1\. Données opérationnelles et de marché . . . . . . . . . . .1 2\. Informations financières sélectionnées . . . . . . . . . . . .2 1\. Histoire et évolution de TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 2\. Secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 3\. Secteur Aval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 4\. Secteur Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .46 5\. Investissements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51 6\. Organigramme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 7\. Propriétés immobilières, usines et équipements . .53 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2011 . . .54 9\. Schéma d’organisation au 29 février 2012 . . . . . . .56 1\. Capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .172 2\. Acte constitutif et statuts ; autres informations . .176 3\. Autres renseignements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 4\. Documents accessibles au public . . . . . . . . . . . . .180 5\. Informations sur les participations . . . . . . . . . . . . .180 1\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés . . . . . . . . . . . . . . . . . .184 2\. Compte de résultat consolidé . . . . . . . . . . . . . . . .185 3\. Résultat global consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .186 4\. Bilan consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .187 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé . . . . . . . . .188 6\. Variation des capitaux propres consolidés . . . . . .189 7\. Annexe aux comptes consolidés . . . . . . . . . . . . . .190 1\. Examen de la situation financière et des résultats .60 2\. Trésorerie et capitaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 3\. Recherche & Développement . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 4\. Tendances et perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 1\. Risques financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 2\. Risques industriels ou liés à l’environnement . . . . .80 3\. Autres risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 4\. Assurance et couverture des risques . . . . . . . . . . . .88 1\. Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) . . . . . . . .92 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) . . . . . .118 3\. Direction Générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 4\. Contrôleurs légaux des comptes . . . . . . . . . . . . . .120 d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . .121 6\. Effectifs, participation au capital . . . . . . . . . . . . . .140 1\. Cotation boursière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 2\. Dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 3\. Rachats d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .150 4\. Actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 5\. Communication financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158 1\. Informations financières historiques . . . . . . . . . . .164 2\. Vérification des informations financières historiques . .164 3\. Informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . .164 4\. Politique de distribution des dividendes . . . . . . . .165 5\. Procédures judiciaires et d’arbitrage . . . . . . . . . . .165 6\. Changements significatifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169 1\. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 . . . . . . . . . . . . . . . . . .280 2\. Autres informations complémentaires . . . . . . . . . .296 1\. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés . .300 2\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302 3\. Comptes sociaux société mère . . . . . . . . . . . . . . .303 4\. Annexe aux comptes sociaux . . . . . . . . . . . . . . . .307 5\. Autres informations financières société mère . . . .322 des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . .325 1\. Informations sociales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 la santé et l’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . .332 3\. Informations sociétales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .339 et environnementales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343 5\. Rapports des organismes de vérification . . . . . . .345 « 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 référencé dans la table de concordance du présent Document de référence figurant en page 359 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 2011 figure en page 184 du présent Document de référence. Le rapport des contrôleurs légaux sur les comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2010 figurant en Le présent Document de référence a été déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 26 mars 2012 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 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. $ et/ou dollar : dollar américain 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 Return on Equity (rentabilité des capitaux propres) Return on Average Capital Employed (rentabilité des capitaux mis en œuvre) United States Securities and Exchange Commission 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. 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., 1\. Données opérationnelles et de marché Brent ($ / b) 111,3 79,5 61,7 Marges de raffinage européennes ERMI ($ / t) 17,4 27,4 17,8 (a) Y compris quote-part de CEPSA jusqu’au 31 juillet 2011 et, à partir du 1er octobre 2010 dans TotalErg. Données consolidées en millions d’euros, à l’exception du résultat par action, du dividende, du nombre d’actions et des pourcentages. (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Nombre moyen pondéré dilué d’actions (en millions) 2 257,0 2 244,5 2 237,3 Résultat net ajusté dilué par action (en euro) (a) (b) 5,06 4,58 3,48 Dividende par action (en euro) (c) 2,28 2,28 2,28 Dette nette / capitaux propres (au 31 décembre) 23% 22% 27% Rentabilité des capitaux moyens employés (ROACE) (d) 16% 16% 13% Rentabilité des capitaux propres 18% 19% 16% (a) Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents, hors effet des variations de juste valeur à compter du 1er janvier 2011 et, jusqu’au 30 juin 2010, hors quote-part, pour TOTAL, des éléments d’ajustement de Sanofi. (b) Calculé sur le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice. (c) Dividende 2011 : sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. (d) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. (a) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. (a) Sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce 1\. Histoire et évolution de TOTAL 8 1.1. Histoire et développement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 1.2. Stratégie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 2.5. Puits producteurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 2.6. Nombre de puits producteurs et secs forés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 2.7. Puits d’exploration et de développement en cours de forage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 2.8. Participation dans les oléoducs et les gazoducs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31 2.9. Gaz & Énergies Nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 3.1. Raffinage & Marketing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 3.2. Trading & Shipping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43 4.1. Chimie de Base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47 4.2. Chimie de Spécialités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 5.1. Principaux investissements réalisés au cours de la période 2009-2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51 5.2. Principaux investissements prévus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51 6.1. Place de la Société au sein du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 6.2. Filiales de la Société . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 7\. Propriétés immobilières, usines et équipements 53 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2011 54 9\. Schéma d’organisation au 29 février 2012 56 1\. Histoire et évolution de TOTAL 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 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, gaz naturel liquéfié) et aval (raffinage, pétrochimie, chimie de spécialités, distribution, trading et transport maritime de pétrole brut et de produits pétroliers). En outre, TOTAL détient des participations dans des mines de charbon et est actif dans le secteur de la production d’électricité et dans les énergies 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. 