équivalence 5 002 2 782 1 349 - - 9 133 Prêts aux sociétés mises en équivalence et autres actifs non courants 4 184 1 366 979 4 099 - 10 628 Besoin en fonds de roulement (363) 9 154 2 223 (211) - 10 803 Provisions et autres passifs non courants (16 076) (2 328) (1 631) (1 181) - (21 216) Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés 660 - 413 - - 1 073 Capitaux employés (bilan) 43 972 19 649 7 721 2 960 - 74 302 Moins effet de stock - (4 088) (409) 1 061 - (3 436) Capitaux employés (information par secteur) 43 972 15 561 7 312 4 021 - 70 866 ROACE en pourcentage 21% 8% 12% - - 16%Exercice 2009 Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe 16 072 100 518 14 726 11 - 131 327 Chiffre d’affaires Groupe 15 958 3 786 735 156 (20 635) - Droits d’accises - (19 174) - - - (19 174) Produits des ventes 32 030 85 130 15 461 167 (20 635) 112 153 Charges d’exploitation (14 752) (81 281) (14 293) (656) 20 635 (90 347) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (4 420) (1 612) (615) (35) - (6 682) Résultat opérationnel 12 858 2 237 553 (524) - 15 124 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments 846 169 (58) 697 - 1 654 Impôts du résultat opérationnel net (7 486) (633) (92) 326 - (7 885) Résultat opérationnel net 6 218 1 773 403 499 - 8 893 Coût net de la dette nette - - - - - (264) Intérêts minoritaires - - - - - (182) Résultat net - - - - - 8 447 Exercice 2009 (éléments d’ajustement (a) ) Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe - - - - - - Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes - - - - - - Charges d’exploitation (17) 1 558 344 - - 1 885 Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (4) (347) (40) - - (391) Résultat opérationnel (b) (21) 1 211 304 - - 1 494 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments (c) (160) 22 (123) (117) - (378) Impôts du résultat opérationnel net 17 (413) (50) (3) - (449) Résultat opérationnel net (b) (164) 820 131 (120) - 667 Coût net de la dette nette - - - - - - Intérêts minoritaires - - - - - (4) Résultat net - - - - - 663 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. (b) Dont effet de stock Amont Aval Chimie Holding - sur le résultat opérationnel - 1 816 389 - - sur le résultat opérationnel net - 1 285 254 - (c) Dont quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis - - - (300) 190 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 191 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Exercice 2009 (ajusté) Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros (a) ) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe 16 072 100 518 14 726 11 - 131 327 Chiffre d’affaires Groupe 15 958 3 786 735 156 (20 635) - Droits d’accises - (19 174) - - - (19 174) Produits des ventes 32 030 85 130 15 461 167 (20 635) 112 153 Charges d’exploitation (14 735) (82 839) (14 637) (656) 20 635 (92 232) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (4 416) (1 265) (575) (35) - (6 291) Résultat opérationnel ajusté 12 879 1 026 249 (524) - 13 630 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments 1 006 147 65 814 - 2 032 Impôts du résultat opérationnel net (7 503) (220) (42) 329 - (7 436) Résultat opérationnel net ajusté 6 382 953 272 619 - 8 226 Coût net de la dette nette - - - - - (264) Intérêts minoritaires - - - - - (178) Résultat net ajusté - - - - - 7 784 Résultat net ajusté dilué par action (euros) - - - - - 3,48 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2009 Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Investissements bruts 9 855 2 771 631 92 - 13 349 Désinvestissements au prix de cession 398 133 47 2 503 - 3 081 Flux de trésorerie d’exploitation 10 200 1 164 1 082 (86) - 12 360 Bilan au 31 décembre 2009 Immobilisations corporelles et incorporelles 43 997 9 588 5 248 271 - 59 104 Titres des sociétés mises en équivalence 4 260 2 110 652 4 235 - 11 257 Prêts aux sociétés mises en équivalence et autres actifs non courants 3 844 1 369 850 547 - 6 610 Besoin en fonds de roulement 660 7 624 2 151 58 - 10 493 Provisions et autres passifs non courants (15 364) (2 190) (1 721) (1 094) - (20 369) Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - - - - - - Capitaux employés (bilan) 37 397 18 501 7 180 4 017 - 67 095 Moins effet de stock - (3 202) (282) 840 - (2 644) Capitaux employés (information par secteur) 37 397 15 299 6 898 4 857 - 64 451 ROACE en pourcentage 18% 7% 4% - - 13%Exercice 2008 Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe 24 256 135 524 20 150 46 - 179 976 Chiffre d’affaires Groupe 25 132 5 574 1 252 120 (32 078) - Droits d’accises - (19 645) - - - (19 645) Produits des ventes 49 388 121 453 21 402 166 (32 078) 160 331 Charges d’exploitation (21 915) (119 425) (20 942) (685) 32 078 (130 889) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (4 005) (1 202) (518) (30) - (5 755) Résultat opérationnel 23 468 826 (58) (549) - 23 687 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments 1 541 (158) (34) 590 - 1 939 Impôts du résultat opérationnel net (14 563) (143) 76 315 - (14 315) Résultat opérationnel net 10 446 525 (16) 356 - 11 311 Coût net de la dette nette - - - - - (358) Intérêts minoritaires - - - - - (363) Résultat net - - - - - 10 590 Exercice 2008 (éléments d’ajustement (a) ) Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe - - - - - - Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes - - - - - - Charges d’exploitation - (2 776) (925) - - (3 701) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (171) - (6) - - (177) Résultat opérationnel (b) (171) (2 776) (931) - - (3 878) Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments (c) (164) (195) (82) (345) - (786) Impôts du résultat opérationnel net 57 927 329 (2) - 1 311 Résultat opérationnel net (b) (278) (2 044) (684) (347) - (3 353) Coût net de la dette nette - - - - - - Intérêts minoritaires - - - - - 23 Résultat net - - - - - (3 330) (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. (b) Dont effet de stock Amont Aval Chimie Holding - sur le résultat opérationnel - (2 776) (727) - - sur le résultat opérationnel net - (1 971) (504) - (c) Dont quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis - - - (393) 192 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 193 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Exercice 2008 (ajusté) Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros (a) ) consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe 24 256 135 524 20 150 46 - 179 976 Chiffre d’affaires Groupe 25 132 5 574 1 252 120 (32 078) - Droits d’accises - (19 645) - - - (19 645) Produits des ventes 49 388 121 453 21 402 166 (32 078) 160 331 Charges d’exploitation (21 915) (116 649) (20 017) (685) 32 078 (127 188) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (3 834) (1 202) (512) (30) - (5 578) Résultat opérationnel ajusté 23 639 3 602 873 (549) - 27 565 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments 1 705 37 48 935 - 2 725 Impôts du résultat opérationnel net (14 620) (1 070) (253) 317 - (15 626) Résultat opérationnel net ajusté 10 724 2 569 668 703 - 14 664 Coût net de la dette nette - - - - - (358) Intérêts minoritaires - - - - - (386) Résultat net ajusté - - - - - 13 920 Résultat net ajusté dilué par action (euros) - - - - - 6,20 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2008 Amont Aval Chimie Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) consolidation Investissements bruts 10 017 2 418 1 074 131 - 13 640 Désinvestissements au prix de cession 1 130 216 53 1 186 - 2 585 Flux de trésorerie d’exploitation 13 765 3 111 920 873 - 18 669 Bilan au 31 décembre 2008 Immobilisations corporelles et incorporelles 37 090 8 823 5 323 247 - 51 483 Titres des sociétés mises en équivalence 3 892 1 958 677 6 134 - 12 661 Prêts aux sociétés mises en équivalence et autres actifs non courants 3 739 1 170 762 545 - 6 216 Besoin en fonds de roulement 570 5 317 2 348 (132) - 8 103 Provisions et autres passifs non courants (12 610) (2 191) (1 903) (1 138) - (17 842) Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - - - - - - Capitaux employés (bilan) 32 681 15 077 7 207 5 656 - 60 621 Moins effet de stock - (1 454) (46) 387 - (1 113) Capitaux employés (information par secteur) 32 681 13 623 7 161 6 043 - 59 508 ROACE en pourcentage 36% 20% 9% - - 26%B) Réconciliation des informations par secteur avec les états financiers consolidés L’impact des éléments d’ajustement sur le compte de résultat consolidé se présente comme suit : Exercice 2010 Ajusté Éléments Compte (en millions d’euros) d’ajustement (a) de résultat consolidé Chiffre d’affaires 159 269 - 159 269 Droits d’accises (18 793) - (18 793) Produits des ventes 140 476 - 140 476 Achats, nets de variation de stocks (94 286) 1 115 (93 171) Autres charges d’exploitation (19 035) (100) (19 135) Charges d’exploration (864) - (864) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (7 005) (1 416) (8 421) Autres produits 524 872 1 396 Autres charges (346) (554) (900) Coût de l’endettement financier brut (465) - (465) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 131 - 131 Coût de l’endettement financier net (334) - (334) Autres produits financiers 442 - 442 Autres charges financières (407) - (407) Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 2 003 (50) 1 953 Charge d’impôt (10 646) 418 (10 228) Résultat net de l’ensemble consolidé 10 522 285 10 807 Part du Groupe 10 288 283 10 571 Intérêts minoritaires 234 2 236 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et, jusqu’au 30 juin 2010, la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. Exercice 2009 Ajusté Éléments Compte (en millions d’euros) d’ajustement (a) de résultat consolidé Chiffre d’affaires 131 327 - 131 327 Droits d’accises (19 174) - (19 174) Produits des ventes 112 153 - 112 153 Achats, nets de variation de stocks (73 263) 2 205 (71 058) Autres charges d’exploitation (18 271) (320) (18 591) Charges d’exploration (698) - (698) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (6 291) (391) (6 682) Autres produits 131 183 314 Autres charges (315) (285) (600) Coût de l’endettement financier brut (530) - (530) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 132 - 132 Coût de l’endettement financier net (398) - (398) Autres produits financiers 643 - 643 Autres charges financières (345) - (345) Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 1 918 (276) 1 642 Charge d’impôt (7 302) (449) (7 751) Résultat net de l’ensemble consolidé 7 962 667 8 629 Part du Groupe 7 784 663 8 447 Intérêts minoritaires 178 4 182 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. 194 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 195 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Exercice 2008 Ajusté Éléments Compte (en millions d’euros) d’ajustement (a) de résultat consolidé Chiffre d’affaires 179 976 - 179 976 Droits d’accises (19 645) - (19 645) Produits des ventes 160 331 - 160 331 Achats, nets de variation de stocks (107 521) (3 503) (111 024) Autres charges d’exploitation (18 903) (198) (19 101) Charges d’exploration (764) - (764) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (5 578) (177) (5 755) Autres produits 153 216 369 Autres charges (147) (407) (554) Coût de l’endettement financier brut (1 000) - (1 000) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 473 - 473 Coût de l’endettement financier net (527) - (527) Autres produits financiers 728 - 728 Autres charges financières (325) - (325) Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 2 316 (595) 1 721 Charge d’impôt (15 457) 1 311 (14 146) Résultat net de l’ensemble consolidé 14 306 (3 353) 10 953 Part du Groupe 13 920 (3 330) 10 590 Intérêts minoritaires 386 (23) 363 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis. C) Nature des éléments d’ajustement par secteur Les éléments d’ajustement du compte de résultat, selon la définition donnée dans la note 2 de l’annexe aux comptes consolidés, sont les suivants : Éléments d’ajustement du résultat opérationnel Exercice 2010 (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet de stock - 863 130 - 993 Charges de restructuration - - - - - Dépréciations exceptionnelles (203) (1 192) (21) - (1 416) Autres éléments - 60 (38) - 22 Total (203) (269) 71 - (401) Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe Exercice 2010 (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet de stock - 635 113 - 748 Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis - - - (81) (81) Charges de restructuration - (12) (41) - (53) Dépréciations exceptionnelles (297) (913) (14) - (1 224) Plus-values de cession 589 122 33 302 1 046 Autres éléments (37) (83) (33) - (153) Total 255 (251) 58 221 283D) Informations sur les dépréciations d’actifs Au titre de l’exercice 2010, des dépréciations d’actifs ont été enregistrées dans les secteurs Amont, Aval et Chimie avec un impact de 1 416 millions d’euros sur le résultat opérationnel et 1 224 millions d’euros sur le résultat net part du Groupe. Ces dépréciations ont été qualifiées d’éléments d’ajustement du résultat opérationnel et du résultat net part du Groupe. Ces éléments d’ajustement sont présentés dans la note 4C ci-dessus sous la rubrique « Dépréciations exceptionnelles ». Les dépréciations portent sur certaines unités génératrices de trésorerie (UGT) pour lesquelles des indicateurs de perte de valeur ont été identifiés, en raison de l’évolution des conditions d’exploitation ou de l’environnement économique des activités concernées. Les principes appliqués sont les suivants : – la valeur recouvrable des UGT a été déterminée sur la base de leur valeur d’utilité, telle que définie dans la note 1L de l’annexe aux comptes consolidés « Dépréciation des actifs immobilisés » ; – les flux de trésorerie ont été établis avec les hypothèses retenues dans le plan long terme du Groupe. Ces hypothèses (incluant notamment les prix futurs des produits, l’offre et la demande de produits, les volumes de production futurs) représentent la meilleure estimation par le management du Groupe de l’ensemble des conditions économiques pendant la durée de vie résiduelle des actifs ; – les flux de trésorerie futurs, déterminés à partir du plan long terme, sont établis sur une période cohérente avec la durée de vie des actifs compris dans l’UGT. Ils sont établis après impôt Éléments d’ajustement du résultat opérationnel Exercice 2009 (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet de stock - 1 816 389 - 2 205 Charges de restructuration - - - - - Dépréciations exceptionnelles (4) (347) (40) - (391) Autres éléments (17) (258) (45) - (320) Total (21) 1 211 304 - 1 494 Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe Exercice 2009 (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet de stock - 1 279 254 - 1 533 Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis - - - (300) (300) Charges de restructuration - (27) (102) - (129) Dépréciations exceptionnelles (52) (253) (28) - (333) Plus-values de cession - - - 179 179 Autres éléments (112) (182) 7 - (287) Total (164) 817 131 (121) 663 Éléments d’ajustement du résultat opérationnel Exercice 2008 (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet de stock - (2 776) (727) - (3 503) Charges de restructuration - - - - - Dépréciations exceptionnelles (171) - (6) - (177) Autres éléments - - (198) - (198) Total (171) (2 776) (931) - (3 878) Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe Exercice 2008 (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet de stock - (1 949) (503) - (2 452) Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi-Aventis - - - (393) (393) Charges de restructuration - (47) (22) - (69) Dépréciations exceptionnelles (172) (26) (7) - (205) Plus-values de cession 130 - - 84 214 Autres éléments (236) - (151) (38) (425) Total (278) (2 022) (683) (347) (3 330) 196 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 197 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 et intègrent les risques spécifiques aux actifs. Ils sont actualisés à un taux de 8% après impôt, ce taux correspondant au coût moyen pondéré du capital du Groupe estimé à partir de données historiques de marché. Ce taux a été appliqué de manière constante sur les exercices 2008, 2009 et 2010 ; – la valeur d’utilité fondée sur les flux de trésorerie après impôt définis ci-dessus actualisés à un taux de 8% après impôt n’est pas significativement différente de la valeur d’utilité fondée sur les flux de trésorerie avant impôt actualisés à un taux avant impôt, ce dernier étant déterminé par un calcul itératif fondé sur la valeur d’utilité après impôt. Les taux d’actualisation avant impôt ainsi déterminés se situent entre 9% et 12% en 2010. Les UGT du secteur Amont affectées par ces dépréciations sont des champs pétroliers et des participations dans des entreprises associées consolidées selon la méthode de la mise en équivalence. Au titre de l’exercice 2010, le Groupe a comptabilisé des dépréciations pour 203 millions d’euros en résultat opérationnel et 297 millions d’euros en résultat net part du Groupe, incluant principalement une dépréciation des actifs liés à son projet de construction d’un upgrader à Edmonton, le Groupe ayant renoncé à ce projet dans le cadre des accords signés avec Suncor. Les UGT de l’Aval sont des filiales ou groupes de filiales (ou d’actifs industriels) organisées par pays pour les activités de raffinage et par zone géographique pertinente pour les activités commerciales. En 2010, l’environnement économique des activités du raffinage est toujours très défavorable, la situation au niveau mondial continuant à être caractérisée par un excédent global de capacité par rapport à la demande en produits pétroliers. Cet excédent est de plus en plus localisé en Europe où la demande baisse alors que la croissance de la consommation est forte dans les pays émergents (Moyen-Orient et Asie). Compte tenu des caractéristiques spécifiques des outils industriels, ce contexte persistant de marges dégradées a eu un effet particulièrement négatif sur les résultats des UGT de raffinage en France et au Royaume-Uni et a entraîné des pertes opérationnelles importantes malgré les efforts déployés en terme d’optimisation des opérations. Par ailleurs, des opérateurs ont été amenés à annoncer des fermetures d’installations ces derniers mois ou ont cherché à en céder d’autres sans que des opérations majeures soient réalisées en 2010. Ces éléments ont conduit le Groupe à comptabiliser des dépréciations de certains actifs européens, principalement au sein des UGT Raffinage France et Royaume-Uni, pour 1 192 millions d’euros en résultat opérationnel et 913 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Les analyses de sensibilité réalisées sur les autres UGT du raffinage en Europe, en faisant varier le taux d’actualisation et les marges, ne conduisent pas à enregistrer des dépréciations complémentaires. Les UGT de la Chimie sont des divisions mondiales, chaque division regroupant un ensemble d’activités ou de produits homogènes sur les plans stratégiques, commerciaux et industriels. Au titre de l’exercice 2009, des dépréciations d’actifs avaient été enregistrées dans les secteurs Amont, Aval et Chimie avec un impact de 413 millions d’euros sur le résultat opérationnel et 382 millions d’euros sur le résultat net part du Groupe. Ces dépréciations avaient été qualifiées d’éléments d’ajustement du résultat opérationnel pour 391 millions d’euros et du résultat net part du Groupe pour 333 millions d’euros. Au titre de l’exercice 2008, des dépréciations d’actifs avaient été enregistrées dans les secteurs Amont, Aval et Chimie avec un impact de 216 millions d’euros sur le résultat opérationnel et 244 millions d’euros sur le résultat net part du Groupe. Ces dépréciations avaient été qualifiées d’éléments d’ajustement du résultat opérationnel pour 177 millions d’euros et du résultat net part du Groupe pour 205 millions d’euros. Au titre des exercices 2010 et 2009, aucune reprise de perte de valeur n’a été enregistrée. Au titre de l’exercice 2008, des reprises de perte de valeur avaient été enregistrées dans le secteur Amont avec un impact de 41 millions d’euros sur le résultat opérationnel et de 29 millions d’euros sur le résultat net part du Groupe. 5) Informations par zone géographique (en millions d’euros) France Reste Amérique Afrique Reste Total de l’Europe du Nord du monde Exercice 2010 Chiffre d’affaires hors Groupe 36 820 72 636 12 432 12 561 24 820 159 269 Immobilisations corporelles et incorporelles 5 666 14 568 9 584 20 166 13 897 63 881 Investissements bruts 1 062 2 629 3 626 4 855 4 101 16 273 Exercice 2009 Chiffre d’affaires hors Groupe 32 437 60 140 9 515 9 808 19 427 131 327 Immobilisations corporelles et incorporelles 6 973 15 218 8 112 17 312 11 489 59 104 Investissements bruts 1 189 2 502 1 739 4 651 3 268 13 349 Exercice 2008 Chiffre d’affaires hors Groupe 43 616 82 761 14 002 12 482 27 115 179 976 Immobilisations corporelles et incorporelles 7 260 13 485 5 182 15 460 10 096 51 483 Investissements bruts 1 997 2 962 1 255 4 500 2 926 13 6406) Charges d’exploitation Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Achats, nets de variation de stocks (a) (93 171) (71 058) (111 024) Charges d’exploration (864) (698) (764) Autres charges d’exploitation (b) (19 135) (18 591) (19 101) dont (dotations) reprises de provisions non courantes opérationnelles 387 515 459 dont (dotations) reprises de provisions courantes opérationnelles (101) (43) (29) Charges d’exploitation (113 170) (90 347) (130 889) (a) Inclut les taxes à la production dans l’Amont, notamment les royalties. (b) Constituées principalement des frais de production et de fonctionnement (voir en particulier les charges de personnel détaillées dans la note 26 de l’annexe aux comptes consolidés « Effectifs du Groupe et charges de personnel »). 7) Autres produits et autres charges Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Plus et moins-values sur cessions d’actifs 1 117 200 257 Profits de change - - 112 Autres 279 114 - Autres produits 1 396 314 369 Pertes de change - (32) - Amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles (hors droits miniers) (267) (142) (162) Autres (633) (426) (392) Autres charges (900) (600) (554) Autres produits En 2010, les plus-values sur cession proviennent principalement de cessions d’actifs dans le secteur Amont (cession des participations dans les champs de Valhall et Hod en Norvège et de la participation dans le bloc 31 en Angola, voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés) ainsi que de l’effet du changement de méthode de comptabilisation et des cessions de la participation Sanofi-Aventis (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2009, les plus-values sur cession provenaient principalement de la cession de titres Sanofi-Aventis. En 2008, les plus-values sur cession provenaient principalement de cessions d’actifs dans le secteur Amont ainsi que de la cession de titres Sanofi-Aventis. Autres charges En 2010, la rubrique « Autres » est principalement constituée de 248 millions d’euros de charges de restructuration dans les secteurs Aval et Chimie. En 2009, la rubrique « Autres » était principalement constituée de 190 millions d’euros de charges de restructuration dans les secteurs Aval et Chimie. En 2008, la rubrique « Autres » était principalement constituée de : – 107 millions d’euros de charges de restructuration dans les secteurs Amont, Aval et Chimie ; – 48 millions d’euros de dotation aux provisions relatives à différentes enquêtes sur la concurrence décrites dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés « Autres risques et engagements ». 198 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 199 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 9) Impôts sur les sociétés Depuis 1966, le Groupe est imposé selon le régime du bénéfice consolidé, accordé par agrément triennal du ministre de l’Économie, des Finances et de l’Industrie. Le renouvellement de l’agrément du Groupe au régime du bénéfice consolidé a été demandé pour la période 2011-2013. Il est en cours d’instruction au ministère du Budget, des Comptes publics, de la Fonction publique et de la Réforme de l’État. Aucun impôt différé n’est reconnu au titre des différences temporelles entre les valeurs comptables et fiscales des investissements considérés comme permanents dans des filiales à l’étranger. Les résultats non distribués des filiales étrangères ainsi réinvestis indéfiniment s’élèvent à 26 458 millions d’euros au 31 décembre 2010. L’effet fiscal latent relatif à ces résultats réinvestis ne peut être déterminé de manière fiable. Par ailleurs, aucun impôt différé n’est reconnu au titre des réserves consolidées des filiales françaises du Groupe, dont le montant est d’environ 21 147 millions d’euros, dans la mesure où la distribution de ces réserves serait exonérée d’impôt pour les filiales dans lesquelles le Groupe détient plus de 95% du capital. 8) Autres produits financiers et autres charges financières Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Revenus des participations 255 210 238 Frais financiers immobilisés 113 117 271 Autres 74 316 219 Autres produits financiers 442 643 728 Effet de l’actualisation des provisions pour restitution des sites (338) (283) (229) Autres (69) (62) (96) Autres charges financières (407) (345) (325) La charge d’impôts sur les résultats s’analyse de la manière suivante : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Impôts courants (9 934) (7 213) (14 117) Impôts différés (294) (538) (29) Charge d’impôt (10 228) (7 751) (14 146) L’analyse par source du passif net d’impôt différé s’établit comme suit, avant compensation des actifs et passifs par entité fiscale : Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Déficits et crédits d’impôts reportables 1 145 1 114 1 031 Pensions, retraites et obligations similaires 535 517 519 Autres provisions non déductibles temporairement 2 757 2 184 2 075 Impôts différés actifs 4 437 3 815 3 625 Dépréciation des impôts différés actifs (576) (484) (475) Impôts différés actifs nets 3 861 3 331 3 150 Amortissement fiscal accéléré (10 966) (9 791) (8 836) Autres déductions fiscales temporaires (1 339) (1 179) (1 171) Impôts différés passifs (12 305) (10 970) (10 007) Passif net d’impôt différé (8 444) (7 639) (6 857) Après compensation des actifs et passifs par entité fiscale, les impôts différés sont présentés de la manière suivante au bilan : Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Impôts différés actifs, non courants (note 14) 1 378 1 164 1 010 Impôts différés actifs, courants (note 16) 151 214 206 Impôts différés passifs, non courants (9 947) (8 948) (7 973) Impôts différés passifs, courants (26) (69) (100) Montant net (8 444) (7 639) (6 857)La variation au bilan de la position nette d’impôts différés est analysée dans le tableau suivant : Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Solde à l’ouverture (7 639) (6 857) (7 251) Impôts différés reconnus en résultat (294) (538) (29) Impôts différés reconnus en capitaux propres (a) 28 (38) 30 Variations de périmètre (59) (1) (1) Effets de change (480) (205) 394 Solde à la clôture (8 444) (7 639) (6 857) (a) Ce montant est constitué principalement des impôts courants et différés affectés aux transactions sur les réévaluations des titres cotés classés en actifs financiers disponibles à la vente et des impôts différés relatifs à la couverture de flux futurs (voir la note 17 de l’annexe aux comptes consolidés). Rapprochement entre la charge d’impôt théorique et le résultat avant impôt Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Résultat net de l’ensemble consolidé 10 807 8 629 10 953 Impôts sur les sociétés 10 228 7 751 14 146 Résultat avant impôt 21 035 16 380 25 099 Taux d’imposition français 34,43% 34,43% 34,43% Charge d’impôt théorique (7 242) (5 640) (8 642) Différence entre le taux d’imposition français et le taux d’imposition des filiales étrangères (4 921) (3 214) (6 326) Effet en impôt du résultat des sociétés mises en équivalence 672 565 593 Différences permanentes 1 375 597 315 Ajustements d’impôt courant sur exercices antérieurs (45) (47) 12 Ajustements d’impôt différé afférents aux variations des taux d’impôt 2 (1) (31) Variation de la dépréciation des impôts différés actifs (65) (6) (63) Autres (4) (5) (4) Charge d’impôt dans le compte de résultat (10 228) (7 751) (14 146) Le taux d’imposition français est constitué du taux normal de l’impôt sur les sociétés (33,33%), augmenté des contributions additionnelles en vigueur en 2010 qui portent le taux global d’imposition des bénéfices à 34,43% (identique aux exercices 2009 et 2008). Les différences permanentes sont principalement dues aux dépréciations de goodwill, aux dividendes des sociétés non consolidées ainsi qu’à l’impact des modalités de fiscalisation propres à certaines activités et au régime du bénéfice consolidé. Échéancier des crédits d’impôts Le Groupe dispose de déficits et crédits d’impôts reportables qui expirent selon l’échéancier suivant : Au 31 décembre 2010 2009 2008 (en millions d’euros) Base Impôt Base Impôt Base Impôt 2009 - - - - 233 115 2010 - - 258 126 167 79 2011 225 110 170 83 93 42 2012 177 80 121 52 61 19 2013 (a) 146 59 133 43 1 765 587 2014 (b) 1 807 602 1 804 599 - - 2015 et suivants 190 62 - - - - Déficits et crédits d’impôts indéfiniment reportables 774 232 661 211 560 189 Total 3 319 1 145 3 147 1 114 2 879 1 031 (a) Déficits et crédits d’impôts reportables en 2013 et années suivantes pour l’exercice 2008. (b) Déficits et crédits d’impôts reportables en 2014 et années suivantes pour l’exercice 2009. 200 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 201 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 En 2010, la colonne « Autres » comprend principalement les droits miniers de Chesapeake dans le Barnett Shale reclassés dans les acquisitions pour (975) millions d’euros et le reclassement de droits miniers sur Joslyn en application de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » pour (390) millions d’euros, en incluant l’effet de change (voir la note 34 de l’annexe aux comptes consolidés), partiellement compensés par l’acquisition d’UTS pour 646 millions d’euros (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2009, la colonne « Autres » comprenait principalement les droits miniers de Chesapeake dans le Barnett Shale pour 1 449 millions d’euros (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2008, la colonne « Autres » comprenait principalement les droits miniers de Synenco Energy Inc. pour 221 millions d’euros et de Goal Petroleum BV pour 292 millions d’euros. Le tableau suivant donne les variations pour l’année 2010 des goodwill répartis par secteur : (en millions d’euros) Goodwill Augmentations Dépréciations Autres Goodwill net au net au 1 er janvier 2010 31 décembre 2010 Amont 78 - - - 78 Aval 202 22 (88) (54) 82 Chimie 857 - - (140) 717 Holding 25 - - - 25 Total 1162 22 (88) (194) 902 La colonne « Autres » correspond principalement à la cession de Mapa Spontex et au reclassement du goodwill des activités résines faisant l’objet d’un projet de cession en application de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées ». 10) Immobilisations incorporelles Au 31 décembre 2010 Valeur brute Amortissements Valeur nette (en millions d’euros) et dépréciations Goodwill 1 498 (596) 902 Droits miniers prouvés et non prouvés 10 099 (2 712) 7 387 Autres immobilisations incorporelles 2 803 (2 175) 628 Total immobilisations incorporelles 14 400 (5 483) 8 917 Au 31 décembre 2009 Valeur brute Amortissements Valeur nette (en millions d’euros) et dépréciations Goodwill 1 776 (614) 1 162 Droits miniers prouvés et non prouvés 8 204 (2 421) 5 783 Autres immobilisations incorporelles 2 712 (2 143) 569 Total immobilisations incorporelles 12 692 (5 178) 7 514 Au 31 décembre 2008 Valeur brute Amortissements Valeur nette (en millions d’euros) et dépréciations Goodwill 1 690 (616) 1 074 Droits miniers prouvés et non prouvés 6 010 (2 268) 3 742 Autres immobilisations incorporelles 2 519 (1 994) 525 Total immobilisations incorporelles 10 219 (4 878) 5 341 Les variations des immobilisations incorporelles s’analysent comme suit : Exercice (en millions d’euros) Immobilisations Acquisitions Cessions Dotations nettes Effets Autres Immobilisations incorporelles nettes d’amortissements de change incorporelles nettes au 1 er janvier et dépréciations au 31 décembre 2010 7 514 2 466 (62) (553) 491 (939) 8 917 2009 5 341 629 (64) (345) 2 1 951 7 514 2008 4 650 404 (3) (259) (93) 642 5 34111) Immobilisations corporelles Au 31 décembre 2010 Valeur brute Amortissements Valeur nette (en millions d’euros) et dépréciations Immobilisations de l’Exploration & Production Sur permis prouvés 77 183 (50 582) 26 601 Sur permis non prouvés 347 (1) 346 Travaux en cours 14 712 (37) 14 675 Sous-total 92 242 (50 620) 41 622 Autres immobilisations Terrains 1 304 (393) 911 Installations techniques (y compris transport) 23 831 (17 010) 6 821 Constructions 6 029 (3 758) 2 271 Immobilisations en cours 2 350 (488) 1 862 Autres immobilisations 6 164 (4 687) 1 477 Sous-total 39 678 (26 336) 13 342 Total immobilisations corporelles 131 920 (76 956) 54 964 Au 31 décembre 2009 Valeur brute Amortissements Valeur nette (en millions d’euros) et dépréciations Immobilisations de l’Exploration & Production Sur permis prouvés 71 082 (44 718) 26 364 Sur permis non prouvés 182 (1) 181 Travaux en cours 10 351 (51) 10 300 Sous-total 81 615 (44 770) 36 845 Autres immobilisations Terrains 1 458 (435) 1 023 Installations techniques (y compris transport) 22 927 (15 900) 7 027 Constructions 6 142 (3 707) 2 435 Immobilisations en cours 2 774 (155) 2 619 Autres immobilisations 6 506 (4 865) 1 641 Sous-total 39 807 (25 062) 14 745 Total immobilisations corporelles 121 422 (69 832) 51 590 Au 31 décembre 2008 Valeur brute Amortissements Valeur nette (en millions d’euros) et dépréciations Immobilisations de l’Exploration & Production Sur permis prouvés 61 727 (39 315) 22 412 Sur permis non prouvés 106 (1) 105 Travaux en cours 9 586 - 9 586 Sous-total 71 419 (39 316) 32 103 Autres immobilisations Terrains 1 446 (429) 1 017 Installations techniques (y compris transport) 21 734 (14 857) 6 877 Constructions 5 739 (3 441) 2 298 Immobilisations en cours 2 226 (10) 2 216 Autres immobilisations 6 258 (4 627) 1 631 Sous-total 37 403 (23 364) 14 039 Total immobilisations corporelles 108 822 (62 680) 46 142 202 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 203 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Les immobilisations corporelles présentées ci-dessus incluent des installations techniques et des constructions en location financement pour les montants suivants : Au 31 décembre 2010 Brut Amortissements Net (en millions d’euros) et dépréciations Installations techniques 480 (332) 148 Constructions 54 (24) 30 Autres immobilisations - - - Total 534 (356) 178 Au 31 décembre 2009 Brut Amortissements Net (en millions d’euros) et dépréciations Installations techniques 548 (343) 205 Constructions 60 (30) 30 Autres immobilisations - - - Total 608 (373) 235 Au 31 décembre 2008 Brut Amortissements Net (en millions d’euros) et dépréciations Installations techniques 558 (316) 242 Constructions 35 (28) 7 Autres immobilisations - - - Total 593 (344) 249 Les variations des immobilisations corporelles s’analysent comme suit : Exercice (en millions d’euros) Immobilisations Acquisitions Cessions Dotations nettes Effets Autres Immobilisations corporelles nettes d’amortissements de change corporelles nettes au 1 er janvier et dépréciations au 31 décembre 2010 51 590 11 346 (1 269) (8 564) 2 974 (1 113) 54 964 2009 46 142 11 212 (65) (6 765) 397 669 51 590 2008 41 467 11 442 (102) (5 941) (1 151) 427 46 142 En 2010, la colonne « Cessions » comprend principalement l’impact des cessions d’actifs dans le secteur Amont (cession des participations dans les champs de Valhall et Hod en Norvège et de la participation dans le bloc 31 en Angola, voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2010, la colonne « Dotations nettes d’amortissements et dépréciations » comprend l’impact des dépréciations exceptionnelles d’actifs comptabilisées à hauteur de 1 416 millions d’euros (voir la note 4C de l’annexe aux comptes consolidés). En 2010, la colonne « Autres » correspond principalement au changement de méthode de consolidation de Samsung Total Petrochemicals (voir la note 12 de l’annexe aux comptes consolidés) pour (541) millions d’euros et au reclassement pour (537) millions d’euros, en incluant l’effet de change, des immobilisations corporelles de Joslyn, de Total E&P Cameroun et des activités résines faisant l’objet d’un projet de cession en application de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » (voir la note 34 de l’annexe aux comptes consolidés), partiellement compensés par l’acquisition d’UTS pour 217 millions d’euros (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2009, la colonne « Autres » correspondait principalement à l’évolution des immobilisations corporelles liées à la provision pour restitution des sites et aux immobilisations corporelles de Chesapeake dans le Barnett Shale pour 113 millions d’euros (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2008, la colonne « Autres » correspondait principalement à l’évolution des immobilisations corporelles liées à la provision pour restitution des sites.12) Sociétés mises en équivalence : titres et prêts À compter du 1 er janvier 2010, les entités faisant l’objet d’un contrôle conjoint sont consolidées selon la méthode de la mise en équivalence, en application de la méthode alternative de la norme IAS 31 « Participations dans des coentreprises » (voir la note 1 « Principes comptables » paragraphes A et V de l’annexe aux comptes consolidés). Jusqu’au 31 décembre 2009, ces entités étaient consolidées par intégration proportionnelle. Au 31 décembre 2010 2009 2008 2010 2009 2008 Valeur d’équivalence (en millions d’euros) Pourcentage de détention Valeur d’équivalence NLNG 15,00% 15,00% 15,00% 1 108 1 136 1 135 PetroCedeño - EM 30,32% 30,32% 30,32% 1 136 874 760 CEPSA (quote-part Amont) 48,83% 48,83% 48,83% 340 385 403 Angola LNG Ltd. 13,60% 13,60% 13,60% 710 490 326 Qatargas 10,00% 10,00% 10,00% 85 83 251 Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou 28,03% 28,79% 30,30% 125 124 114 Dolphin Energy Ltd (Del) Abu Dhabi 24,50% 24,50% 24,50% 172 118 85 Qatar Liquiefied Gas Company Limited II (Train B) 16,70% 16,70% 16,70% 184 143 82 Shtokman Development AG (a) 25,00% 25,00% 25,00% 214 162 35 AMYRIS (b) 22,03% - - 101 - - Autres - - - 749 745 700 Total entreprises associées 4 924 4 260 3 891 Autres - - - 78 - - Total entreprises contrôlées conjointement 78 - - Total Amont 5 002 4 260 3 891 CEPSA (quote-part Aval) 48,83% 48,83% 48,83% 2 151 1 927 1 810 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals (quote-part Aval) (a) 37,50% 37,50% 37,50% 47 60 75 Wepec 22,41% 22,41% 22,41% - - - Autres - - - 159 123 73 Total entreprises associées 2 357 2 110 1 958 SARA (d) 50,00% - - 134 - - TotalErg (b) 49,00% - - 289 - - Autres - - - 2 - - Total entreprises contrôlées conjointement 425 - - Total Aval - - - 2 782 2 110 1 958 CEPSA (quote-part Chimie) 48,83% 48,83% 48,83% 411 396 424 Qatar Petrochemical Company Ltd. 20,00% 20,00% 20,00% 221 205 192 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals (quote-part Chimie) (a) 37,50% 37,50% 37,50% 4 5 6 Autres - - - 68 46 55 Total entreprises associées 704 652 677 Samsung Total Petrochemicals (d) 50,00% - - 645 - - Total entreprises contrôlées conjointement 645 - - Total Chimie 1 349 652 677 Sanofi-Aventis (c) - 7,39% 11,38% - 4 235 6 137 Total entreprises associées - 4 235 6 137 Total entreprises contrôlées conjointement - - - Total Holding - 4 235 6 137 Total titres 9 133 11 257 12 663 Prêts 2 383 2 367 2 005 Total titres et prêts 11 516 13 624 14 668 (a) Société intégrée par mise en équivalence en 2008. (b) Société intégrée par mise en équivalence en 2010. (c) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi-Aventis au 1 er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (d) Changement de méthode de consolidation au 1 er janvier 2010. 204 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 205 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Quote-part du profit (perte) Au 31 décembre Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 2010 2009 2008 Pourcentage de détention Quote-part du profit (perte) NLNG 15,00% 15,00% 15,00% 207 227 554 PetroCedeño - EM 30,32% 30,32% 30,32% 195 166 193 CEPSA (quote-part Amont) 48,83% 48,83% 48,83% 57 23 50 Angola LNG Ltd. 13,60% 13,60% 13,60% 8 9 10 Qatargas 10,00% 10,00% 10,00% 136 114 126 Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou 28,03% 28,79% 30,30% - - (5) Dolphin Energy Ltd (Del) Abu Dhabi 24,50% 24,50% 24,50% 121 94 83 Qatar Liquiefied Gas Company Limited II (Train B) 16,70% 16,70% 16,70% 288 8 (11) Shtokman Development AG (a) 25,00% 25,00% 25,00% (5) 4 - AMYRIS (b) 22,03% - - (3) - - Autres - - - 177 214 178 Total entreprises associées 1 181 859 1 178 Autres - - - 6 - - Total entreprises contrôlées conjointement 6 - - Total Amont 1 187 859 1 178 CEPSA (quote-part Aval) 48,83% 48,83% 48,83% 172 149 76 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals (quote-part Aval) (a) 37,50% 37,50% 37,50% (19) (12) - Wepec 22,41% 22,41% 22,41% 29 - (110) Autres - - - 47 81 (13) Total entreprises associées 229 218 (47) SARA (d) 50,00% - - 31 - - TotalErg (b) 49,00% - - (11) - - Autres - - - 2 - - Total entreprises contrôlées conjointement 22 - - Total Aval 251 218 (47) CEPSA (quote-part Chimie) 48,83% 48,83% 48,83% 78 10 10 Qatar Petrochemical Company Ltd. 20,00% 20,00% 20,00% 84 74 66 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals (quote-part Chimie) (a) 37,50% 37,50% 37,50% (1) (1) - Autres - - - 41 (4) (1) Total entreprises associées 202 79 75 Samsung Total Petrochemicals (d) 50,00% - - 104 - - Total entreprises contrôlées conjointement 104 - - Total Chimie 306 79 75 Sanofi-Aventis (c) - 7,39% 11,38% 209 486 515 Total entreprises associées 209 486 515 Total entreprises contrôlées conjointement - - - Total Holding 209 486 515 Total titres 1 953 1 642 1 721 (a) Société intégrée par mise en équivalence en 2008. (b) Société intégrée par mise en équivalence en 2010. (c) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi-Aventis au 1 er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (d) Changement de méthode de consolidation au 1 er janvier 2010. La quote-part de la valeur boursière de CEPSA s’élève à 2 389 millions d’euros au 31 décembre 2010 pour une valeur d’équivalence de 2 902 millions d’euros. La valeur recouvrable de CEPSA déterminée par référence à la valeur des flux de trésorerie futurs actualisés étant supérieure à la valeur d’équivalence, aucune dépréciation n’a été comptabilisée.Les principaux agrégats financiers en part Groupe des sociétés comptabilisées par mise en équivalence sont les suivants : Au 31 décembre 2010 2009 2008 (en millions d’euros) Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises associées contrôlées associées contrôlées associées contrôlées conjointement conjointement conjointement Actifs 19 192 2 770 22 681 - 23 173 - Capitaux propres 7 985 1 148 11 257 - 12 663 - Passifs 11 207 1 622 11 424 - 10 510 - Exercice 2010 2009 2008 (en millions d’euros) Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises associées contrôlées associées contrôlées associées contrôlées conjointement conjointement conjointement Produits des ventes 16 529 2 575 14 434 - 19 982 - Résultat avant impôts 2 389 166 2 168 - 2 412 - Charge d’impôt (568) (34) (526) - (691) - Résultat net 1 821 132 1 642 - 1 721 - 13) Autres titres Les titres présentés ci-après appartiennent à la catégorie « Actifs financiers disponibles à la vente » (voir la note 1M(ii) de l’annexe aux comptes consolidés). Au 31 décembre 2010 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Sanofi-Aventis (a) 3 510 (56) 3 454 Areva (b) 69 63 132 Arkema - - - Chicago Mercantile Exchange Group (c) 1 9 10 Olympia Energy Fund - fonds d’investissement énergie (d) 37 (3) 34 Autres titres cotés 2 (1) 1 Autres titres cotés (e) 3 619 12 3 631 BBPP 60 - 60 BTC Limited 141 - 141 Autres titres non cotés 758 - 758 Autres titres non cotés (e) 959 - 959 Total autres titres 4 578 12 4 590 Au 31 décembre 2009 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Areva (b) 69 58 127 Arkema 15 47 62 Chicago Mercantile Exchange Group (c) 1 9 10 Olympia Energy Fund - fonds d’investissement énergie (d) 35 (2) 33 Autres titres cotés - - - Autres titres cotés (e) 120 112 232 BBPP 72 - 72 BTC Limited 144 - 144 Autres titres non cotés 714 - 714 Autres titres non cotés (e) 930 - 930 Total autres titres 1 050 112 1 162 206 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 207 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Au 31 décembre 2008 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Areva (b) 69 59 128 Arkema 16 15 31 Chicago Mercantile Exchange Group (c) 1 5 6 Olympia Energy Fund - fonds d’investissement énergie (d) 36 (5) 31 Autres titres cotés - - - Autres titres cotés (e) 122 74 196 BBPP 75 - 75 BTC Limited 161 - 161 Autres titres non cotés 733 - 733 Autres titres non cotés (e) 969 - 969 Total autres titres 1 091 74 1 165 (a) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi-Aventis au 1 er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) Gain latent calculé sur la base du certificat d’investissement. (c) Les titres Nymex Holdings Inc. ont été échangés au cours du processus d’acquisition ouvert le 11 juin 2008 et clos le 22 août 2008 par lequel Chicago Mercantile Exchange Group a acquis la totalité des titres Nymex Holdings Inc. (d) Titres acquis en 2008. (e) Dont dépréciations de 597 millions d’euros en 2010, 599 millions d’euros en 2009 et 608 millions d’euros en 2008. 