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. Les activités de TOTAL sont au cœur de deux des plus grands enjeux du monde actuel et de celui de demain : l’approvisionnement en énergie et la protection de l’environnement. La responsabilité du Groupe en tant que producteur d’énergies, est de gérer au mieux ces deux impératifs, et de façon durable. – l’élargissement progressif de l’offre énergétique en accompagnant la croissance des énergies nouvelles complémentaires ; – l’adaptation de son outil de raffinage et de pétrochimie à l’évolution des marchés, en s’appuyant sur quelques grandes plateformes compétitives et en maximisant les bénéfices de l’intégration ; 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 ; – le développement de ses activités de distribution de produits pétroliers, en particulier en Afrique, Asie et au Moyen-Orient, tout en maintenant la compétitivité de ses opérations sur les – 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 (1) Selon le critère de la capitalisation boursière (en dollar) au 31 décembre 2011. 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 environ trente pays. (cid:129) 2,35 Mbep / j d’hydrocarbures produits en 2011 (cid:129) 11,4 Gbep de réserves prouvées d’hydrocarbures (cid:129) Investissements 2011 : 21,7 milliards d’euros (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Sur l’ensemble de l’année 2011, le résultat opérationnel net ajusté d’euros en 2010, soit une progression de 21%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont est en hausse de 27% à 14,5 milliards de dollars, qui s’explique essentiellement par l’impact de la hausse du prix de vente des hydrocarbures. Les coûts techniques (2) des filiales consolidées, établis conformément à l’ASC 932 (3), s’établissent à 18,9 $ / bep (4) en 2011, contre 16,6 $ / bep La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (5)) de l’Amont est de 20% en 2011 contre 21% en 2010. Prix de vente liquides et gaz (a) 2011 2010 2009 Prix moyen de vente liquides ($ / b) 105,0 76,3 58,1 Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 6,53 5,15 5,17 (a) Filiales consolidées, hors marges fixes et buy-backs. Le prix moyen de vente des liquides de TOTAL a augmenté de 38% sur l’année 2011 par rapport à 2010 et le prix moyen de vente du gaz de 27% par rapport à 2010. (1) Sur la base d’un prix du Brent de 110,96 $/b. (2) (Coûts de production + charges d’exploration + amortissements)/production de l’année. (3) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries – Oil and Gas. (4) Hors IAS 36 - Dépréciation d’actifs. (5) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens (6) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits à production. (7) Variation des réserves hors productions : i.e. (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période. Le taux de renouvellement ressort à 84% dans un environnement constant de prix du baril à 79,02 $/b si l’on exclut (8) 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 100 $/b, y compris les projets développés par des (9) Réserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers – 03/07). En 2011, la production d’hydrocarbures a été de 2 346 kbep / j, en baisse de 1,3% par rapport à 2010, essentiellement en raison (cid:129) -1,5% lié au déclin naturel des productions net de la croissance (cid:129) +2,5% liés aux variations de périmètre intégrant essentiellement les productions correspondant à la participation détenue dans Novatek nette de la cession de la participation dans CEPSA ; (cid:129) +1% lié à la fin des réductions Opep ; (cid:129) -1,5% lié aux conditions de sécurité, principalement en Libye ; (cid:129) -2% liés à l’effet prix (6). Asie - CEI 2 321 Mbep Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 110,96 $ / b) s’élèvent à 11 423 Mbep au 31 décembre 2011. Au niveau de production moyen de 2011, la durée de vie des réserves est de 13 ans. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (7), établies selon les règles de la SEC, ressort à 185%. Fin 2011, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (8) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2011 et des ressources (9) représentant plus de 40 ans de durée de vie. Dans l’Amont, TOTAL a pour ambition de maintenir une croissance des productions et une rentabilité au niveau des meilleurs de l’industrie 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 76% des 2 037 Mbep de réserves prouvées supplémentaires du secteur Amont pour les trois années 2009, 2010 et 2011 (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 (24%) représente les révisions des estimations précédentes. Le volume des révisions durant cette période de trois ans est affecté significativement par l’augmentation successive des prix du baril de référence sur cette période (de 36,55$ / b fin 2008 à 110,96$ / b en 2011 pour le Brent) qui induit une baisse significative En 2011, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe se sont élevés à 1 629 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés), réalisés principalement en Norvège, au Royaume-Uni, en Angola, au Brésil, en Azerbaïdjan, en Indonésie, au Brunei, au Kenya, en Guyane Française et au Nigeria. En 2010, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe s’étaient élevés à 1 472 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 principale ment 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), réalisés notamment aux États-Unis, en Angola, au Royaume-Uni, en Norvège, en Libye, au Nigeria et en Les investissements de développement des filiales consolidées de l’Exploration & Production se sont élevés à 10 milliards d’euros en 2011. Les principaux investissements ont été réalisés en Angola, au Nigeria, en Norvège, au Kazakhstan, au Royaume-Uni, en Australie, au Canada, au Gabon, en Indonésie, en République du Congo, aux États-Unis et en Thaïlande. En 2010, les investissements de développement s’étaient élevés à 8 milliards d’euros, réalisés principalement 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. 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 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 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. De plus amples informations concernant les réserves prouvées de TOTAL au 31 décembre 2011, 2010 et 2009, figurent dans le chapitre 10 (Informations complémentaires sur l’activité 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 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 De plus amples informations concernant le processus d’évaluation des réserves figurent dans le chapitre 10 (Informations complémentaires 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 2011, 2010 et 2009 sont respectivement 110,96 $ / b, 79,02 $ / b et 59,91 $ / b. Au 31 décembre 2011, les réserves prouvées de pétrole et de gaz de TOTAL atteignaient 11 423 Mbep (dont 53% de réserves prouvées développées). Les liquides (pétrole brut, liquides de gaz naturel et bitume) représentaient environ 51% de ces réserves et le gaz naturel 49%. Ces réserves étaient situées en Europe (principalement en Italie, 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 Australie, en Indonésie, au Kazakhstan et en Russie). 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). Au 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). 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 26% des réserves de TOTAL à fin 2011). 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. De plus, des variations du prix du baril de référence pour les réserves prouvées impactent les volumes de royalties au Canada La production moyenne par jour de liquides et de gaz naturel Les liquides ont représenté environ 52% et le gaz naturel 48% de la production globale de TOTAL en 2011. 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 2011, comme en 2010 et 2009, l’essentiel de la production de liquides du secteur Amont (voir tableau « Ressources et débouchés de pétrole brut » au paragraphe 3.2.1 du présent chapitre). 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, en Indonésie, au Nigeria, en Norvège, au Qatar et en Russie 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 2012-2014 à 4 051 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 Russie 9 465 95 - - - - - - (a) Il s’agit uniquement de bitumes. Toute la production de bitume du Groupe se situe au Canada. 2.3. 