14) Autres actifs non courants Au 31 décembre 2010 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Impôts différés actifs, non courants 1 378 - 1 378 Prêts et avances (a) 2 060 (464) 1 596 Autres 681 - 681 Total 4 119 (464) 3 655 Au 31 décembre 2009 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Impôts différés actifs, non courants 1 164 - 1 164 Prêts et avances (a) 1 871 (587) 1 284 Autres 633 - 633 Total 3 668 (587) 3 081 Au 31 décembre 2008 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Impôts différés actifs, non courants 1 010 - 1 010 Prêts et avances (a) 1 932 (529) 1 403 Autres 631 - 631 Total 3 573 (529) 3 044 (a) Hors prêts aux sociétés mises en équivalence. Les variations des dépréciations sur les prêts et avances sont les suivantes : Exercice Dépréciations Dotations Reprises Effets de change Dépréciations (en millions d’euros) au 1 er janvier et autres variations au 31 décembre 2010 (587) (33) 220 (64) (464) 2009 (529) (19) 29 (68) (587) 2008 (527) (33) 52 (21) (529)15) Stocks Au 31 décembre 2010 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Hydrocarbures bruts et gazeux 4 990 - 4 990 Produits raffinés 7 794 (28) 7 766 Produits de la Chimie 1 350 (99) 1 251 Autres stocks 1 911 (318) 1 593 Total 16 045 (445) 15 600 Au 31 décembre 2009 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Hydrocarbures bruts et gazeux 4 581 - 4 581 Produits raffinés 6 647 (18) 6 629 Produits de la Chimie 1 234 (113) 1 121 Autres stocks 1 822 (286) 1 536 Total 14 284 (417) 13 867 Au 31 décembre 2008 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Hydrocarbures bruts et gazeux 2 772 (326) 2 446 Produits raffinés 4 954 (416) 4 538 Produits de la Chimie 1 419 (105) 1 314 Autres stocks 1 591 (268) 1 323 Total 10 736 (1 115) 9 621 Les variations des dépréciations sur les stocks sont les suivantes : Exercice Dépréciations Dotations nettes Effets de change Dépréciations (en millions d’euros) au 1 er janvier des reprises et autres variations au 31 décembre 2010 (417) (39) 11 (445) 2009 (1 115) 700 (2) (417) 2008 (325) (740) (50) (1 115) 208 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 209 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Au 31 décembre 2010, la part des créances échues comprise dans les rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres Créances d’exploitation » en valeur nette s’élève à 3 141 millions d’euros dont 1 885 millions d’euros échus depuis moins de 90 jours, 292 millions d’euros échus entre 90 jours et 6 mois, 299 millions d’euros échus entre 6 mois et 12 mois et 665 millions d’euros échus depuis plus de 12 mois. Au 31 décembre 2009, la part des créances échues comprise dans les rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres Créances d’exploitation » en valeur nette s’élevait à 3 610 millions d’euros dont 2 116 millions d’euros échus depuis moins de 90 jours, 486 millions d’euros échus entre 90 jours et 6 mois, 246 millions d’euros échus entre 6 mois et 12 mois et 762 millions d’euros échus depuis plus de 12 mois. Au 31 décembre 2008, la part des créances échues comprise dans les rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres créances d’exploitation » en valeur nette s’élevait à 3 744 millions d’euros, dont 2 420 millions d’euros échus depuis moins de 90 jours, 729 millions d’euros échus entre 90 jours et 6 mois, 54 millions d’euros échus entre 6 mois et 12 mois et 541 millions d’euros échus depuis plus de 12 mois. 16) Clients et comptes rattachés, autres créances Au 31 décembre 2010 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Clients et comptes rattachés 18 635 (476) 18 159 Créances sur États (impôts et taxes) 2 227 - 2 227 Autres créances d’exploitation 4 543 (136) 4 407 Impôts différés actifs, courants 151 - 151 Charges constatées d’avance 657 - 657 Autres débiteurs 41 - 41 Autres créances 7 619 (136) 7 483 Au 31 décembre 2009 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Clients et comptes rattachés 16 187 (468) 15 719 Créances sur États (impôts et taxes) 2 156 - 2 156 Autres créances d’exploitation 5 214 (69) 5 145 Impôts différés actifs, courants 214 - 214 Charges constatées d’avance 638 - 638 Autres débiteurs 45 - 45 Autres créances 8 267 (69) 8 198 Au 31 décembre 2008 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Clients et comptes rattachés 15 747 (460) 15 287 Créances sur États (impôts et taxes) 2 510 - 2 510 Autres créances d’exploitation 6 227 (19) 6 208 Impôts différés actifs, courants 206 - 206 Charges constatées d’avance 650 - 650 Autres débiteurs 68 - 68 Autres créances 9 661 (19) 9 642 Les variations des dépréciations des rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres créances » sont les suivantes : Exercice Dépréciations Dotations nettes Effets de change Dépréciations (en millions d’euros) au 1 er janvier des reprises et autres variations au 31 décembre Clients et comptes rattachés 2010 (468) (31) 23 (476) 2009 (460) (17) 9 (468) 2008 (482) 9 13 (460) Autres créances 2010 (69) (66) (1) (136) 2009 (19) (14) (36) (69) 2008 (27) 7 1 (19)17) Capitaux propres Nombre d’actions TOTAL Il n’existe qu’une seule catégorie d’actions de TOTAL S.A. d’une valeur nominale de 2,50 euros au 31 décembre 2010. Les actions peuvent être détenues au porteur ou inscrites au nominatif. Un droit de vote double est attribué, eu égard à la quotité du capital social qu’elles représentent, à toutes les actions nominatives et entièrement libérées, inscrites au nom d’un même actionnaire depuis deux ans au moins, ainsi que, en cas d’augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes, aux actions nominatives attribuées gratuitement à un actionnaire à raison d’actions anciennes pour lesquelles il bénéficie de ce droit. En application des statuts de la Société, aucun actionnaire ne peut exprimer en Assemblée générale, par lui-même et par un mandataire, au titre des droits de vote simple attachés aux actions qu’il détient directement ou indirectement et aux pouvoirs qui lui sont donnés, plus de 10% du nombre total des droits de vote attachés aux actions de la Société. S’il dispose du droit de vote double, cette limite pourra être dépassée sans cependant excéder 20%. Ces limitations deviennent caduques dès lors qu’une personne physique ou morale, agissant seule ou de concert, vient à détenir directement ou indirectement au moins les deux tiers du nombre total des actions de la Société à la suite d’une procédure publique visant la totalité des actions de la Société. Le nombre d’actions composant le capital autorisé est de 3 439 391 697 au 31 décembre 2010, 3 381 921 458 au 31 décembre 2009 et 3 413 204 025 au 31 décembre 2008. Évolution du nombre d’actions composant le capital social Au 1 er janvier 2008 2 395 532 097 Actions émises en raison de : Augmentation de capital réservée aux salariés 4 870 386 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 1 178 167 Garantie d’échange offerte aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine 227 424 Actions annulées (a) (30 000 000) Au 1 er janvier 2009 2 371 808 074 Actions émises en raison de : Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 934 780 Garantie d’échange offerte aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine 480 030 Actions annulées (b) (24 800 000) Au 1 er janvier 2010 2 348 422 884 Actions émises en raison de : Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 1 218 047 Au 31 décembre 2010 (c) 2 349 640 931 (a) Sur décision du Conseil d’administration du 31 juillet 2008. (b) Sur décision du Conseil d’administration du 30 juillet 2009. (c) Dont 112 487 679 actions d’autodétention et d’autocontrôle déduites des capitaux propres consolidés. Le calcul du nombre moyen pondéré et du nombre moyen pondéré dilué d’actions, utilisés respectivement pour la présentation du résultat net par action et du résultat net dilué par action, est détaillé comme suit : 2010 2009 2008 Nombre d’actions au 1 er janvier 2 348 422 884 2 371 808 074 2 395 532 097 Nombre d’actions émises durant l’année (prorata temporis) Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 412 114 221 393 742 588 Exercice d’options d’achat d’actions TOTAL 984 800 93 827 2 426 827 Garantie d’échange offerte aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine - 393 623 86 162 Attribution gratuite d’actions conditionnelles TOTAL 416 420 1 164 389 1 112 393 Plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL (a) 15 - - Augmentations de capital réservées aux salariés - - 3 246 924 Actions TOTAL détenues par TOTAL S.A. ou les sociétés du Groupe et déduites des capitaux propres consolidés (115 407 190) (143 082 095) (168 290 440) Nombre moyen pondéré d’actions 2 234 829 043 2 230 599 211 2 234 856 551 Effet dilutif Options de souscription et d’achat d’actions TOTAL 1 758 006 1 711 961 6 784 200 Attribution gratuite d’actions conditionnelles TOTAL 6 031 963 4 920 599 4 172 944 Plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL (a) 1 504 071 - - Garantie d’échange offerte aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine - 60 428 460 935 Augmentation de capital réservée aux salariés 371 493 - 383 912 Nombre moyen pondéré d’actions dilué 2 244 494 576 2 237 292 199 2 246 658 542 (a) Le Conseil d’administration a décidé, le 21 mai 2010, la mise en œuvre et les conditions d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions aux salariés du Groupe. 210 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 211 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Augmentation de capital réservée aux salariés Dans le cadre de la délégation de compétence consentie par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007, le Conseil d’administration du 6 novembre 2007 a décidé de mettre en œuvre une augmentation de capital réservée aux salariés dans la limite de 12 millions d’actions portant jouissance au 1 er janvier 2007 au prix de 44,40 euros par action avec une période de souscription ouverte du 10 au 28 mars 2008. 4 870 386 actions ont été souscrites dans le cadre de cette augmentation de capital. L’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 a délégué au Conseil d’administration la compétence d’augmenter en une ou plusieurs fois le capital social, dans un délai maximum de vingt-six mois, en réservant la souscription aux salariés du Groupe adhérant à un plan d’épargne d’entreprise, dans la limite de 1,5% du capital social existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’émission, étant précisé que le montant du capital social émis à ce titre s’impute sur le plafond global d’augmentations de capital social susceptibles d’être réalisées au titre de la délégation de compétence consentie par l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 au Conseil d’administration, en vue d’augmenter le capital par émission d’actions ordinaires ou de toutes valeurs mobilières donnant accès au capital avec maintien du droit préférentiel de souscription (2,5 milliards d’euros en nominal). Dans le cadre de cette délégation de compétence, le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 a décidé de mettre en œuvre une augmentation de capital réservée aux salariés en 2011 dans la limite de 12 millions d’actions portant jouissance au 1 er janvier 2010 et a délégué au Président-directeur général tous pouvoirs afin de fixer les dates d’ouverture et de clôture de la période de souscription ainsi que le prix de souscription des actions. Annulation d’actions Utilisant l’autorisation conférée par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007 pour procéder à la réduction du capital social par annulation d’actions détenues par la Société dans la limite de 10% du capital social par période de vingt-quatre mois, le Conseil d’administration du 30 juillet 2009 a décidé d’annuler 24 800 000 actions acquises en 2008 au prix moyen de 49,28 euros par action. Autodétention (actions TOTAL détenues par TOTAL S.A.) Au 31 décembre 2010, TOTAL S.A. détient 12 156 411 de ses propres actions, soit 0,52% du capital social, réparties de la façon suivante : – 6 012 460 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 6 143 951 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions. Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. Au 31 décembre 2009, TOTAL S.A. détenait 15 075 922 de ses propres actions, soit 0,64% du capital social, réparties de la façon suivante : – 6 017 499 actions affectées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés et dirigeants du Groupe ; – 5 799 400 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 3 259 023 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions. Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. Au 31 décembre 2008, TOTAL S.A. détenait 42 750 827 de ses propres actions, soit 1,80% du capital social, réparties de la façon suivante : – 12 627 522 actions affectées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 5 323 305 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 24 800 000 actions acquises entre janvier 2008 et octobre 2008 en vue de leur annulation en vertu de l’autorisation donnée par les Assemblées générales des actionnaires du 11 mai 2007 et du 16 mai 2008. Le Conseil d’administration du 30 juillet 2009 a décidé d’annuler ces 24 800 000 actions acquises au prix moyen de 49,28 euros par action. Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. Autocontrôle (actions TOTAL détenues par des filiales du Groupe) Au 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008, TOTAL S.A. détenait indirectement, par l’intermédiaire de ses filiales, 100 331 268 de ses propres actions, soit 4,27% du capital social au 31 décembre 2010, 4,27% du capital social au 31 décembre 2009 et 4,23% du capital social au 31 décembre 2008 réparties de la façon suivante : – 2 023 672 actions détenues par une société du Groupe, Total Nucléaire, détenue indirectement à 100% par TOTAL S.A. ; – 98 307 596 actions détenues par des filiales d’Elf Aquitaine (Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval). Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. Dividende TOTAL a procédé à la mise en paiement, le 1 er juin 2010, du solde du dividende de 1,14 euro par action au titre de l’exercice 2009 (le détachement du solde du dividende ayant eu lieu le 27 mai 2010). Par ailleurs, TOTAL a procédé à la mise en paiement, le 17 novembre 2010, de l’acompte sur dividende de 1,14 euro par action au titre de l’exercice 2010 (le détachement de l’acompte sur dividende ayant eu lieu le 12 novembre 2010). Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011 de verser un dividende de 2,28 euros par action au titre de l’exercice 2010, soit un solde à distribuer de 1,14 euro par action en tenant compte de l’acompte de 1,14 euro déjà versé. Primes liées au capital des sociétés françaises En vertu de la réglementation française, les primes liées au capital correspondent aux primes d’émission d’actions qui peuvent être capitalisées ou utilisées afin de compenser les pertes si la réserve légale a atteint son niveau minimal autorisé. Ces primes peuvent également être distribuées, cette distribution ayant un impact fiscal sauf si les réserves distribuables de la société mère sont distribuées préalablement à ces primes.Les primes liées au capital de TOTAL S.A. s’élèvent à 27 208 millions d’euros au 31 décembre 2010 (27 171 millions d’euros au 31 décembre 2009 et 28 284 millions d’euros au 31 décembre 2008). Réserves En application de la réglementation française, 5% du résultat net doit être transféré dans la réserve légale jusqu’à ce que celle-ci atteigne 10% du capital. Cette réserve légale ne peut être distribuée aux actionnaires, sauf en cas de liquidation. Elle peut en revanche être utilisée pour compenser des pertes. Si elles étaient intégralement distribuées, les réserves distribuables de la société mère seraient soumises à une taxation d’environ 514 millions d’euros au 31 décembre 2010 (514 millions d’euros au 31 décembre 2009). Autres éléments du résultat global Les autres éléments du résultat global présentant des éléments reclassés en résultat sont détaillés dans le tableau suivant : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Écarts de conversion de consolidation 2 231 (244) (722) Gains/(Pertes) de la période non réalisés 2 234 (243) (722) Diminué des gains/(pertes) comptabilisés en Résultat net 3 1 - Actifs disponibles à la vente (100) 38 (254) Gains/(Pertes) de la période non réalisés (50) 38 (254) Diminué des gains/(pertes) comptabilisés en Résultat net 50 - - Couverture de flux futurs (80) 128 - Gains/(Pertes) de la période non réalisés (195) 349 - Diminué des gains/(pertes) comptabilisés en Résultat net (115) 221 - Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt 302 234 173 Autres éléments (7) (5) 1 Gains/(Pertes) de la période non réalisés (7) (5) 1 Diminué des gains/(pertes) comptabilisés en Résultat net - - - Effet d’impôt 28 (38) 30 Total autres éléments du résultat global 2 374 113 (772) Le détail des effets d’impôt relatifs aux autres éléments du résultat global s’établit comme suit : Exercice 2010 2009 2008 (en millions d’euros) Avant Impôt Après Avant Impôt Après Avant Impôt Après impôt impôt impôt impôt impôt impôt Écarts de conversion de consolidation 2 231 - 2 231 (244) - (244) (722) - (722) Actifs disponibles à la vente (100) 2 (98) 38 4 42 (254) 30 (224) Couverture de flux futurs (80) 26 (54) 128 (42) 86 - - - Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt 302 - 302 234 - 234 173 - 173 Autres éléments (7) - (7) (5) - (5) 1 - 1 Total autres éléments du résultat global 2 346 28 2 374 151 (38) 113 (802) 30 (772) 212 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 213 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 18) Engagements envers le personnel Les provisions pour engagements de retraite et autres engagements sociaux sont constituées par : Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Provisions pour engagements de retraite 1 268 1 236 1 187 Provisions pour autres engagements sociaux 605 592 608 Provisions pour restructurations (plans de préretraite) 298 212 216 Total 2 171 2 040 2 011 Les principaux régimes de retraite à prestations définies du Groupe sont situés en France, au Royaume-Uni, aux États-Unis, en Belgique et en Allemagne. Leurs caractéristiques sont les suivantes : – les prestations sont généralement exprimées en fonction du salaire final et de l’ancienneté ; – ils font généralement l’objet d’un préfinancement (fonds de pension ou compagnies d’assurance) ; – ils sont fermés aux nouveaux embauchés, qui bénéficient de régimes de retraite à cotisations définies. Les engagements de retraite comprennent également des indemnités de fin de carrière et des avantages de préretraite. Les autres engagements concernent la participation de l’employeur aux frais médicaux de retraités. La valeur actuarielle des droits accumulés au titre des plans à prestations définies et la valeur des préfinancements incluses dans les comptes consolidés s’analysent comme suit : Au 31 décembre Engagements de retraite Autres engagements sociaux (en millions d’euros) 2010 2009 2008 2010 2009 2008 Variation de la valeur actuarielle des droits accumulés Valeur actuarielle des droits accumulés au début de la période 8 169 7 405 8 129 547 544 583 Droits accumulés durant l’année 159 134 143 11 10 14 Coût financier 441 428 416 29 30 24 Réduction de droits futurs (4) (5) (3) (3) (1) - Liquidation d’engagements (60) (3) (5) - - (4) Avantages spécifiques - - - 1 - - Cotisations employés 11 10 12 - - - Prestations payées (471) (484) (463) (33) (33) (37) Modifications de régimes 28 118 12 1 (2) (12) (Gains)/Pertes actuariels 330 446 (248) 57 - (27) Écarts de conversion et autres 137 120 (588) 13 (1) 3 Valeur actuarielle des droits accumulés à la fin de la période 8 740 8 169 7 405 623 547 544 Variation de la valeur actuelle des placements Valeur actuelle des placements au début de la période (6 286) (5 764) (6 604) - - - Revenus financiers attendus des placements (396) (343) (402) - - - (Gains)/Pertes actuariels (163) (317) 1 099 - - - Liquidation d’engagements 56 2 2 - - - Cotisations employés (11) (10) (12) - - - Cotisations employeurs (a) (269) (126) (855) - - - Prestations payées 394 396 375 - - - Écarts de conversion et autres (134) (124) 633 - - - Valeur actuelle des placements à la fin de la période (6 809) (6 286) (5 764) - - - (Excédent) Insuffisance des placements sur les droits accumulés 1 931 1 883 1 641 623 547 544 Coût des services passés non reconnus (105) (153) (48) 10 15 21 Gains/(Pertes) actuariels non reconnus (1 170) (1 045) (953) (28) 30 43 Effet du plafond d’actif 9 9 5 - - - (Actif) Passif net comptabilisé 665 694 645 605 592 608 Provisions pour engagements de retraite et autres engagements sociaux 1 268 1 236 1 187 605 592 608 Autres actifs non courants (603) (542) (542) - - - (a) En 2010, le Groupe a procédé à l’externalisation de certains de ses engagements pour un montant de 90 millions d’euros auprès d’organismes d’assurances (757 millions d’euros en 2008).Au 31 décembre 2010, la valeur actuarielle des engagements relatifs à des régimes de retraite et assimilés intégralement ou partiellement financés s’élève à 7 727 millions d’euros et la valeur actuelle des engagements non financés à 1 636 millions d’euros (contre respectivement 7 206 millions d’euros et 1 510 millions d’euros au 31 décembre 2009 et 6 515 millions d’euros et 1 434 millions d’euros au 31 décembre 2008). La valeur des (gains) pertes actuariels d’expérience relatifs à la valeur actuarielle des droits accumulés et la valeur actuelle des placements est la suivante : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 2007 (Gains) Pertes d’expérience relatifs à la valeur actuarielle des droits accumulés (54) (108) 12 80 (Gains) Pertes d’expérience relatifs à la valeur actuelle des placements (163) (317) 1 099 140 Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 2007 2006 Engagements de retraite Valeur actuarielle des droits accumulés 8 740 8 169 7 405 8 129 8 742 Valeur actuelle des placements (6 809) (6 286) (5 764) (6 604) (6 401) (Excédent) Insuffisance des placements sur les droits accumulés 1 931 1 883 1 641 1 525 2 341 Autres engagements sociaux Valeur actuarielle des droits accumulés 623 547 544 583 648 Valeur actuelle des placements - - - - - (Excédent) Insuffisance des placements sur les droits accumulés 623 547 544 583 648 Les cotisations qui seront versées en 2011 par le Groupe, au titre des régimes préfinancés, sont estimées à 251 millions d’euros. Estimation des paiements futurs (en millions d’euros) Engagements de retraite Autres engagements sociaux 2011 487 38 2012 478 38 2013 477 38 2014 477 39 2015 497 40 2016-2020 2 628 203 Composition du portefeuille des placements Engagements de retraite Au 31 décembre 2010 2009 2008 Actions 34% 31% 25% Obligations 60% 62% 56% Monétaire 3% 3% 16% Immobilier 3% 4% 3% Les hypothèses du Groupe sur les taux de rendement attendus des actifs sont établies par classe d’actifs et par pays à partir des taux de rendement obligataires et des primes de risque. Le taux d’actualisation retenu correspond au taux des obligations privées de grande qualité, d’après une analyse comparative par pays des différentes sources de marché à la date de clôture. Hypothèses utilisées pour déterminer les engagements Engagements de retraite Autres engagements sociaux Au 31 décembre 2010 2009 2008 2010 2009 2008 Taux d’actualisation (moyenne pondérée tous pays) 5,01% 5,41% 5,93% 5,00% 5,60% 6,00% dont zone Euro 4,58% 5,12% 5,72% 4,55% 5,18% 5,74% dont États-Unis 5,49% 6,00% 6,23% 5,42% 5,99% 6,21% dont Royaume-Uni 5,50% 5,50% 6,00% - - 6,00% Taux d’augmentation moyen des salaires 4,55% 4,50% 4,56% - - - Taux de progression des dépenses de santé : – taux initial - - - 4,82% 4,91% 4,88% – taux ultime - - - 3,75% 3,79% 3,64% 214 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 215 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Hypothèses utilisées pour déterminer la charge de l’exercice Engagements de retraite Autres engagements sociaux Exercice 2010 2009 2008 2010 2009 2008 Taux d’actualisation (moyenne pondérée tous pays) 5,41% 5,93% 5,50% 5,60% 6,00% 5,50% dont zone Euro 5,12% 5,72% 5,15% 5,18% 5,74% 5,14% dont États-Unis 6,00% 6,23% 6,00% 5,99% 6,21% 5,98% dont Royaume-Uni 5,50% 6,00% 5,75% - 6,00% 5,75% Taux d’augmentation moyen des salaires 4,50% 4,56% 4,29% - - - Rendement attendu des placements 6,39% 6,14% 6,60% - - - Taux de progression des dépenses de santé : – taux initial - - - 4,91% 4,88% 5,16% – taux ultime - - - 3,79% 3,64% 3,64% Une variation de plus ou moins 0,5% des taux d’actualisation - toutes choses étant égales par ailleurs - aurait approximativement les effets suivants sur : (en millions d’euros) Augmentation de 0,5% Diminution de 0,5% La valeur actuarielle des droits accumulés au 31 décembre 2010 (520) 574 Charge (Produit) de l’exercice 2011 (19) 52 Une variation de plus ou moins 0,5% du taux de rendement attendu des placements - toutes choses étant égales par ailleurs - aurait un impact de 30 millions d’euros à la hausse ou à la baisse sur la charge de l’exercice 2011. La charge des exercices 2010, 2009 et 2008 s’analyse comme suit : Exercice Engagements de retraite Autres engagements sociaux (en millions d’euros) 2010 2009 2008 2010 2009 2008 Droits accumulés durant l’année 159 134 143 11 10 14 Coût financier 441 428 416 29 30 24 Revenus financiers attendus des placements (396) (343) (402) - - - Amortissement du coût des services passés 74 13 34 (5) (7) (10) Amortissement des (gains) pertes actuariels 66 50 22 (4) (6) (2) Effet du plafond d’actif (3) 4 1 - - - Réduction de droits futurs (3) (4) (3) (3) (1) - Liquidation d’engagements 7 (1) (2) - - (3) Avantages spécifiques - - - 1 - - Charge (Produit) net de l’ensemble consolidé 345 281 209 29 26 23 La variation de plus ou moins 1% des taux de progression des dépenses de santé aurait approximativement les effets suivants sur : (en millions d’euros) Augmentation de 1% Diminution de 1% La valeur actuarielle des droits accumulés au 31 décembre 2010 63 (52) Charge (Produit) de l’exercice 2010 5 (4)19) Provisions et autres passifs non courants Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Provisions pour litiges 485 423 546 Provisions pour protection de l’environnement 644 623 558 Provisions pour restitution des sites 5 917 5 469 4 500 Autres provisions non courantes 1 116 1 331 1 804 Autres passifs non courants 936 1 535 450 Total 9 098 9 381 7 858 Variations des provisions et autres passifs non courants Les variations des provisions et autres passifs non courants s’analysent comme suit : Exercice Au Dotations Reprises Effets Autres Au (en millions d’euros) 1 er janvier de l’exercice de l’exercice de change 31 décembre 2010 9 381 1 052 (971) 497 (861) 9 098 2009 7 858 1 254 (1 413) 202 1 480 9 381 2008 6 843 1 424 (864) (460) 915 7 858 En 2010, les provisions pour litiges comprennent notamment la provision couvrant les risques liés aux enquêtes sur la concurrence relatives à Arkema qui s’élève, au 31 décembre 2010, à 17 millions d’euros. D’autres risques et engagements donnant lieu à des passifs éventuels sont traités dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés. En 2010, les autres provisions non courantes comprennent notamment : – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élève, au 31 décembre 2010, à 31 millions d’euros ; – les provisions pour cessations d’activité dans les secteurs Aval et Chimie qui s’élèvent, au 31 décembre 2010, à 261 millions d’euros ; – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield qui s’élève, au 31 décembre 2010, à 194 millions d’euros. En 2010, les autres passifs non courants comprennent notamment les dettes, dont la maturité est supérieure à un an, liées à l’acquisition d’immobilisations. En 2009, les provisions pour litiges comprenaient notamment la provision couvrant les risques liés aux enquêtes sur la concurrence relatives à Arkema qui s’élevait, au 31 décembre 2009, à 43 millions d’euros. D’autres risques et engagements donnant lieu à des passifs éventuels sont traités dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés. En 2009, les autres provisions non courantes comprenaient notamment : – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élevait, au 31 décembre 2009, à 40 millions d’euros ; – les provisions pour cessations d’activité dans les secteurs Aval et Chimie qui s’élevaient, au 31 décembre 2009, à 130 millions d’euros ; – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield qui s’élevait, au 31 décembre 2009, à 295 millions d’euros. En 2009, les autres passifs non courants comprenaient notamment les dettes, dont la maturité est supérieure à un an, liées à l’acquisition d’immobilisations. Cette rubrique incluait notamment une dette de 818 millions d’euros au titre de l’acquisition Chesapeake (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2008, les provisions pour litiges comprenaient notamment la provision couvrant les risques liés aux enquêtes sur la concurrence relatives à Arkema qui s’élevait, au 31 décembre 2008, à 85 millions d’euros. D’autres risques et engagements donnant lieu à des passifs éventuels sont traités dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés. En 2008, les autres provisions non courantes comprenaient notamment la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élevait, au 31 décembre 2008, à 256 millions d’euros. 216 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 217 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Dotations En 2010, les dotations de l’exercice (1 052 millions d’euros) correspondent notamment à : – des provisions pour restitution de sites pour 338 millions d’euros (effet de l’actualisation) ; – des provisions pour protection de l’environnement pour 88 millions d’euros dans les secteurs Aval et Chimie ; – des provisions au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield pour 79 millions d’euros ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour 226 millions d’euros. En 2009, les dotations de l’exercice (1 254 millions d’euros) correspondaient notamment à : – des provisions pour restitution de sites pour 283 millions d’euros (effet de l’actualisation) ; – des provisions pour protection de l’environnement pour 147 millions d’euros dans les secteurs Aval et Chimie ; – des provisions au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield pour 223 millions d’euros ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour 121 millions d’euros. En 2008, les dotations de l’exercice (1 424 millions d’euros) correspondaient notamment à : – des provisions pour restitution de sites pour 229 millions d’euros (effet de l’actualisation) ; – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF pour 140 millions d’euros ; – des provisions pour protection de l’environnement pour 89 millions d’euros ; – des provisions pour litiges de 48 millions d’euros relatives à différentes enquêtes sur la concurrence décrites dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés « Autres risques et engagements » ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour 27 millions d’euros. Reprises En 2010, les reprises de l’exercice (971 millions d’euros) sont principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des charges encourues suivantes : – les provisions pour restitutions des sites pour 214 millions d’euros ; – les provisions pour enquêtes sur la concurrence pour 26 millions d’euros ; – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour 66 millions d’euros ; – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour 9 millions d’euros ; – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise pour 190 millions d’euros ; – les plans sociaux et restructurations pour 60 millions d’euros. En 2009, les reprises de l’exercice (1 413 millions d’euros) étaient principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des charges encourues suivantes : – les provisions pour restitutions des sites pour 191 millions d’euros ; – les provisions pour enquêtes sur la concurrence pour 52 millions d’euros ; – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour 86 millions d’euros ; – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour 216 millions d’euros ; – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise pour 375 millions d’euros ; – les plans sociaux et restructurations pour 28 millions d’euros. En 2008, les reprises de l’exercice (864 millions d’euros) étaient principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des charges encourues suivantes : – les provisions pour restitutions des sites pour 280 millions d’euros ; – les provisions pour enquêtes sur la concurrence pour 163 millions d’euros ; – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour 96 millions d’euros ; – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour 18 millions d’euros ; – les plans sociaux et restructurations pour 10 millions d’euros. Provisions pour restitution des sites Les variations des provisions pour restitution des sites s’analysent comme suit : Exercice Au Effet de Révisions Nouvelles Reprises Effets Autres Au (en millions d’euros) 1 er janvier l’actualisation des obligations de provision de change 31 décembre estimations de restitution des sites 2010 5 469 338 79 175 (214) 316 (246) 5 917 2009 4 500 283 447 179 (191) 232 19 5 469 2008 4 206 229 563 188 (280) (414) 8 4 500218 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 20) Dettes financières et instruments financiers associés A) Dettes financières non courantes et instruments financiers associés Au 31 décembre 2010 (en millions d’euros) Garanties Non Total (Actif) / Passif garanties Dettes financières non courantes 287 20 496 20 783 dont instruments de couverture de la dette non courante (passif) - 178 178 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (actif) (a) - (1 870) (1 870) Dettes financières non courantes après couverture 287 18 626 18 913 Emprunts obligataires après couverture de juste valeur - 15 491 15 491 Emprunts obligataires à taux fixe ou après couverture de flux futurs - 2 836 2 836 Autres emprunts à taux variable 47 189 236 Autres emprunts à taux fixe 65 110 175 Dettes financières des contrats de location financement 175 - 175 Dettes financières non courantes après couverture 287 18 626 18 913 (a) Ces instruments de couverture sont présentés dans les notes 1Miii « Instruments financiers de gestion du financement à long terme », 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. Au 31 décembre 2009 (en millions d’euros) Garanties Non Total (Actif) / Passif garanties Dettes financières non courantes 312 19 125 19 437 dont instruments de couverture de la dette non courante (passif) - 241 241 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (actif) (a) - (1 025) (1 025) Dettes financières non courantes après couverture 312 18 100 18 412 Emprunts obligataires après couverture de juste valeur - 15 884 15 884 Emprunts obligataires à taux fixe ou après couverture de flux futurs - 1 700 1 700 Autres emprunts à taux variable 60 379 439 Autres emprunts à taux fixe 50 79 129 Dettes financières des contrats de location financement 202 58 260 Dettes financières non courantes après couverture 312 18 100 18 412 (a) Ces instruments de couverture sont présentés dans les notes 1Miii « Instruments financiers de gestion du financement à long terme », 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. Au 31 décembre 2008 (en millions d’euros) Garanties Non Total (Actif) / Passif garanties Dettes financières non courantes 895 15 296 16 191 dont instruments de couverture de la dette non courante (passif) - 440 440 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (actif) (a) - (892) (892) Dettes financières non courantes après couverture 895 14 404 15 299 Emprunts obligataires après couverture de juste valeur - 13 380 13 380 Emprunts obligataires à taux fixe ou après couverture de flux futurs - 287 287 Autres emprunts à taux variable 553 665 1 218 Autres emprunts à taux fixe 140 6 146 Dettes financières des contrats de location financement 202 66 268 Dettes financières non courantes après couverture 895 14 404 15 299 (a) Ces instruments de couverture sont présentés dans les notes 1Miii « Instruments financiers de gestion du financement à long terme », 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés.Document de référence 2010. TOTAL 219 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 La juste valeur des emprunts obligataires, au 31 décembre 2010, après prise en compte des swaps de change et de taux adossés, se décompose comme suit : Emprunts obligataires Année Juste valeur Juste valeur Juste valeur Monnaie Échéance Taux initial après couverture d’émission après après après d’émission avant couverture de juste valeur couverture au couverture au couverture au 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Société mère Emprunt obligataire 1997 - - 124 FRF 2009 6,200% Emprunt obligataire 1998 - - 119 FRF 2009 5,125% Emprunt obligataire 1998 125 116 121 FRF 2013 5,000% Emprunt obligataire 2000 - 61 63 EUR 2010 5,650% Part à moins d’un an - (61) (243) Total Société mère 125 116 184 Elf Aquitaine S.A. Emprunt obligataire 1999 - - 1 003 EUR 2009 4,500% Part à moins d’un an - - (1 003) Total Elf Aquitaine S.A. - - - TOTAL CAPITAL Emprunt obligataire 2002 15 14 14 USD 2012 5,890% Emprunt obligataire 2003 - - 52 AUD 2009 6,250% Emprunt obligataire 2003 - - 154 CHF 2009 2,385% Emprunt obligataire 2003 - 160 166 CHF 2010 2,385% Emprunt obligataire 2003 22 21 22 USD 2013 4,500% Emprunt obligataire 2003-2004 - - 395 USD 2009 3,500% Emprunt obligataire 2004 - - 57 AUD 2009 6,000% Emprunt obligataire 2004 - - 28 AUD 2009 6,000% Emprunt obligataire 2004 - 53 55 CAD 2010 4,000% Emprunt obligataire 2004 - 113 117 CHF 2010 2,385% Emprunt obligataire 2004 - 438 454 EUR 2010 3,750% Emprunt obligataire 2004 - 322 334 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2004 - 128 132 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2004 - 185 191 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2004 57 53 55 AUD 2011 5,750% Emprunt obligataire 2004 116 107 111 CAD 2011 4,875% Emprunt obligataire 2004 235 203 216 USD 2011 4,125% Emprunt obligataire 2004 75 69 72 USD 2011 4,125% Emprunt obligataire 2004 125 116 120 CHF 2012 2,375% Emprunt obligataire 2004 51 47 49 NZD 2014 6,750% Emprunt obligataire 2005 - - 36 USD 2009 3,500% Emprunt obligataire 2005 57 53 55 AUD 2011 5,750% Emprunt obligataire 2005 60 56 58 CAD 2011 4,000% Emprunt obligataire 2005 120 112 116 CHF 2011 1,625% Emprunt obligataire 2005 226 226 226 CHF 2011 1,625% Emprunt obligataire 2005 139 144 144 USD 2011 4,125% Emprunt obligataire 2005 63 63 63 AUD 2012 5,750% Emprunt obligataire 2005 194 180 187 CHF 2012 2,135% Emprunt obligataire 2005 65 65 65 CHF 2012 2,135% Emprunt obligataire 2005 97 97 98 CHF 2012 2,375% Emprunt obligataire 2005 391 363 376 EUR 2012 3,250% Emprunt obligataire 2005 57 57 57 NZD 2012 6,500% Emprunt obligataire 2006 - 75 75 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2006 - 50 50 EUR 2010 3,750% Emprunt obligataire 2006 - 50 50 EUR 2010 3,750% Emprunt obligataire 2006 - 100 102 EUR 2010 3,750% Emprunt obligataire 2006 42 42 42 EUR 2011 EURIBOR 3 mois +0,040% Emprunt obligataire 2006 300 300 300 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2006 150 150 150 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2006 300 300 300 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2006 120 120 120 USD 2011 5,000% Emprunt obligataire 2006 300 300 300 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2006 472 472 473 USD 2011 5,000%220 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés Emprunts obligataires Année Juste valeur Juste valeur Juste valeur Monnaie Échéance Taux initial après couverture d’émission après après après d’émission avant couverture de juste valeur couverture au couverture au couverture au 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 TOTAL CAPITAL (suite) Emprunt obligataire 2006 62 62 62 AUD 2012 5,625% Emprunt obligataire 2006 72 72 72 CAD 2012 4,125% Emprunt obligataire 2006 100 100 100 EUR 2012 3,250% Emprunt obligataire 2006 74 74 74 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2006 100 100 100 EUR 2012 3,250% Emprunt obligataire 2006 125 125 125 CHF 2013 2,510% Emprunt obligataire 2006 127 127 127 CHF 2014 2,635% Emprunt obligataire 2006 130 130 130 CHF 2016 2,385% Emprunt obligataire 2006 65 65 65 CHF 2016 2,385% Emprunt obligataire 2006 64 64 64 CHF 2016 2,385% Emprunt obligataire 2006 63 63 64 CHF 2016 2,385% Emprunt obligataire 2006 129 129 129 CHF 2018 3,135% Emprunt obligataire 2007 - 60 60 CHF 2010 2,385% Emprunt obligataire 2007 - 74 74 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2007 77 77 77 USD 2011 5,000% Emprunt obligataire 2007 370 370 370 USD 2012 5,000% Emprunt obligataire 2007 222 222 222 USD 2012 5,000% Emprunt obligataire 2007 61 61 61 AUD 2012 6,500% Emprunt obligataire 2007 72 72 72 CAD 2012 4,125% Emprunt obligataire 2007 71 71 71 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2007 300 300 300 EUR 2013 4,125% Emprunt obligataire 2007 73 73 74 GBP 2013 5,500% Emprunt obligataire 2007 306 306 306 GBP 2013 5,500% Emprunt obligataire 2007 72 72 73 GBP 2013 5,500% Emprunt obligataire 2007 248 248 248 CHF 2014 2,635% Emprunt obligataire 2007 31 31 31 JPY 2014 1,505% Emprunt obligataire 2007 61 61 61 CHF 2014 2,635% Emprunt obligataire 2007 49 49 49 JPY 2014 1,723% Emprunt obligataire 2007 121 121 121 CHF 2015 3,125% Emprunt obligataire 2007 300 300 300 EUR 2017 4,700% Emprunt obligataire 2007 76 76 76 CHF 2018 3,135% Emprunt obligataire 2007 60 60 60 CHF 2018 3,135% Emprunt obligataire 2008 - 63 63 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2008 - 66 66 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2008 92 92 92 AUD 2011 7,500% Emprunt obligataire 2008 100 100 100 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2008 150 150 151 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2008 50 50 50 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2008 50 50 50 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2008 60 60 60 JPY 2011 EURIBOR 6 mois +0,018% Emprunt obligataire 2008 102 102 102 USD 2011 3,750% Emprunt obligataire 2008 62 62 62 CHF 2012 2,135% Emprunt obligataire 2008 124 124 124 CHF 2012 3,635% Emprunt obligataire 2008 46 46 46 CHF 2012 2,385% Emprunt obligataire 2008 92 92 92 CHF 2012 2,385% Emprunt obligataire 2008 64 64 64 CHF 2012 2,385% Emprunt obligataire 2008 50 50 50 EUR 2012 3,250% Emprunt obligataire 2008 63 63 63 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2008 63 63 63 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2008 63 63 64 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2008 62 62 62 NOK 2012 6,000% Emprunt obligataire 2008 69 69 69 USD 2012 5,000% Emprunt obligataire 2008 60 60 60 AUD 2013 7,500% Emprunt obligataire 2008 61 61 61 AUD 2013 7,500% Emprunt obligataire 2008 127 127 128 CHF 2013 3,135% Emprunt obligataire 2008 62 62 63 CHF 2013 3,135% Emprunt obligataire 2008 200 200 200 EUR 2013 4,125% Emprunt obligataire 2008 100 100 100 EUR 2013 4,125%Document de référence 2010. TOTAL 221 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Emprunts obligataires Année Juste valeur Juste valeur Juste valeur Monnaie Échéance Taux initial après couverture d’émission après après après d’émission avant couverture de juste valeur couverture au couverture au couverture au 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 TOTAL CAPITAL (suite) Emprunt obligataire 2008 1 000 1 000 1 002 EUR 2013 4,750% Emprunt obligataire 2008 63 63 63 GBP 2013 5,500% Emprunt obligataire 2008 149 149 149 JPY 2013 EURIBOR 6 mois +0,008% Emprunt obligataire 2008 191 191 194 USD 2013 4,000% Emprunt obligataire 2008 61 61 61 CHF 2015 3,135% Emprunt obligataire 2008 62 62 62 CHF 2015 3,135% Emprunt obligataire 2008 61 61 62 CHF 2015 3,135% Emprunt obligataire 2008 62 62 62 CHF 2018 3,135% Emprunt obligataire 2009 56 56 - AUD 2013 5,500% Emprunt obligataire 2009 54 54 - AUD 2013 5,500% Emprunt obligataire 2009 236 236 - CHF 2013 2,500% Emprunt obligataire 2009 77 77 - USD 2013 4,000% Emprunt obligataire 2009 131 131 - CHF 2014 2,625% Emprunt obligataire 2009 997 998 - EUR 2014 3,500% Emprunt obligataire 2009 150 150 - EUR 2014 3,500% Emprunt obligataire 2009 40 40 - HKD 2014 3,240% Emprunt obligataire 2009 103 96 - AUD 2015 6,000% Emprunt obligataire 2009 550 550 - EUR 2015 3,625% Emprunt obligataire 2009 684 684 - USD 2015 3,125% Emprunt obligataire 2009 224 208 - USD 2015 3,125% Emprunt obligataire 2009 99 99 - CHF 2016 2,385% Emprunt obligataire 2009 115 115 - GBP 2017 4,250% Emprunt obligataire 2009 225 225 - GBP 2017 4,250% Emprunt obligataire 2009 448 448 - EUR 2019 4,875% Emprunt obligataire 2009 69 69 - HKD 2019 4,180% Emprunt obligataire 2009 374 347 - USD 2021 4,250% Emprunt obligataire 2010 102 - - AUD 2014 5,750% Emprunt obligataire 2010 108 - - CAD 2014 2,500% Emprunt obligataire 2010 53 - - NZD 2014 4,750% Emprunt obligataire 2010 187 - - USD 2015 2,875% Emprunt obligataire 2010 935 - - USD 2015 3,000% Emprunt obligataire 2010 748 - - USD 2016 2,300% Emprunt obligataire 2010 68 - - AUD 2015 6,000% Emprunt obligataire 2010 69 - - AUD 2015 6,000% Emprunt obligataire 2010 64 - - AUD 2015 6,000% Emprunt obligataire 2010 476 - - EUR 2022 3,125% Part à moins d’un an (3 450) (1 937) (722) Total TOTAL CAPITAL 15 143 15 615 13 093 Autres filiales consolidées 223 153 103 Total emprunts obligataires après couverture de juste valeur 15 491 15 884 13 380 222 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés Emprunts obligataires Année Montant Montant Montant Monnaie Échéance Taux initial à taux fixe d’émission après après après d’émission avant couverture ou après couverture couverture au couverture au couverture au de flux futurs 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 TOTAL CAPITAL (a) Emprunt obligataire 2005 293 292 287 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2009 691 602 - EUR 2019 4,875% Emprunt obligataire 2009 917 806 - EUR 2024 5,125% Emprunt obligataire 2010 935 - - USD 2020 4,450% Total emprunts obligataires à taux fixe ou après couverture de flux futurs 2 836 1 700 287 (a) TOTAL CAPITAL est une filiale détenue à 100% indirectement par TOTAL S.A. (à l’exception d’une action détenue par chaque administrateur). Elle est utilisée comme véhicule de financement par le Groupe. Le remboursement de sa dette financière (capital, prime et intérêts) est garanti de manière totale et inconditionnelle par TOTAL S.A. Répartition par échéance des dettes financières non courantes Au 31 décembre 2010 Dettes financières dont instruments Swaps Dettes % (en millions d’euros) non courantes de couverture de couverture financières de la dette de la dette non courantes (passif) (actif) après swaps 2012 3 756 34 (401) 3 355 18% 2013 4 017 76 (473) 3 544 19% 2014 2 508 1 (290) 2 218 12% 2015 3 706 2 (302) 3 404 18% 2016 et suivantes 6 796 65 (404) 6 392 33% Total 20 783 178 (1 870) 18 913 100% Au 31 décembre 2009 Dettes financières dont instruments Swaps Dettes % (en millions d’euros) non courantes de couverture de couverture financières de la dette de la dette non courantes (passif) (actif) après swaps 2011 3 857 42 (199) 3 658 20% 2012 3 468 48 (191) 3 277 18% 2013 3 781 95 (236) 3 545 19% 2014 2 199 6 (90) 2 109 11% 2015 et suivantes 6 132 50 (309) 5 823 32% Total 19 437 241 (1 025) 18 412 100% Au 31 décembre 2008 Dettes financières dont instruments Swaps Dettes % (en millions d’euros) non courantes de couverture de couverture financières de la dette de la dette non courantes (passif) (actif) après swaps 2010 3 160 170 (168) 2 992 20% 2011 3 803 24 (145) 3 658 24% 2012 3 503 115 (179) 3 324 22% 2013 3 430 127 (198) 3 232 21% 2014 et suivantes 2 295 4 (202) 2 093 13% Total 16 191 440 (892) 15 299 100% Répartition par devise et par type de taux Ces analyses sont présentées après prise en compte de l’effet des swaps de change et de taux adossés à la dette financière. Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 % 2009 % 2008 % Dollar 7 248 39% 3 962 21% 3 990 26% Euro 11 417 60% 14 110 77% 10 685 70% Autres devises 248 1% 340 2% 624 4% Total 18 913 100% 18 412 100% 15 299 100%Document de référence 2010. TOTAL 223 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 % 2009 % 2008 % Taux fixe 3 177 17% 2 064 11% 633 4% Taux variable 15 736 83% 16 348 89% 14 666 96% Total 18 913 100% 18 412 100% 15 299 100% B) Actifs et passifs financiers courants Les dettes financières courantes consistent principalement en des tirages sur des programmes de commercial paper et de billets de trésorerie ou en des emprunts bancaires. Ces instruments portent intérêt à des taux voisins du marché. Au 31 décembre (en millions d’euros) (Actif) / Passif 2010 2009 2008 Dettes financières courantes (a) 5 867 4 761 5 586 Part à moins d’un an des dettes financières 3 786 2 233 2 136 Dettes financières courantes (note 28) 9 653 6 994 7 722 Part à court terme des instruments financiers passifs de couverture de la dette 12 97 12 Autres instruments financiers passifs courants 147 26 146 Autres passifs financiers courants (note 28) 159 123 158 Dépôts courants supérieurs à 3 mois (869) (55) (1) Part à court terme des instruments financiers actifs de couverture de la dette (292) (197) (100) Autres instruments financiers actifs courants (44) (59) (86) Actifs financiers courants (note 28) (1 205) (311) (187) Dettes financières courantes et actifs et passifs financiers associés nets 8 607 6 806 7 693 (a) Au 31 décembre 2010, les dettes financières courantes incluent un programme de commercial paper chez Total Capital Canada Ltd. Total Capital Canada Ltd. est une filiale détenue à 100% directement par TOTAL S.A. Elle est utilisée comme véhicule de financement des activités du Groupe au Canada. Le remboursement de sa dette financière (capital, prime et intérêts) est garanti de manière totale et inconditionnelle par TOTAL S.A. C) Ratio d’endettement Pour ses besoins de gestion interne et de communication externe, le Groupe évalue un ratio d’endettement rapportant sa dette financière nette à ses capitaux propres. Les capitaux propres 2010 sont calculés après distribution d’un dividende de 2,28 euros par action, dont un acompte de 1,14 euro par action a été mis en paiement le 17 novembre 2010. Le ratio dette nette sur capitaux propres est calculé de la manière suivante : Au 31 décembre (en millions d’euros) (Actif) / Passif 2010 2009 2008 Dettes financières courantes 9 653 6 994 7 722 Autres passifs financiers courants 159 123 158 Actifs financiers courants (1 205) (311) (187) Dettes financières non courantes 20 783 19 437 16 191 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (1 870) (1 025) (892) Trésorerie et équivalents de trésorerie (14 489) (11 662) (12 321) Dette financière nette 13 031 13 556 10 671 Capitaux propres - part du Groupe 60 414 52 552 48 992 Répartition du résultat sur la base des actions existantes à la clôture (2 553) (2 546) (2 540) Intérêts minoritaires 857 987 958 Capitaux propres retraités 58 718 50 993 47 410 Ratio dette nette sur capitaux propres 22,2% 26,6% 22,5%224 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 21) Autres créditeurs et dettes diverses Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Produits constatés d’avance 184 223 151 Dettes sur États (impôts et taxes divers) 7 235 6 024 6 256 Dettes sociales 996 955 928 Autres dettes d’exploitation 3 574 4 706 4 297 Total 11 989 11 908 11 632 Au 31 décembre 2009, la rubrique « Autres dettes d’exploitation » comprenait notamment 744 millions d’euros au titre de l’acquisition Chesapeake (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). 22) Contrats de location Les contrats de location financement portent sur des actifs immobiliers, des stations-service, des navires et d’autres équipements (voir la note 11 de l’annexe aux comptes consolidés). Les redevances minimales des contrats de location irrévocables restant à payer sont présentées selon leurs dates d’échéance dans les tableaux suivants : Exercice 2010 (en millions d’euros) Location simple Location financement 2011 582 39 2012 422 39 2013 335 39 2014 274 35 2015 230 35 2016 et suivantes 1 105 54 Total des engagements 2 948 241 Moins intérêts financiers - (43) Valeur nominale des contrats 198 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (23) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 175 Exercice 2009 (en millions d’euros) Location simple Location financement 2010 523 42 2011 377 43 2012 299 42 2013 243 41 2014 203 39 2015 et suivantes 894 128 Total des engagements 2 539 335 Moins intérêts financiers - (53) Valeur nominale des contrats 282 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (22) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 260Document de référence 2010. TOTAL 225 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Exercice 2008 (en millions d’euros) Location simple Location financement 2009 429 47 2010 306 42 2011 243 42 2012 208 42 2013 166 40 2014 et suivantes 675 148 Total des engagements 2 027 361 Moins intérêts financiers - (70) Valeur nominale des contrats 291 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (23) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 268 Les redevances constatées au titre des contrats de location simple ont été de 605 millions d’euros pour l’exercice 2010 (contre 613 millions d’euros pour l’exercice 2009 et 426 millions d’euros pour l’exercice 2008). 