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 2011 (a) Rosa, Dalia, Pazflor (bloc 17) (40,00%) Kuito, BBLT, Tombua-Landana (bloc 14) (20,00%) Zones 15, 16 & 32 (ex C 137, 75,00% (b)) Zones 70 & 87 (ex C 17, 75,00% (b)) Zones 129 & 130 (ex NC 115, 30,00% (b)) Zones 130 & 131 (ex NC 186, 24,00% (b)) Shell Petroleum Development Company (SPDC 10,00%) Plusieurs actifs dans la zone de Barnett Shale (25,00%) (c) Plusieurs actifs dans la zone de l’Utica Shale (25,00%) (c) Plusieurs champs au travers de la participation Abu Dhabi-Abu Al Bu Khoosh (75,00%) Divers champs onshore (bloc 6) (4,00%) (g) Champ de Mukhaizna (bloc 53) (2,00%) (h) North Field-Qatargas 2 Train 5 (16,70%) Deir Ez Zor (Al Mazraa, Atalla North, Jafra, 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 (58,28%) et certaines entités à Abou Dabi, en Oman et au Royaume-Uni (voir notes b à h ci-dessous). (b) Participation de TOTAL dans le consortium étranger. (c) Participation de TOTAL dans la joint venture. (d) TOTAL détient une participation indirecte de 46,17% dans le champ d’Elgin- Franklin via EFOG. (e) Participation de 13,33% via ADMA (société mise en équivalence). TOTAL est également associé aux opérations de Abu Dhabi Marine Operating Company. (f) Participation de 9,50% via ADPC (société mise en équivalence). TOTAL est également associé aux opérations de Abu Dhabi Company For Onshore Oil Operation. (g) 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). (h) TOTAL détient une participation directe de 2,00% dans le bloc 53. (i) Opéré par la société DEZPC détenue à 50,00% par TOTAL et 50,00% par GPC. À la suite de l’extension des sanctions de l’Union européenne contre la Syrie le 1er décembre 2011, TOTAL a cessé ses activités contribuant à la production d’hydrocarbures en Syrie. Pour une information sur les restrictions juridiques américaines et européennes en rapport avec les activités du Groupe en Syrie consulter le chapitre 4 (Facteurs de risques). En 2011, la production de TOTAL en Afrique s’est établie à 659 kbep / j, représentant 28% de la production totale du Groupe, contre 756 kbep / j en 2010 et 749 kbep / j en 2009. En Algérie, la production de TOTAL s’est établie à 33 kbep / j pour l’année 2011, contre 41 kbep / j en 2010 et 74 kbep / j en 2009. Ces baisses s’expliquent, d’une part, par la fin du contrat Hamra en octobre 2009, d’autre part par la cession de la participation de TOTAL dans CEPSA (48,83%) finalisée en juillet 2011. La production du Groupe provient désormais intégralement du champ de TFT (Tin Fouyé Tabenkort, 35%). TOTAL détient également des intérêts de 37,75% et de 47% respectivement dans les projets de développement gazier de Timimoun et d’Ahnet. – Sur le champ de TFT, le plateau de production se maintient à 185 kbep / j. Une campagne sismique 3D de 1 380 km2 sur les zones Est et Ouest du permis s’est achevée en octobre 2011. Les données sont en cours de traitement et d’interprétation. – Lancée en 2010 à la suite de l’approbation du plan de développement par l’agence nationale ALNAFT, la phase de basic engineering du projet Timimoun est terminée. La production de gaz commercial devrait démarrer en 2016 avec un plateau estimé de 1,6 Gm3 / an (160 Mpc / j). – Dans le cadre du projet Ahnet, le volet technique d’un plan de développement a été présenté aux autorités en juillet 2011. Les discussions se poursuivent avec les partenaires du projet et les autorités concernant la commercialisation du gaz avec un plateau de production envisagé de 4 Gm3 / an (400 Mpc / j). En Angola, la production du Groupe s’est établie à 135 kbep / j en 2011, contre 163 kbep / j en 2010 et 191 kbep / j en 2009. Elle provient principalement des blocs 0, 14 et 17. Les années 2009 à 2011 ont été marquées par de nombreuses découvertes sur les blocs 15 / 06 et 17 / 06, et par l’avancée des projets majeurs – Le bloc 17 (40%, opérateur), principal actif du Groupe en Angola situé en offshore profond, est composé de quatre pôles majeurs : Sur le pôle de Girassol, la production des champs de Girassol, Jasmim et Rosa s’est élevée à 220 kb / j en 2011. Sur le pôle de Dalia, la production s’est élevée à près de 240 kb / j La production de Pazflor, troisième pôle composé des champs de Perpetua, Zinia, Hortensia et Acacia, a démarré en août 2011 et a atteint 170 kb / j à fin 2011. La capacité de production du FPSO est de 220 kb / j. Le développement de CLOV, le quatrième pôle, a été lancé en 2010. Il conduira à l’installation d’un quatrième FPSO d’une capacité de 160 kb / j. Le démarrage de la production – Sur le bloc 14 (20%), la production de Tombua-Landana a démarré en août 2009. Elle complète les productions – 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%), un premier pôle de développement regroupant les découvertes situées sur la partie Nord-Ouest du bloc a été identifié. Le plan de développement de ce pôle TOTAL est présent sur les blocs d’exploration 33 (55%, opérateur), TOTAL est également présent dans le GNL au travers du projet Angola LNG (13,6%) qui comprend 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 Au Cameroun, la production du Groupe s’est élevée à 3 kbep / j en 2011, contre 9 kbep / j en 2010 et 12 kbep / j en 2009. TOTAL a finalisé en avril 2011 la cession de sa participation dans sa filiale Amont Total E&P Cameroun, société camerounaise dans laquelle le Groupe détenait 75,8% d’intérêt. Depuis, le Groupe ne détient plus d’actifs d’exploration et production dans le pays. En Côte d’Ivoire, TOTAL est opérateur du permis d’exploration CI-100 avec une participation de 60%. Ce permis, situé à environ 100 km au sud-est d’Abidjan, s’étend sur près de 2 000 km2 par Les travaux d’exploration ont commencé avec l’acquisition fin 2011 d’une sismique 3D de plus de 1 000 km2 qui complète la couverture 3D de l’ensemble du permis. Un premier forage d’exploration est En février 2012, TOTAL a acquis des participations dans trois permis d’exploration dans l’offshore très profond : CI-514 (54%, opérateur), CI-515 (45%) et CI-516 (45%). Sur ces deux derniers blocs, il est prévu que TOTAL devienne opérateur dès qu’une découverte commerciale est effectuée. Les travaux prévus comprennent une campagne de sismique 3D sur l’ensemble de la surface des permis et le forage d’un puits par bloc pendant la première période d’exploration de trois ans. 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. À la suite de la campagne sismique 3D de 3 374 km2 réalisée en 2011, un forage est en cours de préparation. Au Gabon, la production du Groupe s’est élevée à 58 kbep / j en 2011, contre 67 kbep / j en 2010 et 71 kbep / j en 2009. Cette baisse est due au déclin naturel des champs. Les activités d’exploration et de production du Groupe au Gabon sont principalement menées au travers de Total Gabon (1), l’une des plus anciennes filiales du Groupe en Afrique subsaharienne. – Sur le champ d’Anguille, dans le cadre du projet de redéveloppement, la plate-forme AGM N à partir de laquelle vingt et un puits de développement supplémentaires seront forés, a quitté le chantier de Fos-sur-Mer fin 2011 pour le Gabon. (1) Total Gabon est une société de droit gabonais dont les actions, cotées sur Euronext Paris, sont détenues par TOTAL (58,28%), la République Gabonaise (25%) et le public (16,72%). La campagne de forage devrait démarrer au début du deuxième – 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. Cette nouvelle sismique a été traitée et les résultats sont en cours d’interprétation. – Total Gabon est entré en 2010 dans les permis d’exploration onshore de Mutamba-Iroru (50%), DE7 (30%) et Nziembou (20%). À la suite d’un forage d’exploration négatif sur le permis DE7, Total Gabon est sorti de ce permis en 2011. Des études sont en cours pour tirer une sismique sur le permis Nziembou et forer un puits d’exploration sur celui de Mutamba en 2012. Au Kenya, TOTAL a acquis en septembre 2011 une participation de 40% dans cinq permis offshore du bassin de Lamu, les permis L5, L7, L11a, L11b et L12. Cette transaction a été approuvée par En Libye, la production du Groupe s’est élevée à 20 kb / j en 2011, contre 55 kb / j en 2010 et 60 kb / j en 2009. Les événements ont conduit toute l’industrie à arrêter la production et à geler les développements. Selon les champs, les productions ont été interrompues à partir de fin février ou début mars 2011. En 2010 étaient entrés en vigueur les nouveaux contrats EPSA IV. À cette occasion, les zones contractuelles sur lesquelles TOTAL est partenaire ont été redéfinies : 15, 16 & 32 (Ex C 137, 75% (1), 70 & 87 (Ex C 17, 75% (1)), 129 & 130 (Ex NC 115, 30% (1)) et 130 & 131 (Ex NC 186, 24% (1)). – Sur les zones offshore 15, 16 et 32, la production a repris en septembre 2011 et a atteint en quelques jours le niveau antérieur de production. Les travaux d’exploration devraient – Sur les zones onshore 70 et 87, la production a redémarré en janvier 2012. La remontée au niveau du plateau sera Par ailleurs, le Groupe devrait poursuivre le développement des champs de Dahra et Garian. – Sur les zones onshore 129, 130 et 131, la production a repris en octobre 2011. Un retour au plateau de production est attendu dans le courant de l’année 2012. La campagne sismique démarrée avant les événements devrait reprendre – Dans le bassin onshore 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. Après l’interruption liée aux événements, les discussions ont repris avec les autorités. À Madagascar, TOTAL a pris en 2008 une participation de 60% et le rôle d’opérateur sur le permis de Bemolanga pour apprécier les accumulations de sables bitumineux existantes sur ce permis. La phase d’appréciation n’a pas permis de confirmer la faisabilité d’un développement de type minier de ces ressources. Cependant, le contrat a été prolongé d’une année jusqu’en juin 2012 pour évaluer le potentiel d’exploration conventionnel du permis. En Mauritanie, le Groupe est présent dans l’exploration sur les permis Ta7 et Ta8 (60%, opérateur), situés dans le bassin de Taoudenni. En janvier 2012, TOTAL (90%, opérateur) a acquis une participation dans deux permis d’exploration : le bloc C9 en mer très profonde et le bloc Ta29 situé à terre dans le bassin – Sur le permis Ta7, une campagne d’acquisition sismique 2D de 1 220 km a été effectuée en 2011 et est en cours – Sur le permis Ta8, le forage du puits d’exploration s’est achevé en 2010. Les résultats du puits ont été décevants. – Sur les blocs C9 et Ta29, le programme d’exploration prévoit, dans une première phase, une campagne d’acquisition sismique. Au Nigeria, la production du Groupe s’est établie à 287 kbep / j en 2011, contre 301 kbep / j en 2010 et 235 kbep / j en 2009. 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. S’agissant des variations – TOTAL (opérateur) a porté en 2011 de 45,9% à 48,3% son intérêt dans le bloc 1 de la Joint Development Zone, administrée conjointement par le Nigeria et São Tomé-et-Principe. – La cession des 10% d’intérêts du Groupe détenus au travers de l’association opérée par Shell Petroleum Development Company (SPDC) dans les blocs OML 26 et 42 a été finalisée. – TOTAL détient 15% de l’usine de liquéfaction Nigeria LNG, située sur l’île de Bonny, dont la capacité totale s’élève à 22,7 Mt / an de GNL. En 2011, le taux de fonctionnement de l’usine a continué d’augmenter pour atteindre 81%, contre 72% en 2010 et 50% en 2009, principalement grâce à l’amélioration de la fiabilité des livraisons de gaz de la part des autres fournisseurs. Par ailleurs, les travaux préliminaires au lancement du projet d’usine de liquéfaction de gaz de Brass LNG (17%), qui comprend la construction de deux trains d’une capacité de 5 Mt / an chacun, se sont poursuivis en 2011. Les appels d’offres pour la construction de l’usine et des installations de chargement sont en cours. – TOTAL continue de renforcer sa capacité à assurer l’approvi - sionnement 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 développe - ment de ce permis. Les études de développement sont en cours. \- Dans le cadre de son association avec la Nigerian National Petroleum Company (NNPC), TOTAL poursuit le projet d’augmen - tation de capacité du permis OML 58 (40%, opérateur) qui vise à porter en 2012 la capacité de production de gaz de 370 Mpc / j à 550 Mpc / j. Une seconde phase du projet devrait permettre de développer d’autres ressources grâce à ces \- Sur les permis OML 112 / 117 (40%), TOTAL a poursuivi en 2011 les études de développement du champ de gaz d’Ima. (1) Participation de TOTAL dans le consortium étranger. – Sur le permis OML 102 (40%, opérateur), TOTAL a confirmé en 2011 le lancement du projet Ofon phase 2 avec la signature des principaux contrats de construction, pour un démarrage de la production prévu en 2014. Le Groupe a fait également en 2011 la découverte d’Etisong North, située à 15 km du champ d’Ofon actuellement en production. Il s’agit du second puits d’exploration sur le pôle d’Etisong après la découverte d’Etisong Main en 2008. La campagne d’exploration devrait se poursuivre par deux puits supplémentaires en 2012. – Sur le permis OML 130 (24%, opérateur), le champ d’Akpo, mis en production par TOTAL en mars 2009, avait atteint en 2010 son plateau de production à 225 kbep / j. La production a été limitée en 2011 entre mars et septembre par un problème technique sur le moteur du compresseur de réinjection de gaz (production de liquides de 160 kb / j au lieu de 190 kb / j). Sur ce permis, le Groupe poursuit activement les travaux sur le champ d’Egina pour lequel un plan de développement a été approuvé par les autorités nigérianes. Les appels d’offres sont en cours et les travaux de construction devraient démarrer – Sur le permis OML 138 (20%, opérateur), TOTAL a finalisé le développement du projet offshore d’Usan (180 kb / j, capacité de production), avec le forage des puits de production, l’installation des équipements sous-marins et le raccordement au FPSO. La production a démarré en février 2012. – TOTAL a également renforcé sa position dans l’offshore profond avec la poursuite du développement du projet Bonga Nord-Ouest sur le permis OML 118 (12,5%). Le calme relatif sur le plan de la sécurité dans la région du delta du Niger a permis le maintien à un niveau voisin de celui de 2010 de la production de pétrole opérée par l’association SPDC, dans laquelle TOTAL détient une participation de 10%. La production de gaz de l’association SPDC a été plus élevée en 2011 du fait de la contribution du projet Gbaran-Ubie, qui a démarré courant 2010. En Ouganda, TOTAL a finalisé en février 2012 l’acquisition d’une participation de 33,33%, dans les licences EA-1, EA-2, la nouvelle licence de Kaniwataba et la licence de production de Kingfisher. Toutes ces licences sont situées dans la région du Lac Albert où des ressources en huile ont déjà été mises en évidence, avec un important potentiel d’exploration à mettre en valeur. TOTAL sera l’opérateur de EA-1 et partenaire sur les autres licences. TOTAL et ses partenaires Tullow et CNOOC engagent un programme d’exploration et d’appréciation très soutenu en 2012 et au-delà. La première priorité sera l’exploration des licences de Kaniwataba et EA-1 à l’ouest du Nil. En République du Congo, la production du Groupe s’est élevée – Sur le champ de Moho Bilondo (53,5%, opérateur), entré en production en avril 2008, le forage des puits de développement s’est poursuivi jusqu’en 2010. Le champ a atteint un plateau de production de 90 kbep / j en juin 2010. Deux puits d’appréciation positifs (Bilondo Marine 2 & 3) réalisés fin 2010 dans la partie Sud du permis ont confirmé un potentiel de développement complémentaire en prolongement des installations existantes. Un développement de ces nouvelles Le développement des ressources de la partie Nord du permis, dont le potentiel a été renforcé par des puits d’appréciation et d’exploration forés en 2008 et 2009, est également en cours d’étude (projet « Moho Nord »). – 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 a atteint 12 kb / j. Une part substantielle des équipements a été réalisée localement à Pointe-Noire grâce au redémarrage d’un chantier de construction En République Démocratique du Congo, à la suite de l’ordonnance présidentielle approuvant l’entrée de TOTAL comme opérateur avec 60% d’intérêt sur le bloc du Graben Albertine, un arrêté du Ministre des Hydrocarbures a attribué en janvier 2012 le permis d’exploration du bloc pour une première période de trois ans. Ce bloc est situé dans la région du lac Albert. En République du Soudan du Sud, nouvel état indépendant formé le 9 juillet 2011, TOTAL détient un intérêt sur le bloc B et prépare avec les autorités du pays la reprise des activités En 2011, la production de TOTAL en Amérique du Nord s’est établie à 67 kbep / j, représentant 3% de la production totale du Groupe, contre 65 kbep / j en 2010 et 24 kbep / j en 2009. 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. Finalisé en mars 2011, ce partenariat permet de réorganiser autour de deux grands pôles le portefeuille des différents actifs acquis par le Groupe ces dernières années dans les sables bitumineux : d’une part un pôle Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) axé sur la poursuite du dévelop - pement de Surmont (50%) et d’autre part un pôle minier et upgrading qui regroupe les projets miniers de Joslyn (38,25%) opéré par TOTAL, de Fort Hills (39,2%) et le projet d’upgrader Voyageur (49%) opérés tous deux par Suncor. Le Groupe détient également 50% du projet minier de Northern Lights (opérateur) et plusieurs permis de sables bitumineux à 100% acquis lors de ventes aux enchères successives. En 2011, la production du Groupe s’est élevée à 11 kb / j, contre 10 kb / j en 2010 et 8 kb / j en 2009. – Sur le permis de Surmont, la production commerciale en mode SAGD de la première phase de développement démarrée fin 2007, produit aujourd’hui environ 25 kb / j de bitume à partir de trente-cinq paires de puits. En 2012, l’opérateur prévoit de forer des puits additionnels et de continuer les conversions du mode d’activation des puits existants de gas lift en pompage électrique (ESP) afin d’en améliorer la production. Début 2010, les partenaires ont décidé de lancer la construction de la deuxième phase de développement. L’objectif de démarrage de la production de Surmont Phase 2 a été fixé pour 2015 et devrait permettre de porter la capacité de production totale du champ à 130 kb / j. En avril 2011, les autorités ont délivré un permis autorisant un niveau de production (phases 1 et 2) – Le permis de Joslyn devrait être exploité par techniques minières, avec une première phase de développement d’une capacité prévue de 100 kb / j. Le basic engineering du projet Joslyn North Mine a été lancé en mars 2010. Pour prendre en compte les changements intervenus à la suite du partenariat avec Suncor, la révision du basic engineering est en cours et devrait être finalisée en 2012. Une décision de lancement du projet est prévue en 2013. Les auditions publiques nécessaires à l’approbation du projet par les autorités canadiennes se sont déroulées à l’automne 2010. La recommandation d’intérêt public du projet a été obtenue en janvier 2011 et l’approbation des autorités de l’Alberta (Order in Council – OIC) a été obtenue en avril 2011. Les autorisations provinciales de l’Energy Resources Conservation Board (ERCB) et d’Alberta Environment