23) Engagements hors bilan et obligations contractuelles Au 31 décembre 2010 Échéances et périodes des paiements (en millions d’euros) Total À moins De 1 Plus de 1 an à 5 ans de 5 ans Dettes non courantes après couverture (note 20) 18 738 - 12 392 6 346 Part à moins d’un an des dettes non courantes après couverture (note 20) 3 483 3 483 - - Contrats de location financement (note 22) 198 23 129 46 Obligations de restitution des sites (note 19) 5 917 177 872 4 868 Obligations contractuelles au bilan 28 336 3 683 13 393 11 260 Contrats de location simple (note 22) 2 948 582 1 261 1 105 Engagements d’achats 61 293 6 347 14 427 40 519 Obligations contractuelles hors bilan 64 241 6 929 15 688 41 624 Total des obligations contractuelles 92 577 10 612 29 081 52 884 Cautions en douane données 1 753 1 594 71 88 Garanties données sur emprunts 5 005 1 333 493 3 179 Garanties de passif sur cession 37 - 31 6 Garanties de passif courant 171 147 19 5 Garanties clients fournisseurs 3 020 1 621 96 1 303 Lettres de crédit 1 250 1 247 - 3 Autres engagements opérationnels 2 057 467 220 1 370 Total des autres engagements donnés 13 293 6 409 930 5 954 Actifs remis en garanties reçus (sûretés réelles) 429 2 114 313 Autres engagements reçus 6 387 3 878 679 1 830 Total des engagements reçus 6 816 3 880 793 2 143Au 31 décembre 2009 Échéances et périodes des paiements (en millions d’euros) Total À moins De 1 Plus de 1 an à 5 ans de 5 ans Dettes non courantes après couverture (note 20) 18 152 - 12 443 5 709 Part à moins d’un an des dettes non courantes après couverture (note 20) 2 111 2 111 - - Contrats de location financement (note 22) 282 22 146 114 Obligations de restitution des sites (note 19) 5 469 235 972 4 262 Obligations contractuelles au bilan 26 014 2 368 13 561 10 085 Contrats de location simple (note 22) 2 539 523 1 122 894 Engagements d’achats 49 808 4 542 9 919 35 347 Obligations contractuelles hors bilan 52 347 5 065 11 041 36 241 Total des obligations contractuelles 78 361 7 433 24 602 46 326 Cautions en douane données 1 765 1 617 69 79 Garanties données sur emprunts 2 882 1 383 709 790 Garanties de passif sur cession 36 - 1 35 Garanties de passif courant 203 160 38 5 Garanties clients fournisseurs 2 770 1 917 70 783 Lettres de crédit 1 499 1 485 2 12 Autres engagements opérationnels 765 582 103 80 Total des autres engagements donnés 9 920 7 144 992 1 784 Actifs remis en garanties reçus (sûretés réelles) 330 5 106 219 Autres engagements reçus 5 637 3 187 481 1 969 Total des engagements reçus 5 967 3 192 587 2 188 Au 31 décembre 2008 Échéances et périodes des paiements (en millions d’euros) Total À moins De 1 Plus de 1 an à 5 ans de 5 ans Dettes non courantes après couverture (note 20) 15 031 - 13 064 1 967 Part à moins d’un an des dettes non courantes après couverture (note 20) 2 025 2 025 - - Contrats de location financement (note 22) 291 23 142 126 Obligations de restitution des sites (note 19) 4 500 154 653 3 693 Obligations contractuelles au bilan 21 847 2 202 13 859 5 786 Contrats de location simple (note 22) 2 027 429 923 675 Engagements d’achats 60 226 4 420 13 127 42 679 Obligations contractuelles hors bilan 62 253 4 849 14 050 43 354 Total des obligations contractuelles 84 100 7 051 27 909 49 140 Cautions en douane données 1 720 1 590 58 72 Garanties données sur emprunts 2 870 1 119 519 1 232 Garanties de passif sur cession 39 3 1 35 Garanties de passif courant 315 119 164 32 Garanties clients fournisseurs 2 866 68 148 2 650 Lettres de crédit 1 080 1 024 17 39 Autres engagements opérationnels 648 246 132 270 Total des autres engagements donnés 9 538 4 169 1 039 4 330 Actifs remis en garanties reçus (sûretés réelles) 321 72 110 139 Autres engagements reçus 4 218 2 440 234 1 544 Total des engagements reçus 4 539 2 512 344 1 683 226 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 227 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 A) Obligations contractuelles Dettes Les dettes non courantes sont incluses dans les rubriques « Dettes financières non courantes » et « Instruments de couverture des dettes financières non courantes » du bilan consolidé. Ce montant inclut la part non courante des swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe et exclut la part non courante des contrats de location financement pour 175 millions d’euros. La part à moins d’un an des dettes non courantes est incluse dans les rubriques « Dettes financières courantes », « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants » du bilan consolidé. Elle inclut la part à moins d’un an des swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe et exclut la part à moins d’un an des contrats de location financement pour 23 millions d’euros. Les informations relatives aux obligations contractuelles liées aux dettes figurent dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés. Contrats de location Les informations relatives aux obligations de location financement et location simple figurent dans la note 22 de l’annexe aux comptes consolidés. Obligations de restitution des sites Ces montants représentent la valeur actualisée des obligations de restitution des sites du secteur Amont, principalement des coûts liés au démantèlement des actifs à la fin de leur utilisation. Les informations relatives aux obligations de restitution des sites figurent dans les notes 1Q et 19 de l’annexe aux comptes consolidés. Engagements d’achats Les obligations d’achats sont des obligations d’acheter des biens ou des services, y compris des achats d’immobilisations, régies contractuellement. Ces obligations sont de nature exécutoire et juridique pour l’entreprise. Toutes les composantes importantes, notamment le montant et l’échéancier des paiements, sont spécifiées par contrat. Ces obligations concernent essentiellement les contrats inconditionnels d’achats d’hydrocarbures (sauf lorsqu’il existe un marché actif et très liquide et que les volumes achetés sont destinés à être revendus rapidement après l’achat), les réservations de capacités de transport dans les oléoducs et gazoducs, les engagements inconditionnels de travaux d’exploration et de développement dans le secteur Amont, et les contrats de projets d’investissement de capital dans le secteur Aval. B) Autres engagements donnés Cautions en douane données Elles représentent les garanties émises par le Groupe pour le compte d’autres compagnies pétrolières afin de répondre aux exigences des autorités fiscales françaises pour les importations de pétrole et de gaz en France. Ces garanties pourraient être appelées en cas de défaillance des contreparties pétrolières vis-à-vis des autorités fiscales. La probabilité d’un tel défaut est considérée comme négligeable. Garanties données sur emprunts Le Groupe garantit la dette bancaire et les locations financement de certaines filiales non consolidées et de sociétés mises en équivalence. Les dates d’échéance sont diverses et les engagements prennent fin lors du remboursement des lignes ou de l’annulation des obligations. Ces garanties peuvent être appelées en cas du défaut de la filiale dans ses obligations contractuelles et ne sont pas couvertes par des sûretés sur des actifs du Groupe. Au 31 décembre 2010, le montant total de ces garanties a pour échéance maximale 2023. Les garanties données sur emprunts incluent notamment la garantie donnée en 2008 par TOTAL S.A. dans le cadre du financement du projet Yemen LNG pour un montant de 1 335 millions d’euros. En contrepartie, certains partenaires impliqués dans ce projet ont donné des garanties qui pourraient, dans le cas où la garantie donnée par TOTAL S.A. serait appelée pour le montant maximum, réduire l’exposition du Groupe de 427 millions d’euros. Ces garanties sont comptabilisées dans la rubrique « Autres engagements reçus ». En 2010, TOTAL S.A. a octroyé des garanties dans le cadre du financement du projet Jubail (opéré par la société SAUDI ARAMCO TOTAL Refining and Petrochemical Company (SATORP)) à hauteur de 2 385 millions d’euros, montant proportionnel à la quote-part de TOTAL dans le projet (37,5%). En outre, TOTAL S.A. a octroyé en 2010 une garantie en faveur de son partenaire dans le projet Jubail (Saudi Arabian Oil Company) relative aux obligations de Total Refining Saudi Arabia SAS au titre du pacte d'actionnaires de SATORP. Au 31 décembre 2010, cette garantie, plafonnée à 1 271 millions d’euros, est comptabilisée dans la rubrique « Autres engagements opérationnels ». Garanties de passif sur cession Dans le cadre de ses opérations courantes, le Groupe prend part à des contrats prévoyant des clauses d’indemnités standard pour l’industrie pétrolière ou des clauses d’indemnités spécifiques à des transactions comme les garanties de passif lors des cessions d’actifs. Ces indemnités peuvent être liées à des aspects d’environnement, de fiscalité, d’actionnariat, de propriété intellectuelle, de réglementation gouvernementale, de droit du travail ou à des contrats commerciaux. Le fait générateur de telles indemnités serait soit une rupture des termes du contrat soit une plainte externe. Le Groupe évalue de manière régulière les coûts pouvant être induits par de telles indemnités. Par ailleurs, les garanties relatives aux enquêtes sur la concurrence émises dans le cadre de l’apport-scission d’Arkema sont décrites dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés. Autres garanties données Filiales non consolidées Le Groupe garantit également les passifs courants de certaines filiales non consolidées. Le Groupe serait ainsi appelé en cas de cessation de paiement d’une de ces filiales. Contrats opérationnels Dans le cadre des opérations courantes du Groupe et en accord avec les pratiques habituelles de l’industrie, le Groupe prend part à de nombreux accords avec des tiers. Ces engagements sont souvent pris à des fins commerciales, à des fins réglementaires ou pour d’autres contrats opérationnels.24) Parties liées Les principales transactions réalisées avec les parties liées (principalement les sociétés mises en équivalence et les filiales non consolidées) ainsi que les créances et les dettes vis-à-vis de ces dernières sont les suivantes : Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Bilan Créances Clients et comptes rattachés 432 293 244 Prêts (sauf prêts aux sociétés mises en équivalence) 315 438 354 Dettes Fournisseurs et dettes diverses 497 386 136 Emprunts 28 42 50 Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Compte de résultat Ventes 3 194 2 183 3 082 Achats 5 576 2 958 4 061 Charges financières 69 1 - Produits financiers 74 68 114 Rémunération des organes d’administration et de direction Le montant global des rémunérations directes et indirectes de toute nature perçues des sociétés françaises et étrangères membres du Groupe, par l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe (les membres du Comité directeur et le Trésorier) et par les membres salariés du Conseil d’administration est détaillé comme suit : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Nombre de personnes 26 27 30 Rémunérations directes et indirectes 20,8 19,4 20,4 Charges de retraite (a) 12,2 10,6 11,9 Autres avantages à long terme - - - Indemnités de fin de contrat de travail - - - Charge relative aux paiements en actions (IFRS 2) (b) 10,0 11,2 16,6 (a) Les avantages dont bénéficient les principaux dirigeants du Groupe et certains membres du Conseil d’administration, salariés et anciens salariés du Groupe, concernent des indemnités versées au moment du départ en retraite et des régimes de retraite supplémentaire et de prévoyance, qui représentent un engagement de 113,8 millions d’euros au 31 décembre 2010 (contre 96,6 millions d’euros au 31 décembre 2009 et 98,0 millions d’euros au 31 décembre 2008). (b) Il s’agit de la charge calculée pour les principaux dirigeants et membres salariés du Conseil d’administration au titre des paiements en actions tels que décrits dans la note 25E) et établis suivant les principes comptables de la norme IFRS 2 « Paiements en actions » décrits dans la note 1E). Les rémunérations allouées aux membres du Conseil d’administration au titre des jetons de présence, se sont élevées à 0,96 million d’euros en 2010 (0,97 million d’euros en 2009 et 0,83 million d’euros en 2008). 228 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 229 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Les options sont exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de deux ans assorti d’un délai d’incessibilité de quatre ans à compter de la date d’attribution et doivent être exercées dans un délai de huit ans à compter de cette date. Pour les plans 2007, 2008, 2009 et 2010, le délai d’incessibilité de quatre ans n’est pas applicable aux bénéficiaires sous contrat d’une société filiale non française à la date d’attribution, lesquels peuvent céder les actions issues d’exercice d’options à compter d’un délai de deux ans après la date d’attribution. La condition de présence dispose que la rupture du contrat de travail retirera au bénéficiaire la faculté d’exercice des options. Pour le plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que : – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options inférieur ou égal à 3 000 (autre que le Président-directeur général), les options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire. – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 3 000 et inférieur ou égal à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : - les 3 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; - les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. 25) Paiements en actions A) Options de souscription d’actions TOTAL Plan 2003 Plan 2004 Plan 2005 Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Total Prix d’exercice moyen pondéré Date d’Assemblée générale 17/05/2001 14/05/2004 14/05/2004 14/05/2004 11/05/2007 11/05/2007 11/05/2007 21/05/2010 Date d’attribution (a) 16/07/2003 20/07/2004 19/07/2005 18/07/2006 17/07/2007 09/10/2008 15/09/2009 14/09/2010 Prix d’exercice jusqu’au 23 mai 2006 inclus (b) 33,30 39,85 49,73 - - - - - - - Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 (b) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 - - Date d’échéance 16/07/2011 20/07/2012 19/07/2013 18/07/2014 17/07/2015 09/10/2016 15/09/2017 14/09/2018 Nombre d’options (c) Existantes au 1 er janvier 2008 8 368 378 13 197 236 6 243 438 5 711 060 5 920 105 - - - 39 440 217 44,23 Notifiées - - - - - 4 449 810 - - 4 449 810 42,90 Annulées (25 184) (118 140) (34 032) (53 304) (34 660) (6 000) - - (271 320) 44,88 Exercées (841 846) (311 919) (17 702) (6 700) - - - - (1 178 167) 34,89 Existantes au 1 er janvier 2009 7 501 348 12 767 177 6 191 704 5 651 056 5 885 445 4 443 810 - - 42 440 540 44,35 Notifiées - - - - - - 4 387 620 - 4 387 620 39,90 Annulées (8 020) (18 387) (6 264) (5 370) (13 780) (2 180) (10 610) - (64 611) 45,04 Exercées (681 699) (253 081) - - - - - - (934 780) 34,59 Existantes au 1 er janvier 2010 6 811 629 12 495 709 6 185 440 5 645 686 5 871 665 4 441 630 4 377 010 - 45 828 769 44,12 Notifiées - - - - - - - 4 788 420 4 788 420 38,20 Annulées (d) (1 420) (15 660) (6 584) (4 800) (5 220) (92 472) (4 040) (1 120) (131 316) 43,50 Exercées (1 075 765) (141 202) - - - - (1 080) - (1 218 047) 33,60 Existantes au 31 décembre 2010 5 734 444 12 338 847 6 178 856 5 640 886 5 866 445 4 349 158 4 371 890 4 787 300 49 267 826 43,80 (a) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options de souscription d’actions, sauf pour l’attribution du 9 octobre 2008 qui a été décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. (b) Prix d’exercice en euros. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. (c) Les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale des actionnaires. (d) Parmi les 92 472 options annulées du Plan 2008, 88 532 ont été annulées en raison de l’application de la condition de performance. Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du Plan 2008 est de 60%.230 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés – pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : - les 3 000 premières options, les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options, et le tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; - les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. La condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux propres du Groupe (Return on Equity ou ROE) calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Par ailleurs, dans le cadre du plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que pour le Président-directeur général, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (Return on Average Capital Employed ou ROACE) calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2009, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’options supérieur à 25 000 options, à l’exception du Directeur Général, le tiers des options au-delà de ce nombre lui sera définitivement attribué sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe et calculés à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé que, pour le Directeur Général, le nombre d’options de souscription définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE du Groupe tels que publiés par le Groupe et calculés à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROACE tels que publiés par le Groupe et calculés à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2008, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’options supérieur à 25 000 options, le tiers des options au-delà de ce nombre lui sera définitivement attribué sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction du ROE du Groupe calculé sur base des comptes consolidés publiés par le Groupe et relatifs à l’exercice précédant l’année d’attribution définitive. Ce taux d’attribution : – est nul si le ROE est inférieur ou égal à 10% ; – varie linéairement entre 0% et 80% si le ROE est supérieur à 10% et inférieur à 18% ; – varie linéairement entre 80% et 100% si le ROE est supérieur ou égal à 18% et inférieur à 30% ; – est égal à 100% si le ROE est supérieur ou égal à 30%. En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’attribution a été de 60% pour le plan 2008. En conséquence, 88 532 options ont été annulées.Document de référence 2010. TOTAL 231 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 B) Options d’achat d’actions TOTAL Plan 2000 (a) Plan 2001 (b) Plan 2002 (c) Total Prix d’exercice moyen pondéré Date d’Assemblée générale 21/05/1997 17/05/2001 17/05/2001 Date d’attribution (d) 11/07/2000 10/07/2001 09/07/2002 Prix d’exercice jusqu’au 23 mai 2006 inclus (e) 40,68 42,05 39,58 - - Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 (e) 40,11 41,47 39,03 - - Date d’échéance 11/07/2008 10/07/2009 09/07/2010 Nombre d’options (f) Existantes au 1 er janvier 2008 3 142 188 5 150 258 7 063 183 15 355 629 40,07 Notifiées - - - - - Annulées (480 475) (3 652) (13 392) (497 519) 40,09 Exercées (2 661 713) (455 180) (598 934) (3 715 827) 40,10 Existantes au 1 er janvier 2009 - 4 691 426 6 450 857 11 142 283 40,06 Notifiées - - - - - Annulées - (4 650 446) (7 920) (4 658 366) 41,47 Exercées - (40 980) (507 676) (548 656) 39,21 Existantes au 1 er janvier 2010 - - 5 935 261 5 935 261 39,03 Notifiées - - - - - Annulées (g) - - (4 671 989) (4 671 989) 39,03 Exercées - - (1 263 272) (1 263 272) 39,03 Existantes au 31 décembre 2010 - - - - - (a) Les options étaient exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de 4 ans assorti d’un délai d’incessibilité de 5 ans à compter de la date d’attribution et devaient être exercées dans un délai de 8 ans à compter de cette date. Ce Plan est arrivé à échéance le 11 juillet 2008. (b) Les options étaient exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de 3,5 ans assorti d’un délai d’incessibilité de 4 ans à compter de la date d’attribution et devaient être exercées dans un délai de 8 ans à compter de cette date. Ce Plan est arrivé à échéance le 10 juillet 2009. (c) Les options sont exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de 2 ans assorti d’un délai d’incessibilité de 4 ans à compter de la date d’attribution et doivent être exercées dans un délai de 8 ans à compter de cette date. Ce Plan est arrivé à échéance le 9 juillet 2010. (d) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options d’achat d’actions. (e) Prix d’exercice en euros. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. (f) Les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale des actionnaires. (g) Parmi les 4 671 989 options annulées en 2010, 4 671 145 options non exercées sont devenues caduques du fait de l’échéance du Plan 2002 d’options d’achat, le 9 juillet 2010. C) Garantie d’échange accordée aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine Dans le cadre de l’offre publique d’échange sur les actions Elf Aquitaine menée en 1999, le Groupe s’était engagé à garantir aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine, à l’issue de la période visée à l’article 163 bis C du Code général des impôts (CGI) et jusqu’au terme de la période d’exercice des options, une faculté d’échange de leurs actions futures Elf Aquitaine contre des actions TOTAL sur la base de la parité d’échange de l’offre (dix-neuf actions TOTAL pour treize actions Elf Aquitaine). Afin de prendre en compte l’apport-scission de S.D.A. (Société de Développement Arkema) par Elf Aquitaine, l’apport-scission d’Arkema par TOTAL S.A. et la division par quatre du nominal de l’action TOTAL, le Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 14 mars 2006 a décidé, conformément aux stipulations de l’engagement d’échange, d’ajuster la parité en vigueur dans la garantie d’échange mentionnée ci-dessus (voir page 22 du « Prospectus en vue de l’admission des actions Arkema aux négociations sur le marché Eurolist d’Euronext dans le cadre de l’attribution des actions Arkema aux actionnaires de TOTAL S.A. »). Cette parité d’échange a été ajustée le 22 mai 2006 à six actions TOTAL pour une action Elf Aquitaine suite à l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires d’Elf Aquitaine le 10 mai 2006 de l’apport-scission de S.D.A. par Elf Aquitaine, et à l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires de TOTAL S.A. le 12 mai 2006 de l’apport-scission d’Arkema par TOTAL S.A. ainsi que de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL. Cette garantie d’échange a expiré le 12 septembre 2009 à l’échéance du Plan 1999 n°2 d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine. En conséquence, il n’existe plus d’actions Elf Aquitaine pouvant bénéficier de cette garantie.232 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés D) Attribution gratuite d’actions conditionnelles TOTAL Plan 2005 Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Total Date d’Assemblée générale 17/05/2005 17/05/2005 17/05/2005 16/05/2008 16/05/2008 16/05/2008 Date d’attribution (a) 19/07/2005 18/07/2006 17/07/2007 09/10/2008 15/09/2009 14/09/2010 Date d’attribution définitive (fin de la période d’acquisition) 20/07/2007 19/07/2008 18/07/2009 10/10/2010 16/09/2011 15/09/2012 Cession possible à compter du 20/07/2009 19/07/2010 18/07/2011 10/10/2012 16/09/2013 15/09/2014 Nombre d’actions attribuées gratuitement Existantes au 1 er janvier 2008 - 2 263 956 2 363 057 - - - 4 627 013 Notifiées - - - 2 791 968 - - 2 791 968 Annulées 2 840 (43 822) (29 504) (19 220) - - (89 706) Attribuées définitivement (b) (c) (2 840) (2 220 134) (336) - - - (2 223 310) Existantes au 1 er janvier 2009 - - 2 333 217 2 772 748 - - 5 105 965 Notifiées - - - - 2 972 018 - 2 972 018 Annulées 1 928 2 922 (12 418) (9 672) (5 982) - (23 222) Attribuées définitivement (b) (c) (1 928) (2 922) (2 320 799) (600) - - (2 326 249) Existantes au 1 er janvier 2010 - - - 2 762 476 2 966 036 - 5 728 512 Notifiées - - - - - 3 010 011 3 010 011 Annulées (d) 1 024 3 034 552 (1 113 462) (9 796) (8 738) (1 127 386) Attribuées définitivement (b) (c) (1 024) (3 034) (552) (1 649 014) (1 904) (636) (1 656 164) Existantes au 31 décembre 2010 - - - - 2 954 336 3 000 637 5 954 973 (a) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution gratuite d’actions sauf pour l’attribution du 9 octobre 2008 qui a été décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. (b) Attributions définitives à la suite du décès des bénéficiaires des actions (Plan 2007 pour l’exercice 2008, Plan 2008 pour l’exercice 2009, Plan 2009 pour l’exercice 2010). (c) Y compris des attributions définitives d’actions gratuites dont le droit à attribution avait été indûment annulé. (d) Parmi les 1 113 462 droits annulés à l’attribution d’actions du Plan 2008, 1 094 914 droits à l’attribution ont été annulés en raison de l’application de la condition de performance. Le taux d’acquisition du Plan 2008 est de 60%. Les actions attribuées, préalablement rachetées par la Société sur le marché, sont définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de deux ans à compter de la date d’attribution. Cette attribution définitive est assortie d’une condition de présence et d’une condition de performance. Par ailleurs, la cession des actions attribuées gratuitement et définitivement ne peut intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de deux ans à compter de la date d’attribution définitive. La condition de présence dispose que la rupture du contrat de travail au cours de la période d’acquisition retire au bénéficiaire la faculté de bénéficier de l’attribution gratuite d’actions conditionnelles. Pour le Plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir des éléments du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’acquisition : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Pour le Plan 2009, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance dispose que le nombre définitif d’actions attribuées gratuitement est fonction de la moyenne des ROE du Groupe tels que publiés par le Groupe et calculés à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’acquisition : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Pour le Plan 2008, le Conseil d’administration a décidé que, pour chaque bénéficiaire, les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance dispose que le nombre définitif d’actions attribuées gratuitement est fonction du ROE du Groupe calculé sur base des comptes consolidés publiés par le Groupe et relatifs à l’exercice précédant l’année d’attribution définitive. Le taux d’acquisition : – est nul si le ROE est inférieur ou égal à 10% ; – varie linéairement entre 0% et 80% si le ROE est supérieur à 10% et inférieur à 18% ; – varie linéairement entre 80% et 100% si le ROE est supérieur ou égal à 18% et inférieur à 30% ; – est égal à 100% si le ROE est supérieur ou égal à 30%. En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’acquisition a été de 60% pour le Plan 2008. Par conséquent, les droits à l’attribution de 1 094 914 actions ont été annulés.Document de référence 2010. TOTAL 233 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 E) Plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL Le Conseil d’administration a décidé, le 21 mai 2010, la mise en œuvre et les conditions d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions aux salariés du Groupe soit plus de 100 000 salariés dans 124 pays. Au 30 juin 2010, chaque salarié a reçu des droits à 25 actions gratuites. L’attribution définitive est soumise à une condition de présence pendant la période d’acquisition du plan. Les actions attribuées ne sont pas soumises à une condition de performance. 1 508 850 actions ont été attribuées aux salariés de pays avec une structure 2 + 2 (soit une période d’acquisition de 2 ans suivie d’une période de conservation de 2 ans), et 1 070 650 actions aux salariés de pays avec une structure 4 + 0 (soit une période d’acquisition de 4 ans sans période de conservation), soit au total 2 579 500 actions. À l’issue de la période d’acquisition, les actions attribuées seront des actions nouvelles. Plan 2010 Plan 2010 Total (2 + 2) (4 + 0) Date d’Assemblée générale 16/05/2008 16/05/2008 - Date d’attribution (a) 30/06/2010 30/06/2010 - Date d’attribution définitive (fin de la période d’acquisition) 01/07/2012 01/07/2014 - Cession possible à compter du 01/07/2014 01/07/2014 - Nombre d’actions attribuées gratuitement Existantes au 1 er janvier 2008 - - - Notifiées - - - Annulées - - - Attribuées définitivement - - - Existantes au 1 er janvier 2009 - - - Notifiées - - - Annulées - - - Attribuées définitivement - - - Existantes au 1 er janvier 2010 - - - Notifiées 1 508 850 1 070 650 2 579 500 Annulées (125) (75) (200) Attribuées définitivement (b) (75) - (75) Existantes au 31 décembre 2010 1 508 650 1 070 575 2 579 225 (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Attributions définitives à la suite du décès ou de l’invalidité des bénéficiaires des actions. F) Charge liée aux paiements en actions Le montant de la charge liée aux paiements en actions au titre de l’exercice 2010 s’élève à 140 millions d’euros avant impôt et se décompose de la manière suivante : – 31 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions TOTAL ; – 109 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL. Le montant de la charge liée aux paiements en actions au titre de l’exercice 2009 s’élevait à 106 millions d’euros avant impôt et se décompose de la manière suivante : – 38 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions TOTAL ; – 68 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL. Le montant de la charge liée aux paiements en actions au titre de l’exercice 2008 s’élevait à 154 millions d’euros avant impôt et se décompose de la manière suivante : – 61 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions TOTAL ; – 105 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL ; – (12) millions d’euros au titre de l’ajustement de la charge comptabilisée en 2007 liée à l’augmentation de capital réservée aux salariés (voir la note 17 de l’annexe aux comptes consolidés).234 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés La juste valeur des options attribuées en 2010, 2009 et 2008 a été évaluée selon la méthode Black-Scholes sur la base des hypothèses suivantes : Exercice 2010 2009 2008 Taux d’intérêt sans risque (%) (a) 2,1 2,9 4,3 Dividendes attendus (%) (b) 5,9 4,8 8,4 Volatilité attendue (%) (c) 25,0 31,0 32,7 Différé d’exercice (années) 2 2 2 Durée d’exercice des options (années) 8 8 8 Juste valeur des options attribuées (euros par option) 5,8 8,4 5,0 (a) Taux de swap euro zéro coupon à 6 ans. (b) Les dividendes anticipés sont estimés à partir du prix des instruments dérivés sur actions TOTAL négociés sur le marché. (c) La volatilité attendue est calculée à partir de la volatilité implicite des options sur actions TOTAL et des options sur indices d’actions négociées sur le marché. 26) Effectifs du Groupe et charges de personnel Exercice 2010 2009 2008 Charges de personnel (en millions d’euros) Salaires et traitements (y compris charges sociales) 6 246 6 177 6 014 Effectifs du Groupe France Encadrement 10 852 10 906 10 688 Autres personnels 24 317 25 501 26 413 Étranger Encadrement 15 146 15 243 14 709 Autres personnels 42 540 44 737 45 149 Total 92 855 96 387 96 959 Les effectifs comprennent uniquement ceux des entreprises consolidées globalement. La baisse des effectifs entre le 31 décembre 2009 et le 31 décembre 2010 s’explique principalement par la cession des activités de chimie de spécialités Grand public Mapa Spontex (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). L’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 a délégué au Conseil d’administration la compétence d’augmenter en une ou plusieurs fois le capital social, dans un délai maximum de vingt-six mois, en réservant la souscription aux salariés du Groupe adhérant à un plan d’épargne d’entreprise, dans la limite de 1,5% du capital social existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’émission, étant précisé que le montant du capital social émis à ce titre s’impute sur le plafond global d’augmentations de capital social susceptibles d’être réalisées au titre de la délégation de compétence consentie par l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 au Conseil d’administration, en vue d’augmenter le capital par émission d’actions ordinaires ou de toutes valeurs mobilières donnant accès au capital avec maintien du droit préférentiel de souscription (2,5 milliards d’euros en nominal). Dans le cadre de cette délégation de compétence, le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 a décidé de mettre en œuvre une augmentation de capital réservée aux salariés en 2011 dans la limite de 12 millions d’actions portant jouissance au 1 er janvier 2010 et a délégué au Président-directeur général tous pouvoirs afin de fixer les dates d’ouverture et de clôture de la période de souscription ainsi que le prix de souscription des actions.Document de référence 2010. TOTAL 235 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 27) Tableau de flux de trésorerie A) Flux de trésorerie d’exploitation Le tableau suivant donne des informations complémentaires sur des montants encaissés et décaissés du flux de trésorerie d’exploitation. Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Intérêts payés (470) (678) (958) Intérêts perçus 132 148 505 Impôts sur les bénéfices courants décaissés (6 990) (6 202) (10 631) Dividendes reçus 1 722 1 456 1 590 La variation du besoin en fonds de roulement s’analyse comme suit : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Valeurs d’exploitation (1 896) (4 217) 4 020 Créances clients et comptes rattachés (2 712) (344) 3 222 Autres créances 911 1 505 (982) Dettes fournisseurs et comptes rattachés 2 482 571 (3 056) Autres créditeurs et dettes diverses 719 (831) (633) Montant net (496) (3 316) 2 571 B) Flux de trésorerie de financement La variation de l’endettement financier non courant, présentée pour sa valeur nette en raison de l’importance des mouvements dus aux tirages multiples sur les lignes de crédit revolving, peut être analysée de la manière suivante : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Augmentation de l’endettement non courant 3 995 6 309 5 513 Remboursement de l’endettement non courant (206) (787) (2 504) Montant net 3789 5 522 3 009 C) Trésorerie et équivalents de trésorerie La trésorerie et les équivalents de trésorerie se décomposent de la manière suivante : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Trésorerie 4 679 2 448 1 836 Équivalents de trésorerie 9 810 9 214 10 485 Total 14 489 11 662 12 321 Les équivalents de trésorerie sont principalement composés des dépôts à moins de trois mois auprès d’institutions étatiques ou banques de dépôt déterminées avec des critères de sélection stricts.28) Analyse des actifs et passifs financiers par catégorie d’instruments et par stratégie Les actifs et passifs financiers compris dans les rubriques de bilan sont les suivants : Au 31 décembre 2010 Instruments financiers liés aux activités de financement et de trading Autres Total Juste (en millions d’euros) instruments valeur financiers Coût amorti Juste valeur Disponibles Détenus Dette Couverture Couverture Couverture à la vente (a) à des financière (b) de la de flux d’investis- fins de dette futurs sement net Actif / (Passif) transaction financière et autres Sociétés mises en équivalence : prêts 2 383 - - - - - - - 2 383 2 383 Autres titres - 4 590 - - - - - - 4 590 4 590 Instruments de couverture des dettes financières non courantes - - - - 1 814 56 - - 1 870 1 870 Autres actifs non courants 1 596 - - - - - - - 1 596 1 596 Clients et comptes rattachés - - - - - - - 18 159 18 159 18 159 Autres créances d’exploitation - - 499 - - - - 3 908 4 407 4 407 Actifs financiers courants 869 - 38 - 292 - 6 - 1 205 1 205 Trésorerie et équivalents de trésorerie - - - - - - - 14 489 14 489 14 489 Total actifs financiers 4 848 4 590 537 - 2 106 56 6 36 556 48 699 48 699 Total actifs non financiers - - - - - - - - 95 019 - Total actifs - - - - - - - - 143 718 - Dettes financières non courantes (3 186) - - (17 419) (178) - - - (20 783) (21 172) Fournisseurs et comptes rattachés - - - - - - - (18 450) (18 450) (18 450) Autres dettes d’exploitation - - (559) - - - - (3 015) (3 574) (3 574) Dettes financières courantes (5 916) - - (3 737) - - - - (9 653) (9 653) Autres passifs financiers courants - - (147) - (12) - - - (159) (159) Total passifs financiers (9 102) - (706) (21 156) (190) - - (21 465) (52 619) (53 008) Total passifs non financiers - - - - - - - - (91 099) - Total passifs - - - - - - - - (143 718) - (a) Les titres disponibles à la vente sont évalués à la juste valeur à l’exception des titres non cotés (voir les notes 1M(ii) et 13 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) La dette financière est ajustée de la valeur des risques couverts (change et taux) dans le cadre de la relation de couverture de juste valeur (voir la note 1M(iii) de l’annexe aux comptes consolidés). 236 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 237 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Au 31 décembre 2009 Instruments financiers liés aux activités de financement et de trading Autres Total Juste (en millions d’euros) instruments valeur financiers Coût amorti Juste valeur Disponibles Détenus Dette Couverture Couverture Couverture à la vente (a) à des financière (b) de la de flux d’investis- fins de dette futurs sement net Actif / (Passif) transaction financière et autres Sociétés mises en équivalence : prêts 2 367 - - - - - - - 2 367 2 367 Autres titres - 1 162 - - - - - - 1 162 1 162 Instruments de couverture des dettes financières non courantes - - - - 889 136 - - 1 025 1 025 Autres actifs non courants 1 284 - - - - - - - 1 284 1 284 Clients et comptes rattachés - - - - - - - 15 719 15 719 15 719 Autres créances d’exploitation - - 1 029 - - - - 4 116 5 145 5 145 Actifs financiers courants 55 - 53 - 197 - 6 - 311 311 Trésorerie et équivalents de trésorerie - - - - - - - 11 662 11 662 11 662 Total actifs financiers 3 706 1 162 1 082 - 1 086 136 6 31 497 38 675 38 675 Total actifs non financiers - - - - - - - - 89 078 - Total actifs - - - - - - - - 127 753 - Dettes financières non courantes (2 089) - - (17 107) (241) - - - (19 437) (19 905) Fournisseurs et comptes rattachés - - - - - - - (15 383) (15 383) (15 383) Autres dettes d’exploitation - - (923) - - - - (3 783) (4 706) (4 706) Dettes financières courantes (4 849) - - (2 145) - - - - (6 994) (6 994) Autres passifs financiers courants - - (25) - (97) - (1) - (123) (123) Total passifs financiers (6 938) - (948) (19 252) (338) - (1) (19 166) (46 643) (47 111) Total passifs non financiers - - - - - - - -- (81 110) - Total passifs - - - - - - - - (127 753) - (a) Les titres disponibles à la vente sont évalués à la juste valeur à l’exception des titres non cotés (voir les notes 1M(ii) et 13 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) La dette financière est ajustée de la valeur des risques couverts (change et taux) dans le cadre de la relation de couverture de juste valeur (voir la note 1M(iii) de l’annexe aux comptes consolidés).Au 31 décembre 2008 Instruments financiers liés aux activités de financement et de trading Autres Total Juste (en millions d’euros) instruments valeur financiers Coût amorti Juste valeur Disponibles Détenus Dette Couverture Couverture Couverture à la vente (a) à des financière (b) de la de flux d’investis- fins de dette futurs sement net Actif / (Passif) transaction financière et autres Sociétés mises en équivalence : prêts 2 005 - - - - - - - 2 005 2 005 Autres titres - 1 165 - - - - - - 1 165 1 165 Instruments de couverture des dettes financières non courantes - - - - 892 - - - 892 892 Autres actifs non courants 1 403 - - - - - - - 1 403 1 403 Clients et comptes rattachés - - - - - - - 15 287 15 287 15 287 Autres créances d’exploitation - - 1 664 - - - - 4 544 6 208 6 208 Actifs financiers courants 1 - 86 - 100 - - - 187 187 Trésorerie et équivalents de trésorerie - - - - - - - 12 321 12 321 12 321 Total actifs financiers 3 409 1 165 1 750 - 992 - - 32 152 39 468 39 468 Total actifs non financiers - - - - - - - - 78 842 - Total actifs - - - - - - - - 118 310 - Dettes financières non courantes (701) - - (15 050) (440) - - - (16 191) (16 191) Fournisseurs et comptes rattachés - - - - - - - (14 815) (14 815) (14 815) Autres dettes d’exploitation - - (1 033) - - - - (3 264) (4 297) (4 297) Dettes financières courantes (5 721) - - (2 001) - - - - (7 722) (7 722) Autres passifs financiers courants - - (146) - (12) - - - (158) (158) Total passifs financiers (6 422) - (1 179) (17 051) (452) - - (18 079) (43 183) (43 183) Total passifs non financiers - - - - - - - - (75 127) - Total passifs - - - - - - - - (118 310) - (a) Les titres disponibles à la vente sont évalués à la juste valeur à l’exception des titres non cotés (voir les notes 1M(ii) et 13 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) La dette financière est ajustée de la valeur des risques couverts (change et taux) dans le cadre de la relation de couverture de juste valeur (voir la note 1M(iii) de l’annexe aux comptes consolidés). 29) Instruments financiers hors dérivés d’énergie A) Impact en résultat par nature d’instruments financiers Actifs et passifs opérationnels L’effet en résultat des actifs et passifs opérationnels est le suivant : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Actifs disponibles à la vente (Autres titres) : – revenus des participations 255 210 238 – résultat de cession 60 6 15 – autres (17) (18) (15) Prêts et créances 90 41 100 Impact sur le résultat opérationnel net 388 239 338 L’effet en résultat comprend principalement : – les dividendes et les résultats de cession des titres classés dans la rubrique « Autres titres » ; – les produits financiers et les dépréciations au titre des prêts aux sociétés mises en équivalence, aux sociétés non consolidées et des créances classés dans la rubrique « Prêts et créances ». 238 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 239 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Actifs et passifs liés aux activités de financement L’effet en résultat des actifs et passifs liés aux activités de financement est le suivant : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Prêts et créances 133 158 547 Passifs de financement et instruments de couverture associés (469) (563) (996) Couverture de juste valeur (inefficacité) 4 33 (4) Actifs et passifs détenus à des fins de transaction (2) (26) (74) Impact sur le coût de la dette nette (334) (398) (527) L’effet en résultat comprend principalement : – les produits financiers de la trésorerie, des équivalents de trésorerie, des actifs financiers courants (notamment dépôts à plus de trois mois) classés dans la rubrique « Prêts et créances » ; – les frais financiers du financement long terme des filiales et les instruments de couverture adossés (hors inefficacité de la couverture détaillée ci-dessous) ainsi que les frais financiers du financement court terme classés dans la rubrique « Passifs de financement et instruments de couverture associés » ; – l’inefficacité de la couverture des emprunts obligataires ; – les produits financiers, les charges financières et la réévaluation de juste valeur des instruments dérivés court terme de gestion de la trésorerie classés dans la rubrique « Actifs et passifs détenus à des fins de transaction ». Les instruments financiers dérivés court terme de gestion de la trésorerie (taux et change) sont considérés comme utilisés à des fins de transaction. En effet, du fait des modalités pratiques d’identification de ces instruments, le Groupe n’a pas jugé approprié de mettre en œuvre une comptabilité de couverture. L’effet en résultat de ces instruments dérivés est compensé par celui des prêts et dettes financières courantes auxquels ils se rattachent. Ainsi, l’impact de ces transactions appréhendées globalement n’apparaît pas comme significatif sur les comptes consolidés. B) Impact des stratégies de couverture Couverture de la dette financière (fair value hedge) L’impact en résultat des instruments de couverture adossés aux emprunts obligataires, comptabilisé dans la rubrique du compte de résultat consolidé « Coût de l’endettement financier brut », se décompose de la manière suivante : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Effet de la réévaluation des emprunts obligataires (1 164) (183) (66) Swaps de couverture des emprunts obligataires 1 168 216 62 Inefficacité de la couverture de juste valeur 4 33 (4) L’inefficacité n’est pas représentative de la performance du Groupe compte tenu de l’objectif de conduire les swaps à leur terme. La part court terme de la valorisation des swaps ne fait pas l’objet d’une gestion active. Instruments qualifiés de couverture d’investissements nets en devise (net investment hedge) Ils sont comptabilisés directement en résultat global dans la rubrique « Écart de conversion ». Les variations de l’exercice sont détaillées dans le tableau suivant : Exercice Au Entrées Sorties Au (en millions d’euros) 1 er Janvier 31 décembre 2010 25 (268) - (243) 2009 124 (99) - 25 2008 29 95 - 124 Au 31 décembre 2010, la juste valeur des contrats non dénoués au titre de ces couvertures s’élève à 6 millions d’euros. Elle était de 5 millions d’euros au 31 décembre 2009 et nulle au 31 décembre 2008.Instruments financiers détenus dans le cadre de couverture de flux futurs (cash flow hedge) L’impact en résultat et en capitaux propres des instruments financiers de couverture adossés aux emprunts obligataires, qualifiés de couverture de flux futurs, se décompose de la manière suivante : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Profit (Perte) comptabilisé en capitaux propres au cours de la période (80) 128 - Montant repris des capitaux propres et comptabilisé en résultat de la période (115) 221 - Aux 31 décembre 2010 et 2009, le montant de l’inefficacité de ces instruments financiers est nul. C) Échéancier des instruments dérivés L’échéancier des montants notionnels des instruments dérivés hors énergie est présenté dans le tableau suivant : Au 31 décembre 2010 Juste valeur Montant notionnel (a) (en millions d’euros) Total l 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Actif / (Passif) et après Instruments détenus à des fins de couverture de bilan Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (178) 2 244 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 1 814 13 939 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif et passif) 1 636 16 183 - 2 967 3 461 2 421 3 328 4 006 Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (12) 592 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 292 2 815 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) 280 3 407 3 407 - - - - - Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) - - - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 56 1 957 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif et passif) 56 1 957 - 295 - - - 1 662 Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) - - - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) - - - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) - - - - - - - - Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements, nets Change à terme (actif) 6 381 - - - - - - Change à terme (passif) - - - - - - - - Total change à terme détenus à des fins de couverture d’investissements nets 6 381 381 - - - - - Instruments détenus à des fins de transaction Autres swaps de taux (actif) 1 6 463 - - - - - - Autres swaps de taux (passif) (3) 11 395 - - - - - - Total autres swaps de taux (actif et passif) (2) 17 858 17 667 189 - - 2 - Change à terme (actif) 37 1 532 - - - - - - Change à terme (passif) (144) 6 757 - - - - - - Total change à terme (actif et passif) (107) 8 289 8 102 - 25 49 31 82 (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. 