ont également été obtenues respectivement en mai et septembre 2011. Le projet a obtenu les approbations fédérales (Order in Council – OIC Fédéral et l’approbation du ministère de l’Environnement du Canada) à la fin de l’année 2011\. Les premiers travaux de préparation du site ont été lancés dès le début 2012 et la production devrait démarrer en 2018. – TOTAL a finalisé en septembre 2010 l’acquisition de la société UTS et de son principal 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 ce permis, portant sa participation à 39,2%. Le basic engineering est en cours ainsi que les travaux de préparation du site. L’entrée en production du projet minier de Fort Hills, qui a déjà reçu l’approbation des autorités pour une première phase de développement d’une capacité de 160 kb / j, – Le Groupe avait également pris fin décembre 2010 une participation de 49% dans le projet d’upgrader Voyageur de Suncor. Ce projet d’upgrader, mis sous cocon par Suncor fin 2008, a été relancé en 2011 pour une entrée en service alignée sur celle du projet Fort Hills. En conséquence, le Groupe a renoncé 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 à 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 devrait être exploité par techniques minières. Aux États-Unis, la production du Groupe s’est établie à 56 kbep / j en 2011, contre 55 kbep / j en 2010 et 16 kbep / j en 2009. – Dans le golfe du Mexique : \- Le champ d’huile de Tahiti (17%), situé en offshore profond, a démarré sa production en 2009 et atteint une production de 135 kbep / j. La phase 2, lancée en septembre 2010, comprend le forage de quatre puits injecteurs et de deux puits producteurs. L’injection d’eau a démarré en février 2012. Cette phase devrait compenser en partie le déclin de production observé sur les \- Le développement de la première phase du projet offshore profond Chinook (33,33%) est en cours. Le test de production devrait démarrer mi-2012 après certains travaux sous-marins réalisés à la suite d’un incident sur l’un des risers. \- En 2009, TOTAL et Cobalt avaient signé un accord portant sur la mise en commun de leur domaine minier en offshore profond, Cobalt opérant la phase d’exploration. La campagne de forage d’exploration de l’alliance TOTAL (40%) – Cobalt (60%, opérateur) avait été lancée en 2009. Les forages des trois premiers puits avaient 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, a repris début 2012 avec le début du forage du puits Ligurian 2. \- 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 gaz de schiste dans le bassin de Barnett Shale au Texas a été créée à la suite d’un accord signé fin 2009. Au travers de cette joint venture, TOTAL détient 25% du portefeuille de Chesapeake dans cette zone. En 2011, 300 forages supplémentaires environ ont été réalisés pour permettre une production de gaz atteignant, fin 2011, 1,4 Gpc / j en 100%. Des ingénieurs de TOTAL sont détachés dans les équipes de Chesapeake. Par ailleurs, TOTAL a signé fin 2011 un accord créant une joint venture avec Chesapeake et EnerVest. Selon les termes de cet accord, le Groupe a acquis une participation de 25% dans les gisements de gaz de schiste de l’Utica (Ohio), riches en liquides détenus par Chesapeake et EnerVest. À fin 2011, treize puits ont été forés sur ces gisements avec des résultats très prometteurs pour chaque puits, tant en termes de productivité que de teneur en liquides. – En 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. Au Mexique, TOTAL réalise diverses études avec la société nationale PEMEX dans le cadre d’un accord général de coopération technique renouvelé en juillet 2011 pour une durée En 2011, la production de TOTAL en Amérique du Sud s’est élevée à 188 kbep / j, représentant 8% de la production totale du Groupe, contre 179 kbep / j en 2010 et 182 kbep / j en 2009. En Argentine, TOTAL, présent depuis 1978, opère 30% (1) de la production de gaz du pays. La production du Groupe a atteint un niveau de 86 kbep / j en 2011, contre 83 kbep / j en 2010 et 80 kbep / j en 2009. – En Terre de Feu, le Groupe opère notamment les champs offshore de Carina et d’Aries (37,5%). Concernant le développement du champ de gaz à condensats de Vega Pleyade, l’attribution des contrats pour la construction des installations offshore est prévue en 2012. Le projet, dont la production devrait démarrer en 2014, devrait permettre de maintenir le niveau de production opérée par le Groupe en Terre de Feu à environ 615 Mpc / j. – Dans le bassin du Neuquen, TOTAL a démarré en 2011 une campagne de forage sur les permis qu’il opère afin d’en évaluer le potentiel en gaz de schiste. Cette campagne qui a débuté sur les permis d’Aguada Pichana (27,3%, opérateur) et San Roque (24,7%, opérateur) s’étendra par la suite aux permis de Rincon la Ceniza et La Escalonada acquis en 2010 (85%, opérateur) et (1) Source : ministère de Planification Fédérale, Investissement Public et Services, Secrétariat à l’Énergie. aux quatre permis acquis en 2011 : Aguada de Castro (42,5%, opérateur), Pampa de las Yeguas (42,5%, opérateur), Cerro Las Minas (40%) et Cerro Partido (45%). Fin 2011, une deuxième structure (Epitonium) identifiée sur le bloc BM-S-54 a été forée et les résultats du puits sont en cours Le raccordement de satellites à la périphérie du champ principal d’Aguada Pichana, notamment dans la zone des canyons de Las Carceles, et l’augmentation des capacités de compression sur San Roque ont permis de prolonger le plateau de production des champs matures sur ces deux blocs. En Colombie, où TOTAL est présent depuis 1973, la production du Groupe s’est établie à 11 kbep / j en 2011, contre 18 kbep / j en 2010 et 23 kbep / j en 2009. En 2011, la baisse de production s’explique notamment par la cession de la participation de TOTAL dans CEPSA En Bolivie, la production du Groupe, essentiellement gazière, s’est établie à 25 kbep / j en 2011, contre 20 kbep / j en 2010 et 2009. 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 (80%, opérateur) et Rio Hondo (50%). – La production du champ de gaz à condensats d’Itaú, situé sur le bloc XX Tarija Oeste, a démarré en février 2011. Elle est acheminée vers les infrastructures existantes du champ voisin de San Alberto. Un plan de développement pour une deuxième phase d’Itaú a été approuvé par les autorités locales en juin 2011. Début 2011, 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, Sur le champ de Cusiana (11,6%), la production du projet d’extraction de GPL de 6 kb / j a démarré fin 2011. Après la découverte de Huron-1 en 2009 sur le permis d’exploration de Niscota (50%) et une campagne de sismique 3D en 2010, le premier puits d’appréciation est en cours depuis mi-2011. Un second puits d’appréciation devrait suivre en 2012. TOTAL a réduit en 2011 sa participation à 5,2% dans l’oléoduc d’Ocensa en vendant 10% de cet actif. En février 2012, TOTAL a signé un accord portant sur la vente de TEPMA BV, filiale à 100% du Groupe qui détient la participation dans le champ de Cusiana ainsi qu’une participation dans le pipeline OAM et le pipeline ODC. Cette transaction reste soumise à situé sur le bloc d’Ipati. À la suite de l’interprétation de la sismique 3D, réalisée en 2008, un puits d’appréciation a été foré sur le bloc adjacent d’Aquio et a permis de confirmer en 2011 l’extension de la En Guyane française, TOTAL détient une participation de 25% dans le permis de Guyane Maritime. Situé à environ 150 km au large des côtes, ce permis couvre une superficie d’environ 26 000 km² par des profondeurs d’eau allant de 200 à 3 000 mètres. À la suite des résultats positifs de ce puits, TOTAL a déposé une déclaration de commercialité pour les blocs d’Aquio et d’Ipati qui a été approuvée par les autorités locales en avril 2011. Des travaux d’appréciation complémentaires sont en cours avec notamment le forage en 2012 d’un second puits sur le bloc d’Ipati. – En 2010, TOTAL a signé un accord en vue de céder 20% d’intérêt à Gazprom dans les permis d’Aquio et d’Ipati. Après approbation de cet accord par les autorités boliviennes, la participation de TOTAL dans ces permis sera de 60%. 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 champ de Xerelete est pour l’essentiel situé sur le bloc BC2, une extension se situant sur le bloc BM-C-14. Un accord d’unitisation du gisement a été finalisé par les partenaires des deux blocs. Cet accord a été soumis pour approbation aux autorités en avril 2011. En 2012, après approbation des autorités, TOTAL devrait devenir l’opérateur du champ unitisé de Xerelete. À la suite d’un retraitement sismique, un prospect ante-salifère a été mis en évidence sous la découverte de Xerelete réalisée en 2001 par 2 400 m de profondeur d’eau. TOTAL prévoit de reprendre des activités de forage sur le bloc en 2012. – Sur le bloc BM-S-54, un premier puits au niveau de l’ante- salifère a été foré fin 2010 sur la structure de Gato do Mato et a rencontré une colonne d’huile significative. Le plan d’appréciation approuvé par les autorités en octobre 2011 prévoit le test du puits de Gato do Mato et, sous réserve d’un succès de ce test, le forage d’un deuxième puits sur la structure en 2012. La structure de Gato do Mato s’étendant au-delà des limites du bloc BM-S-54, dans une zone libre, un projet d’accord d’unitisation a été soumis aux autorités. Localisé à environ 170 km au nord-est de Cayenne, le forage du puits GM-ES-1 sur le prospect Zaedyus a été réalisé en 2011. Ce puits foré par plus de 2 000 mètres de profondeur d’eau a atteint une profondeur de 5 908 mètres verticaux sous le niveau de la mer. Il a permis de mettre en évidence deux colonnes d’hydrocarbures Cette découverte a fait suite à l’acquisition d’une sismique 3D couvrant 2 500 km2 sur la zone Est du permis de Guyane Maritime. Une vaste campagne de forages, ainsi qu’une nouvelle campagne d’acquisition sismique 3D, sont prévues sur le permis à partir de 2012. À Trinité-et-Tobago, où TOTAL est présent depuis 1996, la production du Groupe s’est établie à 12 kbep / j en 2011, contre 3 kbep / j en 2010 et 5 kbep / j en 2009. TOTAL détient une participation de 30% dans le champ offshore d’Angostura situé sur le bloc 2C. La phase 2, correspondant au développement des réserves de gaz, a été mise en production en mai 2011. Une campagne de forage de trois puits a commencé mi-2011 pour augmenter la production d’huile. Un puits d’exploration a également été foré en 2011 et a mis en évidence des ressources additionnelles de gaz. Au Venezuela, où TOTAL est présent depuis 1980, la production du Groupe s’est établie à 54 kbep / j en 2011, contre 55 kbep / j en 2010 et 54 kbep / j en 2009. TOTAL possède des participations dans PetroCedeño (30,323%), qui produit et upgrade des bruts extra-lourds de la ceinture de l’Orénoque, dans Yucal Placer (69,5%), champ gazier dont la production est destinée au marché domestique ainsi que dans le bloc 4 d’exploration offshore de la Plataforma Deltana (49%). La phase de développement de la zone Sud du champ de PetroCedeño a été lancée au deuxième semestre 2011. Une phase supplémentaire de développement du champ de Yucal Placer qui permettrait de porter la capacité de production de 100 Mpc / j à 300 Mpc / j est en cours de discussion avec les autorités. En 2011, la production de TOTAL en Asie-Pacifique s’est élevée à 231 kbep / j, représentant 10% de la production totale du Groupe, contre 248 kbep / j en 2010 et 251 kbep / j en 2009. En Australie, où TOTAL possède des droits miniers depuis 2005, le Groupe détient 24% du projet Ichthys, 27,5% du projet GLNG et neuf permis d’exploration offshore, dont quatre opérés, au nord-ouest du pays dans les bassins de Browse, Vulcan et Bonaparte. En 2011, le Groupe a produit 4 kbep / j grâce à sa participation dans GLNG, contre 1 kbep / j en 2010. – Le projet GNL d’Ichthys consiste à développer le champ de gaz à condensats d’Ichthys, situé dans le bassin de Browse. Ce développement inclura une plate-forme flottante conçue pour la production, le traitement et l’exportation du gaz, un FPSO permettant de stabiliser et exporter les condensats, un gazoduc de 889 km et une usine de liquéfaction implantée onshore, à Darwin. Le projet a été lancé début 2012 après la fin des études d’ingénierie, le passage des appels d’offre et la sélection des sous-traitants. Le GNL a été vendu sous contrat long terme principalement à des acheteurs asiatiques. 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 production de 100 kb / j de condensats en pic. Le démarrage de la – Fin 2010, TOTAL a acquis une participation de 20% dans le projet GLNG, puis un intérêt supplémentaire de 7,5% 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. Le développement de l’amont du projet et le travail d’ingénierie se poursuivent. Le gazoduc de 420 km a reçu les approbations environnementales. À proximité des côtes de Gladstone, sur l’île de Curtis, la préparation du site a commencé avec les travaux de génie civil, de dragage, de construction de la jetée initiale et du camp d’habitation. – À la suite d’une importante activité d’acquisition sismique en 2008 et de l’interprétation des données en 2009, une campagne de deux forages a démarré au début de l’année 2011 sur le permis WA-403 (60%, opérateur). Un puits ayant montré la présence d’hydrocarbures, des travaux d’évaluation supplémentaires sont prévus sur ce bloc (sismique 3D). Sur le permis WA-408 (100%, opérateur), trois nouveaux puits d’exploration sont prévus en 2012 / 2013. 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 Le gaz est livré à l’usine de liquéfaction de Brunei LNG. Sur le bloc B, la campagne de forage qui avait débuté en 2009 s’est poursuivie sur 2010 et 2011. Le premier puits a été mis en production en 2010. Les deux puits suivants, de nature exploratoire, ont mis à jour de nouvelles réserves dans le sud du champ qui font l’objet d’études de développement. Un quatrième puits foré en 2011 dans l’un des panneaux découverts au sud du champ a été connecté aux installations de production à la fin de l’année. Une extension de dix ans de la durée du titre minier a été récemment octroyée par le gouvernement du Brunei. 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. Une campagne d’acquisition sismique a commencé avant l’été 2011 et une première campagne de trois forages a été entreprise en octobre 2011. En Chine, TOTAL est présent depuis 2006 sur le bloc de Sulige Sud, situé dans le bassin de l’Ordos, en Mongolie intérieure. Après des travaux d’appréciation conduits par TOTAL, China National Petroleum Corporation (CNPC) et TOTAL ont convenu en novembre 2010 de soumettre à l’approbation des autorités un plan de développement dans lequel CNPC est l’opérateur, apportant son expérience de développement du Grand Sulige. TOTAL dispose d’un intérêt de 49% et fournit une assistance Les autorités ont autorisé l’opérateur à engager les travaux préliminaires du développement dès le printemps 2011. Les premiers forages ont démarré et des données sismiques 3D complémentaires ont été acquises en 2011 pour préparer les prochaines campagnes de forage. Le démarrage de la production En Indonésie, où TOTAL est présent depuis 1968, la production du Groupe s’est élevée à 158 kbep / j en 2011, contre 178 kbep / j en 2010 et 190 kbep / j en 2009. 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 2011, la production de gaz opérée par TOTAL s’est établie à 2 227 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 (59 kb / j) et d’huile (23 kb / j), provenant des champs – Sur le permis de la Mahakam : \- En 2011, les programmes de forage de puits additionnels dans le réservoir principal du champ de Tunu se sont poursuivis avec un maillage de plus en plus serré. La deuxième phase de forage des puits de développement visant les réservoirs de gaz peu enfouis a démarré. \- Sur le champ de Peciko, les forages de la phase 7, débutés \- Le développement de South Mahakam qui comprend les champs de Stupa, West Stupa et East Mandu suit son cours. Le démarrage de la production est prévu début 2013. – Sur le champ de Sisi-Nubi mis en production en 2007, les forages se poursuivent dans le cadre d’une seconde phase de développement. Le gaz de Sisi-Nubi est produit au travers des installations de traitement de Tunu. – Le Groupe avait finalisé en octobre 2010 l’acquisition d’une participation de 15% dans le permis de Sebuku où a été découvert le champ de gaz de Ruby. Le développement du champ, visant une production de 100 Mpc / j de gaz naturel, a été lancé en février 2011. La mise en production est prévue fin 2013. – Sur le bloc d’exploration Southeast Mahakam (50%, opérateur), – Sur la partie Nord du champ de Bongkot, la phase de le forage du premier puits d’exploration (Trekulu 1), achevé – Le Groupe avait 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 de deux puits sur ces permis a été réalisé fin 2010-début 2011. Ceux-ci se sont révélés négatifs. – Le Groupe a signé en septembre 2011 un accord pour prendre une participation dans trois blocs d’exploration situés dans le sud du détroit de Makassar (Sageri 50%, South Sageri 35% et Sadang 20%). Un premier puits a été foré fin 2011 sur – Le Groupe a également signé en septembre 2011 un accord pour prendre une participation dans un bloc d’exploration situé dans le sud du détroit de Makassar (South Mandar, 33%). Au titre de cet accord, le Groupe a acquis une participation additionnelle de 10% sur les blocs South Sageri et Sadang. – TOTAL a obtenu en mai 2011 une participation de 100% dans le bloc d’exploration South West Bird’s Head. Ce bloc est situé à terre et en mer dans le bassin de Salawati dans la province – Le Groupe a signé en mars 2011 un contrat de partage de production, avec une participation de 50%, sur un champ de coal bed methane (CBM) sur le bloc de Kutai Timur dans À l’automne 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. Les premières livraisons devraient intervenir au second trimestre 2012. 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 et PM324. À la suite des études sismiques réalisées en 2009 et 2010, TOTAL s’est retiré début 2011 du bloc d’exploration offshore PM303. Les travaux d’exploration se sont poursuivis sur le bloc PM 324 (50%, opérateur) et un premier forage en conditions de haute pression / haute température a débuté en octobre 2011 et se poursuit en 2012. 