240 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 241 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Au 31 décembre 2009 Juste valeur Montant notionnel (a) (en millions d’euros) Total 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Actif / (Passif) et après Instruments détenus à des fins de couverture de bilan Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (241) 4 615 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 889 11 076 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif et passif) 648 15 691 - 3 345 2 914 3 450 1 884 4 098 Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (97) 912 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 197 1 084 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) 100 1 996 1 996 - - - - - Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) - - - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 136 1 837 295 1 542 Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif et passif) 136 1 837 - - 295 - - 1 542 Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) - - - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) - - - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) - - - - - - - - Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements, nets Change à terme (actif) 6 701 - - - - - - Change à terme (passif) (1) 224 - - - - - - Total change à terme détenus à des fins de couverture d’investissements nets 5 925 925 - - - - - Instruments détenus à des fins de transaction Autres swaps de taux (actif) - 1 459 - - - - - - Autres swaps de taux (passif) (1) 10 865 - - - - - - Total autres swaps de taux (actif et passif) (1) 12 324 12 208 114 - - - 2 Change à terme (actif) 53 4 017 - - - - - - Change à terme (passif) (24) 3 456 - - - - - - Total change à terme (actif et passif) 29 7 473 7 224 - 52 50 47 100 (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent.Au 31 décembre 2008 Juste valeur Montant notionnel (a) (en millions d’euros) Total 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Actif / (Passif) et après Instruments détenus à des fins de couverture de bilan Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (440) 9 309 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 892 4 195 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif et passif) 452 13 504 - 2 048 3 373 3 233 3 032 1 818 Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (12) 92 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 100 1 871 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) 88 1 963 1 963 - - - - - Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements, nets Change à terme (passif) - 1 347 1 347 - - - - - Instruments détenus à des fins de transaction Autres swaps de taux (actif) - 2 853 - - - - - - Autres swaps de taux (passif) (4) 5 712 - - - - - - Total autres swaps de taux (actif et passif) (4) 8 565 8 559 4 - - - 2 Change à terme (actif) 86 5 458 - - - - - - Change à terme (passif) (142) 2 167 - - - - - - Total change à terme (actif et passif) (56) 7 625 6 595 483 114 67 76 290 (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. D) Hiérarchie des justes valeurs Les justes valeurs des instruments financiers hors dérivés d’énergie sont hiérarchisées de la manière suivante : Au 31 décembre 2010 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données pour des actifs observables non identiques (niveau 2) observables (niveau 1) (niveau 3) Instruments détenus à des fins de couverture de bilan - 1 916 - 1 916 Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs - 56 - 56 Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements nets - 6 - 6 Instruments détenus à des fins de transaction - (109) - (109) Actifs disponibles à la vente 3 631 - - 3 631 Total 3 631 1 869 - 5 500 Au 31 décembre 2009 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données pour des actifs observables non identiques (niveau 2) observables (niveau 1) (niveau 3) Instruments détenus à des fins de couverture de bilan - 748 - 748 Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs - 136 - 136 Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements nets - 5 - 5 Instruments détenus à des fins de transaction - 28 - 28 Actifs disponibles à la vente 232 - - 232 Total 232 917 - 1 149 La description des différents niveaux de juste valeur est présentée dans la note 1M(v) de l’annexe aux comptes consolidés. 242 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 243 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 30) Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret Les instruments dérivés liés aux activités du pétrole, du gaz et de l’électricité ainsi que les instruments dérivés de change associés sont comptabilisés pour leur juste valeur dans les rubriques « Autres créances » ou « Autres créditeurs et dettes diverses » suivant qu’il s’agit de positions actives ou passives. Au 31 décembre 2010 (en millions d’euros) Actif / (Passif) Valeur nette comptable Juste valeur (b) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret Swaps de pétrole brut et de produits pétroliers (2) (2) Swaps de taux de fret - - Forwards (a) 5 5 Options 51 51 Futures (12) (12) Options sur futures (4) (4) Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 38 38 Activités Gaz & Énergies Nouvelles Swaps (1) (1) Forwards (a) (102) (102) Options 5 5 Futures - - Total Gaz & Énergies Nouvelles (98) (98) Total (60) (60) Montant de juste valeur non reconnue au bilan - (a) Forwards : les contrats physiques sont assimilés à des instruments dérivés d’énergie et figurent dans les montants présentés. (b) Lorsque la juste valeur des instruments dérivés cotés sur un marché organisé (futures, options sur futures et swaps) est présentée nette de l’appel de marge reçu ou versé au bilan du Groupe, cette juste valeur est mise à zéro. Au 31 décembre 2009 (en millions d’euros) Actif / (Passif) Valeur nette comptable Juste valeur (b) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret Swaps de pétrole brut et de produits pétroliers (29) (29) Swaps de taux de fret - - Forwards (a) (9) (9) Options 21 21 Futures (17) (17) Options sur futures 6 6 Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (28) (28) Activités Gaz & Énergies Nouvelles Swaps 52 52 Forwards (a) 78 78 Options 4 4 Futures - - Total Gaz & Énergies Nouvelles 134 134 Total 106 106 Montant de juste valeur non reconnue au bilan - (a) Forwards : les contrats physiques sont assimilés à des instruments dérivés d’énergie et figurent dans les montants présentés. (b) Lorsque la juste valeur des instruments dérivés cotés sur un marché organisé (futures, options sur futures et swaps) est présentée nette de l’appel de marge reçu ou versé au bilan du Groupe, cette juste valeur est mise à zéro.Au 31 décembre 2008 (en millions d’euros) Actif / (Passif) Valeur nette comptable Juste valeur (b) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret Swaps de pétrole brut et de produits pétroliers 141 141 Swaps de taux de fret 8 8 Forwards (a) (120) (120) Options - - Futures 17 17 Options sur futures (7) (7) Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 39 39 Activités Gaz & Énergies Nouvelles Swaps (48) (48) Forwards (a) 659 659 Options - - Futures (19) (19) Total Gaz & Énergies Nouvelles 592 592 Total 631 631 Montant de juste valeur non reconnue au bilan - (a) Forwards : les contrats physiques sont assimilés à des instruments dérivés d’énergie et figurent dans les montants présentés. (b) Lorsque la juste valeur des instruments dérivés cotés sur un marché organisé (futures, options sur futures et swaps) est présentée nette de l’appel de marge reçu ou versé au bilan du Groupe, cette juste valeur est mise à zéro. Les engagements sur pétrole brut et produits raffinés ont, pour l’essentiel, une échéance courte (inférieure à un an). La maturité de la plupart des dérivés Gaz & Énergies Nouvelles est inférieure à trois ans. Les variations de la valorisation en juste valeur des instruments dérivés d’énergie s’analysent comme suit : Exercice Juste valeur Impact Contrats Autres Juste valeur au (en millions d’euros) au 1 er janvier en résultat dénoués 31 décembre Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 2010 (28) 1 556 (1 488) (2) 38 2009 39 1 713 (1 779) (1) (28) 2008 18 1 734 (1 715) 2 39 Activités Gaz & Énergies Nouvelles 2010 134 410 (648) 6 (98) 2009 592 327 (824) 39 134 2008 232 787 (310) (117) 592 Les justes valeurs des instruments dérivés d’énergie sont hiérarchisées de la manière suivante : Au 31 décembre 2010 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données pour des actifs observables non identiques (niveau 2) observables (niveau 1) (niveau 3) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (10) 48 - 38 Activités Gaz & Énergies Nouvelles 50 (148) - (98) Total 40 (100) - (60) Au 31 décembre 2009 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données pour des actifs observables non identiques (niveau 2) observables (niveau 1) (niveau 3) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (45) 17 - (28) Activités Gaz & Énergies Nouvelles 140 (6) - 134 Total 95 11 - 106 La description des différents niveaux de juste valeur est présentée dans la note 1M(v) de l’annexe aux comptes consolidés. 244 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidésDocument de référence 2010. TOTAL 245 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 31) Risques de marché Risques relatifs aux marchés des hydrocarbures Dans le cadre de ses activités courantes, le Groupe est conduit à intervenir largement sur les marchés afin d’optimiser l’écoulement de ses productions et l’approvisionnement de ses raffineries. Dans son activité de négoce d’hydrocarbures, le Groupe n’a généralement pas pour politique de vendre à terme ses productions futures. Toutefois, dans le cadre de cette activité de négoce, le Groupe utilise, comme la plupart des autres sociétés pétrolières, des produits dérivés d’énergie afin d’adapter son exposition aux fluctuations des prix du pétrole brut, des produits raffinés, du gaz naturel, de l’électricité et du charbon. De même, dans le cadre de son activité de transport maritime, le Groupe utilise des produits dérivés de taux de fret afin d’adapter son exposition aux fluctuations de ceux-ci. Pour gérer ces risques, le Groupe utilise différents instruments parmi lesquels les contrats sur les marchés organisés ou sur les marchés de gré à gré tels que futures, forwards, swaps et options. La liste des différents dérivés détenus par TOTAL sur ces marchés est détaillée dans la note 30 de l’annexe aux comptes consolidés. L’activité Trading & Shipping mesure son exposition au risque de marché relatif aux activités de négoce de pétrole brut, de produits raffinés et de taux de fret, c’est à dire la perte potentielle en juste valeur, en mettant en œuvre une méthode d’évaluation de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque de marché découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché sur une période d’une journée de cotation. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les 400 derniers jours ouvrés pour tous les instruments et échéances dans les activités internationales de négoce. Les options sont systématiquement réévaluées en utilisant des modèles appropriés. La probabilité de variation de juste valeur correspond à un intervalle de confiance de la valeur en risque de 97,5%. Cela signifie que le portefeuille n’enregistrerait une perte supérieure au montant de la valeur en risque qu’une seule fois sur une période de 40 jours ouvrés si l’exposition au risque du portefeuille restait inchangée. Trading & Shipping : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% Au 31 décembre (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture 2010 23,1 3,4 8,9 3,8 2009 18,8 5,8 10,2 7,6 2008 13,5 2,8 6,9 11,8 Trading de gaz et d’électricité : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% Au 31 décembre (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture 2010 13,9 2,7 6,8 10,0 2009 9,8 1,9 5,0 4,8 2008 16,3 1,3 5,0 1,4 L’activité de trading de gaz, d’électricité et de charbon met en œuvre des instruments dérivés tels que les futures, forwards, swaps et options, tant sur les marchés organisés que sur les marchés de gré à gré, le dénouement des transactions prenant généralement la forme de livraisons physiques. L’exposition au risque de marché, c’est-à-dire la perte potentielle en juste valeur, est évaluée en mettant en œuvre une méthode de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché journalières. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les deux années écoulées pour tous les instruments et échéances. Le Groupe met en œuvre une politique rigoureuse de gestion et de surveillance de ces risques de marché. Celle-ci s’appuie, d’une part, sur une séparation des fonctions d’engagement des opérations et des fonctions de contrôle et, d’autre part, sur un système d’information intégré qui permet un suivi en temps réel des activités. Des limites d’intervention sont approuvées par le Comité exécutif et font l’objet d’un contrôle quotidien. Afin de garantir la souplesse des interventions et la liquidité des positions, les activités de couverture sont conduites avec des contreparties nombreuses et indépendantes, telles que les autres compagnies pétrolières, les grands producteurs ou consommateurs d’énergie et les institutions financières. Un dispositif de limites par contrepartie est mis en œuvre et un suivi régulier des encours par contrepartie est effectué.246 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés Risques relatifs aux marchés financiers Dans le cadre de son activité de financement et de gestion de la trésorerie, le Groupe utilise des instruments financiers dérivés afin de gérer son exposition aux fluctuations des taux d’intérêt et des cours de change de devises étrangères. Il s’agit principalement de swaps de taux d’intérêt et de devises. Le Groupe peut également, plus occasionnellement, utiliser des contrats de futures et options. Les opérations en cours et leur traitement comptable sont présentés dans les notes 1M, 20, 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. La gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux instruments financiers de taux et de change obéit à des règles strictes qui sont définies par la Direction Générale du Groupe et qui prévoient la centralisation par la direction Financement-Trésorerie des liquidités, des positions et de la gestion des instruments financiers. Les excédents de liquidités du Groupe qui en résultent sont essentiellement placés sous forme de dépôts, de prises en pension ou d’achats de papier auprès de banques de dépôt et d’institutions étatiques. La gestion s’organise autour d’un département Salle des marchés spécialisé dans l’intervention sur les marchés financiers de change et de taux d’intérêt. Le département Contrôle-Gestion des flux, au sein de la direction Financement-Trésorerie, assure la surveillance quotidienne des limites des engagements par banque, des positions, et calcule le résultat. Il procède à la valorisation de la valeur de marché et, le cas échéant, effectue des analyses de sensibilité. Gestion du risque de contrepartie Toute contrepartie bancaire avec laquelle le Groupe souhaite travailler pour des opérations de marché doit avoir été préalablement autorisée après appréciation de sa solidité financière (analyse multicritères intégrant notamment une étude de la capitalisation boursière, du taux de Credit Default Swap (CDS), de la notation par les agences Standard & Poor’s et Moody’s, laquelle doit être de première qualité, et de la situation financière en général). Une limite globale d’encours autorisé est définie pour chaque banque et répartie entre les filiales et les entités centrales de trésorerie du Groupe en fonction des besoins pour les activités financières. Pour réduire le risque de valeur de marché sur ses engagements, en particulier sur les swaps mis en place dans le cadre des émissions obligataires, la direction Financement-Trésorerie a également développé un système d’appel de marge mis en place avec ses contreparties significatives. Gestion du risque de change Le Groupe s’efforce de minimiser le risque de change de chaque entité par rapport à sa monnaie fonctionnelle (principalement l’euro, le dollar, la livre sterling et la couronne norvégienne). Pour le risque de change généré par l’activité commerciale, la couverture des revenus et coûts en devises étrangères s’effectue essentiellement par des opérations de change au comptant et parfois à terme. Le Groupe ne couvre que rarement des flux prévisionnels et il peut notamment dans ce cas, avoir recours à des options. Pour les risques de change liés aux actifs à long terme comptabilisés dans une autre devise que l’euro, le Groupe a une politique de couverture permettant de réduire le risque de change associé, en adossant un financement dans cette autre devise. L’exposition nette au risque de change court terme est suivie régulièrement, en référence à un dispositif de limites définies par la Direction Générale du Groupe. Les dettes financières non courantes décrites dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars ou en euros, soit dans des devises échangées contre des dollars ou des euros selon les besoins généraux du Groupe, par le biais de swaps d’émission. Le produit de cet endettement est prêté à des filiales dont les comptes sont tenus en dollars ou en euros. Il en résulte que la sensibilité nette de ces positions au risque de change n’est pas significative. S’agissant des swaps de change court terme dont le montant notionnel figure dans la note 29 de l’annexe aux comptes consolidés, leur utilisation à des fins d’optimisation de la gestion centralisée de la trésorerie du Groupe implique que la sensibilité au change qu’ils pourraient induire est également considérée comme négligeable. Gestion de la position de taux à court terme et des liquidités La position courante, principalement constituée en euros et en dollars, est gérée selon les objectifs principaux fixés par la Direction Générale du Groupe (maintenir un bon niveau de liquidité, optimiser le revenu des placements en fonction de la courbe de taux, minimiser le coût d’emprunt), dans le cadre d’une gestion à horizon inférieur à douze mois et sur la base d’une référence de taux au jour le jour, notamment par l’intermédiaire de swaps de taux à court terme et de swaps de change à court terme, sans modification de la position de change. Gestion du risque de taux sur la dette à long terme La politique du Groupe vise à s’endetter à long terme, principalement à taux variable, ou à taux fixe en cas d’opportunité lors de l’émission en fonction du niveau des taux d’intérêt, en dollars ou en euros, selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change Les tableaux ci-après présentent l’impact potentiel d’une translation d’une amplitude de 10 points de base des courbes de taux d’intérêt dans chacune des devises sur la valeur de marché des instruments financiers en cours au 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008.Document de référence 2010. TOTAL 247 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Variation de la valeur de marché après translation des taux d’intérêt de : Actif / (Passif) Valeur nette Valeur de +10 points -10 points (en millions d’euros) comptable marché de base de base estimée Au 31 décembre 2010 Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (20 019) (20 408) 86 (84) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (178) (178) - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 1 870 1 870 - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe - actif et passif 1 692 1 692 (59) 59 Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps (hors contrats de location financement) 3 483 3 483 4 (4) Autres swaps de taux (2) (2) 3 (3) Swaps de change et contrats à terme de devises (101) (101) - - Au 31 décembre 2009 Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (18 368) (18 836) 75 (75) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (241) (241) - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 1 025 1 025 - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe - actif et passif 784 784 (57) 57 Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps (hors contrats de location financement) (2 111) (2 111) 3 (3) Autres swaps de taux (1) (1) 1 (1) Swaps de change et contrats à terme de devises 34 34 - - Au 31 décembre 2008 Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (14 119) (14 119) 47 (43) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (440) (440) - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 892 892 - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe - actif et passif 452 452 (44) 44 Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps (hors contrats de location financement) (2 025) (2 025) 3 (3) Autres swaps de taux (4) (4) 1 (1) Swaps de change et contrats à terme de devises (56) (56) - - L’impact sur le coût de la dette nette avant impôt d’une variation des taux d’intérêt est la suivante : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Coût de la dette nette (334) (398) (527) Translation des taux d’intérêt de : +10 points de base (11) (11) (11) -10 points de base 11 11 11 +100 points de base (107) (108) (113) -100 points de base 107 108 113 En raison de la politique de gestion du risque de change décrite précédemment, la sensibilité du Groupe au risque de change est principalement influencée par la situation nette des filiales dont les monnaies fonctionnelles sont le dollar et, dans une moindre proportion, la livre sterling et la couronne norvégienne. Cette sensibilité est reflétée par l’évolution historique des écarts de conversion imputés dans les capitaux propres consolidés qui, au cours des trois derniers exercices, et essentiellement du fait de l’évolution du dollar et de la livre sterling, ont été les suivants : Parité euro-dollar Parité euro-livre sterling 31 décembre 2010 1,34 0,86 31 décembre 2009 1,44 0,89 31 décembre 2008 1,39 0,95248 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés Au 31 décembre 2010 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises en équivalence (a) Capitaux propres - aux taux de change d’origine 62 909 32 894 22 242 4 997 2 776 Écarts de conversion avant couverture d’investissement net (2 501) - (1 237) (1 274) 10 Couverture d’investissement net - instruments non dénoués 6 - 6 - - Capitaux propres - aux taux de change du 31 décembre 2010 60 414 32 894 21 011 3 723 2 786 Au 31 décembre 2009 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises en équivalence Capitaux propres - aux taux de change d’origine 57 621 27 717 18 671 5 201 6 032 Écarts de conversion avant couverture d’investissement net (5 074) - (3 027) (1 465) (582) Couverture d’investissement net - instruments non dénoués 5 - 6 (1) - Capitaux propres - aux taux de change du 31 décembre 2009 52 552 27 717 15 650 3 735 5 450 Au 31 décembre 2008 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises en équivalence Capitaux propres - aux taux de change d’origine 53 868 25 084 15 429 5 587 7 768 Écarts de conversion avant couverture d’investissement net (4 876) - (2 191) (1 769) (916) Couverture d’investissement net - instruments non dénoués - - - - - Capitaux propres - aux taux de change du 31 décembre 2008 48 992 25 084 13 238 3 818 6 852 (a) La diminution de la colonne « Autres devises et sociétés mises en équivalence » s’explique principalement par le changement de mode de consolidation de Sanofi-Aventis (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). La contribution aux capitaux propres de cette participation est désormais reclassée dans la colonne relative à la zone Euro. Du fait de cette politique, l’impact en résultat consolidé du change illustré dans la note 7 de l’annexe aux comptes consolidés a été peu significatif au cours des trois derniers exercices, malgré les fluctuations monétaires importantes du dollar (résultat nul en 2010, perte de 32 millions d’euros en 2009, gain de 112 millions d’euros en 2008). Risques relatifs aux marchés boursiers Le Groupe détient un ensemble de participations dans des sociétés cotées (voir les notes 12 et 13 de l’annexe aux comptes consolidés) dont la valeur boursière totale fluctue notamment en fonction de la tendance des marchés boursiers mondiaux, de la valorisation des secteurs d’activité respectifs auxquels ces sociétés appartiennent et des données économiques et financières propres à chacune de ces sociétés. Risques de liquidité TOTAL S.A. bénéficie de lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales, lui permettant de constituer une réserve de liquidités significative. Le montant de ces lignes de crédit au 31 décembre 2010 s’élève à 9 592 millions de dollars, dont 9 581 millions de dollars ne sont pas utilisés. Les contrats relatifs aux lignes de crédit accordées à TOTAL S.A. ne contiennent pas de dispositions conditionnant les termes et modalités du crédit octroyé aux ratios financiers de la Société, à la notation de sa solidité financière par les agences spécialisées ou à la survenance d’événements susceptibles d’avoir un impact significativement défavorable sur sa situation financière. Pour information, le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.) s’élève à 10 395 millions de dollars au 31 décembre 2010, dont 10 383 millions de dollars ne sont pas utilisés. Les lignes de crédit accordées aux sociétés du Groupe autres que TOTAL S.A. ne sont pas destinées à financer les besoins généraux du Groupe : elles sont destinées à financer soit les besoins généraux de la filiale emprunteuse, soit un projet déterminé.Document de référence 2010. TOTAL 249 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 Par ailleurs, le Groupe garantit la dette bancaire et les locations financement de certaines filiales non consolidées et de sociétés mises en équivalence. Ces garanties peuvent être appelées en cas de défaut de la filiale dans ses obligations contractuelles et ne sont pas couvertes par des sûretés sur des actifs du Groupe. Les montants et échéances au titre de ces garanties financières sont présentés dans la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés dans la rubrique « Garanties données sur emprunts ». Le Groupe garantit également les passifs courants de certaines filiales non consolidées et serait ainsi appelé en cas de cessation de paiement d’une de ces filiales. Les montants et échéances au titre de ces garanties financières sont présentés dans la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés dans la rubrique « Garanties de passif courant ». Les tableaux ci-après représentent l’échéancier des actifs et passifs liés aux activités de financement au 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008 (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). Au 31 décembre 2010 (en millions d’euros) À moins De 1 De 2 De 3 De 4 Plus Total Actif / (Passif) de 1 an à 2 ans à 3 ans à 4 ans à 5 ans de 5 ans Dettes financières non courantes (principal hors intérêts) - (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (18 913) Dettes financières courantes (9 653) - - - - - (9 653) Autres passifs financiers courants (159) - - - - - (159) Actifs financiers courants 1 205 - - - - - 1 205 Trésorerie et équivalents de trésorerie 14 489 - - - - - 14 489 Montant net avant charges financières 5 882 (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (13 031) Charges financières sur dettes financières non courantes (843) (729) (605) (450) (358) (1 195) (4 180) Différentiel d’intérêt sur swaps 461 334 153 33 2 (78) 905 Montant net 5 500 (3 750) (3 996) (2 635) (3 760) (7 665) (16 306) Au 31 décembre 2009 (en millions d’euros) À moins De 1 De 2 De 3 De 4 Plus Total Actif / (Passif) de 1 an à 2 ans à 3 ans à 4 ans à 5 ans de 5 ans Dettes financières non courantes (principal hors intérêts) - (3 658) (3 277) (3 545) (2 109) (5 823) (18 412) Dettes financières courantes (6 994) - - - - - (6 994) Autres passifs financiers courants (123) - - - - - (123) Actifs financiers courants 311 - - - - - 311 Trésorerie et équivalents de trésorerie 11 662 - - - - - 11 662 Montant net avant charges financières 4 856 (3 658) (3 277) (3 545) (2 109) (5 823) (13 556) Charges financières sur dettes financières non courantes (768) (697) (561) (448) (301) (1 112) (3 887) Différentiel d’intérêt sur swaps 447 233 100 25 (16) (55) 734 Montant net 4 535 (4 122) (3 738) (3 968) (2 426) (6 990) (16 709) Au 31 décembre 2008 (en millions d’euros) À moins De 1 De 2 De 3 De 4 Plus Total Actif / (Passif) de 1 an à 2 ans à 3 ans à 4 ans à 5 ans de 5 ans Dettes financières non courantes (principal hors intérêts) - (2 992) (3 658) (3 324) (3 232) (2 093) (15 299) Dettes financières courantes (7 722) - - - - - (7 722) Autres passifs financiers courants (158) - - - - - (158) Actifs financiers courants 187 - - - - - 187 Trésorerie et équivalents de trésorerie 12 321 - - - - - 12 321 Montant net avant charges financières 4 628 (2 992) (3 658) (3 324) (3 232) (2 093) (10 671) Charges financières sur dettes financières non courantes (554) (512) (431) (299) (189) (174) (2 159) Différentiel d’intérêt sur swaps 118 211 100 62 37 (7) 521 Montant net 4 192 (3 293) (3 989) (3 561) (3 384) (2 274) (12 309)250 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés Le tableau ci-après reprend les actifs et passifs financiers liés aux activités opérationnelles au 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008 (voir la note 28 de l’annexe aux comptes consolidés). Au 31 décembre (en millions d’euros) Actif / (Passif) 2010 2009 2008 Fournisseurs et comptes rattachés (18 450) (15 383) (14 815) Autres dettes d’exploitation (3 574) (4 706) (4 297) dont instruments dérivés d’énergie (passif) (559) (923) (1 033) Clients et comptes rattachés 18 159 15 719 15 287 Autres créances d’exploitation 4 407 5 145 6 208 dont instruments dérivés d’énergie (actif) 499 1 029 1 664 Total 542 775 2 383 Ces actifs et passifs financiers ont principalement une échéance inférieure à un an. Risques de crédit Le risque de crédit est le risque de défaut d’une contrepartie face à ses engagements contractuels ou à l’encaissement des créances. Le Groupe est exposé au risque de crédit dans le cadre de ses activités opérationnelles et de financement. L’exposition maximum au risque de crédit est représentée en partie par les montants d’actifs financiers qui sont présentés dans le bilan, y compris les instruments dérivés d’énergie qui ont une valeur de marché positive. L’exposition maximale est détaillée dans le tableau suivant : Au 31 décembre (en millions d’euros) Actif / (Passif) 2010 2009 2008 Prêts aux sociétés mises en équivalence (note 12) 2 383 2 367 2 005 Prêts et avances (note 14) 1 596 1 284 1 403 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (note 20) 1 870 1 025 892 Clients et comptes rattachés (note 16) 18 159 15 719 15 287 Autres créances d’exploitation (note 16) 4 407 5 145 6 208 Actifs financiers courants (note 20) 1 205 311 187 Trésorerie et équivalents de trésorerie (note 27) 14 489 11 662 12 321 Total 44 109 37 513 38 303 Les montants des dépréciations sur les prêts et avances et sur les clients, comptes rattachés et autres créances d’exploitation sont fournis respectivement dans les notes 14 et 16 de l’annexe aux comptes consolidés. Dans le cadre de la gestion du risque de crédit lié aux activités opérationnelles et de financement, le Groupe a mis en place des contrats d’appels de marge avec certaines contreparties. Au 31 décembre 2010, le montant reçu, net des versements, au titre de ces appels de marge s’élève à 1 560 millions d’euros (contre 693 millions d’euros au 31 décembre 2009). La gestion du risque de crédit dans les différents secteurs est la suivante : Dans l’Amont – Dans l’Exploration & Production Les risques nés de la signature des accords pétroliers avec les autorités étatiques et les partenaires pétroliers, ou de l’attribution de contrats de fourniture à long terme qui sont indispensables pour entreprendre des projets, sont évalués par le processus d’approbation des opérations pétrolières. Le caractère long terme des contrats et l’existence de clients de premier rang impliquent un risque de crédit faible. Les risques liés à des opérations commerciales, autres que celles décrites ci-dessus et dans la pratique placées directement sous le contrôle des filiales, font l’objet de procédures de fixation d’encours de crédit et de revue des encours. Les créances clients font l’objet d’une dépréciation au cas par cas sur la base de l’antériorité des créances et de l’appréciation de la Direction sur les circonstances de fait. – Dans le Gaz & Énergies Nouvelles La branche Gaz & Énergies Nouvelles traite avec des contreparties du secteur de l’énergie, de l’industrie et de la finance partout dans le monde. Les institutions financières fournissant la couverture de risque de crédit sont des banques et des groupes d’assurance disposant d’une notation de première qualité. Les contreparties potentielles sont soumises à une analyse de crédit et une autorisation avant que les transactions ne soient conclues, et une fois autorisées, font l’objet d’un examen régulier incluant une nouvelle évaluation et une actualisation des limites accordées. L’analyse de la capacité des contreparties à faire face à leurs engagements repose sur des données quantitatives et qualitatives concernant l’état financier et les risquesDocument de référence 2010. TOTAL 251 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 commerciaux, ainsi que sur l’étude de toute information venant du marché ou de tiers extérieurs comme les agences de notation. Sur cette base, des limites de crédit sont définies pour chaque contrepartie potentielle et, si nécessaire, les transactions sont soumises à des autorisations spécifiques. L’exposition au risque de crédit, qui est essentiellement une exposition économique ou une exposition physique future anticipée, est contrôlée en permanence et soumise à des mesures de sensibilité. Le risque de crédit est limité par l’utilisation systématique de contrats standard qui autorisent la compensation et permettent d’obtenir des sûretés complémentaires en cas d’évolution défavorable de la qualité du risque. Ces contrats permettent notamment l’annulation du contrat en cas de défaut. Dans l’Aval – Dans le Raffinage & Marketing Les procédures internes du Raffinage & Marketing comportent des règles de la gestion du risque de crédit décrivant les fondamentaux de contrôle interne dans ce domaine, notamment la séparation des pouvoirs entre les équipes commerciales et financières. Des politiques de crédit sont définies localement, accompagnées de la mise en œuvre de procédures visant à maîtriser le risque client (organisation de comités de crédit dans les filiales, mise en place systématique de limites de crédit pour les clients professionnels, sécurisation du portefeuille, etc.). De plus, chaque entité met en place des instruments de mesure de son encours client. Par ailleurs, les risques liés à l’octroi de crédit peuvent être compensés ou limités par l’obtention de cautions ou garanties. Les créances douteuses sont provisionnées au cas par cas en utilisant un taux de provision qui dépend de l’appréciation des circonstances. – Dans le Trading & Shipping Les opérations sont conduites avec des contreparties commerciales et des institutions financières partout dans le monde. Les contreparties commerciales sur les opérations physiques et de dérivés sont principalement des compagnies pétrolières ou gazières ou des sociétés de négoce de produits énergétiques et des institutions financières. Les couvertures sur les risques de crédit sont conclues avec des institutions financières, banques internationales ou compagnies d’assurance, sélectionnées selon des critères stricts. Le Trading & Shipping met en œuvre une politique rigoureuse de gestion des délégations de pouvoir internes qui encadre la fixation des limites de crédit sur les pays et les contreparties ainsi que l’approbation des opérations spécifiques. Les risques de crédit découlant de ces limites et de ces autorisations sont suivis quotidiennement. Les contreparties potentielles font l’objet d’une analyse de crédit et sont approuvées avant la conclusion des transactions ; une revue régulière est faite de toutes les contreparties actives incluant une révision de l’évaluation et un renouvellement des limites autorisées. Le crédit des contreparties est apprécié en fonction de données quantitatives et qualitatives sur leur solidité financière et sur les risques commerciaux, et s’adosse également aux informations venant du marché ou de tiers extérieurs telles que les notations publiées par Standard & Poor’s, Moody’s et d’autres agences de notation. Lorsque cela est possible, des cadres contractuels sont négociés pour permettre, par le biais de compensation entre les transactions, l’optimisation de la gestion du risque ; des clauses protectrices additionnelles autorisant des appels de fonds ou des garanties à titre de sûreté en cas de détérioration financière ou permettant l’annulation des transactions en cas de défaillance sont également mises en place. Les risques de crédit dépassant les niveaux autorisés sont couverts par des lettres de crédit et d’autres types de garanties, par des dépôts de trésorerie et des assurances. Les risques sur dérivés sont couverts par des contrats d’appel de marge lorsque cela est possible. Dans la Chimie Le risque de crédit porte essentiellement sur les créances commerciales. Chaque division met en place des procédures de gestion et des méthodes de provisionnement relativement différenciées en fonction de la taille des filiales et des marchés sur lesquels elles opèrent. Ces procédures incluent notamment : – la mise en place de plafond d’encours, comportant différents processus d’autorisation pour d’éventuels dépassements de ce plafond ; – le recours à des polices d’assurance ou des garanties spécifiques (lettre de crédit) ; – un état des retards de paiement (balance âgée) suivi très régulièrement, avec un processus de relance ; – un provisionnement comptabilisé client par client en fonction des retards de paiement et des habitudes de paiements locales (la provision peut aussi être calculée sur base statistique).252 TOTAL. Document de référence 2010 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 32) Autres risques et engagements À la connaissance de TOTAL, il n’existe pas de faits exceptionnels, litiges, risques ou engagements hors bilan, susceptibles d’avoir un impact significatif sur la situation financière, le patrimoine, le résultat ou les activités du Groupe. Enquêtes sur la concurrence Au cours de l’exercice clos en 2010, aucune amende nouvelle n’a été prononcée à l’encontre du Groupe. Les principaux litiges en matière de concurrence auxquels le Groupe est confronté sont décrits ci-après. Dans la Chimie – Dans le cadre de la scission d’Arkema (1) intervenue en 2006, TOTAL S.A. et certaines sociétés du Groupe ont consenti la garantie des éventuelles conséquences pécuniaires des procédures en matière d’entente anticoncurrentielle se rapportant à des faits antérieurs à cette scission dont Arkema pourrait faire l’objet. Ces garanties couvrent, pendant une durée de dix ans, 90% des sommes qui seraient payées par Arkema à raison (i) de condamnations infligées par les autorités communautaires ou nationales de concurrence d’un État membre de l’Union européenne pour violation des règles en matière d’entente, (ii) de condamnations infligées par les autorités de concurrence ou les tribunaux américains pour violation des règles du droit fédéral de la concurrence ou du droit d’un État des États-Unis d’Amérique en matière d’entente, (iii) de dommages et intérêts au titre d’éventuelles procédures civiles relatives aux faits faisant l’objet des décisions de condamnations susmentionnées et (iv) de certains frais liés à ces procédures. La garantie visant les procédures en matière d’ententes anticoncurrentielles en Europe s’applique au-delà d’une franchise de 176,5 millions d’euros. Parallèlement, les sommes auxquelles pourrait être condamnée TOTAL S.A. ou l’une des sociétés du Groupe au titre de l’ensemble des procédures couvertes par les garanties sont conventionnellement mises à la charge d’Arkema à concurrence de 10% de leur montant. Les garanties deviendraient caduques dans l’hypothèse où une personne physique ou morale, agissant seule ou de concert avec d’autres, viendrait à détenir, directement ou indirectement, plus du tiers des droits de vote d’Arkema ou si Arkema transférait, en une ou plusieurs fois à un même tiers ou à plusieurs tiers agissant de concert, quelles que soient les modalités de ce transfert, des actifs représentant, en valeur d’entreprise, plus de 50% de la valeur d’Arkema à la date du transfert concerné. – Aux États-Unis, les enquêtes pénales relatives à certaines pratiques commerciales, engagées contre les filiales du groupe Arkema sont clôturées depuis 2007 ; aucune poursuite n’a été engagée contre Arkema. Les actions en responsabilité civile, pour lesquelles la responsabilité civile de TOTAL S.A. a été mise en cause en tant que société mère, sont en voie d’achèvement et ne devraient pas avoir de conséquences financières significatives. – En Europe, les amendes infligées par la Commission européenne depuis 2006 à l’encontre de sociétés du Groupe dans sa configuration antérieure à la scission ont atteint un montant global de 385,47 millions d’euros dont Elf Aquitaine et/ou TOTAL S.A. ont été tenues solidairement avec leur filiale à hauteur de 280,17 millions d’euros, Elf Aquitaine s’étant vu imputer personnellement au titre de la dissuasion, un montant global de 23,6 millions d’euros. Ces sommes sont à ce jour entièrement acquittées. Ainsi (2) le Groupe a supporté depuis la scission une somme globale de 188,07 millions d’euros correspondant à 90% du montant global des amendes une fois déduite la franchise prévue par la garantie. Pour mémoire, ces amendes ont été prononcées à la suite d’enquêtes initiées par la Commission européenne entre 2000 et 2004 relatives à des pratiques commerciales concernant huit lignes de produits commercialisés par Arkema. Cinq de ces enquêtes ont entraîné des poursuites de la Commission européenne dans lesquelles la responsabilité d’Elf Aquitaine a été mise en cause en sa qualité de maison mère, deux d’entre elles mettant également en cause TOTAL S.A. en sa qualité de maison mère ultime du Groupe. TOTAL S.A. et Elf Aquitaine, qui contestent la mise en cause de leur responsabilité résultant exclusivement de leur qualité de maison mère ont formé des recours en annulation et en réformation des décisions rendues qui sont toujours pendants en appel ou en cassation devant la juridiction européenne compétente. Par ailleurs, une procédure civile a été engagée contre Arkema et cinq autres groupes de sociétés à l’initiative d’un tiers devant une cour régionale allemande alléguant d’un préjudice à la suite de l’une des poursuites décrites ci-dessus. TOTAL S.A. a été appelée en déclaration de jugement commun devant cette juridiction. À ce stade les chances de succès comme la portée financière de cette procédure sont incertaines tant en raison des nombreuses difficultés juridiques qu’elle soulève que de l’absence de documentation de la demande et de la complexité des évaluations du préjudice allégué. Bien qu’Arkema ait mis en œuvre à partir de 2001 un plan visant la mise en conformité des pratiques de ses salariés avec les règles sur la concurrence, il ne peut toutefois être exclu que d’autres procédures concernant Arkema pour des faits antérieurs à sa sortie de TOTAL puissent être mises en œuvre à l’initiative des autorités compétentes qui pourraient décider d’y impliquer Elf Aquitaine et/ou TOTAL S.A. en leur qualité de maison mère. Dans le cadre des litiges mentionnés ci-dessus, une provision d’un montant de 17 millions d’euros a été constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2010. Dans l’Aval – À la suite d’une communication de griefs adressée à Total Nederland N.V. ainsi qu’à TOTAL S.A. en sa qualité de maison mère par la Commission européenne, Total Nederland N.V. a été condamnée en 2006 à une amende de 20,25 millions d’euros qu’elle a intégralement acquittée, pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable à hauteur de 13,5 millions d’euros. TOTAL S.A. a engagé un recours contre cette décision qui est toujours pendant devant la juridiction communautaire compétente. (1) Arkema désigne collectivement l’ensemble des sociétés du groupe Arkema, dont la société mère est Arkema S.A. ; depuis mai 2006, Arkema ne fait plus partie de TOTAL. (2) Pour mémoire ce montant fait abstraction d’une affaire ayant donné lieu antérieurement à la scission à une condamnation d’Arkema et d’Elf Aquitaine à une amende se décomposant en un montant de 45 millions d’euros infligé solidairement aux deux sociétés et en un montant de 13,5 millions d’euros infligé à Arkema seule dont il était fait état dans le document de référence des années antérieures.Document de référence 2010. TOTAL 253 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 De même, à la suite d’une communication de griefs adressée par la Commission européenne à Total Raffinage Marketing (anciennement dénommée Total France), ainsi qu’à TOTAL S.A., visant des pratiques se rapportant à une autre ligne de produits de la branche Raffinage & Marketing, Total Raffinage Marketing a été condamnée en 2008 à une amende de 128,2 millions d’euros qu’elle a intégralement acquittée, pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable en tant que société mère. Un recours a également été engagé contre cette décision, et est toujours pendant devant la juridiction communautaire compétente. – Enfin, une notification de griefs avait été envoyée en juillet 2009 par l’Autorité de la Concurrence en France à Total Gaz et à Total Raffinage Marketing concernant des allégations de pratiques anticoncurrentielles se rapportant à une autre ligne de produits de la branche Raffinage & Marketing. Cette affaire a fait l’objet d’une décision de non-lieu par décision de l’autorité de concurrence française en date du 17 décembre 2010. Compte tenu du caractère discrétionnaire du pouvoir reconnu aux autorités de concurrence dans le processus de détermination des amendes, il est impossible de déterminer avec précision le risque encouru à ce titre par le Groupe. TOTAL S.A. et Elf Aquitaine contestent la mise en cause de leur responsabilité et le mode de détermination des amendes. Quelle que soit l’évolution des enquêtes et procédures ci-dessus, le Groupe considère que leur issue ne devrait avoir d’impact significatif ni sur sa situation financière ni sur ses résultats consolidés. Buncefield Le 11 décembre 2005, plusieurs explosions, suivies d’un important incendie, sont survenues à Buncefield, au nord de Londres, dans un dépôt pétrolier exploité par Hertfordshire Oil Storage Limited (HOSL), société détenue à 60% par la filiale britannique de TOTAL et à 40% par un autre groupe pétrolier. L’explosion a fait des blessés, dont la grande majorité a subi des blessures légères, et a causé des dommages matériels au dépôt ainsi qu’à des bâtiments et des résidences situés à proximité du dépôt. La cause retenue par la commission d’enquête mise en place par les pouvoirs publics est le débordement d’essence d’un bac du dépôt. Le rapport définitif de cette commission a été déposé le 11 décembre 2008. Le procès civil, concernant les différends non réglés à l’amiable, a eu lieu d’octobre à décembre 2008. La décision rendue en premier ressort le 20 mars 2009 déclare la filiale britannique de TOTAL responsable de l’accident survenu et tenue seule d’indemniser les victimes. Celle-ci a interjeté appel de cette décision. Le procès en appel s’est tenu en janvier 2010. La Cour d’appel, par décision du 4 mars 2010, a confirmé le jugement de première instance. La Supreme Court du Royaume-Uni a partiellement autorisé la filiale britannique de TOTAL à former un pourvoi contre cette décision. L’audience de plaidoiries devant la Supreme Court devrait se tenir dans le courant du premier semestre 2011. Le Groupe est assuré pour les dommages à ces installations, les pertes d’exploitation et les réclamations des tiers dans le cadre de sa responsabilité civile. Le montant de la provision au titre de la responsabilité civile figurant dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2010 s’élève à 194 millions d’euros après prise en compte des paiements effectués. Le Groupe considère que, dans l’état actuel des informations à sa disposition, sur la base d’une estimation raisonnable des montants à sa charge dans cette affaire et compte tenu des montants provisionnés, cet accident ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière ou les résultats consolidés du Groupe. Par ailleurs, le 1 er décembre 2008, cinq sociétés, dont la filiale britannique de TOTAL, se sont vues notifier un acte de poursuites pénales émanant du Health and Safety Executive (HSE) et de l’Environment Agency (EA). Par décision du 16 juillet 2010, la filiale britannique de TOTAL a été condamnée au paiement d’une amende de 3,6 millions de livres. La décision tient compte d’un certain nombre d’éléments qui ont atténué les charges qui lui étaient reprochées. Erika À la suite du sinistre en décembre 1999 du pétrolier Erika qui transportait des produits appartenant à une société du Groupe, le Tribunal de grande instance de Paris statuant en matière correctionnelle a, par jugement en date du 16 janvier 2008, déclaré TOTAL S.A. coupable du délit de pollution maritime en retenant à son encontre une faute d’imprudence dans la mise en œuvre de sa procédure de sélection du navire (procédure de vetting), condamnant TOTAL S.A. à payer une amende de 375 000 euros. Ce jugement prévoit aussi le versement d’indemnités aux victimes de la pollution de l’Erika pour un montant total de 192 millions d’euros, condamnant TOTAL S.A. au paiement de ces indemnités solidairement avec la société de contrôle et de classification de l’Erika, l’armateur de l’Erika et le gestionnaire de l’Erika. TOTAL a interjeté appel de la décision rendue le 16 janvier 2008, proposant néanmoins aux parties civiles qui le demandaient le paiement définitif et irrévocable des sommes qui leur avaient été respectivement allouées par le Tribunal de grande instance de Paris. Quarante et une parties civiles ont été indemnisées pour un montant total de 171,5 millions d’euros. Par arrêt en date du 30 mars 2010, la Cour d’appel de Paris a confirmé le jugement de première instance condamnant TOTAL S.A. au paiement d’une amende de 375 000 euros au titre du délit de pollution maritime. TOTAL S.A. a décidé de se pourvoir en cassation de ce chef. Toutefois, sur le plan civil, la Cour d’appel a écarté la responsabilité civile de TOTAL S.A. au regard des conventions internationales applicables et en conséquence n’a prononcé de ce chef aucune condamnation contre TOTAL S.A. TOTAL S.A. considère, en l’état actuel des informations à sa disposition, que cette affaire ne devrait pas avoir un impact significatif sur la situation financière ou les résultats consolidés du Groupe. Blue Rapid et Comité olympique russe - Régions russes et Interneft La société panaméenne Blue Rapid et le Comité olympique russe ont lancé une action à l’encontre d’Elf Aquitaine devant le Tribunal de commerce de Paris, en paiement de dommages-intérêts à raison du retrait d’une filiale d’Elf Aquitaine d’un projet d’exploration-production en Russie négocié au début des années 1990. Elf Aquitaine considère que ces demandes sont infondées. Par jugement en date du 12 janvier 2009, le Tribunal de commerce de Paris a débouté la société Blue Rapid de son action à l’encontre d’Elf Aquitaine et a déclaré le Comité olympique russe irrecevable. Un appel a été formé contre ce jugement. L’audience de plaidoiries pourrait se tenir dans le courant du premier semestre 2011. En relation avec ces mêmes faits, et quinze ans après qu’eut été constatée la caducité de ce projet d’exploration-production, une société russe et deux régions de la Fédération de Russie ont lancéune procédure d’arbitrage contre une ex-filiale d’Elf Aquitaine liquidée en 2005 en paiement de prétendus dommages-intérêts dont le montant n’est pas chiffré en l’état de la procédure. Le Groupe considère que cette action est dénuée de tout fondement. Le Groupe a d’ores et déjà engagé et se réserve d’engager toutes actions et mesures appropriées pour assurer la défense de ses intérêts. Iran En 2003, la United States Securities and Exchange Commission (SEC), suivie par le Département de Justice américain (DoJ) ont lancé une enquête en relation avec la recherche d’affaires en Iran et visant plusieurs compagnies pétrolières, dont TOTAL. Cette enquête porte sur un accord conclu par la Société avec un consultant au sujet de champs d’hydrocarbures en Iran et tend à vérifier si des paiements effectués en vertu de cet accord auraient bénéficié à des officiels iraniens en méconnaissant la loi anti-corruption américaine (le « FCPA ») et les obligations comptables de la Société. Les investigations sont toujours en cours et la Société coopère avec la SEC et le DoJ. Dans le courant de l’année 2010, la Société a, sans reconnaissance de faits, entamé des pourparlers avec les autorités américaines afin d’envisager la possibilité d’une solution transactionnelle à cette affaire. Les transactions avec les autorités américaines comportent habituellement le paiement d’amendes et l’obligation de renforcer les dispositifs internes de conformité et d’autres mesures de réparation. Dans cette même affaire, une enquête visant TOTAL a été lancée en France en 2006. En 2007, le Président-directeur général de la Société a été mis en examen au titre de ses précédentes fonctions de directeur Moyen-Orient au sein du Groupe. Depuis cette mise en examen, la Société n’a pas été avisée de développements particuliers par les autorités françaises. À ce stade, la Société ne peut déterminer quand ces enquêtes vont s’achever et elle ne peut prédire ni leur résultat, ni celui des pourparlers, ni le coût d’une éventuelle solution transactionnelle. La résolution de ces affaires ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière du Groupe et aucun impact sur ses projets futurs. 