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. Des travaux d’acquisition sismique 3D ont été réalisés sur la zone. Les résultats devraient être disponibles Au Myanmar, la production du Groupe s’est élevée à 15 kbep / j est opérateur du champ de Yadana (31,2%). Ce champ, situé sur les blocs offshore M5 et M6, produit du gaz livré majoritairement 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 construits et opérés par la compagnie En Thaïlande, la production du Groupe s’est élevée à 41 kbep / j en 2011 comme en 2010 contre 36 kbep / j en 2009. Celle-ci provient du champ offshore de gaz à condensats de Bongkot (33,33%). PTT achète la totalité de la production de condensats développement 3H (trois plates-formes tête de puits) a été mise en production début 2011. De nouveaux investissements sont en cours pour permettre de répondre à la demande de gaz et de maintenir le plateau de production : \- la phase 3J (deux plates-formes puits) a été lancée fin 2010 avec un démarrage prévu en 2012 ; \- la phase 3K (deux plates-formes puits) a été approuvée en septembre 2011 et le démarrage est prévu en 2013 ; et \- la deuxième phase d’installation de compresseurs basse pression pour augmenter la production de gaz s’est achevée – La partie Sud du champ (Greater 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 2011 avec l’installation sur site en août des plates-formes d’habitation et de traitement du gaz. La mise en production est prévue au printemps 2012 avec une capacité de 350 Mpc / j. 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. 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. Les résultats des puits complémentaires forés sur ces découvertes entre novembre 2010 et octobre 2011 sont en cours d’évaluation. 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%). Compte tenu des informations sismiques acquises en 2009 et 2010, les partenaires ont décidé de ne pas poursuivre les travaux En 2011, la production de TOTAL dans la CEI s’est établie à 119 kbep / j, représentant 5% de la production totale du Groupe, contre 23 kbep / j en 2010 et 24 kbep / j en 2009. En Azerbaïdjan, TOTAL est présent depuis 1996, avec une production 12 kbep / j en 2009. La production du Groupe provient du champ de Shah Deniz (10%). TOTAL détient également 10% de South Caucasus Pipeline Company, la société propriétaire du gazoduc South Caucasus Pipeline (SCP) qui achemine le gaz produit sur Shah Deniz vers les marchés turc et géorgien. TOTAL détient aussi 5% de BTC Co., la société propriétaire de l’oléoduc Bakou- Tbilissi-Ceyhan (BTC) qui relie Bakou à la mer Méditerranée. Enfin, TOTAL a signé en 2009 un contrat d’exploration, de développement et de partage de production avec la compagnie nationale d’Azerbaïdjan, 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’explo ration a commencé début 2011. En septembre 2011, le puits a démontré l’existence d’une accumulation de gaz de taille significative. Le puits sera Les livraisons de gaz à la Turquie et à la Géorgie, en provenance du champ de Shah Deniz, ont continué tout au long de l’année 2011, à un rythme moins soutenu pour la Turquie en raison d’une plus faible demande que prévue initialement. SOCAR a en revanche enlevé des quantités de gaz supérieures à celles prévues contractuellement. – 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. TOTAL a cédé 10% du champ à la société d’État Zarubezhneft en janvier 2010, ramenant sa participation à 40%. 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 2011. SOCAR et Botas, compagnie nationale turque, ont signé en octobre 2011 un accord 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 au premier trimestre 2012 des études de FEED pour cette seconde phase, même si certaines dispositions commerciales de l’accord restent encore à préciser. Au Kazakhstan, TOTAL détient depuis 1992 une participation dans le permis Nord Caspienne qui couvre notamment le champ 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 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 au travers de sa filiale depuis 1991, la production du Groupe s’est élevée à 105 kbep / j en 2011, contre 10 kbep / j en 2010 et 12 kbep / j en 2009. Elle provient du champ de Khariaga (40%, opérateur) et de la – En 2007, TOTAL et Gazprom ont signé un accord portant sur la 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 sur le site de Teriberka) 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 – Fin 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 et des études d’avant-projet ont permis de prendre la décision finale d’investissement fin 2011. – À l’automne 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. – En mars 2011, TOTAL et Novatek, société russe cotée, ont signé un accord de partenariat stratégique, en vertu duquel TOTAL est devenu actionnaire de Novatek à hauteur de 12,09% en avril 2011, avec l’intention des deux parties que TOTAL augmente sa participation à 15% sous 12 mois et à 19,40% sous 36 mois.En décembre 2011, TOTAL a augmenté sa participation dans Novatek de 2%, la portant à 14,09%. – En octobre 2011, TOTAL et Novatek ont signé les accords définitifs en vue de développer conjointement le projet Yamal LNG. Avec une participation de 20%, TOTAL devient le principal partenaire international de Novatek dans ce projet de liquéfaction de gaz. Novatek, qui conservera un intérêt de 51%, entend céder les 29% restants à d’autres partenaires. Le projet Yamal LNG vise à développer le gisement de gaz et de condensats de South Tambey situé en zone arctique dans la péninsule de Yamal. En 2011, la production de TOTAL en Europe s’est élevée à 512 kbep / j, représentant 22% de la production totale du Groupe, contre 580 kbep / j en 2010 et 613 kbep / j en 2009. Au Danemark, TOTAL détient depuis juin 2010 une participation de 80% et le rôle d’opérateur des licences 1 / 10 (Nordjylland) et 2 / 10 (Nordsjaelland, ex-Frederoskilde). Ces licences onshore, dont le potentiel en gaz de schiste reste à évaluer, couvrent respectivement à la suite des études géosciences conduites en 2011, le forage d’un puits a été décidé et est prévu au second semestre 2012. Sur la licence 2 / 10, les études géosciences sont en cours. En France, la production du Groupe s’est établie à 18 kbep / j en 2011, contre 21 kbep / j en 2010 et 24 kbep / j en 2009. 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. L’injection de CO2 devrait se poursuivre jusqu’en 2013. 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. Pour une information complémentaire, se reporter au chapitre 12. Des accords ont été signés en décembre 2011 pour la vente des actifs Itteville, Vert-le-Grand, Vert-le-Petit, La Croix Blanche, Dommartin Lettrée et Vic-Bilh. Le transfert de l’exploitation de ces concessions et des droits à production est intervenu en janvier 2012. Le permis exclusif de recherche de Montélimar, attribué à TOTAL en mars 2010 (100%) en vue d’évaluer notamment le potentiel en gaz de schiste de cette zone, a été abrogé par le gouvernement en octobre 2011. Cette abrogation a eu lieu à la suite de la loi du 13 juillet 2011, visant à interdire l’exploration et l’exploitation d’hydrocarbures par des forages suivis de fracturation hydraulique. Le Groupe avait pourtant remis à l’administration le rapport requis, dans lequel l’engagement était pris de ne pas recourir à la fracturation hydraulique compte tenu de l’interdiction légale en vigueur. Un recours a donc été déposé en décembre 2011 devant la juridiction administrative afin de demander l’annulation par le juge de l’abrogation du permis. En Italie, le champ de Tempa Rossa (75%, 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. Total Italia a acquis en 2011 un intérêt supplémentaire de 25% dans le champ de Tempa Rossa, portant sa participation à 75%, ainsi que des participations dans deux licences d’exploration. 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 (pour une information complémentaire, se reporter au chapitre 7, Procédures judiciaires et d’arbitrage). Certains contrats annulés ont fait l’objet de nouveaux appels d’offres. Le forage d’appréciation Gorgoglione 2, démarré en juin 2010, est arrivé à sa profondeur finale, confirmant les résultats des autres puits. Il devrait être testé en 2012. 