33) Informations complémentaires 34) Évolutions en cours de la composition du Groupe A) Frais de recherche et développement Les frais encourus par le Groupe au cours de l’exercice 2010 s’élèvent à 715 millions d’euros (650 millions d’euros en 2009 et 612 millions d’euros en 2008), soit 0,4% du chiffre d’affaires. Les effectifs 2010 consacrés à cette activité de recherche et développement sont de 4 087 personnes (4 016 personnes en 2009 et 4 285 personnes en 2008). B) Droits d’émission de CO2 Les principes relatifs à la comptabilisation des droits d’émission sont présentés dans la note 1T de l’annexe aux comptes consolidés. Au 31 décembre 2010, la position des installations industrielles du Groupe sous système de marché de quotas Européens (EU ETS) montre une longueur accrue par rapport aux quotas alloués dans le cadre des Plans Nationaux d’Allocation des Quotas (PNAQ) qui devrait se confirmer en fin de période 2008-2012. • Amont – TOTAL a finalisé en novembre 2010 un accord de principe avec Perenco, groupe indépendant français d’exploration et de production, pour la cession de sa participation dans sa filiale amont Total E&P Cameroun, société camerounaise dans laquelle le Groupe détient 75,8% d’intérêt. Cet accord est soumis à l’approbation des autorités camerounaises. Au 31 décembre 2010, les actifs et passifs de la filiale Total E&P Cameroun ont été classés respectivement dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé à hauteur de 183 millions d’euros et dans la rubrique « Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé à hauteur de 137 millions d’euros. Les actifs et passifs concernés comprennent principalement des immobilisations corporelles pour 109 millions d’euros et des provisions et autres passifs non courants pour 74 millions d’euros. – En complément de l’accord signé courant septembre 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés), TOTAL a signé en décembre 2010 un accord pour acquérir une participation supplémentaire de 7,5% dans le projet GLNG, en Australie, pour un montant de 281 millions de dollars auprès de Santos, ce qui portera la participation de TOTAL dans ce projet à 27,5%. Cette transaction est concomitante à l’entrée dans le projet, à hauteur de 15%, de la société coréenne Kogas et, à l’issue de ces deux transactions qui sont soumises à l’approbation des autorités australiennes (Foreign Investment Review Board), les participations dans le projet seront : Santos (30%, opérateur), Petronas (27,5%), TOTAL (27,5%) et Kogas (15%). – Total E&P Canada Ltd., filiale de TOTAL, a signé en décembre 2010 plusieurs accords avec la société Suncor Energy Inc. (Suncor) afin d’établir un partenariat stratégique autour des deux projets miniers de sables bitumineux de Fort Hills, opéré par Suncor, et Joslyn, opéré par TOTAL, ainsi que du projet d’upgrader Voyageur, opéré par Suncor. Ces trois projets sont situés en Athabasca dans la province canadienne de l’Alberta. Le principe de ce partenariat consiste à mettre en commun les intérêts détenus dans ces projets et à les partager sur une base 51% pour l’opérateur - 49% pour le partenaire non opérateur. Ces accords comportent quatre volets principaux liés les uns aux autres : - TOTAL acquerra de Suncor 19,2% d’intérêt dans le projet minier de Fort Hills. Compte tenu de l’acquisition de la société UTS finalisée en septembre 2010, cela portera la participation de TOTAL à 39,2% du projet Fort Hills tandis que Suncor, opérateur, détiendra 40,8% ; Annexe aux comptes consolidés Annexe 1 – Comptes consolidés 9 254 TOTAL. Document de référence 2010Document de référence 2010. TOTAL 255 Annexe 1 – Comptes consolidés Annexe aux comptes consolidés 9 - Suncor acquerra de TOTAL 36,75% d’intérêt dans le projet minier de Joslyn. TOTAL, opérateur, conservera ainsi un intérêt de 38,25% dans le projet ; - TOTAL acquerra 49% du projet d’upgrader de Voyageur, opéré par Suncor ; - Pour équilibrer ces transactions, en particulier pour contribuer aux coûts passés du projet Voyageur, TOTAL versera à Suncor une soulte d’un montant de 1 751 millions de dollars canadiens (valeur au 1 er janvier 2011). La mise en œuvre de ces accords est conditionnée à l’obtention des autorisations réglementaires des autorités canadiennes et de certaines autres approbations. En conséquence de ces accords, TOTAL renoncera à la réalisation de son projet d’upgrader à Edmonton. Au 31 décembre 2010, la quote-part des actifs et passifs du projet minier de Joslyn concernée par ces accords a été classée respectivement dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé à hauteur de 622 millions d’euros et dans la rubrique « Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé à hauteur de 8 millions d’euros. Les actifs concernés comprennent des droits miniers pour 390 millions d’euros et des immobilisations corporelles pour 232 millions d’euros. • Chimie – TOTAL a annoncé en décembre 2010 le projet de cession de ses activités résines photoréticulables et résines de revêtement au groupe Arkema pour un montant en valeur d’entreprise de 550 millions d’euros. Cette cession reste soumise au processus légal d’information consultation des instances représentatives du personnel des deux groupes TOTAL et Arkema ainsi qu’à l’approbation des autorités de concurrence des pays concernés et pourrait intervenir dans le courant du premier semestre 2011. Au 31 décembre 2010, les actifs et passifs des activités résines photoréticulables et résines de revêtement ont été classés respectivement dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé à hauteur de 465 millions d’euros et dans la rubrique « Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé à hauteur de 52 millions d’euros. Les actifs concernés comprennent principalement un goodwill pour 63 millions d’euros, des immobilisations corporelles pour 196 millions d’euros et des stocks pour 138 millions d’euros.* CEPSA : Société autonome sur laquelle le Groupe exerce une influence notable, à l'exclusion de tout contrôle. 35) Périmètre de consolidation Au 31 décembre 2010, le périmètre de consolidation se compose de 687 sociétés, dont 596 font l’objet d’une intégration globale, et 91 d’une mise en équivalence (identifiées par la lettre E). L’organigramme juridique simplifié ci-dessous présente les principales sociétés consolidées. Pour chaque filiale figure entre parenthèses le pourcentage d’intérêt du Groupe. Cette présentation des détentions juridiques n’est pas exhaustive et ne rend compte ni des structures opérationnelles ni du poids économique relatif des différentes filiales et des secteurs d’activité. TOTAL E&P Kazakhstan (100%) TOTAL E&P Nigeria S.A.S. (100%) Total Upstream Nigeria Ltd (100%) TOTAL Coal South Africa Ltd (100%) TOTAL Gasandes S.A. (100%) CDF Énergie (100%) TOTAL Venezuela (100%) Petrocedeño (30,3%) E TOTAL E&P USA, Inc. (100%) TOTAL E&P Canada Ltd (100%) Total Trading and Marketing Canada LP (100%) TOTAL E&P Chine (100%) TOTAL E&P Malaysia (100%) TOTAL E&P Australia (100%) TOTAL E&P Mauritanie (100%) TOTAL E&P Madagascar (100%) TOTAL E&P Iraq (100%) TOTAL E&P Côte d’Ivoire (100%) TOTAL E&P Guyane française (100%) TOTAL E&P Golfe Holdings Ltd (100%) TOTAL E&P Golfe Ltd (100%) Qatar Liquefied Gas Co. Ltd II (Train B) (16,7%) E TOTAL Énergie Développement (100%) Ténésol (50%) E Photovoltech (50%) E TOTAL Gaz & Énergies Nouvelles Holding (100%) Géosud (71,1%) E Gaz Transport et Technigaz (30%) E TOTAL Énergie Solaire Concentrée (100%) TOTAL Abengoa Solar Emirates Investment Company (50%) E TOTAL Outre-Mer (100%) Total Petroleum Puerto Rico Corp. (100%) TOTAL (China) Investments (100%) Air Total International (100%) TOTAL Refining Saudi Arabia S.A.S. (100%) Saudi Aramco Total Refining & Petrochemical Company (37,5%) E Chartering & Shipping Services S.A. (100%) TOTAL International Ltd (100%) Atlantic Trading & Marketing (100%) Total Trading Canada Limited (100%) Cray Valley S.A. (100%) TOTAL Chimie (100%) Hutchinson S.A. (100%) Total Petrochemicals Iberica (100%) PetroFina S.A. (100%) TOTAL Belgium (100%) Omnium Insurance and Reinsurance Cy (100%) TOTAL Gestion USA (100%) TOTAL Holdings USA, Inc. (100%) TOTAL Petrochemicals USA, Inc. (100%) TOTAL Gas & Power North America (100%) Hutchinson Corporation (100%) TOTAL Capital (100%) TOTAL Treasury (100%) TOTAL Finance (100%) TOTAL Finance Exploitation (100%) AS24 (100%) Totalgaz SNC (100%) TOTAL Lubrifiants S.A. (99,8%) TOTAL Fluides (100%) Urbaine des Pétroles (100%) Total Especialidades Argentina S.A. (100%) TOTAL (Philippines) Corp. (100%) TOTAL Oil Asia-Pacific Pte Ltd (100%) TOTAL E&P Russie (100%) TOTAL (BTC) Ltd (100%) TOTAL E&P Nigeria Ltd (100%) TOTAL E&P Algérie (100%) TOTAL E&P Angola (100%) TOTAL E&P Libye (100%) TOTAL Abu Al Bu Khoosh (100%) TOTAL South Pars (100%) Elf Petroleum Iran (100%) TOTAL E&P Oman (100%) TOTAL Qatar Oil & Gas (100%) TOTAL E&P Qatar (100%) TOTAL E&P Syrie (100%) TOTAL E&P Yémen (100%) TOTAL E&P Indonésie (100%) TOTAL E&P Myanmar (100%) TOTAL Profils Pétroliers (100%) TOTAL E&P Thaïland (100%) TOTAL Austral (100%) TOTAL E&P Bolivie (100%) TOTAL LNG Angola Ltd (100%) Angola LNG Ltd (13,6%) E Brass Holdings Company Ltd (100%) Brass LNG Ltd (17%) E Qatar Liquefied Gas Company Ltd (10%) E TOTAL Yemen LNG Company Ltd (100%) Yemen LNG (39,6%) E TOTAL Holding Dolphin Amont Ltd (100%) TOTAL E&P Dolphin Upstream Ltd (100%) TOTAL Dolphin Midstream Ltd (100%) Dolphin Energy Ltd (24,5%) E TOTAL South Africa (58,9%) TOTAL Raffinaderij Nederland (55%) Total Tractebel Emirates Power Cy (50%) E Participations TOTAL S.A. (100%) TOTAL E&P HOLDINGS (100%) TOTAL RAFFINAGE MARKETING (100%) Autres participations TOTAL 60,1% 39,9% 65,8% 34,2% Autocontrôle & autodétention : 4,8% TOTAL S.A. Annexe aux comptes consolidés Annexe 1 – Comptes consolidés 9 256 TOTAL. Document de référence 2010Les secteurs d’activité sont représentés par les codes couleurs suivants : Amont Aval Chimie Holding TOTAL Holdings UK Ltd (100%) TOTAL Upstream UK Ltd (100%) TOTAL Midstream UK Ltd (100%) Elf Petroleum UK Plc (100%) South Hook LNG Terminal Company Ltd (8,3%) E TOTAL UK Ltd (100%) Samsung Total Petrochemicals (50%) E TOTAL E&P Norge AS (100%) TOTAL E&P Italia Spa (100%) TOTAL Holdings Nederland B.V. (100%) TOTAL E&P Nederland B.V. (100%) TOTAL E&P Azerbaidjan B.V. (100%) TOTAL E&P Bornéo B.V. (100%) Tepma Colombie (100%) TOTAL Oil & Gas Venezuela B.V. (100%) TOTAL Shtokman B.V. (100%) Shtokman Development A.G. (25%) E TOTAL Termokarstovoye B.V. (100%) Terneftegaz J.S.C. (25%) E TOTAL Nederland N.V. (100%) TOTALErg (49%) E TOTAL Mineraloel und Chemie GmbH (100%) TOTAL Deutschland GmbH (100%) TOTAL Raffinerie Mitteldeutschland (100%) Atotech BV (100%) TOTAL E&P France (100%) TOTAL E&P Congo (100%) TOTAL Participations Pétrolières Gabon (100%) TOTAL Gaz & Électricité Holdings France (100%) TOTAL LNG Nigeria Ltd (100%) TOTAL Infrastructures Gaz France (100%) TOTAL Énergie Gaz (100%) TOTAL Gas & Power Mexico B.V. (100%) Hazira LNG Private Ltd (26%) E TOTAL Gas and Power USA (100%) Konarka (24,8%) E AE Polysilicon Corporation (29,5%) E Amyris (22%) E TOTAL (Africa) Ltd (100%) TOTSA Total Oil Trading S.A. (100%) Socap International Ltd (100%) Sofax Banque (100%) Socap S.A.S. (100%) Elf Aquitaine Fertilisants (100%) Grande Paroisse S.A. (100%) G.P.N. S.A. (100%) TOTAL Nigeria (61,7%) TOTAL Turkiye (100%) S.A. de la Raffinerie des Antilles (50%) E TOTAL Kenya (87,3%) TOTAL Sénégal (95,1%) TOTAL Petrochemicals France (100%) Qatar Petrochemical Company Ltd (20%) E Qatofin Company Ltd (49,1%) E Bostik Holding S.A. (100%) Bostik S.A. (100%) Elf Exploration Production (100%) TOTAL HOLDINGS EUROPE (100%) Autres participations communes TOTAL / Elf Aquitaine Participations Elf Aquitaine (100%) Autres participations Elf Aquitaine 100% 100% 53,2% 16,9% 29,9% TOTAL E&P Cameroun (75,8%) TOTAL Gabon (58,3%) Rosier (56,9%) Cepsa (48,8%) E* Elf Aquitaine (100%) Annexe aux comptes consolidés 9 Annexe 1 – Comptes consolidés Document de référence 2010. TOTAL 257258 TOTAL. Document de référence 2010Document de référence 2010. TOTAL 259 1. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 260 1.1. Processus d’évaluation des réserves . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .260 1.2. Réserves prouvées développées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .260 1.3. Réserves prouvées non développées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .261 1.4. Estimation des réserves prouvées d’huile, bitume et gaz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .261 1.5. Résultats des opérations de production d’hydrocarbures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .269 1.6. Coûts induits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .271 1.7. Coûts capitalisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .272 1.8. Calcul des cash flows nets futurs actualisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .273 1.9. Principales origines des variations des cash flows nets futurs actualisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .274 2. Autres informations complémentaires 275 2.1. Production de gaz commercialisable, prix de production et coûts de production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .275 Annexe 2 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 101. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 La réglementation SEC, « Modernization of Oil and Gas Reporting (Release n° 33-8995) » ainsi que l’application de la réglementation du Financial Accounting Standard Board (FASB) de l’Accounting Standards Codification 932 (« Extractive Activities - Oil and Gas: Oil and Gas Reserve Estimation and Disclosures ») ont modifié, à compter de 2009, les règles d’évaluation et de publication des réserves. Pour rappel, les principaux changements concernant l’estimation des réserves sont l’utilisation d’un prix moyen au lieu d’un prix unique à fin d’année, l’utilisation de nouvelles technologies considérées fiables pour estimer des réserves prouvées et l’intégration, sous certaines conditions, de réserves non conventionnelles dans les activités pétrolières. Les évaluations des réserves prouvées des années 2009 et 2010 ont été réalisées sur la base de ces nouvelles règles. Les principaux impacts de l’application de la règlementation SEC révisée ont été pour 2009, l’application des nouvelles technologies considérées fiables pour estimer les réserves et pour 2010, l’enregistrement des réserves associées à un projet minier de sables bitumineux. 1.1. Processus d’évaluation des réserves L’estimation des réserves est réalisée en filiales par des ingénieurs gisement et géosciences et des économistes expérimentés sous la supervision de la direction générale de la filiale. Les personnes impliquées dans l’exercice sont formées aux procédures internes ainsi qu’aux règles de la SEC qui définissent les critères nécessaires pour que des réserves soient prouvées. Toute modification de réserves prouvées SEC supérieure à un certain seuil, ou toute évaluation technique de réserves associées à une décision d’investissement devant être validée par le Comité Directeur de l’Exploration Production est soumise à l’approbation d’un Comité gisement. Le président de ce comité est nommé par le directeur général de l’Exploration & Production et ses membres représentent l’expertise Réservoir, Géologie de Gisement, Géophysique de Gisements, Forage et Avant-Projets. La validation annuelle des réserves du Groupe fait l’objet d’une procédure précise qui repose sur les éléments suivants : – Une entité centrale dont le rôle est de consolider, documenter et archiver les réserves du Groupe ; de veiller à l’homogénéité des méthodes d’évaluation entre les filiales, de mettre à jour les règles, définitions et procédures internes sur l’évaluation des réserves et de s’assurer de leur cohérence avec les standards de la SEC ; de dispenser les formations sur les méthodes d’évaluation et de classification des réserves ; de mener périodiquement des revues techniques dans chaque filiale. – Une revue annuelle des réserves de chaque filiale par un groupe d’experts choisis pour leurs compétences dans le domaine des géosciences et du réservoir et leurs connaissances des filiales. Ce groupe, dirigé par le responsable Réserves de la direction Géosciences et composé d’au moins trois membres du Comité gisement, a une connaissance approfondie des définitions de la SEC. Son rôle est de vérifier de façon indépendante que les variations de réserves reposent sur des méthodes et des procédures adéquates. – À l’issue de la revue annuelle des réserves, un Comité réserves SEC, présidé par le directeur Finances de l’Exploration & Production et composé des directeurs Géosciences, Stratégie, Juridique, ainsi que du président du Comité gisement et du responsable Réserves de la direction Géosciences, valide les propositions d’enregistrements de réserves SEC pour ce qui concerne les critères ne relevant pas de la technique réservoir. L’état de la revue annuelle et les propositions d’enregistrement de révisions ou d’additions de réserves prouvées SEC est soumis au Comité directeur de l’Exploration & Production pour approbation avant validation finale par la Direction Générale du Groupe. La mise en œuvre des procédures de contrôle fait l’objet d’un audit interne périodique. La personne en charge d’établir les réserves du Groupe est le responsable Réserves de la direction Géoscience (RRDG). À ce titre, il dirige la revue annuelle des réserves, supervise l’entité Réserves, et est membre du Comité gisement et du Comité SEC. Le RRDG a plus de vingt ans d’expérience dans l’industrie pétrolière et a des compétences reconnues dans le domaine des géosciences et de l’ingénierie réservoir, une expertise dans l’évaluation, l’audit et le contrôle des réserves et une bonne connaissance des pratiques économiques et de la finance. Il est ingénieur de l’École nationale supérieure de géologie de Nancy et Docteur en physique des roches de l’Université de Stanford en Californie. Il est membre du comité réserve de la SPE et du groupe d’expert sur la classification des ressources de la commission économique européenne des Nations unies. 260 TOTAL. Document de référence 2010 10 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 1.2. Réserves prouvées développées Au 31 décembre 2010, les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (pétrole brut, liquides de gaz naturel, bitume et gaz naturel) de TOTAL atteignaient 5 708 Mbep et représentaient 53% des réserves prouvées. À fin 2009, les réserves prouvées développées étaient de 5 835 Mbep et représentaient 56% des réserves prouvées. À fin 2008, les réserves prouvées développées étaient de 5 243 Mbep et représentaient 50% des réserves prouvées. Sur les trois dernières années, les réserves développées représentent de façon stable plus de 50% des réserves prouvées et sont maintenues à un niveau supérieur à 5 200 Mbep. Cela traduit la capacité du Groupe à convertir régulièrement les réserves prouvées non développées en réserves prouvées développées. Document de référence 2010. TOTAL 261 1.3. Réserves prouvées non développées Au 31 décembre 2010, les réserves prouvées non développées d’hydrocarbures de TOTAL s’élevaient à 4 987 Mbep. Au 31 décembre 2009, les réserves prouvées non développées étaient de 4 648 Mbep. La hausse de 339 Mbep des réserves non développées se décompose en +291 Mbep associés à des découvertes ou extensions de champs découverts, +183 Mbep associés à des révisions, +416 Mbep associés à des cessions/acquisitions et -551 Mbep de conversion de réserves non développées en réserves développées. Pour l’année 2010, les investissements consacrés au développement de réserves non développées se sont élevés à 6,7 milliards d’euros, représentent 81% des dépenses de développement et concernent des projets situés principalement au Kazakhstan, en Angola, en Norvège, au Nigeria, en Indonésie, au Royaume-Uni, en Thaïlande et aux États-Unis. Environ 60% des réserves non développées sont relatives à des champs déjà en production. Ces réserves se situent principalement au Canada, au Nigeria, aux Émirats arabes unis, au Venezuela et en Norvège. Ces réserves devraient être développées selon le plan de développement initial au fur et à mesure que de nouveaux puits et/ou que des installations seraient construites pour traiter la production de puits existants ou futurs. La mise en production de ces réserves prouvées dépendra de plusieurs facteurs incluant notamment la performance des champs, les contraintes de capacité des installations de surface et les limitations contractuelles des niveaux de production. Le solde des réserves non développées est relatif à des champs non développés pour lesquels un développement a été décidé ou est en cours. Le portefeuille de réserves non développées comprend quelques projets complexes de grande échelle pour lesquels les délais entre l’enregistrement des réserves et la mise en production peuvent dépasser cinq ans. Ces projets spécifiques représentent environ 30% des réserves non développées et incluent le développement d’un champ géant au Kazakhstan, des développements par grande profondeur d’eau en Angola, au Nigeria et au Royaume Uni, et des projets d’extraction de sable bitumineux au Canada. Ces projets sont très complexes à développer de par la nature des réservoirs, les caractéristiques des fluides, l’environnement opératoires et la taille des projets. D’autre part, ces projets sont dimensionnés et optimisés pour une certaine capacité de production qui contrôle le rythme de forage des puits. Seule une partie des réserves est développée pour atteindre le plateau de production ou remplir les obligations contractuelles. Le complément des réserves peut donc rester non développé plus de cinq ans après l’enregistrement des réserves en fonction du comportement du champ. Compte tenu de la spécificité de ces projets, le Groupe estime conforme à la règlementation de comptabiliser l’intégralité des réserves prouvées de ces projets, malgré des durées de mise en production des réserves qui peuvent s’étaler sur plus de cinq ans après le lancement des projets. TOTAL a démontré par le passé sa capacité a développer avec succès des projets comparables avec les développement par grande profondeur d’eau en Angola, au Nigeria, en République du Congo, des projets haute pressionhaute température au Royaume Uni, des développements d’huiles lourdes au Venezuela, ou des projets de GNL au Qatar, Yémen, Nigeria ou Indonésie. Les informations fournies dans les tableaux suivants sont conformes à la réglementation du FASB (Accounting Standards Codification 932 (« Extractive Activities - Oil and Gas: Oil and Gas Reserve Estimation and Disclosures »)) ainsi qu’à la règlementation SEC Regulation S-K items 1200 to 1208. Les tableaux qui suivent présentent les informations par zone géographique : Europe, Afrique, Amériques, Moyen-Orient et Asie (y compris CEI). Certaines informations concernant l’année 2008 ont été reclassées pour respecter le format retenu depuis 2009. Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 10 1.4. Estimation des réserves prouvées d’huile, bitume et gaz Les tableaux qui suivent donnent, pour les réserves de liquides, de bitume et de gaz, une estimation par zone géographique des quantités d’hydrocarbures revenant au Groupe aux 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008. L’analyse porte sur les réserves prouvées développées et non développées, ainsi que sur les variations correspondantes intervenues durant les exercices 2010, 2009 et 2008. Les définitions des réserves prouvées, des réserves prouvées développées et des réserves prouvées non développées d’hydrocarbures sont conformes à la norme 4-10 révisée de la réglementation S-X de la SEC. Les réserves et la production mentionnées dans les tableaux correspondent à la part du Groupe dans lesdites réserves ou ladite production. Les réserves prouvées mondiales de TOTAL incluent les réserves prouvées de ses filiales consolidées, ainsi que sa quote-part dans les réserves prouvées des sociétés mises en équivalence et de deux sociétés non consolidées. 262 TOTAL. Document de référence 2010 10 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 1.4.1. Évolution des réserves d’huile, bitume et gaz (en millions de barils équivalent pétrole) Filiales consolidées Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2007 1 900 3 516 737 474 1 224 7 851 Révisions des estimations antérieures 41 374 50 106 144 715 Découvertes, extensions, autres 82 110 - - 19 211 Acquisitions de réserves en terre 17 - - - - 17 Cessions de réserves en terre - (74) - - (46) (120) Production de l’année (225) (280) (55) (50) (99) (709) Au 31 décembre 2008 1 815 3 646 732 530 1 242 7 965 Révisions des estimations antérieures 46 76 14 (7) 25 154 Découvertes, extensions, autres 18 53 284 76 - 431 Acquisitions de réserves en terre 12 - 130 - - 142 Cessions de réserves en terre (2) (43) (14) - - (59) Production de l’année (224) (266) (56) (55) (101) (702) Au 31 décembre 2009 1 665 3 466 1 090 544 1 166 7 931 Révisions des estimations antérieures 92 200 82 (10) 1 365 Découvertes, extensions, autres 182 - 18 96 30 326 Acquisitions de réserves en terre 23 - 425 - 9 457 Cessions de réserves en terre (45) (26) (5) - (8) (84) Production de l’année (211) (269) (70) (56) (99) (705) Au 31 décembre 2010 1 706 3 371 1 540 574 1 099 8 290 Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires Au 31 décembre 2008 27 100 - - - 127 Au 31 décembre 2009 26 98 - - - 124 Au 31 décembre 2010 26 100 - - - 126 (en millions de barils équivalent pétrole) Sociétés mises en équivalence ou non consolidées Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2007 - 69 554 1 975 - 2 598 Révisions des estimations antérieures - 22 - (2) - 20 Découvertes, extensions, autres - 14 - 3 - 17 Acquisitions de réserves en terre - - 6 - - 6 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (7) (33) (108) - (148) Au 31 décembre 2008 - 98 527 1 868 - 2 493 Révisions des estimations antérieures - 10 (7) 51 - 54 Découvertes, extensions, autres - - - 136 - 136 Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (8) (18) (105) - (131) Au 31 décembre 2009 - 100 502 1 950 - 2 552 Révisions des estimations antérieures - 14 4 (2) - 16 Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (7) (20) (136) - (163) Au 31 décembre 2010 - 107 486 1 812 - 2 405Document de référence 2010. TOTAL 263 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 10 (en millions de barils équivalent pétrole) Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence ou non consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2008 Réserves prouvées développées et non développées 1 815 3 744 1 259 2 398 1 242 10 458 Filiales consolidées 1 815 3 646 732 530 1 242 7 965 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 98 527 1 868 - 2 493 Réserves prouvées développées 1 252 1 801 515 1 194 481 5 243 Filiales consolidées 1 252 1 754 381 504 481 4 372 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 47 134 690 - 871 Réserves prouvées non développées 563 1 943 744 1 204 761 5 215 Filiales consolidées 563 1 892 351 26 761 3 593 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 51 393 1 178 - 1 622 Au 31 décembre 2009 Réserves prouvées développées et non développées 1 665 3 566 1 592 2 494 1 166 10 483 Filiales consolidées 1 665 3 466 1 090 544 1 166 7 931 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 100 502 1 950 - 2 552 Réserves prouvées développées 1 096 1 775 631 1 918 415 5 835 Filiales consolidées 1 096 1 745 503 482 415 4 241 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 30 128 1 436 - 1 594 Réserves prouvées non développées 569 1 791 961 576 751 4 648 Filiales consolidées 569 1 721 587 62 751 3 690 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 70 374 514 - 958 Au 31 décembre 2010 Réserves prouvées développées et non développées 1 706 3 478 2 026 2 386 1 099 10 695 Filiales consolidées 1 706 3 371 1 540 574 1 099 8 290 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 107 486 1 812 - 2 405 Réserves prouvées développées 962 1 692 638 2 055 361 5 708 Filiales consolidées 962 1 666 505 427 361 3 921 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 26 133 1 628 - 1 787 Réserves prouvées non développées 744 1 786 1 388 331 738 4 987 Filiales consolidées 744 1 705 1 035 147 738 4 369 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 81 353 184 - 6181.4.2. Évolution des réserves d’huile Les réserves d’huile des années antérieures à 2009 incluent les réserves de pétrole brut, de liquides de gaz naturel (condensats, GPL) et de bitume. À compter de 2009, les réserves de bitume sont présentées séparément. (en millions de barils) Filiales consolidées Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2007 880 2 498 285 203 530 4 396 Révisions des estimations antérieures 15 297 (17) 54 64 413 Découvertes, extensions, autres 12 107 - - 3 122 Acquisitions de réserves en terre 2 - - - - 2 Cessions de réserves en terre - (74) - - (43) (117) Production de l’année (111) (231) (16) (32) (16) (406) Au 31 décembre 2008 798 2 597 252 225 538 4 410 Révisions des estimations antérieures 34 92 (170) (4) 51 3 Découvertes, extensions, autres 8 38 22 1 - 69 Acquisitions de réserves en terre 1 - - - - 1 Cessions de réserves en terre - (44) (1) - - (45) Production de l’année (108) (223) (15) (34) (17) (397) Au 31 décembre 2009 733 2 460 88 188 572 4 041 Révisions des estimations antérieures 46 131 7 (2) - 182 Découvertes, extensions, autres 146 - 2 82 4 234 Acquisitions de réserves en terre 2 - - - - 2 Cessions de réserves en terre (37) (23) (2) - (7) (69) Production de l’année (98) (218) (16) (29) (15) (376) Au 31 décembre 2010 792 2 350 79 239 554 4 014 Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires Au 31 décembre 2008 12 89 - - - 101 Au 31 décembre 2009 12 88 - - - 100 Au 31 décembre 2010 11 89 - - - 100 (en millions de barils) Sociétés mises en équivalence ou non consolidées Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2007 - 43 533 806 - 1 382 Révisions des estimations antérieures - 22 1 (2) - 21 Découvertes, extensions, autres - - - 3 - 3 Acquisitions de réserves en terre - - 6 - - 6 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (7) (32) (88) - (127) Au 31 décembre 2008 - 58 508 719 - 1 285 Révisions des estimations antérieures - (14) (5) (15) - (34) Découvertes, extensions, autres - - - 136 - 136 Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (7) (18) (79) - (104) Au 31 décembre 2009 - 37 485 761 - 1 283 Révisions des estimations antérieures - 4 4 3 - 11 Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (7) (19) (84) - (110) Au 31 décembre 2010 - 34 470 680 - 1 184 264 TOTAL. Document de référence 2010 10 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932Document de référence 2010. TOTAL 265 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 10 (en millions de barils) Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence ou non consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2008 Réserves prouvées développées et non développées 798 2 655 760 944 538 5 695 Filiales consolidées 798 2 597 252 225 538 4 410 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 58 508 719 - 1 285 Réserves prouvées développées 516 1 357 183 681 65 2 802 Filiales consolidées 516 1 313 56 201 65 2 151 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 44 127 480 - 651 Réserves prouvées non développées 282 1 298 577 263 473 2 893 Filiales consolidées 282 1 284 196 24 473 2 259 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 14 381 239 - 634 Au 31 décembre 2009 Réserves prouvées développées et non développées 733 2 497 573 949 572 5 324 Filiales consolidées 733 2 460 88 188 572 4 041 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 37 485 761 - 1 283 Réserves prouvées développées 457 1 331 187 728 65 2 768 Filiales consolidées 457 1 303 66 174 65 2 065 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 28 121 554 - 703 Réserves prouvées non développées 276 1 166 386 221 507 2 556 Filiales consolidées 276 1 157 22 14 507 1 976 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 9 364 207 - 580 Au 31 décembre 2010 Réserves prouvées développées et non développées 792 2 384 549 919 554 5 198 Filiales consolidées 792 2 350 79 239 554 4 014 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 34 470 680 - 1 184 Réserves prouvées développées 394 1 250 180 662 58 2 544 Filiales consolidées 394 1 226 53 151 58 1 882 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 24 127 511 - 662 Réserves prouvées non développées 398 1 134 369 257 496 2 654 Filiales consolidées 398 1 124 26 88 496 2 132 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 10 343 169 - 5221.4.3. Évolution des réserves de bitume Les réserves de bitume au 31 décembre 2008 et avant cette date sont comprises dans les réserves d’huile présentées en pages 264 et 265. (en millions de barils) Filiales consolidées Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2008 - - - - - - Révisions des estimations antérieures - - 176 - - 176 Découvertes, extensions, autres - - 192 - - 192 Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (3) - - (3) Au 31 décembre 2009 - - 365 - - 365 Révisions des estimations antérieures - - 3 - - 3 Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - 425 - - 425 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (4) - - (4) Au 31 décembre 2010 - - 789 - - 789 Réserves prouvées développées Au 31 décembre 2009 - - 19 - - 19 Au 31 décembre 2010 - - 18 - - 18 Réserves prouvées non développées Au 31 décembre 2009 - - 346 - - 346 Au 31 décembre 2010 - - 771 - - 771 Il n’y a pas de réserves de bitume pour les sociétés mises en équivalence ou non consolidées. Il n’y a pas d’intérêts minoritaires sur les réserves de bitume. 266 TOTAL. Document de référence 2010 10 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932Document de référence 2010. TOTAL 267 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 10 1.4.4. Évolution des réserves de gaz (en milliards de pieds cubes) Filiales consolidées Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2007 5 531 5 371 2 564 1 572 4 045 19 083 Révisions des estimations antérieures 145 381 366 300 458 1 650 Découvertes, extensions, autres 377 17 - - 90 484 Acquisitions de réserves en terre 76 - - - - 76 Cessions de réserves en terre - - - - (15) (15) Production de l’année (622) (240) (216) (103) (480) (1 661) Au 31 décembre 2008 5 507 5 529 2 714 1 769 4 098 19 617 Révisions des estimations antérieures 73 (127) 25 (18) (165) (212) Découvertes, extensions, autres 55 61 382 399 - 897 Acquisitions de réserves en terre 58 - 752 - - 810 Cessions de réserves en terre (13) - (64) - - (77) Production de l’année (633) (217) (212) (122) (467) (1 651) Au 31 décembre 2009 5 047 5 246 3 597 2 028 3 466 19 384 Révisions des estimations antérieures 271 346 415 (80) 15 967 Découvertes, extensions, autres 193 - 88 70 138 489 Acquisitions de réserves en terre 111 - - - 51 162 Cessions de réserves en terre (43) (20) (16) - (4) (83) Production de l’année (617) (258) (278) (151) (472) (1 776) Au 31 décembre 2010 4 962 5 314 3 806 1 867 3 194 19 143 Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires Au 31 décembre 2008 75 64 - - - 139 Au 31 décembre 2009 73 60 - - - 133 Au 31 décembre 2010 83 67 - - - 150 (en milliards de pieds cubes) Sociétés mises en équivalence ou non consolidées Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2007 - 140 125 6 382 - 6 647 Révisions des estimations antérieures - - (13) - - (13) Découvertes, extensions, autres - 76 - - - 76 Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (1) (2) (106) - (109) Au 31 décembre 2008 - 215 110 6 276 - 6 601 Révisions des estimations antérieures - 127 (13) 363 - 477 Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (1) (2) (141) - (144) Au 31 décembre 2009 - 341 95 6 498 - 6 934 Révisions des estimations antérieures - 50 (2) (52) - (4) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (1) (2) (282) - (285) Au 31 décembre 2010 - 390 91 6 164 - 6 645268 TOTAL. Document de référence 2010 10 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 (en milliards de pieds cubes) Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence ou non consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2008 Réserves prouvées développées et non développées 5 507 5 744 2 824 8 045 4 098 26 218 Filiales consolidées 5 507 5 529 2 714 1 769 4 098 19 617 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 215 110 6 276 - 6 601 Réserves prouvées développées 3 989 2 292 1 849 2 893 2 440 13 463 Filiales consolidées 3 989 2 280 1 807 1 766 2 440 12 282 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 12 42 1 127 - 1 181 Réserves prouvées non développées 1 518 3 452 975 5 152 1 658 12 755 Filiales consolidées 1 518 3 249 907 3 1 658 7 335 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 203 68 5 149 - 5 420 Au 31 décembre 2009 Réserves prouvées développées et non développées 5 047 5 587 3 692 8 526 3 466 26 318 Filiales consolidées 5 047 5 246 3 597 2 028 3 466 19 384 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 341 95 6 498 - 6 934 Réserves prouvées développées 3 463 2 272 2 388 6 606 2 059 16 788 Filiales consolidées 3 463 2 261 2 343 1 773 2 059 11 899 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 11 45 4 833 - 4 889 Réserves prouvées non développées 1 584 3 315 1 304 1 920 1 407 9 530 Filiales consolidées 1 584 2 985 1 254 255 1 407 7 485 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 330 50 1 665 - 2 045 Au 31 décembre 2010 Réserves prouvées développées et non développées 4 962 5 704 3 897 8 031 3 194 25 788 Filiales consolidées 4 962 5 314 3 806 1 867 3 194 19 143 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 390 91 6 164 - 6 645 Réserves prouvées développées 3 089 2 240 2 474 7 649 1 790 17 242 Filiales consolidées 3 089 2 229 2 439 1 578 1 790 11 125 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 11 35 6 071 - 6 117 Réserves prouvées non développées 1 873 3 464 1 423 382 1 404 8 546 Filiales consolidées 1 873 3 085 1 367 289 1 404 8 018 Sociétés mises en équivalence ou non consolidées - 379 56 93 - 528Document de référence 2010. TOTAL 269 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 10 1.5. Résultats des opérations de production d’hydrocarbures Les tableaux qui suivent n’incluent pas les chiffres d’affaires et les charges relatifs aux activités de transport d’hydrocarbures et aux activités de liquéfaction et de transport de GNL. (en millions d’euros) Filiales consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 2008 Chiffre d’affaires hors Groupe 4 521 2 930 707 1 558 2 819 12 535 Chiffre d’affaires Groupe 6 310 11 425 360 409 626 19 130 Chiffre d’affaires total 10 831 14 355 1 067 1 967 3 445 31 665 Coûts de production (1 280) (1 055) (213) (249) (263) (3 060) Charges d’exploration (185) (209) (130) (4) (236) (764) Amortissements (1 266) (1 195) (318) (364) (471) (3 614) Autres charges (a) (260) (1 214) (225) (357) (60) (2 116) Résultats avant impôts 7 840 10 682 181 993 2 415 22 111 Impôts sur les bénéfices (5 376) (7 160) (109) (481) (1 212) (14 338) Résultats des opérations de production d’hydrocarbures 2 464 3 522 72 512 1 203 7 773 2009 Chiffre d’affaires hors Groupe 2 499 1 994 583 859 1 926 7 861 Chiffre d’affaires Groupe 4 728 7 423 310 556 597 13 614 Chiffre d’affaires total 7 227 9 417 893 1 415 2 523 21 475 Coûts de production (1 155) (1 122) (193) (204) (243) (2 917) Charges d’exploration (160) (265) (121) (81) (70) (697) Amortissements (1 489) (1 471) (262) (314) (613) (4 149) Autres charges (a) (261) (895) (181) (170) (56) (1 563) Résultats avant impôts 4 162 5 664 136 646 1 541 12 149 Impôts sur les bénéfices (2 948) (3 427) (103) (309) (747) (7 534) Résultats des opérations de production d’hydrocarbures 1 214 2 237 33 337 794 4 615 2010 Chiffre d’affaires hors Groupe 2 839 2 639 628 1 038 2 540 9 684 Chiffre d’affaires Groupe 5 599 9 894 540 644 683 17 360 Chiffre d’affaires total 8 438 12 533 1 168 1 682 3 223 27 044 Coûts de production (1 281) (1 187) (222) (259) (279) (3 228) Charges d’exploration (266) (275) (216) (8) (99) (864) Amortissements (1 404) (1 848) (368) (264) (830) (4 714) Autres charges (a) (299) (1 014) (218) (241) (72) (1 844) Résultats avant impôts 5 188 8 209 144 910 1 943 16 394 Impôts sur les bénéfices (3 237) (5 068) (83) (402) (950) (9 740) Résultats des opérations de production d’hydrocarbures 1 951 3 141 61 508 993 6 654 (a) Y compris les taxes à la production et l’accrétion au titre de l’IAS 37 (223 millions d’euros pour 2008, 271 millions d’euros pour 2009 et 326 millions d’euros pour 2010).(en millions d’euros) Sociétés mises en équivalence Quote-part des résultats Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 2008 - 49 245 287 - 581 2009 Chiffre d’affaires hors Groupe - 203 528 231 - 962 Chiffre d’affaires Groupe - - - 3 382 - 3 382 Chiffre d’affaires total - 203 528 3 613 - 4 344 Coûts de production - (31) (41) (271) - (343) Charges d’exploration - - (17) - - (17) Amortissements - (42) (73) (247) - (362) Autres charges - (9) (205) (2 800) - (3 014) Résultats avant impôts - 121 192 295 - 608 Impôts sur les bénéfices - (93) (74) (101) - (268) Résultats des opérations de production d’hydrocarbures - 28 118 194 - 340 2010 Chiffre d’affaires hors Groupe - 148 120 596 - 864 Chiffre d’affaires Groupe - 3 565 4 646 - 5 214 Chiffre d’affaires total - 151 685 5 242 - 6 078 Coûts de production - (44) (53) (195) (1) (293) Charges d’exploration - (7) (23) - - (30) Amortissements - (44) (89) (259) - (392) Autres charges - - (268) (4 034) - (4 302) Résultats avant impôts - 56 252 754 (1) 1 061 Impôts sur les bénéfices - - (44) (142) - (186) Résultats des opérations de production d’hydrocarbures - 56 208 612 (1) 875 270 TOTAL. Document de référence 2010 10 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932Document de référence 2010. TOTAL 271 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 10 1.6. Coûts induits Les coûts induits représentent les montants dépensés pour les acquisitions de permis, les activités d’exploration et de développement d’hydrocarbures. Ils comprennent à la fois les coûts capitalisés et ceux passés en charges. Les tableaux qui suivent n’incluent pas les coûts induits relatifs aux activités de transport d’hydrocarbures et aux activités de liquéfaction et de transport de GNL. (en millions d’euros) Filiales consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 2008 Acquisition des permis prouvés 269 78 - 8 18 373 Acquisition des permis non prouvés 24 143 22 5 3 197 Coûts d’exploration 228 493 155 11 312 1 199 Coûts de développement (a) 2 035 3 121 408 281 1 596 7 441 Total 2 556 3 835 585 305 1 929 9 210 2009 Acquisition des permis prouvés 71 45 1 551 105 - 1 772 Acquisition des permis non prouvés 26 8 403 - 21 458 Coûts d’exploration 284 475 222 87 123 1 191 Coûts de développement (a) 1 658 3 288 618 250 1 852 7 666 Total 2 039 3 816 2 794 442 1 996 11 087 2010 Acquisition des permis prouvés 162 137 26 139 21 485 Acquisition des permis non prouvés 5 124 1 186 8 619 1 942 Coûts d’exploration 361 407 276 17 250 1 311 Coûts de développement (a) 1 565 3 105 718 247 2 007 7 642 Total 2 093 3 773 2 206 411 2 897 11 380 (en millions de d’euros) Sociétés mises en équivalence Quote-part des coûts induits Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 2008 - 360 85 527 - 972 2009 Acquisition des permis prouvés - - - - - - Acquisition des permis non prouvés - - - - - - Coûts d’exploration - - 22 3 - 25 Coûts de développement (a) - 28 93 293 23 437 Total - 28 115 296 23 462 2010 Acquisition des permis prouvés - - - - - - Acquisition des permis non prouvés - - - - - - Coûts d’exploration - 4 30 4 - 38 Coûts de développement (a) - 20 99 476 73 668 Total - 24 129 480 73 706 (a) Inclut les coûts de restitution des sites capitalisés dans l’exercice et tout gain ou perte constatés lors des restitutions de sites effectuées sur l’exercice.272 TOTAL. Document de référence 2010 10 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 1.7. Coûts capitalisés Les coûts capitalisés représentent les montants des droits miniers prouvés et non prouvés et comprennent les actifs industriels et installations ainsi que les amortissements correspondants. Les tableaux qui suivent n’incluent pas les coûts capitalisés relatifs aux activités de transport d’hydrocarbures et aux activités de liquéfaction et de transport de GNL. (en millions d’euros) Filiales consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2008 Relatifs à des réserves prouvées 26 030 25 136 4 508 4 824 8 836 69 334 Relatifs à des réserves non prouvées 132 1 145 204 25 410 1 916 Total 26 162 26 281 4 712 4 849 9 246 71 250 Amortissements cumulés (18 382) (12 339) (2 051) (3 420) (2 598) (38 790) Coûts nets capitalisés 7 780 13 942 2 661 1 429 6 648 32 460 Au 31 décembre 2009 Relatifs à des réserves prouvées 30 613 27 557 7 123 5 148 10 102 80 543 Relatifs à des réserves non prouvées 337 1 138 839 30 555 2 899 Total 30 950 28 695 7 962 5 178 10 657 83 442 Amortissements cumulés (21 870) (13 510) (2 214) (3 325) (3 085) (44 004) Coûts nets capitalisés 9 080 15 185 5 748 1 853 7 572 39 438 Au 31 décembre 2010 Relatifs à des réserves prouvées 31 735 32 494 7 588 5 715 12 750 90 282 Relatifs à des réserves non prouvées 402 1 458 2 142 49 1 433 5 484 Total 32 137 33 952 9 730 5 764 14 183 95 766 Amortissements cumulés (23 006) (16 716) (2 302) (3 849) (4 092) (49 965) Coûts nets capitalisés 9 131 17 236 7 428 1 915 10 091 45 801 (en millions d’euros) Sociétés mises en équivalence Quote-part des coûts nets capitalisés Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2008 - 403 288 638 - 1 329 Au 31 décembre 2009 Relatifs à des réserves prouvées - 610 726 2 404 - 3 740 Relatifs à des réserves non prouvées - - 135 - 62 197 Total - 610 861 2 404 62 3 937 Amortissements cumulés - (387) (171) (1 723) - (2 281) Coûts nets capitalisés - 223 690 681 62 1 656 Au 31 décembre 2010 Relatifs à des réserves prouvées - 639 887 3 110 - 4 636 Relatifs à des réserves non prouvées - 25 168 - 138 331 Total - 664 1 055 3 110 138 4 967 Amortissements cumulés - (462) (307) (2 029) - (2 798) Coûts nets capitalisés - 202 748 1 081 138 2 169Document de référence 2010. TOTAL 273 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 10 Le calcul des cash flows nets futurs actualisés générés par les réserves prouvées a été effectué selon les principes suivants: – l’estimation des réserves prouvées et des profils de production correspondants est basée sur les conditions techniques et économiques actuelles; – les cash flows futurs sont déterminés sur la base des prix utilisés pour l’estimation des réserves prouvées d’hydrocarbures du Groupe ; – les cash flows futurs comprennent les coûts de production (incluant les taxes à la production), les coûts de développement et les coûts de restitution des sites. Toutes ces estimations de coûts sont basées sur les conditions techniques et économiques existant en fin d’année ; – les estimations des impôts sont calculées en fonction des législations fiscales locales existantes en fin d’année et tiennent compte des différences permanentes et des crédits d’impôts futurs; – les cash flows nets futurs sont actualisés au taux standard de 10%; Ces principes d’application sont ceux requis par la norme ASC 932 et ne reflètent pas les perspectives de revenus réels pouvant provenir de ces réserves, ni leur valeur actuelle. Ils ne constituent donc pas des critères de décision d’investissement. Une meilleure estimation de la valeur actuelle des réserves doit prendre également en considération, entre autres facteurs, la part des réserves déjà découvertes mais non encore qualifiées de réserves prouvées, l’intégration de modifications futures dans les prix et les coûts, et un taux d’actualisation plus représentatif de la valeur temps du coût de l’argent et des risques inhérents aux calculs de réserves estimées. 1.8. Calcul des cash flows nets futurs actualisés (en millions d’euros) Filiales consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2008 Revenus futurs 42 749 67 761 7 963 7 047 19 745 145 265 Coûts de production futurs (8 593) (15 372) (4 040) (1 942) (5 224) (35 171) Coûts de développement futurs (10 423) (21 594) (1 863) (733) (7 497) (42 110) Impôts futurs (15 651) (14 571) (367) (1 577) (2 545) (34 711) Cash flows nets futurs, après impôts 8 082 16 224 1 693 2 795 4 479 33 273 Actualisation à 10% (3 645) (8 144) (715) (1 333) (3 450) (17 287) Calcul normalisé des cash flows nets futurs actualisés 4 437 8 080 978 1 462 1 029 15 986 Au 31 décembre 2009 Revenus futurs 50 580 107 679 18 804 9 013 32 004 218 080 Coûts de production futurs (11 373) (23 253) (8 286) (2 831) (6 996) (52 739) Coûts de développement futurs (12 795) (21 375) (5 728) (698) (6 572) (47 168) Impôts futurs (17 126) (36 286) (1 293) (2 041) (5 325) (62 071) Cash flows nets futurs, après impôts 9 286 26 765 3 497 3 443 13 111 56 102 Actualisation à 10% (3 939) (13 882) (2 696) (1 558) (8 225) (30 300) Calcul normalisé des cash flows nets futurs actualisés 5 347 12 883 801 1 885 4 886 25 802 Au 31 décembre 2010 Revenus futurs 65 644 142 085 42 378 14 777 41 075 305 959 Coûts de production futurs (16 143) (29 479) (19 477) (4 110) (6 476) (75 685) Coûts de développement futurs (18 744) (25 587) (8 317) (3 788) (8 334) (64 770) Impôts futurs (20 571) (51 390) (3 217) (2 541) (7 281) (85 000) Cash flows nets futurs, après impôts 10 186 35 629 11 367 4 338 18 984 80 504 Actualisation à 10% (5 182) (16 722) (8 667) (2 106) (11 794) (44 471) Calcul normalisé des cash flows nets futurs actualisés 5 004 18 907 2 700 2 232 7 190 36 033 Part des minoritaires dans les cash flows nets futurs (en millions d’euros) Au 31 décembre 2008 217 (50) - - - 167 Au 31 décembre 2009 212 60 - - - 272 Au 31 décembre 2010 273 344 - - - 617274 TOTAL. Document de référence 2010 10 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 (en millions d’euros) Sociétés mises en équivalence Quote-part des cash flow nets futurs Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Au 31 décembre 2008 - 418 608 4 275 - 5 301 Au 31 décembre 2009 Revenus futurs - 1 432 16 750 48 486 - 66 668 Coûts de production futurs - (624) (6 993) (30 739) - (38 356) Coûts de développement futurs - (26) (1 924) (3 891) - (5 841) Impôts futurs - (245) (3 650) (1 843) - (5 738) Cash flows nets futurs, après impôts - 537 4 183 12 013 - 16 733 Actualisation à 10% - (239) (2 816) (6 383) - (9 438) Calcul normalisé des cash flows nets futurs actualisés - 298 1 367 5 630 - 7 295 Au 31 décembre 2010 Revenus futurs - 1 814 22 293 59 472 - 83 579 Coûts de production futurs - (765) (8 666) (40 085) - (49 516) Coûts de développement futurs - (26) (2 020) (3 006) - (5 052) Impôts futurs - (349) (5 503) (2 390) - (8 242) Cash flows nets futurs, après impôts - 674 6 104 13 991 - 20 769 Actualisation à 10% - (203) (3 946) (7 386) - (11 535) Calcul normalisé des cash flows nets futurs actualisés - 471 2 158 6 605 - 9 234 1.9. Principales origines des variations des cash flows nets futurs actualisés Filiales consolidées (en millions d’euros) 2008 2009 2010 Cash flows nets futurs actualisés au 1 er janvier 48 464 15 986 25 802 Ventes nettes des coûts de production et autres charges (26 109) (17 266) (22 297) Variations des prix et des coûts de production et autres charges (81 358) 35 738 30 390 Extensions, découvertes et amélioration de la récupération 556 (267) 716 Variations des estimations des coûts de développement futurs (2 227) (4 847) (7 245) Coûts de développement antérieurement estimés encourus dans l’année 6 960 7 552 7 896 Révisions des estimations précédentes des quantités 2 693 164 5 523 Accrétion de l’actualisation à 10% 4 846 1 599 2 580 Variation nette des impôts sur les bénéfices 63 611 (12 455) (6 773) Acquisitions des réserves en terre 50 230 442 Cessions des réserves en terre (1 500) (632) (1 001) Fin de l’exercice 15 986 25 802 36 033 Sociétés mises en équivalence (en millions d’euros) 2009 2010 Cash flows nets futurs actualisés au 1 er janvier 5 301 7 295 Ventes nettes des coûts de production et autres charges (987) (1 583) Variations des prix et des coûts de production et autres charges 2 789 2 366 Extensions, découvertes et amélioration de la récupération 407 - Variations des estimations des coûts de développement futurs (88) 195 Coûts de développement antérieurement estimés encourus dans l’année 854 651 Révisions des estimations précédentes des quantités (790) 308 Accrétion de l’actualisation à 10% 530 730 Variation nette des impôts sur les bénéfices (721) (728) Acquisitions des réserves en terre - - Cessions des réserves en terre - - Fin de l’exercice 7 295 9 234Document de référence 2010. TOTAL 275 Annexe 2 – Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Autres informations complémentaires 10 2. Autres informations complémentaires 2.1. Production de gaz commercialisable, prix de production et coûts de production Entités consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 2009 Production de gaz naturel commercialisable (Mpc/j) (a) 1 643 480 545 297 1 224 4 189 Prix de production (b) Huile (€/b) 40,76 40,77 36,22 39,94 37,66 40,38 Bitume (€/b) - - 23,17 - - 23,17 Gaz naturel (€/kpc) 4,81 1,33 1,56 0,72 4,47 3,70 Coûts de production unitaires (€/bep) (c) (d) Total liquides et gaz 5,30 4,35 3,59 3,86 2,52 4,30 Bitume - - 25,45 - - 25,45 Sociétés mises en équivalence Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 2009 Production de gaz naturel commercialisable (Mpc/j) (a) - - - 268 - 268 Prix de production (b) Huile (€/b) - 42,98 33,14 43,98 - 42,18 Bitume (€/b) - - - - - - Gaz naturel (€/kpc) - - - 3,53 - 3,53 Coûts de production unitaires (€/bep) (c) Total liquides et gaz - 4,21 2,24 2,81 - 2,81 Bitume - - - - - - Entités consolidées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 2010 Production de gaz naturel commercialisable (Mpc/j) (a) 1 603 608 732 375 1 234 4 552 Prix de production (b) Huile (€/b) 55,70 56,18 45,28 55,83 52,33 55,39 Bitume (€/b) - - 33,19 - - 33,19 Gaz naturel (€/kpc) 5,17 1,55 1,83 0,63 5,67 3,94 Coûts de production unitaires (€/bep) (c) Total liquides et gaz 6,23 4,53 3,29 4,82 2,93 4,72 Bitume - - 17,49 - - 17,49 Sociétés mises en équivalence Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 2010 Production de gaz naturel commercialisable (Mpc/j) (a) - - - 650 - 650 Prix de production (b) Huile (€/b) - 53,96 43,81 57,03 - 54,95 Bitume (€/b) - - - - - - Gaz naturel (€/kpc) - - - 2,30 - 2,30 Coûts de production unitaires (€/bep) (c) Total liquides et gaz - 6,31 2,76 1,54 - 1,91 Bitume - - - - - - (a) Ces volumes de gaz sont différents de ceux inclus dans le tableau de l’évolution des réserves. Ils excluent l’auto-consommation de gaz lors des opérations de production. (b) Les volumes utilisés pour ce calcul sont les volumes vendus issus de la production du Groupe. (c) Les volumes d’huile utilisés pour ce calcul sont ceux inclus dans le tableau de l’évolution des réserves. Les volumes de gaz naturel sont différents de ceux inclus dans le tableau de l’évolution des réserves. Ils excluent l’auto-consommation de gaz lors des opérations de production. (d) Les coûts de production publiés antérieurement pour les sociétés consolidées ont été modifiés. 276 TOTAL. Document de référence 2010Les comptes sociaux ont été arrêtés par le Conseil d’administration le 10 février 2011 et ne sont pas mis à jour des éléments postérieurs à cette date. 1. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés 278 2. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels 280 3. Comptes sociaux Société mère 281 3.1. Compte de résultat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .281 3.2. Bilan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .282 3.3. Tableau des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .283 3.4. Variation des capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .284 4. Annexe aux comptes sociaux 285 1) Principes comptables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .285 2) Immobilisations incorporelles et corporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .285 3) Titres de participation et créances rattachées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .286 4) Autres immobilisations financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .287 5) Créances d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .287 6) Capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .288 7) Provisions pour risques et charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .289 8) Provisions pour restructurations, retraites, pensions et obligations similaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .289 9) Dettes financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .290 10) Dettes d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291 11) Écarts de conversion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291 12) Chiffre d’affaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291 13) Charges nettes d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291 14) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291 15) Charges et produits financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292 16) Dividendes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292 17) Autres charges et produits financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292 18) Résultat exceptionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292 19) Régime fiscal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292 20) Risque de change et de contrepartie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292 21) Engagements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .293 22) Ventilation de l’effectif moyen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .293 23) Plans d’options de souscription et d’achat d’actions, plans d’attribution gratuite d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .294 24) Autres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .298 5. Autres informations Société mère 299 5.1. Filiales et participations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .299 5.2. Inventaire des valeurs mobilières détenues en portefeuille . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .300 5.3. Autres informations sur cinq ans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302 5.4. Affectation du résultat 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302 5.5. Évolution du capital social au cours des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .303 6. Informations d’ordre social et environnemental 304 6.1. Social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .304 6.2. Environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .308 7. Informations financières consolidées des cinq derniers exercices 311 7.1. Bilan consolidé résumé des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .311 7.2. Compte de résultat consolidé des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .312 Document de référence 2010. TOTAL 277 Annexe 3 TOTAL S.A. 111. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2010 Aux Actionnaires, en notre qualité de commissaires aux comptes de votre Société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions et engagements réglementés. Il nous appartient de vous communiquer, sur la base des informations qui nous ont été données, les caractéristiques et les modalités essentielles des conventions et engagements dont nous avons été avisés ou que nous aurions découverts à l’occasion de notre mission, sans avoir à nous prononcer sur leur utilité et leur bien-fondé ni à rechercher l'existence d’autres conventions et engagements. Il vous appartient, selon les termes de l’article R.225-31 du Code de commerce, d'apprécier l'intérêt qui s'attachait à la conclusion de ces conventions et engagements en vue de leur approbation. Par ailleurs, il nous appartient, le cas échéant, de vous communiquer les informations prévues à l’article R.225-31 du Code de commerce relatives à l’exécution, au cours de l’exercice écoulé, des conventions et engagements déjà approuvés par l’Assemblée générale. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier la concordance des informations qui nous ont été données avec les documents de base dont elles sont issues. 1. Conventions et engagements soumis à l’approbation de l’Assemblée générale En application de l'article L.225-40 du Code de commerce, nous avons été avisés de la convention suivante qui a fait l'objet de l'autorisation préalable de votre Conseil d’administration. – Personne concernée : M. Thierry Desmarest, administrateur et Président d’Honneur. – Nature et objet : moyens mis à la disposition du Président d’Honneur. – Modalités : le Président d’Honneur, compte tenu des missions de représentation du Groupe qui lui sont confiées, bénéficie de la mise à disposition des moyens suivants : bureau, assistante, voiture avec chauffeur. 2. Conventions et engagements déjà approuvés par l’Assemblée générale En application de l’article R.225-30 du Code de commerce, nous avons été informés que l’exécution des conventions et engagements suivants, déjà approuvés par les Assemblées générales du 15 mai 2009 et du 21 mai 2010, s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé. a) Engagements concernant les conditions de retraite des dirigeants sociaux – Personnes concernées : M. Thierry Desmarest, Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010 et administrateur sur toute la durée de l’exercice clos le 31 décembre 2010. M. Christophe de Margerie, Directeur Général jusqu’au 21 mai 2010 et Président-directeur général à compter du 21 mai 2010. – Nature et objet : ces dirigeants sociaux bénéficient des mêmes dispositions que les salariés de TOTAL S.A. en matière d’indemnité de départ à la retraite et de régime supplémentaire de retraite. – Modalités : indemnités de départ à la retraite. Les dirigeants sociaux bénéficient de l’indemnité de départ à la retraite d’un montant égal à celle prévue par la convention collective nationale de l’industrie du pétrole pour les salariés concernés du Groupe TOTAL. Cette indemnité est égale à 25% de la rémunération annuelle fixe et variable perçue au cours des douze derniers mois précédant le départ du dirigeant social. Le versement de l’indemnité de départ à la retraite des dirigeants sociaux est soumis à une condition de performance, considérée comme remplie si deux au moins des trois critères définis ci-dessous sont satisfaits : – la moyenne des ROE (Return On Equity) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant social atteint au moins 12% ; – la moyenne des ROACE (Return On Average Capital Employed) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant social atteint au moins 10% ; – le taux de croissance de la production de pétrole et du gaz du groupe TOTAL est supérieur ou égal à la moyenne du taux de croissance des quatre sociétés : ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, au cours des trois années précédant l’année de départ du dirigeant social. En 2010, M. Desmarest a perçu une indemnité de départ à la retraite d’un montant de 492 963 euros, après que le Conseil d’administration du 21 mai 2010 a constaté que chacun des trois critères de performance applicable rappelés ci-dessus était satisfait. 278 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementésRégime supplémentaire de retraite Le régime supplémentaire de retraite est celui applicable aux dirigeants sociaux et salariés du Groupe dont la rémunération excède un montant égal à huit fois le plafond de la Sécurité sociale, au-delà duquel il n’existe pas de système légal ou conventionnel de retraite. Ce régime supplémentaire de retraite, financé et géré par TOTAL S.A., procure à ses bénéficiaires une pension qui est fonction de l’ancienneté, limitée à vingt ans, et de la fraction de la rémunération brute (fixe et variable) excédant le seuil de huit fois le plafond annuel de la Sécurité sociale. Cette pension de retraite est indexée sur l’évolution du point ARRCO (Association pour le Régime de Retraite Complémentaire des salariés). Le cumul des montants annuels de la retraite supplémentaire et des autres retraites (autres que celles constituées à titre individuel et facultatif) ne peut excéder 45% de la rémunération moyenne des trois dernières années. Si ce plafond était dépassé, le montant de la retraite supplémentaire serait réduit à due concurrence. Au 31 décembre 2010, les engagements à la charge de la Société au titre du régime supplémentaire de retraite correspondent pour le Président-directeur général, à une pension annuelle égale à 19,47% de sa rémunération annuelle perçue en 2010. À ce titre, M. Desmarest, Président d’Honneur, bénéficie en raison de ses fonctions passées dans le Groupe, d’un complément de retraite annuel égal à environ 549 155 euros (valeur au 31 décembre 2010) indexé sur l’évolution du point ARRCO, ce qui correspond à un montant versé de 320 341 euros au titre de 2010. b) Engagements concernant les dispositions applicables en cas de résiliation ou de non renouvellement du mandat social – Personne concernée : M. Christophe de Margerie, Président-directeur général. – Nature et objet : en cas de résiliation ou de non renouvellement de son mandat social, le Président-Directeur Général bénéficiera d’une indemnité. – Modalités : cette indemnité sera égale à deux années de rémunération brute. La base de référence sera constituée par la rémunération brute (fixe et variable) des douze mois précédant la date de résiliation ou de non renouvellement du mandat social. L’indemnité de départ, versée en cas de changement de contrôle ou de stratégie décidé par la Société, ne sera pas due en cas de faute grave ou lourde, ou si le Président-directeur général quitte la Société à son initiative, change de fonctions à l’intérieur du Groupe ou peut faire valoir à brève échéance ses droits à la retraite à taux plein. Le versement de cette indemnité en cas de résiliation ou de non renouvellement du mandat social sera soumis à une condition de performance, considérée comme remplie si deux au moins des trois critères définis ci-dessous sont satisfaits : – la moyenne des ROE (Return On Equity) des trois années précédant l’année de départ du Président-directeur général atteint au moins 12% ; – la moyenne des ROACE (Return On Average Capital Employed) des trois années précédant l’année de départ du Président-directeur général atteint au moins 10% ; – le taux de croissance de la production de pétrole et du gaz du Groupe TOTAL est supérieur ou égal à la moyenne du taux de croissance des quatre sociétés : ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, au cours des trois années précédant l’année de départ du Président-directeur général. Paris La Défense, le 24 mars 2011 Les commissaires aux comptes KPMG Audit ERNST & YOUNG Audit Département de KPMG S.A. Pascal Macioce Jay Nirsimloo Laurent Vitse Document de référence 2010. TOTAL 279 Annexe 3 – TOTAL S.A. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés 112. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels Exercice clos le 31 décembre 2010 Aux Actionnaires, en exécution de la mission qui nous a été confiée par votre Assemblée générale, nous vous présentons notre rapport relatif à l'exercice clos le 31 décembre 2010, sur : – le contrôle des comptes annuels de la société TOTAL S.A., tels qu'ils sont joints au présent rapport ; – la justification de nos appréciations ; – les vérifications et informations spécifiques prévues par la loi. Les comptes annuels ont été arrêtés par le Conseil d'administration. Il nous appartient, sur la base de notre audit, d'exprimer une opinion sur ces comptes. I. Opinion sur les comptes annuels Nous avons effectué notre audit selon les normes d'exercice professionnel applicables en France ; ces normes requièrent la mise en œuvre de diligences permettant d'obtenir l'assurance raisonnable que les comptes annuels ne comportent pas d'anomalies significatives. Un audit consiste à vérifier, par sondages ou au moyen d'autres méthodes de sélection, les éléments justifiant des montants et informations figurant dans les comptes annuels. Il consiste également à apprécier les principes comptables suivis, les estimations significatives retenues et la présentation d'ensemble des comptes. Nous estimons que les éléments que nous avons collectés sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion. Nous certifions que les comptes annuels sont, au regard des règles et principes comptables français, réguliers et sincères et donnent une image fidèle du résultat des opérations de l'exercice écoulé ainsi que de la situation financière et du patrimoine de la Société à la fin de cet exercice. II. Justification des appréciations En application des dispositions de l'article L. 823-9 du Code de commerce relatives à la justification de nos appréciations, nous portons à votre connaissance les éléments suivants : Nous avons procédé à l’appréciation des approches retenues par votre société pour l’évaluation des titres de participation, telles que décrites dans la note 1 de l’annexe, sur la base des éléments disponibles à ce jour, et mis en œuvre des tests pour vérifier, par sondages, l’application de ces méthodes. Dans le cadre de nos appréciations, nous nous sommes également assurés du caractère raisonnable des estimations associées à l’application de ces méthodes. Les appréciations ainsi portées s'inscrivent dans le cadre de notre démarche d'audit des comptes annuels, pris dans leur ensemble, et ont donc contribué à la formation de notre opinion exprimée dans la première partie de ce rapport. III. Vérifications et informations spécifiques Nous avons également procédé, conformément aux normes d'exercice professionnel applicables en France, aux vérifications spécifiques prévues par la loi. Nous n’avons pas d’observation à formuler sur la sincérité et la concordance avec les comptes annuels des informations données dans le rapport de gestion du Conseil d’administration et dans les documents adressés aux actionnaires sur la situation financière et les comptes annuels. Concernant les informations fournies en application des dispositions de l'article L. 225-102-1 du Code de commerce sur les rémunérations et avantages versés aux mandataires sociaux ainsi que sur les engagements consentis en leur faveur, nous avons vérifié leur concordance avec les comptes ou avec les données ayant servi à l'établissement de ces comptes et, le cas échéant, avec les éléments recueillis par votre Société auprès des sociétés contrôlant votre Société ou contrôlées par elle. Sur la base de ces travaux, nous attestons l'exactitude et la sincérité de ces informations. En application de la loi, nous nous sommes assurés que les diverses informations relatives aux prises de participation et de contrôle et à l'identité des détenteurs du capital et des droits de vote vous ont été communiquées dans le rapport de gestion. Paris-La Défense, le 24 mars 2011 Les commissaires aux comptes KPMG Audit ERNST & YOUNG Audit Département de KPMG S.A. Pascal Macioce Jay Nirsimloo Laurent Vitse 280 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels3. Comptes sociaux Société mère 3.1. Compte de résultat Exercice (en milliers d’euros) 2010 2009 2008 Chiffre d’affaires (note 12) 10 307 170 8 222 687 11 867 602 Charges nettes d’exploitation (note 13) (8 179 634) (6 758 269) (8 691 677) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation (note 14) (141 174) (129 113) (76 675) Résultat d’exploitation 1 986 362 1 335 305 3 099 250 Charges et produits financiers (note 15) (448 084) (449 419) (1 438 676) Dividendes (note 16) 6 497 082 5 777 717 7 161 752 (Dotations) Reprises aux provisions financières (489 911) (236 234) (372 254) Autres charges et produits financiers (note 17) (7 945) 2 328 128 859 Résultat financier 5 551 142 5 094 392 5 479 681 Résultat courant 7 537 504 6 429 697 8 578 931 Résultat sur cessions de titres et prêts (34 976) 639 371 (70 207) Résultat sur cessions d’immobilisations 239 - (24) Éléments exceptionnels (75 259) (13 802) (19 234) Résultat exceptionnel (note 18) (109 996) 625 569 (89 465) Participation et intéressement des salariés (54 613) (36 973) (44 502) Impôts (1 532 807) (1 384 612) (2 437 355) Résultat net 5 840 088 5 633 681 6 007 609 Document de référence 2010. TOTAL 281 Annexe 3 – TOTAL S.A. Comptes sociaux société mère 113.2. Bilan Au 31 décembre (en milliers d’euros) ACTIF 2010 2009 2008 Actif immobilisé Immobilisations incorporelles (note 2) 817 999 775 519 322 360 Amortissements et provisions (245 031) (208 540) (178 718) Immobilisations incorporelles, valeur nette 572 968 566 979 143 642 Immobilisations corporelles (note 2) 535 475 511 070 483 888 Amortissements et provisions (361 610) (327 094) (308 656) Immobilisations corporelles, valeur nette 173 865 183 976 175 232 Titres de participation et créances rattachées (note 3) 84 934 902 78 874 175 77 479 879 Amortissements et provisions (565 561) (545 634) (545 925) Autres immobilisations financières (note 4) 52 535 59 547 1 297 618 Immobilisations financières, valeur nette 84 421 876 78 388 088 78 231 572 Total actif immobilisé 85 168 709 79 139 043 78 550 446 Actif circulant Stocks 4 832 2 293 2 931 Créances d’exploitation (note 5) 2 141 796 2 062 978 1 778 280 Valeurs mobilières de placement 476 610 596 076 760 779 Disponibilités et dépôts à court terme 141 131 225 209 426 877 Total actif circulant 2 764 369 2 886 556 2 968 867 Charges constatées d’avance 5 782 3 532 8 763 Écarts de conversion (note 11) 12 212 588 110 047 Total de l’actif 87 938 872 82 241 719 81 638 123 Au 31 décembre (en milliers d’euros) PASSIF 2010 2009 2008 Capitaux propres (note 6) Capital 5 874 102 5 871 057 5 929 520 Primes 27 208 151 27 170 640 28 283 676 Réserves (note 6 B) 3 986 382 3 975 314 3 977 370 Report à nouveau 4 425 753 4 114 277 3 416 997 Résultat net 5 840 088 5 633 681 6 007 609 Acompte sur dividendes (2 664 730) (2 660 016) (2 655 125) Total des capitaux propres 44 669 746 44 104 953 44 960 047 Provisions pour risques et charges (notes 7 et 8) 3 771 567 3 199 872 2 926 271 Dettes Dettes financières long terme (note 9) 15 929 648 14 614 076 10 935 544 Dettes financières court terme (note 9) 21 715 905 18 651 431 21 364 571 Dettes d’exploitation (note 10) 1 790 981 1 671 306 1 450 432 Total des dettes 39 436 534 34 936 813 33 750 547 Produits constatés d’avance - - 1 159 Écarts de conversion (note 11) 61 025 81 99 Total du passif 87 938 872 82 241 719 81 638 123 282 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Comptes sociaux société mère3.3. Tableau des flux de trésorerie Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Flux de trésorerie d’exploitation Résultat net 5 840 5 634 6 008 Dotations (Reprises) aux amortissements et provisions pour dépréciation des immobilisations corporelles et incorporelles 102 89 63 Dotations (Reprises) aux provisions des immobilisations financières 24 - 2 Dotations (Reprises) aux autres provisions 571 274 384 Marge brute d’autofinancement 6 537 5 997 6 457 (Profits) Pertes sur cessions 35 (639) 26 Diminution (Augmentation) du besoin en fonds de roulement (266) (299) (35) Autres, net 126 31 82 Flux de trésorerie d’exploitation 6 432 5 090 6 530 Flux de trésorerie d’investissement Acquisition d’immobilisations corporelles et incorporelles (64) (538) (92) Acquisition de titres de participation et augmentations de prêts long terme (6 317) (1 401) (1 276) Investissements (6 381) (1 939) (1 368) Produits de cession sur titres et remboursements de prêts long terme 782 955 885 Désinvestissements 782 955 885 Flux de trésorerie d’investissement (5 599) (984) (483) Flux de trésorerie de financement Augmentation de capital 41 32 257 Rachat d’actions propres - - (1 222) Solde du dividende payé en numéraire (2 662) (2 655) (2 511) Acompte sur dividende payé en numéraire (2 665) (2 660) (2 655) Remboursement d’emprunts à long terme (63) (245) (407) Augmentation (Diminution) des dettes financières et concours bancaires courants 4 432 1 220 384 Flux de trésorerie de financement (917) (4 308) (6 154) Augmentation (Diminution) des disponibilités et dépôts à court terme (84) (202) (107) Disponibilités et dépôts à court terme au bilan d’ouverture 225 427 534 Disponibilités et dépôts à court terme au bilan de clôture 141 225 427 Document de référence 2010. TOTAL 283 Annexe 3 – TOTAL S.A. Comptes sociaux société mère 113.4. Variation des capitaux propres (en millions d’euros) Actions émises Réserves Réserves de Total et report réévaluation Nombre Montant Primes à nouveau d’émission Au 1 er janvier 2008 2 395 532 097 5 989 29 598 9 866 38 45 491 Solde du dividende payé en numéraire (a) - - - (2 511) - (2 511) Résultat net 2008 - - - 6 008 - 6 008 Acompte sur dividende 2008 (b) - - - (2 655) - (2 655) Émission d’actions réservée aux salariés 4 870 386 12 204 - - 216 Réduction de capital (30 000 000) (75) (1 566) - - (1 641) Exercice d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine bénéficiant de la garantie d’échange 227 424 1 9 - - 10 Émission d’actions 1 178 167 3 38 - - 41 Variation des écarts de réévaluation - - - - 1 1 Au 31 décembre 2008 2 371 808 074 5 930 28 283 10 708 39 44 960 Solde du dividende payé en numéraire (c) - - - (2 655) - (2 655) Résultat net 2009 - - - 5 634 - 5 634 Acompte sur dividende 2009 (d) - - - (2 660) - (2 660) Réduction de capital (24 800 000) (62) (1 160) - - (1 222) Exercice d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine bénéficiant de la garantie d’échange 480 030 1 17 - - 18 Émission d’actions 934 780 2 30 - - 32 Variation des écarts de réévaluation - - - - (2) (2) Au 31 décembre 2009 2 348 422 884 5 871 27 170 11 027 37 44 105 Solde du dividende payé en numéraire (e) - - - (2 662) - (2 662) Résultat net 2010 - - - 5 840 - 5 840 Acompte sur dividende 2010 (f) - - - (2 665) - (2 665) Émission d’actions 1 218 047 3 38 - - 41 Variation des écarts de réévaluation - - - - 11 11 Au 31 décembre 2010 2 349 640 931 5 874 27 208 11 540 48 44 670 (a) Solde du dividende 2007 versé en 2008 : 2 511 millions d’euros (1,07 euro par action). (b) Acompte sur dividende versé en 2008 : 2 655 millions d’euros (1,14 euro par action). (c) Solde du dividende 2008 versé en 2009 : 2 655 millions d’euros (1,14 euro par action). (d) Acompte sur dividende versé en 2009 : 2 660 millions d’euros (1,14 euro par action). (e) Solde du dividende 2009 versé en 2010 : 2 662 millions d’euros (1,14 euro par action). (f) Acompte sur dividende versé en 2010 : 2 665 millions d’euros (1,14 euro par action). 284 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Comptes sociaux société mèreLes comptes de l’exercice 2010 sont établis conformément à la réglementation comptable française. Immobilisations corporelles Les immobilisations corporelles figurent au bilan pour leur valeur d’origine corrigée des incidences de la réévaluation légale de 1976. Ces immobilisations sont amorties linéairement sur leur durée de vie estimée : Constructions 20-30 ans Mobilier, agencements 5-10 ans Matériel de transport 2-5 ans Matériel et mobilier de bureau 5-10 ans Matériel informatique 3-5 ans Immobilisations financières Les titres de participation sont comptabilisés au coût d’acquisition éventuellement corrigé de la réévaluation légale de 1976. Les créances rattachées à des participations sont valorisées à leur valeur nominale. Pour le secteur Amont, les titres de participation et créances rattachées font l’objet d’une provision à hauteur des dépenses d’exploration en l’absence d’une décision de mise en production. Dans l’hypothèse où il a été mis en évidence l’existence de réserves prouvées, la valeur des titres et créances est limitée au montant des revenus futurs actualisés au moment de la clôture. Pour les autres secteurs, les provisions pour dépréciation des titres de participation et créances rattachées sont calculées en fonction des capitaux propres, de la valeur économique et de l’intérêt de la détention des titres. Stocks Les stocks sont évalués au prix de revient ou à la valeur de marché si celle-ci est inférieure. Les stocks d’hydrocarbures bruts et de produits pétroliers sont évalués selon la méthode FIFO (First In, First Out). Créances et dettes Les créances et dettes sont comptabilisées à leur valeur nominale. Une provision pour dépréciation des créances est pratiquée lorsque la valeur d’inventaire est inférieure à la valeur comptable. Comptabilisation des opérations en devises étrangères Les créances et dettes en devises étrangères sont converties en euros au cours de change à la clôture de l’exercice. Les différences de conversion sur les éléments ne faisant pas l’objet d’une couverture de change sont comptabilisées en écart de conversion actif ou passif. Les pertes de change latentes donnent lieu à la constitution d’une provision pour risques. Les différences de conversion sur les autres créances et dettes en devises étrangères sont comptabilisées en résultat et compensées par les gains ou pertes latents résultant d’opérations de couverture de change hors bilan. Instruments financiers TOTAL S.A. utilise des instruments financiers dans un but exclusif de couverture économique afin de gérer son exposition aux fluctuations des taux d’intérêt et des cours de change de devises étrangères. Dans le cadre de cette politique, TOTAL S.A. a recours à des swaps de taux d’intérêt et des opérations à terme. Les différentiels d’intérêts attachés aux swaps ou les reports et déports attachés à ces opérations à terme sont constatés, prorata temporis, au compte de résultat en charges ou produits financiers, sur la durée de vie des instruments. 2) Immobilisations incorporelles et corporelles Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 Brut Amortissements Net Net et provisions Siège (a) 345 (204) 141 148 Succursale (A.D.G.I.L.) 473 (41) 432 419 Total immobilisations incorporelles 818 (245) 573 567 Terrains 34 - 34 34 Constructions 92 (46) 46 50 Autres 410 (316) 94 100 Total immobilisations corporelles 536 (362) 174 184 Total (b) 1 354 (607) 747 751 (a) Dont immobilisations en cours pour un montant de 15 millions d’euros en 2010 et de 6 millions d’euros en 2009, logiciels pour un montant brut de 184 millions d’euros en 2010 et 167 millions d’euros en 2009 et autres pour un montant brut de 146 millions d’euros en 2010 et 163 millions d’euros en 2009. (b) Au 31 décembre 2009, les valeurs brutes et les amortissements et provisions s’élevaient à 1 287 millions d’euros et 536 millions d’euros. Document de référence 2010. TOTAL 285 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux 11 4. Annexe aux comptes sociaux 1) Principes comptables3) Titres de participation et créances rattachées A) Variation des titres et créances rattachées Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 Brut Augmentations Diminutions Écart Brut début de période de conversion fin de période Monétaires Non monétaires Monétaires Non monétaires Titres de participation 73 049 4 206 71 (30) (18) - 77 278 Créances rattachées (a) 5 825 2 531 8 (760) (228) 281 7 657 Total 78 874 6 737 79 (790) (246) 281 84 935 Ventilation par secteur Amont 3 112 4 226 71 (415) (230) 10 6 774 Aval 3 338 7 8 - (15) - 3 338 Chimie 13 366 28 - - - 1 13 395 Activités financières 59 058 2 476 - (375) (1) 270 61 428 Total 78 874 6 737 79 (790) (246) 281 84 935 (a) Les mouvements des créances rattachées résultent essentiellement des flux de financement de Total Finance et Total Treasury. B) Après provisions sur titres et créances rattachées Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 Brut Provisions Net Net pour dépréciation Titres de participation 77 278 (456) 76 822 72 612 Créances rattachées (a) (b) 7 657 (110) 7 547 5 716 Total (c) 84 935 (566) 84 369 78 328 Ventilation par secteur Amont 6 774 (311) 6 463 2 812 Aval 3 338 (117) 3 221 3 241 Chimie 13 395 (116) 13 279 13 278 Activités financières 61 428 (22) 61 406 58 997 Total 84 935 (566) 84 369 78 328 (a) Le montant brut au 31 décembre 2010 comprend 7 013 millions d’euros se rapportant aux entreprises liées. (b) Le montant net au 31 décembre 2010 se répartit entre échéances à moins d’un an et échéances à plus d’un an, soit respectivement 2 043 millions d’euros et 5 504 millions d’euros. (c) Au 31 décembre 2009, les valeurs brutes et les provisions s’élevaient respectivement à 78 874 millions d’euros et 546 millions d’euros. 286 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux4) Autres immobilisations financières A) Variation des autres immobilisations financières Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 Brut Augmentations Diminutions Écart Brut début de période de conversion fin de période Monétaires Non monétaires Monétaires Non monétaires Titres de l’activité portefeuille 4 - - - - - 4 Autres créances 40 3 - (10) - - 33 Dépôts et cautionnements 16 - - - - - 16 Total 60 3 - (10) - - 53 B) Après provisions sur les autres immobilisations financières Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 Brut Provisions Net Net pour dépréciation Titres de l’activité portefeuille 4 - 4 4 Autres créances (a) 33 - 33 40 Dépôts et cautionnements 16 - 16 16 Total (b) 53 - 53 60 (a) Le montant net au 31 décembre 2010 est à plus d’un an. (b) Au 31 décembre 2009, les valeurs brutes et les valeurs nettes étaient identiques. 5) Créances d’exploitation Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 Brut Provisions Net Net pour dépréciation Créances clients et comptes rattachés 1 139 - 1 139 945 Autres créances d’exploitation 1 003 - 1 003 1 118 Total (a) (b) 2 142 - 2 142 2 063 (a) Dont 1 296 millions d’euros concernant les entreprises liées au 31 décembre 2010. (b) La totalité est à moins d’un an. Document de référence 2010. TOTAL 287 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux 116) Capitaux propres A) Évolution du capital Les variations du nombre d’actions composant le capital social s’analysent comme suit : Données historiques Au 1 er janvier 2008 2 395 532 097 Actions émises en raison de : Augmentation de capital réservée aux salariés 4 870 386 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 1 178 167 Garantie d’échange offerte aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine 227 424 Actions annulées (a) (30 000 000) Au 1 er janvier 2009 2 371 808 074 Actions émises en raison de : Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 934 780 Garantie d’échange offerte aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine 480 030 Actions annulées (b) (24 800 000) Au 1 er janvier 2010 2 348 422 884 Actions émises en raison de : Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 1 218 047 Au 31 décembre 2010 (c) 2 349 640 931 (a) Sur décision du Conseil d’administration du 31 juillet 2008. (b) Sur décision du Conseil d’administration du 30 juillet 2009. (c) Dont 112 487 679 actions d’autodétention et d’autocontrôle déduites des capitaux propres consolidés. Augmentation de capital réservée aux salariés Dans le cadre de la délégation de compétence consentie par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007, le Conseil d’administration du 6 novembre 2007 a décidé de mettre en œuvre une augmentation de capital réservée aux salariés dans la limite de 12 millions d’actions portant jouissance au 1 er janvier 2007 au prix de 44,40 euros par action avec une période de souscription ouverte du 10 au 28 mars 2008. 4 870 386 actions ont été souscrites dans le cadre de cette augmentation de capital. L’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 a délégué au Conseil d’administration la compétence d’augmenter en une ou plusieurs fois le capital social, dans un délai maximum de vingt-six mois, en réservant la souscription aux salariés du Groupe adhérant à un plan d’épargne d’entreprise, dans la limite de 1,5% du capital social existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’émission, étant précisé que le montant du capital social émis à ce titre s’impute sur le plafond global d’augmentations de capital social susceptibles d’être réalisées au titre de la délégation de compétence consentie par l’Assemblée générale des actionnaires du 21 mai 2010 au Conseil d’administration, en vue d’augmenter le capital par émission d’actions ordinaires ou de toutes valeurs mobilières donnant accès au capital avec maintien du droit préférentiel de souscription (2,5 milliards d’euros en nominal). Dans le cadre de cette délégation de compétence, le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 a décidé de mettre en œuvre une augmentation de capital réservée aux salariés en 2011 dans la limite de 12 millions d’actions portant jouissance au 1 er janvier 2010 et a délégué au Président-directeur général tous pouvoirs afin de fixer les dates d’ouverture et de clôture de la période de souscription ainsi que le prix de souscription des actions. Annulation d’actions Utilisant l’autorisation conférée par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2007 pour procéder à la réduction du capital social par annulation d’actions détenues par la Société dans la limite de 10% du capital social par période de vingt-quatre mois, le Conseil d’administration du 30 juillet 2009 a décidé d’annuler 24 800 000 actions acquises en 2008 au prix moyen de 49,28 euros par action. Autodétention (actions TOTAL détenues par TOTAL S.A.) Au 31 décembre 2010, TOTAL S.A. détient 12 156 411 de ses propres actions, soit 0,52% du capital social, réparties de la façon suivante : – 6 012 460 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 6 143 951 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions. Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. Au 31 décembre 2009, TOTAL S.A. détenait 15 075 922 de ses propres actions, soit 0,64% du capital social, réparties de la façon suivante : – 6 017 499 actions affectées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés et dirigeants du Groupe ; – 5 799 400 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 3 259 023 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions. Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. 288 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociauxAu 31 décembre 2008, TOTAL S.A. détenait 42 750 827 de ses propres actions, soit 1,80% du capital social, réparties de la façon suivante : – 12 627 522 actions affectées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 5 323 305 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 24 800 000 actions acquises entre janvier 2008 et octobre 2008 en vue de leur annulation en vertu de l’autorisation donnée par les Assemblées générales des actionnaires du 11 mai 2007 et du 16 mai 2008. Le Conseil d’administration du 30 juillet 2009 a décidé d’annuler ces 24 800 000 actions acquises au prix moyen de 49,28 euros par action. Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. Autocontrôle (actions TOTAL détenues par des filiales du Groupe) Au 31 décembre des exercices 2010, 2009 et 2008, TOTAL S.A. détenait indirectement, par l’intermédiaire de ses filiales, 100 331 268 de ses propres actions, soit 4,27% du capital social au 31 décembre 2010, 4,27% du capital social au 31 décembre 2009 et 4,23% du capital social au 31 décembre 2008 réparties de la façon suivante : – 2 023 672 actions détenues par une société du Groupe, Total Nucléaire, détenue indirectement à 100% par TOTAL S.A. ; – 98 307 596 actions détenues par des filiales d’Elf Aquitaine (Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval). Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. B) Réserves Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Réserve spéciale de réévaluation 48 37 39 Réserve légale 740 740 740 Réserves réglementées 2 808 2 808 2 808 Réserves 390 390 390 Total 3 986 3 975 3 977 7) Provisions pour risques et charges Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 Brut Augmentations Diminutions Brut début fin de période Utilisées Non utilisées de période Provisions pour risques financiers 3 001 730 (18) (246) 3 467 (a) Provisions pour risques d’exploitation (dont note 8) et charges de rémunération 199 108 (46) - 261 (b) Provisions pour risques exceptionnels - 44 - - 44 Total 3 200 882 (64) (246) 3 772 (a) Les provisions pour risques financiers comprennent principalement une garantie donnée à une filiale de financement de l’activité Amont pour 3 449 millions d’euros. (b) Les provisions pour risques d’exploitation représentent des provisions de 155 millions d’euros pour retraites, pensions et obligations similaires, de 9 millions d’euros pour médailles du travail, de 6 millions d’euros pour garantie de passif sur cession Mapa, ainsi qu’une provision de 91 millions d’euros pour attribution gratuite d’actions. Son montant est calculé sur la base de la valeur des actions achetées en couverture du Plan et prorata temporis de la période dite d’acquisition, soit deux ans, au terme de laquelle l’attribution des actions à leur bénéficiaire est définitive, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie (cf. note 23). 8) Provisions pour restructurations, retraites, pensions et obligations similaires TOTAL S.A. participe à des régimes de prévoyance, retraite, préretraite et indemnités de départ. Pour les régimes à cotisations définies et les régimes mutualisés avec d’autres employeurs, les charges correspondent aux cotisations versées. Les provisions au 31 décembre se décomposent de la manière suivante : (en millions d’euros) 2010 2009 Provisions pour retraites, pensions et obligations similaires 155 137 Provisions pour restructurations - - Provisions au 31 décembre 155 137 Pour les régimes à prestations définies, les engagements sont évalués à l’aide de la méthode prospective dite des « unités de crédits projetées ». L’estimation actuarielle dépend de différentes hypothèses telles que l’ancienneté, l’espérance de vie, le taux de rotation du personnel de l’entreprise ainsi que les hypothèses de revalorisation et d’actualisation. Document de référence 2010. TOTAL 289 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux 11Les hypothèses actuarielles utilisées au 31 décembre sont les suivantes : 2010 2009 Taux d’actualisation 4,36% 4,96% Taux moyen de revalorisation des salaires 4,38% 4,14% Taux de rendement moyen prévu des placements attendu au titre de N + 1 5,28% 5,95% Espérance de durée résiduelle moyenne d’activité 10-20 ans 10-20 ans TOTAL S.A. enregistre dans ses comptes la provision couvrant les engagements relatifs aux droits des bénéficiaires pour les régimes non confiés à des organismes d’assurance extérieurs. Les gains et pertes actuariels résultant notamment des changements dans les hypothèses sont amortis linéairement sur la durée de vie active restante du personnel concerné. L’engagement de la Société pour les régimes non confiés à des organismes d’assurance extérieurs se rapproche de la provision constatée de la manière suivante : (en millions d’euros) 2010 2009 Dette actuarielle au 31 décembre 251 210 Pertes et gains actuariels à amortir (96) (73) Provisions retraites et autres au 31 décembre 155 137 L’engagement de la Société pour les régimes externalisés auprès de fonds d’assurance s’élève à : (en millions d’euros) 2010 2009 Dette actuarielle au 31 décembre 262 270 Actifs de retraite (225) (174) Engagement net au 31 décembre 37 96 9) Dettes financières Échéances au 31 décembre 2010 À un an À plus À plus 2009 (en millions d’euros) au plus d’un an et de 5 ans moins de 5 ans Emprunts obligataires Emprunt 5% 1998-2013 (1 000 millions de francs français) (a) 125 - 125 - 116 Emprunt 5,65% 2000-2010 (100 millions d’euros) (a) - - - - 61 Intérêts courus - - - - 1 Total des emprunts obligataires 125 - 125 - 178 Emprunts divers (b) 16 688 883 14 869 936 15 047 Comptes courants financiers (c) 20 832 20 832 - - 18 041 Total 37 645 21 715 14 994 936 33 266 (a) Ces emprunts ont été transformés en emprunts en dollars à taux variable par des swaps d’émission adossés individuellement. (b) Dont 16 680 millions d’euros concernant les entreprises liées. (c) Dont 20 832 millions d’euros concernant les entreprises liées. 290 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux10) Dettes d’exploitation Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 Fournisseurs 941 (a) 744 (b) Autres dettes d’exploitation 850 927 Total (c) (d) 1 791 1 671 (a) À l’exclusion des factures non parvenues (461 millions d’euros), il reste un encours de 480 millions d’euros, dont : - 405 millions d’euros liés aux succursales implantées à l’étranger vis-à-vis de fournisseurs étrangers et pour lesquels l’échéancier est le suivant : à échoir à un mois 184 millions d’euros et à trois mois au plus tard 221 millions d’euros ; - 2 millions d’euros hors Groupe à échoir au plus tard le 31 janvier 2011 ; - 73 millions d’euros vis-à-vis du Groupe dont l’échéancier est le suivant : échu au 31 décembre 2010 pour 33 millions d’euros et à échoir au plus tard le 31 janvier 2011 pour 40 millions d’euros. (b) À l’exclusion des factures non parvenues (404 millions d’euros) et des factures des fournisseurs des succursales implantées à l’étranger (301 millions d’euros), il restait un encours de 39 millions d’euros, dont 18 millions d’euros hors Groupe, pour lequel l’échéancier était le suivant : échu au 31 décembre 2009 pour 12 millions d’euros et à échoir au plus tard le 31 janvier 2010 pour 27 millions d’euros. (c) Dont 108 millions d’euros en 2010 et 222 millions d’euros en 2009 concernant les entreprises liées. (d) Concerne en totalité des échéances à moins d’un an. 11) Écarts de conversion Compte tenu des méthodes de conversion décrites en note 1, le solde des écarts de conversion actif et passif au 31 décembre 2010 correspond à un écart de conversion net passif de 61 millions d’euros provenant essentiellement des prêts en dollars. 12) Chiffre d’affaires (en millions d’euros) France Reste de Amérique Afrique Moyen-Orient Total l’Europe du Nord et reste du Monde Exercice 2010 320 356 42 827 8 762 10 307 Hydrocarbures et produits pétroliers - 174 - - 8 173 8 347 Assistance technique 320 182 42 827 589 1 960 Exercice 2009 326 250 110 824 6 713 8 223 Hydrocarbures et produits pétroliers - 138 - - 6 108 6 246 Assistance technique 326 112 110 824 605 1 977 13) Charges nettes d’exploitation (en millions d’euros) 2010 2009 Coût d’achat des marchandises vendues (5 611) (4 255) Autres achats et charges externes (1 413) (1 280) Impôts, taxes et versements assimilés (37) (35) Charges de personnel (1 119) (1 188) Total (8 180) (6 758) 14) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation (en millions d’euros) 2010 2009 Dotations aux amortissements et provisions – sur immobilisations corporelles et incorporelles (79) (68) – pour restructurations, retraites, pensions, obligations similaires et charges de rémunération (108) (183) Sous total 1 (187) (251) Reprises sur provisions – pour restructurations, retraites, pensions, obligations similaires et charges de rémunération 46 122 Sous total 2 46 122 Total (1 + 2) (141) (129) Document de référence 2010. TOTAL 291 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux 1115) Charges et produits financiers (en millions d’euros) 2010 2009 Charges financières (a) Intérêts sur emprunts et charges assimilées (460) (472) Pertes sur créances rattachées à des participations - - Sous total 1 (460) (472) Produits financiers (b) Produits des créances de l’actif immobilisé 1 3 Intérêts sur dépôts court terme et produits assimilés 11 20 Sous total 2 12 23 Total (1 + 2) (448) (449) (a) Dont, concernant les entreprises liées : 304 424 (b) Dont, concernant les entreprises liées : 10 20 16) Dividendes (en millions d’euros) 2010 2009 Amont 2 195 1 779 Aval 248 299 Chimie 4 4 Activités financières 4 050 3 696 Total 6 497 5 778 17) Autres charges et produits financiers Cette perte nette de 8 millions d’euros est entièrement constituée du résultat de change. 18) Résultat exceptionnel Le résultat exceptionnel est une perte de 110 millions d’euros constituée majoritairement du résultat de cession des titres de participation à hauteur de 35 millions d’euros, dont Mabruk Oil Operations pour 18 millions d’euros et Total E-Procurement BV pour 17 millions d’euros. 31 millions d’euros correspondent principalement à des versements au titre de bourses et subventions accordées et une provision d’impôts à payer relative aux années antérieures pour 44 millions d’euros. 19) Régime fiscal Conformément aux dispositions de l’article 209 quinquies du Code général des impôts, TOTAL S.A. a obtenu du ministre de l’Économie, des Finances et de l’Emploi l’agrément qui lui permet d’être imposé selon le régime du bénéfice consolidé. Ce régime conduit à retenir pour le calcul de l’assiette de l’impôt non seulement le résultat des sociétés françaises ou étrangères consolidées globalement ou par mise en équivalence, mais aussi celui des sociétés dans lesquelles le Groupe détient, sous certaines conditions, une participation directe ou indirecte de plus de 10% dans le secteur exploration production et de plus de 50% dans les autres secteurs. Cet agrément permet ainsi la compensation, dans certaines limites, du résultat taxable des sociétés bénéficiaires et des pertes des autres entités. L’agrément de TOTAL S.A. au régime du bénéfice consolidé couvre la période 2008-2010. Par ailleurs, TOTAL S.A. a opté pour le régime de la fiscalité des groupes prévu aux articles 223 A et suivants du Code général des impôts. En application de la convention d’intégration signée entre TOTAL S.A. et les filiales intégrées, les déficits et moins-values long terme réalisés par la société intégrée pendant la période d’intégration sont définitivement acquis à TOTAL S.A. 20) Risque de change et de contrepartie La position de change générée, le cas échéant, par l’activité commerciale est systématiquement couverte par achat/vente de devises, essentiellement au comptant et parfois à terme. Quant aux actifs long terme en devises étrangères, TOTAL S.A. s’efforce de réduire le risque de change associé en adossant, si cela est possible, un financement dans la même devise. En terme de taux d’intérêt, l’essentiel de l’endettement long terme est ramené à taux variable par l’utilisation de swaps d’émission (swaps de taux et change long terme). La trésorerie courante est gérée sur la base du taux au jour le jour, notamment par le biais de swaps de taux court terme. L’encours d’instruments financiers est contrôlé par un service indépendant de la salle des marchés qui procède à des évaluations à la valeur de marché et à des estimations de sensibilité. Le risque de contrepartie est suivi régulièrement, en référence à un dispositif de limites définies par la Direction Générale du Groupe. 292 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux21) Engagements Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 Engagements donnés Garanties sur droits de douanes 1 021 1 021 Garanties sur emprunts bancaires (a) 6 886 4 689 Garanties sur autres engagements (a) 6 101 4 115 Garanties sur lignes de crédit confirmées 604 500 Programme de financements court terme (b) 17 555 16 669 Programme d’émission d’emprunts obligataires (b) 33 510 25 207 Total des engagements donnés 65 677 52 201 Engagements reçus Garanties sur lignes de crédit confirmées 7 178 5 419 Garanties sur découverts autorisés confirmés 4 373 5 627 Autres engagements reçus 1 671 1 130 Total des engagements reçus 13 222 12 176 (a) Les augmentations de 2 197 millions d’euros et 1 986 millions d’euros entre 2009 et 2010 des garanties données sur emprunts bancaires et autres engagements sont notamment liées aux garanties données au titre de notre participation dans la société Saudi Aramco Total Refining and Petrochemical Company (SATORP). (b) Garanties des emprunts obligataires et des programmes de financements court terme émis par Total Capital. Sur un programme de 51 065 millions d’euros, 22 795 millions d’euros ont été émis au 31 décembre 2010 contre 19 647 millions au 31 décembre 2009. Portefeuille d’instruments financiers dérivés Les engagements hors bilan liés aux activités du Groupe sur les instruments financiers dérivés sont présentés ci-dessous. Au 31 décembre (en millions d’euros) 2010 2009 Swaps d’émission Montant notionnel, pied de coupon (a) 125 177 Valeur de marché, pied de coupon (b) 40 92 Swaps de taux court terme Prêteur à taux fixe (a) 935 - Valeur de marché, pied de coupon (b) - - Contrat à terme de devises Montant notionnel (a) 607 919 Valeur de marché (b) 1 4 (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. (b) Cette valeur a été déterminée sur une base individuelle en actualisant les flux de trésorerie futurs avec les courbes de taux « zéro coupon » en vigueur à la clôture des exercices avec prise en compte d’un spread déterminé pour le Groupe. 22) Ventilation de l’effectif moyen Au 31 décembre 2010 2009 Cadres 4 921 4 748 Agents de maîtrise 1 449 1 431 Techniciens, employés et ouvriers 439 416 Total 6 809 6 595 Document de référence 2010. TOTAL 293 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux 1123) Plans d’options de souscription et d’achat d’actions, plans d’attribution gratuite d’actions Options de souscription d’actions TOTAL Plan 2003 Plan 2004 Plan 2005 Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Total Prix d’exercice moyen pondéré Date d’Assemblée générale 17/05/2001 14/05/2004 14/05/2004 14/05/2004 11/05/2007 11/05/2007 11/05/2007 21/05/2010 Date d’attribution (a) 16/07/2003 20/07/2004 19/07/2005 18/07/2006 17/07/2007 09/10/2008 15/09/2009 14/09/2010 Prix d’exercice jusqu’au 23 mai 2006 inclus (b) 33,30 39,85 49,73 - - - - - - - Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 (b) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 - - Date d’échéance 16/07/2011 20/07/2012 19/07/2013 18/07/2014 17/07/2015 09/10/2016 15/09/2017 14/09/2018 Nombre d’options (c) Existantes au 1 er janvier 2008 8 368 378 13 197 236 6 243 438 5 711 060 5 920 105 - - - 39 440 217 44,23 Notifiées - - - - - 4 449 810 - - 4 449 810 42,90 Annulées (25 184) (118 140) (34 032) (53 304) (34 660) (6 000) - - (271 320) 44,88 Exercées (841 846) (311 919) (17 702) (6 700) - - - - (1 178 167) 34,89 Existantes au 1 er janvier 2009 7 501 348 12 767 177 6 191 704 5 651 056 5 885 445 4 443 810 - - 42 440 540 44,35 Notifiées - - - - - - 4 387 620 - 4 387 620 39,90 Annulées (8 020) (18 387) (6 264) (5 370) (13 780) (2 180) (10 610) - (64 611) 45,04 Exercées (681 699) (253 081) - - - - - - (934 780) 34,59 Existantes au 1 er janvier 2010 6 811 629 12 495 709 6 185 440 5 645 686 5 871 665 4 441 630 4 377 010 - 45 828 769 44,12 Notifiées - - - - - - - 4 788 420 4 788 420 38,20 Annulées (d) (1 420) (15 660) (6 584) (4 800) (5 220) (92 472) (4 040) (1 120) (131 316) 43,50 Exercées (1 075 765) (141 202) - - - - (1 080) - (1 218 047) 33,60 Existantes au 31 décembre 2010 5 734 444 12 338 847 6 178 856 5 640 886 5 866 445 4 349 158 4 371 890 4 787 300 49 267 826 43,80 (a) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options de souscription d’actions, sauf pour l’attribution du 9 octobre 2008 qui a été décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. (b) Prix d’exercice en euros. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. (c) Les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale des actionnaires. (d) Parmi les 92 472 options annulées du Plan 2008, 88 532 ont été annulées en raison de l’application de la condition de performance. Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du Plan 2008 est de 60%. Les options sont exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de deux ans assorti d’un délai d’incessibilité de quatre ans à compter de la date d’attribution et doivent être exercées dans un délai de huit ans à compter de cette date. Pour les plans 2007, 2008, 2009 et 2010, le délai d’incessibilité de quatre ans n’est pas applicable aux bénéficiaires sous contrat d’une société filiale non française à la date d’attribution, lesquels peuvent céder les actions issues d’exercice d’options à compter d’un délai de deux ans après la date d’attribution. La condition de présence dispose que la rupture du contrat de travail retirera au bénéficiaire la faculté d’exercice des options. Pour le plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que : – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options inférieur ou égal à 3 000 (autre que le Président-directeur général), les options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire. – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 3 000 et inférieur ou égal à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : - les 3 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; - les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. 294 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux– Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : - les 3 000 premières options, les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options, et le tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; - les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. La condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Par ailleurs, dans le cadre du plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que pour le Président-directeur général, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de performance : – pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROACE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2009, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’options supérieur à 25 000 options, à l’exception du Directeur Général, le tiers des options au-delà de ce nombre lui sera définitivement attribué sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux propres du Groupe (Return on Equity ou ROE) tels que publiés par le Groupe et calculés à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé que, pour le Directeur Général, le nombre d’options de souscription définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de performance : – pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE du Groupe tels que publiés par le Groupe et calculés à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18% ; – pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (Return on Average Capital Employed ou ROACE) tels que publiés par le Groupe et calculés à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2008, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’options supérieur à 25 000 options, le tiers des options au-delà de ce nombre lui sera définitivement attribué sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction du ROE du Groupe calculé sur base des comptes consolidés publiés par le Groupe et relatifs à l’exercice précédant l’année d’attribution définitive. Ce taux d’attribution : – est nul si le ROE est inférieur ou égal à 10% ; – varie linéairement entre 0% et 80% si le ROE est supérieur à 10% et inférieur à 18% ; – varie linéairement entre 80% et 100% si le ROE est supérieur ou égal à 18% et inférieur à 30% ; – est égal à 100% si le ROE est supérieur ou égal à 30%. En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’attribution a été de 60% pour le plan 2008. En conséquence, 88 532 options ont été annulées. Document de référence 2010. TOTAL 295 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux 11Options d’achat d’actions TOTAL Plan 2000 (a) Plan 2001 (b) Plan 2002 (c) Total Prix d’exercice moyen pondéré Date d’Assemblée générale 21/05/1997 17/05/2001 17/05/2001 Date d’attribution (d) 11/07/2000 10/07/2001 09/07/2002 Prix d’exercice jusqu’au 23 mai 2006 inclus (e) 40,68 42,05 39,58 Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 (e) 40,11 41,47 39,03 Date d’échéance 11/07/2008 10/07/2009 09/07/2010 Nombre d’options (f) Existantes au 1 er janvier 2008 3 142 188 5 150 258 7 063 183 15 355 629 40,07 Notifiées - - - - - Annulées (480 475) (3 652) (13 392) (497 519) 40,09 Exercées (2 661 713) (455 180) (598 934) (3 715 827) 40,10 Existantes au 1 er janvier 2009 - 4 691 426 6 450 857 11 142 283 40,06 Notifiées - - - - - Annulées - (4 650 446) (7 920) (4 658 366) 41,47 Exercées - (40 980) (507 676) (548 656) 39,21 Existantes au 1 er janvier 2010 - - 5 935 261 5 935 261 39,03 Notifiées - - - - - Annulées (g) - - (4 671 989) (4 671 989) 39,03 Exercées - - (1 263 272) (1 263 272) 39,03 Existantes au 31 décembre 2010 - - - - - (a) Les options étaient exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de 4 ans assorti d’un délai d’incessibilité de 5 ans à compter de la date d’attribution et devaient être exercées dans un délai de 8 ans à compter de cette date. Ce Plan est arrivé à échéance le 11 juillet 2008. (b) Les options étaient exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de 3,5 ans assorti d’un délai d’incessibilité de 4 ans à compter de la date d’attribution et devaient être exercées dans un délai de 8 ans à compter de cette date. Ce Plan est arrivé à échéance le 10 juillet 2009. (c) Les options sont exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de 2 ans assorti d’un délai d’incessibilité de 4 ans à compter de la date d’attribution et doivent être exercées dans un délai de 8 ans à compter de cette date. Ce Plan est arrivé à échéance le 9 juillet 2010. (d) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options d’achat d’actions. (e) Prix d’exercice en euros. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. (f) Les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale des actionnaires. (g) Parmi les 4 671 989 options annulées en 2010, 4 671 145 options non exercées sont devenues caduques du fait de l’échéance du Plan 2002 d’options d’achat, le 9 juillet 2010. Garantie d’échange accordée aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine Dans le cadre de l’offre publique d’échange sur les actions Elf Aquitaine menée en 1999, le Groupe s’était engagé à garantir aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine, à l’issue de la période visée à l’article 163 bis C du Code général des impôts (CGI) et jusqu’au terme de la période d’exercice des options, une faculté d’échange de leurs actions futures Elf Aquitaine contre des actions TOTAL sur la base de la parité d’échange de l’offre (dix-neuf actions TOTAL pour treize actions Elf Aquitaine). Afin de prendre en compte l’apport-scission de S.D.A. (Société de Développement Arkema) par Elf Aquitaine, l’apport-scission d’Arkema par TOTAL S.A. et la division par quatre du nominal de l’action TOTAL, le Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 14 mars 2006 a décidé, conformément aux stipulations de l’engagement d’échange, d’ajuster la parité en vigueur dans la garantie d’échange mentionnée ci-dessus (voir page 22 du « Prospectus en vue de l’admission des actions Arkema aux négociations sur le marché Eurolist d’Euronext dans le cadre de l’attribution des actions Arkema aux actionnaires de TOTAL S.A. »). Cette parité d’échange a été ajustée le 22 mai 2006 à six actions TOTAL pour une action Elf Aquitaine suite à l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires d’Elf Aquitaine le 10 mai 2006 de l’apport-scission de S.D.A. par Elf Aquitaine, et à l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires de TOTAL S.A. le 12 mai 2006 de l’apport-scission d’Arkema par TOTAL S.A. ainsi que de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL. Cette garantie d’échange a expiré le 12 septembre 2009 à l’échéance du plan 1999 n°2 d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine. En conséquence, il n’existe plus d’actions Elf Aquitaine pouvant bénéficier de cette garantie. 296 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociauxAttribution gratuite d’actions conditionnelles TOTAL Plan 2005 Plan 2006 Plan 2007 Plan 2008 Plan 2009 Plan 2010 Total Date d’Assemblée générale 17/05/2005 17/05/2005 17/05/2005 16/05/2008 16/05/2008 16/05/2008 Date d’attribution (a) 19/07/2005 18/07/2006 17/07/2007 09/10/2008 15/09/2009 14/09/2010 Date d’attribution définitive (fin de la période d’acquisition) 20/07/2007 19/07/2008 18/07/2009 10/10/2010 16/09/2011 15/09/2012 Cession possible à compter du 20/07/2009 19/07/2010 18/07/2011 10/10/2012 16/09/2013 15/09/2014 Nombre d’actions attribuées gratuitement Existantes au 1 er janvier 2008 - 2 263 956 2 363 057 - - - 4 627 013 Notifiées - - - 2 791 968 - - 2 791 968 Annulées 2 840 (43 822) (29 504) (19 220) - - (89 706) Attribuées définitivement (b) (c) (2 840) (2 220 134) (336) - - - (2 223 310) Existantes au 1 er janvier 2009 - - 2 333 217 2 772 748 - - 5 105 965 Notifiées - - - - 2 972 018 - 2 972 018 Annulées 1 928 2 922 (12 418) (9 672) (5 982) - (23 222) Attribuées définitivement (b) (c) (1 928) (2 922) (2 320 799) (600) - - (2 326 249) Existantes au 1 er janvier 2010 - - - 2 762 476 2 966 036 - 5 728 512 Notifiées - - - - - 3 010 011 3 010 011 Annulées (d) 1 024 3 034 552 (1 113 462) (9 796) (8 738) (1 127 386) Attribuées définitivement (b) (c) (1 024) (3 034) (552) (1 649 014) (1 904) (636) (1 656 164) Existantes au 31 décembre 2010 - - - - 2 954 336 3 000 637 5 954 973 (a) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution gratuite d’actions sauf pour l’attribution du 9 octobre 2008 qui a été décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. (b) Attributions définitives à la suite du décès des bénéficiaires des actions (Plan 2007 pour l’exercice 2008, Plan 2008 pour l’exercice 2009, Plan 2009 pour l’exercice 2010). (c) Y compris des attributions définitives d’actions gratuites dont le droit à attribution avait été indûment annulé. (d) Parmi les 1 113 462 droits annulés à l’attribution d’actions du Plan 2008, 1 094 914 droits à l’attribution ont été annulés en raison de l’application de la condition de performance. Le taux d’acquisition du Plan 2008 est de 60%. Document de référence 2010. TOTAL 297 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociaux 11 Les actions attribuées, préalablement rachetées par la Société sur le marché, sont définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de deux ans à compter de la date d’attribution. Cette attribution définitive est assortie d’une condition de présence et d’une condition de performance. Par ailleurs, la cession des actions attribuées gratuitement et définitivement ne peut intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de deux ans à compter de la date d’attribution définitive. La condition de présence dispose que la rupture du contrat de travail au cours de la période d’acquisition retire au bénéficiaire la faculté de bénéficier de l’attribution gratuite d’actions conditionnelles. Pour le plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir des éléments du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’acquisition : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Pour le plan 2009, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance dispose que le nombre définitif d’actions attribuées gratuitement est fonction de la moyenne des ROE du Groupe tels que publiés par le Groupe et calculés à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2009 et 2010. Le taux d’acquisition : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. Pour le plan 2008, le Conseil d’administration a décidé que, pour chaque bénéficiaire, les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance dispose que le nombre définitif d’actions attribuées gratuitement est fonction du ROE du Groupe calculé sur base des comptes consolidés publiés par le Groupe et relatifs à l’exercice précédant l’année d’attribution définitive. Le taux d’acquisition : – est nul si le ROE est inférieur ou égal à 10% ; – varie linéairement entre 0% et 80% si le ROE est supérieur à 10% et inférieur à 18% ; – varie linéairement entre 80% et 100% si le ROE est supérieur ou égal à 18% et inférieur à 30% ; – est égal à 100% si le ROE est supérieur ou égal à 30%. En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’acquisition a été de 60% pour le plan 2008. Par conséquent, les droits à l’attribution de 1 094 914 actions ont été annulés.Plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL Le Conseil d’administration a décidé, le 21 mai 2010, la mise en œuvre et les conditions d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions aux salariés du Groupe soit plus de 100 000 salariés dans 124 pays. Au 30 juin 2010, chaque salarié a reçu des droits à 25 actions gratuites. L’attribution définitive est soumise à une condition de présence pendant la période d’acquisition du plan. Les actions attribuées ne sont pas soumises à une condition de performance. 1 508 850 actions ont été attribuées aux salariés de pays avec une structure 2 + 2 (soit une période d’acquisition de 2 ans suivie d’une période de conservation de 2 ans), et 1 070 650 actions aux salariés de pays avec une structure 4 + 0 (soit une période d’acquisition de 4 ans sans période de conservation), soit au total 2 579 500 actions. À l’issue de la période d’acquisition, les actions attribuées seront des actions nouvelles. Plan 2010 Plan 2010 Total (2 + 2) (4 + 0) Date d’Assemblée générale 16/05/2008 16/05/2008 Date d’attribution (a) 30/06/2010 30/06/2010 Date d’attribution définitive (fin de la période d’acquisition) 01/07/2012 01/07/2014 Cession possible à compter du 01/07/2014 01/07/2014 Nombre d’actions attribuées gratuitement Existantes au 1 er janvier 2010 Notifiées 1 508 850 1 070 650 2 579 500 Annulées (125) (75) (200) Attribuées définitivement (b) (75) - (75) Existantes au 31 décembre 2010 1 508 650 1 070 575 2 579 225 (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Attributions définitives à la suite du décès ou de l’invalidité des bénéficiaires des actions. 24) Autres Rémunération des organes d’administration et de direction Le montant global des rémunérations directes et indirectes de toute nature perçues des sociétés françaises et étrangères membres du Groupe, par l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe (les membres du Comité directeur et le Trésorier) et par les membres salariés du Conseil d’administration est détaillé comme suit : Exercice (en millions d’euros) 2010 2009 2008 Nombre de personnes 26 27 30 Rémunérations directes et indirectes 20,8 19,4 20,4 Charges de retraite (a) 12,2 10,6 11,9 Autres avantages à long terme - - - Indemnités de fin de contrat de travail - - - Charges relatives aux paiements en actions (actions gratuites) 1,6 1,3 2,2 (a) Les avantages dont bénéficient les principaux dirigeants du Groupe et certains membres du Conseil d’administration salariés et anciens salariés du Groupe, concernent des indemnités versées au moment du départ en retraite et des régimes de retraite supplémentaire et de prévoyance, qui représentent un engagement de 113,8 millions d’euros au 31 décembre 2010 (contre 96,6 millions d’euros au 31 décembre 2009 et 98 millions d’euros au 31 décembre 2008). Les rémunérations allouées aux membres du Conseil d’administration au titre des jetons de présence, se sont élevées à 0,96 million d’euros en 2010 (0,97 million d’euros en 2009 et 0,83 million d’euros en 2008). Erika À la suite du sinistre en décembre 1999 du pétrolier Erika qui transportait des produits appartenant à une société du Groupe, le Tribunal de grande instance de Paris statuant en matière correctionnelle a, par jugement en date du 16 janvier 2008, déclaré TOTAL S.A. coupable du délit de pollution maritime en retenant à son encontre une faute d’imprudence dans la mise en œuvre de sa procédure de sélection du navire (procédure de vetting), condamnant TOTAL S.A. à payer une amende de 375 000 euros. Ce jugement prévoit aussi le versement d’indemnités aux victimes de la pollution de l’Erika pour un montant total de 192 millions d’euros, condamnant TOTAL S.A. au paiement de ces indemnités solidairement avec la société de contrôle et de classification de l’Erika, l’armateur de l’Erika et le gestionnaire de l’Erika. TOTAL a interjeté appel de la décision rendue le 16 janvier 2008, proposant néanmoins aux parties civiles qui le demandaient le paiement définitif et irrévocable des sommes qui leur avaient été respectivement allouées par le Tribunal de grande instance de Paris. Quarante et une parties civiles ont été indemnisées pour un montant total de 171,5 millions d’euros. Par arrêt en date du 30 mars 2010, la Cour d’appel a confirmé le jugement de première instance condamnant TOTAL S.A. au paiement d’une amende de 375 000 euros au titre du délit de pollution maritime. 298 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Annexe aux comptes sociauxTOTAL S.A. a décidé de se pourvoir en cassation de ce chef. La société de classification ainsi que le propriétaire et le gestionnaire du navire ont également été condamnés pour délit de pollution maritime. La Cour d’appel a, en revanche, écarté la responsabilité civile de TOTAL S.A. au regard des conventions internationales applicables. Un pourvoi en cassation a été formé de ce chef par les parties civiles encore dans la procédure. TOTAL S.A. considère, en l’état actuel des informations à sa disposition, que cette affaire ne devrait pas avoir un impact significatif sur la situation financière ou les résultats de TOTAL S.A. 5. Autres informations Société mère 5.1. Filiales et participations Au 31 décembre 2010 Quote-part Capital Autres Valeur comptable Prêts et Chiffre Résultat Dividendes Avals et (en millions d’euros) du capital capitaux des titres détenus avances d’affaires net versés cautions détenu en % propres brute nette Filiales Cray Valley S.A. 100,0 70 28 69 69 - 438 5 - - Daja 79 S.A.S. 100,0 152 - 152 152 - - - - - Elf Aquitaine 100,0 2 166 24 203 45 787 45 787 - - 7 373 2 469 - Omnium Insurance Reinsur. CIE 100,0 30 482 114 114 - 301 112 49 - Total China Investment Ltd 100,0 130 (1) 124 105 - 272 21 - - Total Chimie 100,0 930 12 532 13 117 13 117 - - 277 - - Total E&P Canada 100,0 1 336 (383) 1 274 1 274 - 357 (117) - 1 501 Total E&P Golfe Holdings Ltd 100,0 - (4) 2 855 2 855 - - (3) - - Total E&P Holdings 65,8 6 4 856 1 118 1 118 - - 4 591 1 652 - Total Énergie Développement 100,0 46 (1) 62 47 - 1 (2) - - Total Gasandes S.A. 100,0 1 57 150 3 - - 2 - 6 Total Gaz & Énergies Nouvelles Hld 100,0 330 69 330 330 - - 21 - - Total Gestion USA 100,0 3 969 - 3 969 3 969 - - - - - Total Holdings Europe 53,2 65 9 270 4 446 4 446 - - 1 665 1 399 - Total Outre Mer 100,0 77 243 95 95 - 2 811 234 120 - Total Raffinage Marketing 59,6 624 (690) 2 632 2 632 - 28 219 (917) - 1 000 Total Refining Saudi Arabia S.A.S. 100,0 80 15 80 80 107 - 21 - - Autres - - - 909 633 7 550 (a) - - 808 57 069 Total général - - - 77 283 76 826 7 657 - - 6 497 59 576 (b) (a) Dont Total Finance pour 4 651 millions d’euros et Total Treasury pour 1 961 millions d’euros. (b) Dont 51 065 millions d’euros concernant Total Capital pour les programmes d’émission d’emprunts obligataires et de financements court terme. Document de référence 2010. TOTAL 299 Annexe 3 – TOTAL S.A. Autres informations société mère 115.2. Inventaire des valeurs mobilières détenues en portefeuille Au 31 décembre 2010 Valeur Nombre Nombre Pourcentage Valeur nominale de titres de titres détenus par d’inventaire (en euros) composant détenu par TOTAL S.A. (en milliers le capital TOTAL S.A. d’euros) Titres de participation (désignation de la société) Bostik Holdings S.A. 2,50 133 978 760 766 291 0,57 6 044 Bostik S.A. 15,24 5 321 361 512 696 9,63 49 595 Cray Valley S.A. 15,24 4 593 167 4 593 161 100,00 69 315 Daja 69 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 76 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 79 S.A.S. 10,00 15 233 000 15 233 000 100,00 152 330 Daja 94 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 95 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 96 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 97 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 98 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 99 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 100 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 101 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 102 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 103 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 104 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 106 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 107 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 112 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 113 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 114 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 115 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 116 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 117 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 118 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 119 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 120 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 121 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 122 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 123 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Daja 124 S.A.S. 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Elf Aquitaine 8,00 270 708 015 270 707 955 100,00 45 786 844 Eurotradia International 22,47 133 500 14 836 11,11 3 859 Gie Fost 15,24 100 030 99 630 99,60 1 519 Le Monde Entreprises 1 676,94 2 420 140 5,79 384 Le Monde S.A. 1,00 96 800 842 37 158 0,04 81 Raffinerie de Strasbourg 15,24 420 000 70 000 16,67 1 505 Société Financière Auteuil 16,00 500 000 499 997 100,00 28 268 Sté Languedocienne Micron Couleurs 15,25 35 000 34 988 99,97 48 274 Septentrion Participations 16,00 698 273 698 273 100,00 55 238 Sté Pipe Line Sud-Européen 7,60 1 500 000 95 808 6,39 3 120 Total Activités Maritimes 1,60 1 523 360 1 523 355 100,00 26 810 Total Capital 10,00 30 000 29 994 99,98 300 Total Chimie 15,50 60 016 646 60 016 640 100,00 13 116 545 Total Coopération Technique Mexique 8,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Activités Pétrolières 16,00 50 000 49 995 99,99 1 410 Total E&P Colombie 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Guyane Française 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Holdings Chile 10,00 44 000 44 000 100,00 440 Total E&P Holdings 2,00 2 955 229 1 945 303 65,83 1 117 902 Total E&P Koblandy 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Mahakam Hilir 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Mentawai 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Montélimar 10,00 5 000 5 000 100,00 50 300 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Autres informations société mèreAu 31 décembre 2010 (suite) Valeur Nombre Nombre Pourcentage Valeur nominale de titres de titres détenus par d’inventaire (en euros) composant détenu par TOTAL S.A. (en milliers le capital TOTAL S.A. d’euros) Total E&P North-East Aru 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P North-West Sumatra 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Orenoque 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Senyiur 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P South Mahakam Hilir 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Telen 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total E&P Yakin 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total Énergie Développement 16,00 2 892 500 2 892 500 100,00 62 154 Total Énergie Solaire Concentrée 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total G&P Ventures 16,00 2 500 2 500 100,00 194 Total Gaz & Énergies Nouvelles Holding 10,00 32 978 838 32 978 838 100,00 329 788 Total Gestion USA 10,00 396 936 608 396 936 600 100,00 3 969 367 Total GLNG Australia 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total Holding Allemagne 10,00 5 764 000 5 764 000 100,00 57 640 Total Holdings Europe 0,05 1 302 415 903 692 415 903 53,16 4 445 631 Total Lubrifiants 30,50 888 056 35 056 3,95 15 794 Total Outre Mer 430,00 180 000 179 995 100,00 95 349 Total Petrochemicals France 3,33 60 289 910 766 291 1,27 18 959 Total Raffinage Marketing 7,50 83 163 738 49 600 004 59,64 2 632 060 Total Refining Saudi Arabia S.A.S. 10,00 8 004 000 8 004 000 100,00 80 040 Total Services Kazakhstan 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total Sustainable Developments 10,00 5 000 5 000 100,00 50 Total Treasury 15,25 15 000 15 000 100,00 257 Trois Vallées S.A. HLM 15,00 1 300 977 11 700 0,90 178 Vigéo 100,00 177 061 1 300 0,73 130 Total 1 72 179 624 Titres de participation de sociétés françaises dont la valeur brute est comprise entre 15 240 euros et 45 730 euros Valeur brute globale 712 Titres de participation dont la valeur brute est inférieure à 15 240 euros par catégorie de titres ou participation Valeur brute globale 8 Participations dans les sociétés immobilières dont les actions ne sont pas admises à la cote officielle d’une Bourse de valeurs Valeur brute globale 0 Participations dans des sociétés étrangères dont les actions ne sont pas admises à la cote officielle d’une Bourse de valeurs Valeur brute globale 5 102 314 Total 2 5 103 034 Total 1 + 2 77 282 658 Titres de placement Actions 476 610 Total 3 476 610 Total général (1 + 2 + 3) 77 759 268 Document de référence 2010. TOTAL 301 Annexe 3 – TOTAL S.A. Autres informations société mère 115.3. Autres informations sur cinq ans Capital en fin d’exercice (en milliers d’euros) 2010 2009 2008 2007 2006 Capital social 5 874 102 5 871 057 5 929 520 5 988 830 6 064 420 Nombre d’actions ordinaires existantes (a) 2 349 640 931 2 348 422 884 2 371 808 074 2 395 532 097 2 425 767 953 Nombre d’actions futures à créer : – options de souscription d’actions (a) 49 267 826 45 828 769 42 965 666 39 440 217 36 044 355 – options et actions Elf Aquitaine bénéficiant de la garantie d’échange en actions TOTAL (a) - - 610 086 841 776 1 158 900 – plan mondial d’attribution gratuite d’actions 2 579 225 - - - - Opérations et résultats de l’exercice (en milliers d’euros) 2010 2009 2008 2007 2006 Chiffre d’affaires commercial hors taxes 8 347 108 6 246 165 9 970 955 7 904 504 8 549 605 Provisions pour participation et intéressement des salariés au titre de l’exercice 48 000 35 000 42 000 38 000 30 000 Résultat après impôts et dotations aux amortissements et provisions 5 840 088 5 633 681 6 007 609 5 778 925 5 252 106 Report à nouveau antérieur 4 425 753 4 114 277 3 416 997 2 496 875 1 671 091 Résultat à affecter 10 265 841 9 747 958 9 424 606 8 275 800 6 923 197 Résultat distribué y compris acompte sur dividendes 5 384 541 5 354 404 5 407 722 4 983 591 4 503 181 Report à nouveau 4 881 300 4 393 554 4 016 884 3 292 209 2 420 016 Résultats par action (en euros) 2010 2009 2008 2007 2006 Résultat après impôts, mais avant dotations aux amortissements et provisions (a) (b) 2,90 2,68 2,87 3,06 2,38 Résultat après impôts et dotations aux amortissements et provisions (a) (b) 2,60 2,52 2,67 2,54 2,27 Dividende net attribué à chaque action (a) 2,28 2,28 2,28 2,07 1,87 Personnel (en milliers d’euros) 2010 2009 2008 2007 2006 Effectif moyen des salariés pendant l’exercice (c) 6 809 6 595 6 311 6 027 5 731 Montant de la masse salariale de l’exercice 815 269 881 515 666 686 605 374 561 524 Montant des sommes versées au titre des avantages sociaux de l’exercice (Sécurité sociale, œuvres sociales, etc.) 311 114 312 973 282 040 258 875 245 755 (a) Le 18 mai 2006, le nominal de l’action a été divisé par quatre. (b) Les résultats par action sont calculés sur la base du nombre moyen d’actions pondéré dilué sur l’année, en excluant les actions d’autocontrôle et d’autodétention. (c) Y compris les collaborateurs en congé de fin de carrière ou en préretraite (dispenses d’activité : 6 personnes en 2006, 29 personnes en 2007, 50 personnes en 2008, 74 personnes en 2009 et 79 personnes en 2010). 5.4. Affectation du résultat 2010 (Dividende net proposé : 2,28 euros par action) (en euros) Résultat de l’exercice 5 840 087 629,74 Report à nouveau antérieur 4 425 753 676,68 Montant à répartir 10 265 841 306,42 Acompte sur dividende : – versé en 2010 (2 337 483 079 x 1,14 euro) 2 664 730 710,06 – à verser en 2011 (montant maximal) (a) 27 539 951,28 Solde du dividende à payer en 2011 2 692 270 661,34 Dividende au titre de 2010 5 384 541 322,68 Report à nouveau 4 881 299 983,74 Montant réparti 10 265 841 306,42 (a) (2 361 640 931 - 2 337 483 079) x 1,14 euro. 302 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Autres informations société mère5.5. Évolution du capital social au cours des cinq derniers exercices Exercices Apports en numéraire Montants Nombre (en millions d’euros) successifs cumulé Nominal Prime du capital d’actions d’émission nominal de la Société ou de conversion 2006 Variation de capital Exercice d’options de souscription d’actions 453 5 582 6 151 616 615 161 601 Garantie d’échange offerte aux porteurs d’options 315 6 601 6 151 931 615 193 065 Augmentation de capital réservée aux salariés 27 853 436 182 6 179 784 617 978 395 Division par quatre de la valeur nominale de l’action - - 6 179 784 2 471 913 580 Réduction de capital (117 550) (2 341 947) 6 062 234 2 424 893 580 Exercice d’options de souscription d’actions 1 670 21 046 6 063 904 2 425 561 679 Garantie d’échange offerte aux porteurs d’options 516 10 389 6 064 420 2 425 767 953 2007 Variation de capital Garantie d’échange offerte aux porteurs d’options 788 16 862 6 065 208 2 426 083 265 Exercice d’options de souscription d’actions 6 135 76 196 6 071 343 2 428 537 097 Réduction de capital (82 513) (1 651 038) 5 988 830 2 395 532 097 2008 Variation de capital Garantie d’échange offerte aux porteurs d’options 569 9 631 5 989 399 2 395 759 521 Exercice d’options de souscription d’actions 2 945 38 166 5 992 344 2 396 937 688 Augmentation de capital réservée aux salariés 12 176 203 521 6 004 520 2 401 808 074 Réduction de capital (75 000) (1 565 629) 5 929 520 2 371 808 074 2009 Variation de capital Garantie d’échange offerte aux porteurs d’options 1 200 17 179 5 930 720 2 372 288 104 Exercice d’options de souscription d’actions 2 337 29 996 5 933 057 2 373 222 884 Réduction de capital (62 000) (1 160 212) 5 871 057 2 348 422 884 2010 Variation de capital Exercice d’options de souscription d’actions 3 045 37 875 5 874 102 2 349 640 931 Document de référence 2010. TOTAL 303 Annexe 3 – TOTAL S.A. Autres informations société mère 116. Informations d’ordre social et environnemental En application des dispositions de l’article L. 225-102-1 du Code de commerce issues de la loi du 15 mai 2001 sur les nouvelles régulations économiques (dite loi NRE), la Société doit fournir des informations sur la manière dont sont prises en compte les conséquences sociales et environnementales de son activité. Les données relatives à ces obligations sont présentées ci-après, étant précisé qu’au périmètre de TOTAL S.A., les informations environnementales ne paraissent pas pertinentes. C’est pourquoi la Société présente ici les objectifs environnementaux des filiales. Au-delà de ces obligations légales, la Société publie par ailleurs chaque année un rapport Société et environnement, qui traite des activités du Groupe, de leurs conséquences sociales et environnementales et qui présente les objectifs du Groupe en la matière. 6.1. Social Les informations d’ordre social précisées ci-après concernent uniquement TOTAL S.A., sauf indication contraire. 1) Évolution des effectifs Au 31 décembre 2010 2009 2008 Effectifs de TOTAL S.A. Hommes 4 816 4 745 4 584 Femmes 2 057 1 973 1 881 Total 6 873 6 718 6 465 Le nombre de femmes en progression continue depuis trois ans, représente 30% de l’effectif inscrit de TOTAL S.A. au 31 décembre 2010. Un accord européen sur l’égalité des chances a été signé au sein du Groupe le 21 novembre 2005. Cet accord confirmait les engagements pris par le Groupe de privilégier, de développer et de garantir pour les salariés, la diversité et l’égalité de traitement depuis le recrutement jusqu’à la fin du contrat de travail. Au-delà, un accord collectif relatif à l’égalité professionnelle entre les femmes et les hommes a été signé le 4 mai 2010. Précédé par l’examen des résultats d’une enquête sur les écarts de salaires femmes/hommes, notamment au périmètre de TOTAL S.A., cet accord a prévu un ajustement de ces écarts en octobre 2010 ainsi que des dispositions en matière d’accès à l’emploi, de formation et promotion professionnelle, et d’articulation entre la vie professionnelle et la vie personnelle. Figurent notamment : le recrutement de femmes visant à rejoindre les taux de sorties des filières de formation sur lesquelles TOTAL s’appuie, la féminisation des embauches également dans le cadre de la politique de formation en alternance, des engagements pris pour la promotion professionnelle des femmes, la création d’un capital temps maternité/adoption de huit jours ouvrés rémunérés, une contribution de l’employeur aux frais supplé- mentaires de garde d’enfant(s) lorsqu’une formation ou une mission occasionne une absence à des horaires inhabituels, le maintien du plein salaire pendant soixante jours calendaires afin de permettre la présence du père ou de la mère auprès de son enfant atteint d’une maladie, d’un handicap ou victime d’un accident d’une particulière gravité dans le cadre du congé légal de présence parentale. Âge et ancienneté moyens des salariés TOTAL S.A. 2010 2009 2008 Âge moyen Hommes 44,5 44,5 44,9 Femmes 42,9 42,7 42,6 Ancienneté moyenne Hommes 17,1 17,3 17,6 Femmes 16,7 16,6 16,7 Mobilité vers TOTAL S.A. 2010 2009 2008 Mobilité externe CDI 262 341 383 CDD 244 230 233 Mobilité interne 178 171 180 Total 684 742 796 304 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations d’ordre social et environnementalDépart de TOTAL S.A. 2010 2009 2008 Démissions 33 30 66 Licenciements économiques 0 0 0 Licenciements pour autre motif 3 6 8 Rupture conventionnelle 6 9 - Fin de CDD 232 217 203 Retraite 166 169 118 Fin de période d’essai 2 0 5 Décès 13 6 5 Mutations 49 55 61 Autres départs (a) 0 0 0 Total 504 492 466 (a) PRC/PRI (préretraites choisies, préretraites internes). Les départs à la retraite se stabilisent. Les démissions restent à un niveau très faible (0,4% de l’effectif). Aucun plan de réduction d’effectifs et de sauvegarde de l’emploi n’a été mis en œuvre au sein de TOTAL S.A. au cours de l’exercice 2010. Travailleurs extérieurs à TOTAL S.A. 2010 2009 2008 Nombre de prestataires présents au 31 décembre 3 270 3 022 2 586 Nombre moyen mensuel d’intérimaires 99,31 100,05 92,52 Les prestataires de services présents dans les établissements interviennent en majeure partie sur les moyens généraux et l’informatique. 2) Gestion des impacts économiques sur l’emploi La Société connaît un développement de son activité et ses embauches restent à un niveau soutenu notamment pour l’Exploration & Production et Gaz et Énergies Nouvelles. 3) Temps de travail et organisation La durée annuelle du temps de travail pour les salariés à temps plein est de 207 jours pour les ingénieurs et cadres et de 1 573 heures sur 207 jours pour les ETAM et les ouvriers. Organisation du temps de travail 2010 2009 2008 Temps plein 6 555 6 413 6 159 Temps partiel 272 253 263 Travail en équipe (3 x 8 C) 46 52 43 Absentéisme - Nombre de journées d’absence 2010 2009 2008 Maladies et cures 18 387 17 555 15 832 Accident du travail ou de trajet 515 334 429 Maternité 9 424 8 623 7 445 Total 28 326 26 512 23 706 4) Rémunérations Évolution des rémunérations - TOTAL S.A. 2010 2009 2008 Moyenne par an (en euros) 71 780 70 075 69 895 Ces chiffres correspondent à la rémunération annuelle moyenne brute pour les salariés présents en 2010, incluant salaire de base et prime d’ancienneté, exclusion faite de toutes autres primes. Document de référence 2010. TOTAL 305 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations d’ordre social et environnemental 11Rémunération moyenne par mois - TOTAL S.A. (en euros) Hommes Femmes Ingénieurs et cadres individualisés 9 120 8 571 Ingénieurs et cadres 4 959 4 604 Agents de maîtrise et assimilés 3 009 2 912 Employés et techniciens 2 202 2 159 Ouvriers 1 943 - Ces chiffres correspondent à la rémunération mensuelle moyenne brute pour les salariés présents en 2010, incluant salaire de base et prime d’ancienneté, exclusion faite de toutes autres primes. Charges salariales globales - TOTAL S.A. 2010 2009 2008 Frais de personnel (en milliards d’euros) 1,119 1,188 0,943 Valeur ajoutée (en milliards d’euros) 3,244 2,644 4,109 Ratio 0,34 0,45 0,23 Participation et intéressement, montant brut médian par bénéficiaire Montant Montant Montant (Périmètre accords) médian médian médian (en euros) 2009 2008 2007 Participation 406 753 1 188 Intéressement 5 053 5 920 5 200 Total 5 459 6 673 6 388 Les salariés de TOTAL S.A. bénéficient d’un accord d’intéressement et d’un accord de participation concernant également plusieurs autres sociétés du Groupe (Total Raffinage Marketing, TEPF, TIGF, Total ACS, Total Fluides, Totalgaz, Elf EP Productions S.A.S. et CDF Énergie). La répartition de l’intéressement et de la participation au titre de l’exercice 2009 est intervenue en mai 2010 en application des accords d’intéressement et de participation conclus le 26 juin 2009 pour les exercices 2009, 2010 et 2011. Comme dans les accords précédents, le volume de l’enveloppe annuelle globale d’intéressement et de participation à répartir entre les salariés dépend du taux de rentabilité des capitaux propres du Groupe. En application de ces accords et sur la base des résultats publiés, l’enveloppe globale de l’intéressement et de la participation versée au titre de l’exercice 2009 a représenté 8,8% de la masse salariale brute de l’ensemble des bénéficiaires des sociétés signataires de l’accord, soit environ 106,1 millions d’euros. Cette enveloppe est répartie pour partie de manière uniforme et pour partie proportionnellement aux salaires. Un avenant à l’accord PEGT (Plan Épargne Groupe TOTAL) du 15 mars 2002 signé le 9 décembre 2010 introduit notamment une tranche de versement supplémentaire de 200 euros abondée par l’employeur à 100% (soit une épargne annuelle globale supplémentaire de 400 euros). Ce nouvel accord marque ainsi, la volonté du Groupe de contribuer au développement de l’épargne salariale afin d’accompagner ses salariés, dans le cadre d’une démarche partenariale et volontaire, dans la réalisation de projets variés tels l’achat d’une résidence, le financement des études des enfants ou la préparation de la retraite. En 2010, TOTAL a également mis en œuvre un plan d’attribution gratuite d’actions à l’ensemble de ses salariés, soit plus de 100 000 salariés dans 124 pays. Chaque salarié s’est ainsi vu attribuer le 30 juin 2010 des droits à recevoir 25 actions gratuites à l’issue d’une période d’acquisition (de deux ou quatre ans selon les cas). Grâce à ces outils, TOTAL renforce le sentiment d’appartenance et associe ses salariés à la performance du Groupe. 5) Conditions d’hygiène et sécurité Accidents du travail survenus à des salariés de TOTAL S.A. 2010 2009 2008 Nombre d’accidents 13 11 8 Taux de fréquence 1,202 1,041 0,787 Budget des dépenses en matière de sécurité - TOTAL S.A. (en euros) 2010 2009 2008 3 639 616 4 020 130 4 148 094 306 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations d’ordre social et environnemental6) Formation Nombre de salariés de TOTAL S.A. ayant bénéficié d’une action de formation 2010 2009 2008 4 055 3 405 3 836 L’effort de formation reste soutenu et concerne l’ensemble des salariés. Il vise quatre objectifs principaux : – partager les fondamentaux de la culture Groupe, en particulier dans les domaines éthique et HSE ; – renforcer les compétences techniques et maintenir un haut niveau de performance opérationnelle des équipes ; – favoriser l’intégration et l’évolution professionnelle des salariés au moyen de formations de connaissance du Groupe, de management et de développement personnel ; – accompagner la politique de diversité et de mobilité du Groupe par les formations linguistiques et interculturelles. Les formations mixtes ou à distance (e-learning en particulier) apportent une contribution croissante à ces orientations. 7) Emploi des travailleurs handicapés Nombre de travailleurs handicapés - TOTAL S.A. 2010 2009 2008 108 108 98 Cette action se poursuit en 2010 à travers notamment la signature d’un accord collectif pluriannuel agréé et des partenariats avec des associations. Outre, des actions prévues pour favoriser l’embauche directe de personnes handicapées et la collaboration avec le secteur protégé avec des objectifs chiffrés fixés dans ces deux domaines, la Société mène des actions de sensibilisation aussi bien en interne (plaquette de sensibilisation, forum formation/sensibilisation, module de sensibilisation dans la formation du management, etc.) qu’en externe (forum de recrutement, collaboration avec des cabinets de recrutement externes, actions d’information et de communication à destination des étudiants, etc.) et soutient l’insertion, la formation professionnelle et le maintien dans l’emploi des travailleurs en situation de handicap. 8) Œuvres sociales Budget des comités (en euros) 2010 2009 2008 14 921 181 14 143 009 13 212 418 Depuis 2003, TOTAL S.A. appartient à une unité économique et sociale (UES) formée avec la société Elf Exploration Production. Le budget des comités en 2010 correspond au budget des Comités d’établissement de cette UES. Ce budget représente plus de 2,5% de la masse salariale. 9) Bilan des relations professionnelles 2010 2009 2008 Nombre de réunions de négociations concernant TOTAL S.A. 28 30 31 Nombre d’accords collectifs signés concernant TOTAL S.A. 13 8 9 Les accords collectifs signés en 2010 portent notamment sur l’attribution gratuite d’actions, les chèques vacances, la prévoyance lourde, l’égalité professionnelle entre les femmes et les hommes, l’épargne salariale, les travailleurs en situation de handicap, les élections professionnelles, le fonctionnement des Comités d’établissement et du Comité central d’entreprise, les salaires. Document de référence 2010. TOTAL 307 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations d’ordre social et environnemental 116.2. Environnement En application des articles L. 225-102-1 et R. 225-105 du Code de commerce, TOTAL S.A. fournit des informations sur la manière dont elle prend en compte les conséquences environnementales de ses activités et notamment sur les objectifs environnementaux de ses filiales à l’étranger. Les développements suivants fournissent des indications sur les orientations et les objectifs de politique environnementale de la société mère. Des informations à caractère environnemental, plus détaillées, ne paraissent pas pertinentes pour celle-ci, eu égard aux types d’activités de la Holding d’une part, du Groupe d’autre part. Le Groupe mène en effet des projets dans plus de cent trente pays, dans des domaines aussi variés que l’amont et l’aval pétrolier et gazier, la production d’énergie et la chimie. Le rapport Société et environnement du Groupe comprend des informations détaillées sur la façon dont les différentes entités du Groupe conduisent leurs politiques environnementales. La Charte Sécurité, Santé, Environnement, Qualité constitue une référence essentielle dans la culture du Groupe et témoigne de son engagement en matière de sécurité des activités, santé des personnes, respect de l’environnement et qualité des produits et services. Dans sa rédaction de septembre 2009, la Charte souligne la nécessité de faire partager cette culture par l’ensemble de ses personnels, comme par ses partenaires industriels et commerciaux, et insiste sur les qualités d’écoute et de dialogue à l’égard de ses parties prenantes. Elle est traduite en plusieurs langues et doit être déclinée en tenant compte des réalités opérationnelles de chacun des métiers exercés au sein du Groupe. Elle repose sur dix principes directeurs qui sont explicités dans un guide qui accompagnait déjà la version 2003, destiné à aider les responsables hiérarchiques à les mettre en œuvre dans leurs fonctions quotidiennes. Les dix principes se regroupent autour de trois thèmes : l’activité industrielle elle-même, le personnel et les tiers. – En ce qui concerne l’activité industrielle, aucun projet de développement, aucune extension d’unité industrielle, aucun lancement d’un produit nouveau ne peut être engagé quelque soit le pays ou la filiale du Groupe, sans une analyse préalable et détaillée des risques et des impacts en matière de sécurité, de santé et d’environnement. La vérification de la prise en compte de ces risques et de ces impacts, et de l’adoption ou de la prise en considération des mesures nécessaires de prévention, de correction, ou de compensation en cas d’accident se fait au moment de l’examen du projet par les branches d’activité concernées. Les projets majeurs d’investissements, d’acquisitions et de cessions sont revus par le Comité exécutif du Groupe et doivent être présentés au préalable, pour avis, au Comité risques du Groupe. Ce Comité comprend notamment un représentant de la direction du Développement Durable & Environnement et un représentant de la direction Sécurité Industrielle. Cette démarche d’évaluation et de prévention des risques, préalable à tout projet, repose sur des analyses scientifiques des substances utilisées et produites et de leurs effets, sur des études d’impact environnemental et des études de risques technologiques. Elle se base également sur des analyses d’impact sur la santé, et intègre la problématique de la fin de vie des produits, des installations et des sites. Une attention spécifique est apportée à la diversité biologique, notamment dans des zones de particulière sensibilité écologique, identifiées avec l’aide des organismes scientifiques. Sur la base des informations compilées par le Programme des Nations Unies pour l’Environnement (PNUE), une cartographie des principaux sites du Groupe par rapport à ces zones a été réalisée dans le cadre d’un projet Système d’Information Géographique et sera complétée en 2011. Par ailleurs, un guide méthodologique destiné à aider les responsables des sites industriels à aborder la problématique de la biodiversité de façon opérationnelle a été largement diffusé au sein du Groupe. Des observatoires de la biodiversité ont été mis en place dans quelques implantations du Groupe, notamment en France et au Yémen, avec l’aide de partenaires scientifiques. Le retour d’expérience de ces sites pilotes est actuellement en cours d’analyse. La prise en considération de ces différents aspects à forte connotation scientifique et technique, dans la prise de décisions sur les projets, s’appuie ainsi sur des études préalables. Des actions d’harmonisation des méthodologies sur lesquelles reposent ces études sont en cours au sein des branches d’activité. Dans l’esprit de cette démarche d’évaluation et de prévention, après le démarrage des projets, ceux-ci font l’objet d’un suivi environnemental régulier. Conformément à la Charte Sécurité Santé Environnement Qualité, les objectifs de prévention sont inscrits dans différents plans d’actions environnementaux et portent sur la réduction de rejets de substances polluantes dans l’atmosphère et dans les eaux, la réduction des consommations d’eau et de certaines matières premières, l’amélioration de l’efficacité énergétique, la réduction de la production de déchets sur les sites et la valorisation de ceux qui sont produits. Chaque branche d’activité s’est fixé des objectifs chiffrés d’amélioration de ses performances environnementales et les décline au niveau de ses sites, en fonction des particularités propres à chacun. En matière d’émissions de gaz à effet de serre, la mise en place en 2008 de la seconde période d’application du système européen d’échange de quotas de CO2 constitue une nouvelle étape dans la politique de lutte contre le réchauffement climatique, qui représente un véritable défi technologique pour le Groupe. TOTAL poursuit la mise en œuvre de l’engagement de réduire de 50% à l’horizon 2014 le volume des gaz associés à la production brûlés dans les installations de sa branche Exploration & Production, en prenant comme base de référence l’année 2005. Par ailleurs, l’unité pilote de captage et stockage géologique de CO2 , que TOTAL a mise en fonctionnement en 2009 sur son site historique de Lacq dans les Pyrénées-Atlantiques, a été officiellement inaugurée en janvier 2010, et elle est en opération depuis cette date. D’autre part, TOTAL est partenaire, avec d’autres industriels et des organismes de recherche français et européens, du projet France Nord de transport et stockage de CO2 , sélectionné par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Ce projet permettra d’étudier la possibilité d’implanter dans le bassin sédimentaire, situé dans le centre-nord de la France métropolitaine, une infrastructure pilote de transport et de stockage de CO2 utilisée par plusieurs industries émettrices de CO2 . 308 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations d’ordre social et environnementalCes actions de réduction d’émissions de gaz à effet de serre sont détaillées dans le rapport Société et environnement du Groupe. Le Groupe s’est aussi donné pour but de mieux maîtriser ses consommations d’énergie et de matières premières. Des documents internes (feuilles de route et guides) décrivent les enjeux, proposent des méthodologies et des pistes d’actions, voire des objectifs chiffrés de réduction. En particulier, le guide élaboré fin 2008, consacré à la gestion de la performance énergétique, comprend des recommandations pour améliorer la gestion de l’énergie dans les différents secteurs d’activité du Groupe. Depuis 2008, les secteurs d’activités se sont donné des objectifs chiffrés d’optimisation de leur efficacité énergétique de 1% à 2% par an selon ces secteurs. Ils proposent également à leurs clients, au sein du programme « Total Écosolutions », différents produits ou services innovants, qui améliore le bilan global sur le plan environnemental et énergétique par rapport aux produits ou service du marché à fonction équivalente. À fin 2010, vingt et un produits et services (Marketing et Chimie) ont reçu le label « Total Écosolutions ». Ce label interne a reçu le prix de la meilleure innovation de l’année de l’European Plastic Product Manufacturer. Une attention toute particulière est également portée à la contamination des sols et des eaux souterraines, dans le cadre de programmes spécifiques d’évaluation des risques et de dépollution. La direction Développement Durable & Environnement et les directions concernées dans les filiales ont élaboré en commun des guides qui visent à harmoniser les méthodologies d’évaluation et les critères d’élaboration de plans d’action de dépollution. Ces guides ont été diffusés et mis en œuvre en 2010 dans les branches d’activité du Groupe. Dans ce cadre, des standards techniques ont été élaborés pour le traitement des pollutions des sols et des eaux souterraines pour l’ensemble du Groupe. Ces standards techniques ont par ailleurs servi de base pour l’établissement de contrats-cadres qui seront utilisés pour l’élaboration de contrats de prestations de services pour la réhabilitation des sols et la décontamination des eaux. Au-delà de la politique de prévention, les entités opérationnelles du Groupe sont dotées de plans d’intervention en cas d’accident et des moyens matériels pour les appliquer. Ces dispositifs sont régulièrement testés et mis à jour dans les sites, et des retours d’expérience systématiquement organisés. Ces politiques de prévention et de lutte contre les effets d’éventuels accidents sont non seulement engagées pour les sites industriels, mais également pour les transports de marchandises dangereuses sur route, eau et voies ferrées, et font l’objet d’harmonisation des méthodologies et des critères d’action. À la suite de l’accident de BP survenu dans le golfe du Mexique en 2010, TOTAL s’est mobilisé pour tirer les enseignements de cette catastrophe, analyser les risques potentiels de ses ouvrages à la lumière de ces événements et émettre des recommandations pour améliorer la sécurité en offshore profond : trois task forces ont été créées à cet effet. La première concerne la sécurité des forages en offshore profond (architecture, équipements, formation du personnel), la seconde traite des opérations de captage en offshore profond (solutions de récupération en cas de perte de confinement) et la troisième vise à renforcer la préparation du Groupe à la lutte contre une pollution majeure. Des recommandations ont été émises par ces trois task forces et des plans d’action ont été lancés. Le Groupe est également impliqué dans de nombreux projets de recherche, en partenariat avec des laboratoires, des universités, des organismes publics, souvent au niveau international, notamment dans les domaines de la lutte contre le changement climatique, du comportement des hydrocarbures dans l’eau et de la biodiversité. Les expérimentations, ainsi que l’approfondissement et le partage des connaissances scientifiques et techniques, contribuent à l’amélioration des performances et à une intégration accrue des considérations environnementales dans les projets industriels. Le rapport Société et environnement du Groupe rend compte de ces initiatives. – Les principes relatifs aux personnels se déclinent autour de trois idées : chacun à son niveau exerce un rôle personnel dans la prévention des risques d’accident et d’atteintes à la santé ou à l’environnement, doit en être conscient et agir en conséquence. L’appréciation hiérarchique du travail se fait, entre autres, en fonction de ces critères. Pour donner corps à ces principes, les directions Développement durable & Environnement et Sécurité industrielle de TOTAL S.A. organisent des formations à l’intention du management d’une part, et des responsables des fonctions hygiène, environnement et sécurité d’autre part. Une formation aux situations de crise, à leur gestion et au retour d’expérience est également proposée. Les branches d’activité offrent, elles aussi, de nombreux stages adaptés aux différents personnels chargés de ces fonctions. En 2010, la direction Sécurité industrielle a diffusé au sein du Groupe les 12 règles d’or de la sécurité (disponibles en dix langues) et mis en œuvre un programme de sensibilisation pour l’appropriation et le respect de ces règles par les collaborateurs, dans le cadre du renforcement de la culture sécurité au sein du Groupe. – En ce qui concerne les relations avec les tiers, la Charte recommande que les prestataires extérieurs, les fournisseurs et, plus généralement, les partenaires industriels et commerciaux adhèrent à la politique de sécurité et d’environnement du Groupe. Elle souligne également que les attentes des partenaires sociaux, clients, actionnaires, tiers, parties prenantes en matière d’environnement sont prises en considération, dans une attitude constructive de dialogue et de transparence. En 2010, le directeur Juridique Groupe et le président du Comité d’éthique ont co-signé une note diffusée à l’ensemble des responsables Achats pour leur rappeler la communication des principes fondamentaux dans les Achats et des principes d’action du Code de conduite à tous les fournisseurs et prestataires de services et de travaux. Une attention particulière est portée aux relations avec le voisinage, et des expériences de partenariat étroit, de dialogue et de concertation, dont le rapport Société et environnement du Groupe se fait l’écho, ont été lancées. Elles sont destinées à se généraliser en fonction des enseignements de la pratique. Les différents outils élaborés ces dernières années à destination des managers (guide sociétal, référentiel Stakeholder Relationship Management (SRM+), indicateurs de performance sociétale) permettent aux sites et aux filiales de faire le point sur leurs démarches sociétales et de définir des axes de progrès. En particulier, son engagement sociétal amène le Groupe à développer ses activités en bonne entente avec les communautés environnantes, s’attachant à connaître Document de référence 2010. TOTAL 309 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations d’ordre social et environnemental 11la perception de ses parties prenantes, leurs attentes et à construire des plans d’action sur celles représentant de vrais enjeux. L’organisation des entités du Groupe témoigne de la prise en compte constante et effective de l’environnement et de la sécurité dans toutes leurs activités. Au niveau central, les directions Développement durable & Environnement et Sécurité industrielle, dont les directeurs sont membres du Comité de direction du Groupe, animent la politique du Groupe relative à l’environnement et la sécurité, et se coordonnent sur les actions communes afin de faciliter les échanges et les synergies entre les branches d’activité. Les directions en charge du Développement durable, de l’Environnement et de la Sécurité industrielle au sein des branches d’activité font décliner dans les filiales, qui les répercutent sur les sites industriels, les principes d’action et les objectifs environnementaux à court et moyen terme qu’elles ont établis de façon concertée. Ainsi, toutes les branches d’activité du Groupe ont, chacune en fonction de leurs implantations régionales et de leurs activités spécifiques, mis en place des systèmes internes de management, que ce soit dans le domaine de l’environnement, ou dans ceux de la sécurité, de la qualité et de l’hygiène industrielle. Il s’agit là d’une démarche volontaire et très participative, qui s’appuie sur l’information, la concertation, la sensibilisation et la formation de tout le personnel. Des objectifs de progrès sont définis et des plans d’actions sont mis en œuvre ; une mesure des résultats obtenus est effectuée, pour laquelle des méthodologies et des indicateurs sont développés et affinés progressivement ; des retours d’expérience et un contrôle associé, sous forme d’audits internes, sont réalisés. Ces systèmes de management font l’objet d’une évaluation périodique par des auditeurs internes, de façon à les optimiser en permanence. Pour faciliter le suivi de la réalisation des objectifs environnementaux, des processus de reporting sur les performances environnementales et sur les événements marquants sont mis en place dans les différentes entités, ainsi qu’entre ces entités et les directions centrales, et sont harmonisés au sein du Groupe. La fiabilité de ces procédures de reporting environnemental est consolidée par la vérification des données effectuée tous les ans sur un pourcentage représentatif de sites, différents d’une année sur l’autre, par des équipes de vérificateurs externes. Le rapport d’examen réalisé en 2010 et joint au rapport Société et environnement du Groupe relatif à l’année 2009, portait sur huit indicateurs : le CO2 , le méthane, le protoxyde d’azote, les hydrofluorocarbures, le dioxyde de soufre, les dioxydes d’azote, la production de déchets dangereux et la quantité d’eau douce prélevée par les sites (hors eaux de refroidissement). Les commissaires aux comptes apprécient ces indicateurs au regard de leur pertinence, leur fiabilité, leur objectivité, leur caractère compréhensible et leur exhaustivité. Cette volonté de progrès dans la gestion toujours mieux intégrée de l’environnement a amené le Groupe à engager ses sites ou filiales dans une démarche de certification environnementale ISO 14001. Cette norme internationale de référence permet la reconnaissance externe des systèmes de gestion de l’environnement grâce à la certification par une tierce partie, à l’issue d’audits de conformité indépendants, renouvelés tous les trois ans. Le Groupe prévoit pour fin 2012 la certification ISO 14001 de tous les sites qu’il considère comme particulièrement importants pour l’environnement, suivant une définition actualisée en 2009. À ce jour, 92% de ces sites sont certifiés. Au total, plus de 280 sites du Groupe sont certifiés ISO 14001 à travers le monde. 310 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations d’ordre social et environnemental7. Informations financières consolidées des cinq derniers exercices 7.1. Bilan consolidé résumé des cinq derniers exercices Au 31 décembre 2010 2009 2008 2007 2006 (en millions d’euros) IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS ACTIF Actifs non courants 85 512 77 996 71 252 65 303 62 436 Immobilisations incorporelles 8 917 7 514 5 341 4 650 4 705 Immobilisations corporelles 54 964 51 590 46 142 41 467 40 576 Autres actifs non courants 21 631 18 892 19 769 19 186 17 155 Actifs courants 56 936 49 757 47 058 48 238 42 787 Stocks 15 600 13 867 9 621 13 851 11 746 Autres actifs courants 41 336 35 890 37 437 34 387 31 041 Actifs destinés à être cédés ou échangés 1 270 - - - - Total actif 143 718 127 753 118 310 113 541 105 223 PASSIF Capitaux propres part du Groupe 60 414 52 552 48 992 44 858 40 321 Intérêts des minoritaires et actions privilégiées 857 987 958 842 827 Provisions et autres passifs non courants 21 216 20 369 17 842 17 303 16 379 Dettes financières non courantes 20 783 19 437 16 191 14 876 14 174 Dettes courantes 40 251 34 408 34 327 35 662 33 522 Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés 197 - - - - Total passif et capitaux propres 143 718 127 753 118 310 113 541 105 223 Document de référence 2010. TOTAL 311 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations financières consolidées des cinq derniers exercices 117.2. Compte de résultat consolidé des cinq derniers exercices Au 31 décembre 2010 2009 2008 2007 2006 (en millions d’euros) IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS Chiffre d’affaires 159 269 131 327 179 976 158 752 153 802 Charges d’exploitation (131 963) (109 521) (150 534) (128 026) (124 617) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (8 421) (6 682) (5 755) (5 425) (5 055) Autres charges et produits 496 (286) (185) 204 86 Coût de l'endettement financier net (334) (398) (527) (539) (364) Autres charges et produits financiers 35 298 403 369 315 Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 1 953 1 642 1 721 1 775 1 693 Charge d'impôt (10 228) (7 751) (14 146) (13 575) (13 720) Résultat net des activités poursuivies (Groupe hors Arkema) 10 807 8 629 10 953 13 535 12 140 Résultat net des activités abandonnées (Arkema) - - - - (5) Résultat net de l'ensemble consolidé 10 807 8 629 10 953 13 535 12 135 Part des minoritaires 236 182 363 354 367 Résultat net 10 571 8 447 10 590 13 181 11 768 312 TOTAL. Document de référence 2010 11 Annexe 3 – TOTAL S.A. Informations financières consolidées des cinq derniers exercicesLexique A Association / Joint venture / Consortium Groupement de compagnies sans création d’une nouvelle société dotée de la personnalité juridique. Chaque membre de l’association a des droits indivis sur la zone spécifique attribuée par le contrat (PSC, concession, buy back) et des obligations fiscales séparées envers l’État-hôte. Appréciation (délinéation) Ensemble des opérations, réalisées après une découverte, ayant pour but de déterminer les limites ou l’extension d’un gisement d’hydrocarbures, évaluer ses réserves et son potentiel productif. B Baril Unité de mesure de volume de pétrole brut, correspondant à 42 gallons US ou 158,9 litres. Les quantités d’hydrocarbures liquides en barils sont exprimées à 60°F. Baril équivalent pétrole (bep) Le baril équivalent pétrole est l’unité conventionnelle de mesure permettant de ramener l’énergie libérée par une quantité de combustible à celle dégagée par la combustion d’un baril de pétrole. Brent Qualité de pétrole brut (38°API) produite en mer du Nord, issue du gisement de Brent et des champs voisins. Buy-back Contrat de services à risques (les investissements et les risques sont à la charge de l’entrepreneur) complété par un mécanisme de compensation (buy back) qui permet à l’entrepreneur de recevoir sous la forme d’une quote-part de la production le remboursement avec intérêts de ses investissements et une rémunération. C Capacité de traitement (Aval) Capacité de traitement annuel du pétrole brut des unités de distillation atmosphérique d’une raffinerie. Catalyseurs Substances favorisant les réactions chimiques durant le processus de raffinage, utilisées dans les unités de conversion (Reformeur, Hydrocraqueur, Craqueur catalytique) et de désulfuration. Les principaux catalyseurs sont les métaux précieux (platine) ou métaux moins nobles tels que le nickel et le cobalt. Il existe des catalyseurs qui se régénèrent et d’autres qui se consomment. Cogénération Production simultanée d’énergie électrique et thermique à partir d’un combustible (gaz, fioul ou charbon). Condensat Fractions de gaz naturel qui existent, soit en phase gazeuse, soit en solution, dans le pétrole brut aux conditions initiales de pressions et de température du réservoir et qui sont récupérées à l’état liquide dans des séparateurs, des installations sur les sites ou des unités. Contrat de concession Contrat de recherche et d’exploitation pétrolière par lequel un État-hôte concède à une compagnie pétrolière (ou une association de compagnies) le droit d’explorer une zone géographique et de développer et produire les réserves éventuelles. La compagnie pétrolière (ou l’association de compagnies) s’engage à exécuter et à financer, à son risque exclusif, toutes les opérations. En contrepartie, elle dispose de la totalité de la production. Contrat de partage de production Contrat de recherche et d’exploitation pétrolière par lequel l’État-hôte ou, plus fréquemment, sa société nationale, délègue à une compagnie pétrolière (l’entrepreneur) ou une association de compagnies (le groupe entrepreneur) le droit d’explorer une zone géographique et de développer et produire les réserves de gisements découverts. L’entrepreneur (ou groupe entrepreneur) s’engage à exécuter et à financer, à son risque exclusif, toutes les opérations. En contrepartie, il dispose d’une partie de la production appelée cost oil/gas destinée au remboursement de ses coûts et investissements. Le solde de la production, ou profit oil/gas, est ensuite partagé entre l’entrepreneur (groupe entrepreneur) d’une part et la société nationale et/ou l’État-hôte d’autre part. Conversion Opération de raffinage visant à transformer les produits lourds (fuel lourd) en produits plus légers ou moins visqueux (essences, carburéacteurs, etc.). Cost oil / gas Dans le cadre d’un contrat de partage de production, part de la production d’hydrocarbures mise à la libre disposition de l’entrepreneur (groupe entrepreneur) et déterminée contractuellement pour le remboursement des dépenses d’exploration, de développement, d’exploitation, de restitution des sites (dépenses dites « récupérables »). Coûts techniques Les coûts techniques sont composés des coûts de production d’hydrocarbures, de l’amortissement des installations et des dépenses d’exploration passées en charge. Craquage / craqueur Opération de conversion, modifiant la structure et la masse moléculaire des hydrocarbures constituant les fractions obtenues par la première distillation, effectuée dans le but d’obtenir des molécules plus légères. D Dégoulotter Action d’augmenter la capacité de traitement d’une unité de raffinerie. Degrés API Échelle établie par l’American Petroleum Institute pour le calcul de la densité des pétroles. Un degré API élevé signifie un pétrole léger dont le raffinage conduit à un rendement élevé en essence. Désulfuration Réaction chimique d’élimination du soufre des coupes pétrolières. Document de référence 2010. TOTAL 313Développement Ensemble des opérations entreprises en vue de la mise en production d’un champ. Distillats Les distillats correspondent à une vaste gamme de produits obtenus par distillation atmosphérique de pétrole brut ou par distillation sous vide du résidu atmosphérique. On distingue notamment les distillats moyens, qui regroupent communément les produits pour l’aviation, le carburant diesel et le fioul domestique. Domaine minier Zones sur lesquelles s’exercent les droits miniers. Droits miniers Droits d’explorer et/ou d’exploiter les hydrocarbures sur une zone spécifique pour une durée déterminée. Ils recouvrent les notions de « permis », « licence », « titre », etc. Durée de vie des réserves Correspond au rapport des réserves prouvées en fin de période, sur la part nette de production commercialisable de l’année écoulée. E Exploration pétrolière Ensemble des opérations permettant de mettre en évidence l’existence de gisements d’hydrocarbures. F FPSO : Floating production, storage and offloading Unité flottante intégrée regroupant les équipements permettant de produire, traiter et stocker les hydrocarbures et de les transférer directement en mer à un pétrolier. G Gaz de pétrole liquéfié (GPL) Hydrocarbures légers (dont les principaux composants sont le butane et le propane), gazeux dans les conditions normales de température et de pression et maintenus dans un état liquide en augmentant la pression ou en diminuant la température. Gaz naturel Mélange d’hydrocarbures légers, composé principalement de méthane. Gaz naturel liquéfié (GNL) Gaz naturel, principalement méthane, qui a été liquéfié par refroidissement à -258°F (-162°C) à la pression normale pour le transporter. H Hydrocarbures Mélange de molécules composé principalement d’atomes de carbone et d’hydrogène. Ils peuvent être solides comme l’asphalte, liquides comme le pétrole brut ou gazeux comme le gaz naturel. Ils peuvent inclure des composants avec du soufre, de l’azote, des métaux, etc. Hydrocraquage Procédé de raffinage catalytique à l’hydrogène permettant la conversion de charges lourdes en fractions plus légères. O Oléfines Ensemble de produits (gaz) obtenus après craquage de charges pétrolières. Les oléfines sont : l’éthylène, le propylène et le butadiène. Ces produits trouvent des applications dans la fabrication de grandes matières plastiques (polyéthylène, polypropylène, PVC, etc.), dans la production d’élastomères (polybutadiène…), ou dans la fabrication de grands intermédiaires chimiques. Opérateur Se dit d’une société chargée de la conduite des activités pétrolières sur un permis déterminé : au nom et pour le compte de l’ensemble des associés, au sein d’une association pétrolière. P Part de production Groupe Part de production revenant au Groupe en fonction des règles de partage telles que prévues par les contrats de recherche et d’exploitation pétrolière. Permis Superficie cédée contractuellement à une compagnie pétrolière (ou une association de compagnies) par l’État-hôte pour une durée déterminée. Le permis confère aux compagnies pétrolières le droit exclusif d’effectuer des travaux d’exploration (permis « d’exploration ») ou d’exploiter un gisement (permis « d’exploitation »). Permis non prouvé Permis sur lequel il n’existe pas de réserves prouvées. Il correspond au permis d’exploration dans le langage courant. Permis prouvé Permis sur lequel il existe des réserves prouvées. Il correspond au permis d’exploitation dans le langage courant. Plateau de production Niveau moyen stabilisé de production d’hydrocarbures d’un champ attendu après montée en puissance. Production opérée Quantité totale d’hydrocarbures produite sur les champs opérés par le Groupe. Profit oil / gas Dans un contrat de partage de production, part de la production d’hydrocarbures diminuée du cost oil, partagée entre l’État-Hôte et l’entrepreneur (groupe entrepreneur). La part de profit oil/gas mise à la libre disposition de l’entrepreneur (groupe entrepreneur) est la rémunération de ses services, de son savoir-faire et des risques pris. Puits Nom que l’on donne généralement à un trou lorsque le forage est terminé ou dès que les techniciens ont acquis la conviction qu’il sera productif. Dans le langage administratif, on désigne généralement les puits d’un champ pétrolifère par un groupe de lettres et de chiffres rappelant les lieux-dits où ils sont situés et l’ordre suivant lequel ils ont été décidés. 314 TOTAL. Document de référence 2010R Raffinage Ensemble des procédés de fabrication des différents produits dérivés du pétrole à partir de pétrole brut (distillation, reformage, désulfuration, craquage, etc.). Réserves Quantités restantes d’hydrocarbures présumés récupérables à partir de champs reconnus (forés) par application de projets de développement et dans des conditions économiques définies. Pour l’exploration-production, les réserves sont exprimées en barils (b)pour les hydrocarbures liquides, pieds cubes (pc) pour le gaz ou baril équivalent pétrole (bep) pour les deux. Réserves développées Quantités d’hydrocarbures récupérables à partir de puits et d’installations existants qui ne nécessitent pas d’investissements supplémentaires importants. Elles s’appliquent aux réserves prouvées et aux réserves prouvées plus probables. Réserves prouvées (réserves 1P) Quantités estimées de pétrole brut et de gaz naturel que les données géologiques et d’ingénierie démontrent, avec une certitude raisonnable (90%), être récupérables dans les années à venir à partir des champs connus et selon des conditions contractuelles, économiques et d’exploitation existantes : – les réserves prouvées développées sont celles récupérables à partir des installations existantes et ne nécessitant pas d’investissements supplémentaires importants ; – les réserves prouvées non développées sont celles qui devraient être récupérées suite à de nouveaux investissements (installations de surface, puits, etc.). Réserves prouvées et probables (réserves 2P) Somme des réserves prouvées et des réserves probables. Les réserves 2P sont les quantités médianes d’hydrocarbures récupérables sur des champs ayant déjà été forés, couverts par des contrats E&P et pour lesquels les études techniques mettent en évidence un développement économique dans un environnement de prix long terme du Brent. Elles incluent les projets développés par techniques minières. Ressources Somme des réserves prouvées et probables et des ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues) (Society of Petroleum Engineers - 03/07). Restitution des sites de production Au terme de l’exploitation d’un gisement, les compagnies pétrolières peuvent être amenées à engager des dépenses de restitution des sites de production. Cet arrêt progressif de la capacité de production d’un champ ou d’une partie seulement de cette capacité (un puits, un groupe de puits, etc.) entraîne généralement le démantèlement des installations de production, de transport et de stockage et la restitution des sites. S Sismique Méthode d’exploration consistant à envoyer méthodiquement des ondes dans le sous-sol et à enregistrer leur réflexion pour déterminer le type, la taille, la forme et la profondeur des couches du sous-sol. U Unitisation Création d’une association nouvelle et désignation d’un seul opérateur pour le développement et la production en un actif unique d’un gisement d’hydrocarbures chevauchant deux ou plusieurs permis / licences ou pays. Upgrader Unité de raffinage où se fait, par craquage, la valorisation de produits pétroliers tels que les huiles lourdes. V Vapocraquage Opération industrielle consistant à craquer thermiquement des charges pétrolières (naphta, gaz de pétrole liquéfiés, condensats) pour obtenir des oléfines et des aromatiques, qui seront ensuite séparés. Document de référence 2010. TOTAL 315316 TOTAL. Document de référence 2010Table de concordance Table de concordance du Document de référence, permettant d’identifier les informations prévues par l’annexe I du règlement CE n° 809/2004 du 29 avril 2004 Informations prévues à l’annexe 1 Pages correspondantes du règlement CE n° 809/2004 du Document de référence 1. Personnes responsables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .i 2. Contrôleurs légaux des comptes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 3. Informations financières sélectionnées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1 à 5 4. Facteurs de risque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 à 83, 153 à 157 5. Informations concernant l’émetteur 5.1. Histoire et évolution . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 5.1.1. Raison sociale et nom commercial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8, 164 5.1.2. Lieu et numéro d’enregistrement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8, 164 5.1.3. Date de constitution et durée de vie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8, 164 5.1.4. Siège social, forme juridique, législation applicable, pays d’origine, adresse et numéro de téléphone du siège social . . . . . . . .8, 164 5.1.5. Événements importants dans l’exercice des activités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 à 48 5.2. Investissements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 et 49 5.2.1. Principaux investissements réalisés au cours des 3 derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 et 49, 63 5.2.2. Principaux investissements en cours . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 et 49, 63 5.2.3. Principaux investissements envisagés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 et 49, 63 6. Aperçu des activités 6.1. Principales activités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4, 9 à 48 6.2. Principaux marchés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4, 9 à 48 6.3. Événements exceptionnels ayant influencé les principales activités ou les principaux marchés . . . . . . . . . . .9 à 48, 57 et 58 6.4. Dépendance à l’égard de certains contrats . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .77 et 78 6.5. Position concurrentielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 et 9, 37 et 38, 40, 42, 81 7. Organigramme 7.1. Place de l’émetteur dans le Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 7.2. Principales filiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49, 256 et 257 8. Propriétés immobilières, usines et équipements 8.1. Immobilisations corporelles les plus significatives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 à 48, 49, 202 et 203 8.2. Questions environnementales concernant les immobilisations les plus significatives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49, 308 à 311 9. Examen de la situation financière et du résultat 9.1. Situation financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1 à 4, 54 à 59 9.2. Résultat d’exploitation 9.2.1. Facteurs importants influençant sensiblement le revenu d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54 à 59, 63 9.2.2. Explication de l’évolution du chiffre d’affaires net ou des produits nets . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54 à 59 9.2.3. Facteurs externes ayant influencé (ou pouvant influencer) sensiblement les activités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54 à 59, 63 Document de référence 2010. TOTAL 31710. Trésorerie et capitaux 10.1. Informations sur les capitaux (à court terme et à long terme) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 10.2. Source, montant et description des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 et 60, 176 10.3. Conditions d’emprunt et structure de financement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60, 67 à 73 10.4. Restrictions à l’utilisation de capitaux ayant une influence sensible sur les opérations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 10.5. Sources de financement prévues pour les principaux investissements envisagés et charges majeures pesant sur les immobilisations corporelles les plus significatives . . . . . . . . . . . . 49, 60, 176, 202 et 203 11. Recherche et développement, brevets et licences . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 à 63 12. Information sur les tendances 12.1. Principales tendances ayant affecté la production, les ventes et les stocks, les coûts et les prix de vente depuis la clôture du dernier exercice écoulé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63, 157 12.2. Tendances connues, incertitudes, demandes, engagements ou événements susceptibles d’influencer significativement les perspectives de l’exercice en cours . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 et 49, 63, 66 à 73, 157 13. Prévisions ou estimations du bénéfice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 14. Organes d’administration, de direction et de surveillance et Direction Générale 14.1. Informations concernant les membres des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 à 91, 104 14.2. Conflits d’intérêts, engagements relatifs aux nominations, restrictions aux cessions de participations dans le capital social de l’émetteur . . . . . . . . . . . . .91, 99, 112 et 113, 128 et 129 15. Rémunération et avantages 15.1. Rémunérations versées et avantages en nature octroyés par l’émetteur et ses filiales . . . . . . . . . . . . . . .106 à 108, 114 à 117 15.2. Sommes provisionnées ou constatées aux fins de pensions, retraites ou autres avantages . . . . . . . . . . . . . . .109 à 111, 228 16. Fonctionnement des organes d’administration et de direction 16.1. Date d’expiration des mandats actuels et dates d’entrée en fonction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 à 91 16.2. Contrats avec l’émetteur ou ses filiales prévoyant l’octroi d’avantages au terme de tels contrats . . . . . . . . . . .109 à 111, 115 16.3. Informations sur le comité d’audit et le comité de rémunération de l’émetteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .94 et 95, 97 et 98 16.4. Conformité au régime de gouvernement d’entreprise en vigueur en France . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91 17. Salariés 17.1. Effectif à la clôture des 3 derniers exercices ; répartition géographique et par type d’activité . . . . . . . . . . .5, 127, 304 et 305 17.2. Participations au capital et stock-options . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5, 111 à 113, 118 à 119, 124 à 129 17.3. Accords prévoyant une participation des salariés dans le capital de l’émetteur . . . . . . . . . . . . . . . .111 à 113, 127 à 129, 167 18. Principaux actionnaires 18.1. Participations détenues au-delà des seuils devant être déclarés (participations connues) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143 à 145 18.2. Droits de vote des principaux actionnaires excédant leur quote-part du capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143, 165 18.3. Contrôle exercé sur l’émetteur par un ou plusieurs actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 18.4. Accord, connu de l’émetteur, dont la mise en œuvre pourrait entraîner ultérieurement un changement de son contrôle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 19. Opérations avec des apparentés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145, 228 318 TOTAL. Document de référence 201020. Informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats de l’émetteur 20.1. Informations financières historiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 Annexe 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .171 à 257 Annexe 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .277 à 303, 311 et 312 20.2. Informations financières pro forma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 20.3. États financiers annuels consolidés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .annexe 1 (171 à 257) 20.4. Vérification des informations financières historiques annuelles 20.4.1. Vérifications des informations financières historiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152, 172, 280 20.4.2. Autres informations figurant dans le document de référence et vérifiées par les contrôleurs légaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99 à 101, 103, 107 à 111, 278 à 280 20.4.3. Informations financières figurant dans le document de référence et non tirées des états financiers certifiés de l’émetteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152, 269 à 275 20.5. Date des dernières informations financières vérifiées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31 décembre 2010 20.6. Informations financières intermédiaires et autres 20.6.1. Informations financières trimestrielles ou semestrielles établies depuis la date des derniers états financiers vérifiés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 20.6.2. Informations financières intermédiaires des six premiers mois de l’exercice qui suit la fin du dernier exercice vérifié . . . . . . . . . . . .n/a 20.7. Politique de distribution des dividendes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136, 153 20.8. Procédures judiciaires et d’arbitrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .153 à 157 20.9. Changement significatif de la situation financière ou commerciale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 à 49, 54 à 63, 157 21. Informations complémentaires 21.1. Capital social 21.1.1. Capital souscrit et capital autorisé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 et 161, 288 21.1.2. Actions non représentatives du capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 21.1.3. Actions détenues par l’émetteur ou par ses filiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .138 à 141, 143 et 144, 163, 211, 288 et 289 21.1.4. Valeurs mobilières donnant accès à terme au capital social de l’émetteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .163 21.1.5. Conditions régissant tout droit d’acquisition et/ou toute obligation attaché(e) au capital souscrit mais non libéré, ou à toute augmentation de capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .128 21.1.6. Capital de tout membre du Groupe faisant l’objet d’une option . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 21.1.7. Historique du capital social de l’émetteur au cours des 3 derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .163 et 164, 288, 303 21.2. Acte constitutif et statuts 21.2.1. Objet social de l’émetteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164 21.2.2. Dispositions statutaires et chartes concernant les membres des organes d’administration, de direction et de surveillance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91 à 96, 165 21.2.3. Droits, privilèges et restrictions attachés à chaque catégorie d’actions existantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 et 166 21.2.4. Actions nécessaires pour modifier les droits des actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 21.2.5. Convocation des assemblées générales d’actionnaires et conditions d’admission . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144, 147, 166 et 167 21.2.6. Dispositions statutaires, charte ou règlement de l’émetteur pouvant retarder, différer ou empêcher un changement de son contrôle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 à 167 21.2.7. Déclarations de franchissements de seuils statutaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143 et 144, 167 21.2.8. Conditions plus strictes que la loi pour la modification du capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 22. Contrats importants (autres que les contrats conclus dans le cadre normal des affaires) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 23. Informations provenant de tiers, déclarations d’experts et déclarations d’intérêts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .n/a 24. Documents accessibles au public . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 25. Informations sur les participations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157, 168 et 169, 256 et 257, 299 à 301 Document de référence 2010. TOTAL 319320 TOTAL. Document de référence 2010Document de référence 2010. TOTAL 321322 TOTAL. Document de référence 2010La présente brochure a été imprimée sur un papier couché 100 % recyclable et biodégradable, fabriqué à partir de pâtes blanchies ECF (Elemental Chlorine Free) dans une usine européenne certifiée ISO 9001 (pour sa gestion de la qualité), ISO 14001 (pour sa gestion de l’environnement), CoC PEFC (pour l’utilisation de papiers issus de forêts gérées durablement) et accréditée EMAS (pour ses performances environnementales). Photographie en couverture : © Laurent Pascal Conception et réalisation : Agence Marc Praquin PEFC/10-31-1494TOTAL S.A. 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