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, a été approuvé fin 2011. Les travaux de préparation du site ont démarré et la mise en production est prévue en 2015 avec une capacité de 55 kbep / j. En Norvège, où le Groupe est présent depuis le milieu des années soixante, TOTAL détient des intérêts dans quatre vingts permis de production sur le plateau continental maritime norvégien, dont dix-sept opérés. La Norvège est le premier pays contributeur aux productions du Groupe avec des volumes de 287 kbep / j en 2011, contre 310 kbep / j en 2010 et 327 kbep / j en 2009. – En mer du Nord norvégienne, où de nombreux projets de développements viennent d’être lancés, la production du Groupe s’est établie à 205 kbep / j en 2011. La contribution la plus importante à cette production, essentiellement non opérée, provient de l’ensemble Greater Ekofisk Area (Ekofisk, \- Sur Greater Ekofisk Area, situé au sud, plusieurs projets sont en cours. Le Groupe détient une participation de 39,9% dans les champs d’Ekofisk et Eldfisk. Les projets Ekofisk South et Eldfisk 2 ont été lancés en juin 2011, après l’approbation des plans de développement et d’opération (PDO) par les autorités. Le projet concernant la construction et l’installation de la nouvelle plate-forme Quartiers-vie et Utilités d’Ekofisk est maintenant \- Sur Greater Hild Area, situé au nord et où le Groupe est opérateur avec une participation de 51%, le schéma de développement de Hild a été sélectionné fin 2010. Le PDO a été remis aux autorités début 2012. Son approbation est attendue en 2012 avec un démarrage de la production \- De nombreux travaux d’exploration et d’appréciation ont été menés avec succès en mer du Nord sur la période 2009-2011. Ils ont conduit au lancement de plusieurs projets de dévelop - pement qui sont déjà en cours de réalisation ou qui devraient être approuvés par les autorités en 2012 : . Dans le secteur central de la mer du Nord, sur la licence PL102C (40%, opérateur), un projet de développement accéléré a été lancé pour le champ d’Atla (anciennement appelé David) découvert en 2010. Le démarrage de la production de gaz . La production de gaz du champ de Beta West (satellite de Sleipner, 10%), situé dans le secteur central de la mer du Nord, a commencé en avril 2011. . En mer du Nord septentrionale, dans la zone de Visund, sur la licence PL120 (7,7%), le projet de Visund South de développement accéléré des découvertes de Pan / Pandora est actuellement en cours. Le démarrage de la production . Le projet Stjerne a été lancé en 2011 pour développer la structure de Katla découverte en 2009 et située sur la licence PL104 (10%) au sud d’Oseberg, en mer du Nord septentrionale. Le démarrage de la production d’huile est prévu en 2013. . Le projet de développement accéléré de la structure de Vigdis North East (PL089, 5,6%), découverte en 2009 et située au sud de Snorre, a été lancé en 2011. Il permettra aussi d’améliorer la récupération des hydrocarbures du champ de Vigdis East, situé à proximité. Le démarrage de la production d’huile est . Un puits d’appréciation positif a été foré en 2010 sur le flanc sud de la structure de Dagny-Ermintrude (6,54%), située au nord de Sleipner. L’approbation du projet de développement est attendue fin 2012 et la production devrait démarrer fin 2016. – 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 2011, la production du Groupe dans la région de l’Haltenbanken s’est établie à Le projet de compression sous-marine d’Åsgard, qui va permettre d’augmenter la récupération des hydrocarbures sur les champs d’Åsgard et de Mikkel, a été décidé par les partenaires en 2011 et le PDO a été remis aux autorités. En 2011, TOTAL a foré avec succès un puits d’exploration sur la structure d’Alve North, située sur la licence PL127 (50%, opérateur) à proximité du champ de Norne. – 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). En 2011, la production du Groupe s’est élevée à 19 kbep / j. En 2011, TOTAL a foré un puits d’exploration positif sur la structure de Norvarg, située en mer de Barents sur la licence PL535 (40%, opérateur), attribuée lors du vingtième cycle d’attribution. Le Groupe a optimisé son portefeuille d’actifs en Norvège en entrant sur de nouvelles licences et en réalisant la cession de – En 2011, TOTAL a obtenu quatre nouvelles licences d’exploration lors du cycle d’attribution APA 2010 (Awards in Predefined Areas), dont une licence opérée. Le Groupe a aussi acquis en 2011 un intérêt de 40% sur la licence PL554, située au nord de Visund, et en est l’opérateur. Un puits d’exploration devrait être foré sur cette licence en 2012. Début 2012, lors du cycle d’attribution APA 2011, TOTAL a obtenu huit nouvelles licences dont cinq en tant qu’opérateur. – En 2010, TOTAL a cédé ses participations dans les champs – En juin 2011, TOTAL a annoncé la signature d’un accord prévoyant la vente de l’ensemble de sa participation dans Gassled (6,4%) et les entités associées. Cette cession est 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 deux permis d’exploration offshore, le permis E17c (16,92%) et K1c (30%). En 2011, la production du Groupe s’est – Le projet de développement 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 2010) et reliée à la plate-forme K5A par un gazoduc de 15 km. – Le projet de développement K4Z (50%, opérateur) a été lancé en 2011. Ce développement comprend deux puits sous-marins reliés aux installations existantes de production et de transport. Le démarrage de la production est prévu début 2013. Fin 2010, TOTAL a cédé 18,19% de ses parts dans le gazoduc NOGAT, ramenant ainsi sa participation à 5%. En Pologne, TOTAL a signé fin mars 2011 un accord pour entrer à hauteur de 49% dans deux concessions d’exploration, Chelm et Werbkowice, pour en évaluer le potentiel en gaz de schiste. Un forage a été réalisé sur le permis de Chelm et le puits testé. Les résultats de ce puits sont à l’étude. Au Royaume-Uni, où TOTAL est présent depuis 1962, la production du Groupe s’est établie à 169 kbep / j en 2011, contre 207 kbep / j en 2010 et 217 kbep / j en 2009. Cette production provient pour environ 90% 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. 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 puits N53 a été également foré sur Alwyn sur le même type de réservoir en 2011 et a été mis en production en septembre 2011 à un débit initial de 4 kbep / j (gaz et condensats). Le projet de développement d’Islay (100%), découverte de gaz et condensats réalisée en 2008 et située au sud d’Alwyn, a été approuvé en juillet 2010. Le développement est en cours de réalisation et l’entrée en production est prévue au premier semestre 2012 avec une capacité de production de 15 kbep / j. En 2010, TOTAL a conclu un accord de cession de sa participation dans le champ d’Otter, qui est passée de 81% à 50% en 2011 et a été totalement cédée en février 2012. – Dans le Central Graben, le développement des champs d’Elgin (46,2%, opérateur) et de Franklin (46,2%, opérateur), en production depuis 2001, a fortement contribué à la présence du Groupe au Royaume-Uni. Fin 2011, TOTAL a porté sa participation de 77,5% à 100% dans la société Elgin Franklin Oil & Gas (EFOG) qui détient sa participation dans les champs d’Elgin et Franklin. Sur le champ d’Elgin, un premier puits intercalaire est entré en production en octobre 2009 au rythme de 18 kbep / j. Un deuxième puits intercalaire a été mis en production en mai 2010 à un débit de 12 kbep / j. Suite à une fuite de gaz survenue sur le champ d’Elgin le 25 mars 2012, la production des champs d’Elgin, Franklin et West Franklin a été arrêtée et le personnel du site évacué. Des investigations sont en cours pour déterminer les causes de cette fuite et y remédier. Le Groupe suit activement l’évolution de la situation (situation 26 mars 2012). 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. La mise en production est prévue fin 2013. L’installation d’une nouvelle plate-forme puits sur le champ d’Elgin a été décidée en 2011. Réalisée en synergie avec le projet West Franklin, cette nouvelle plate-forme permettra le forage de nouveaux puits sur le champ d’Elgin à partir de 2014. – Venant s’ajouter à Alwyn et au Central Graben, une troisième zone, West Shetland, est en cours de développement. La participation de TOTAL a été portée à 80% sur les champs de Laggan et Tormore début 2010. La décision de développer ces deux champs est intervenue en mars 2010 et la production 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 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 Début 2011, une découverte de gaz à condensats a été réalisée sur la licence d’Edradour (75%, opérateur), à proximité de Laggan et Tormore. L’étude du développement d’Edradour, en utilisant les infrastructures mises en place, est en cours. TOTAL 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%) En 2011, la production de TOTAL au Moyen-Orient s’est élevée à 570 kbep / j, représentant 24% de la production totale du Groupe, contre 527 kbep / j en 2010 et 438 kbep / j en 2009. Aux Émirats arabes unis, où TOTAL est présent depuis 1939, la production du Groupe s’est élevée à 240 kbep / j en 2011, contre 222 kbep / j en 2010 et 214 kbep / j en 2009. La hausse de production en 2011 s’explique essentiellement par des productions en hausse sur Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) et Abu Dhabi Marine (ADMA). En Abou Dabi, TOTAL détient une participation de 75% (opérateur) dans le champ d’Abu Al Bu Khoosh, une participation de 9,5% dans ADCO qui exploite les cinq principaux champs onshore de l’Émirat, ainsi qu’une participation de 13,3% dans 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 1er 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 33,33% 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 en septembre 2010 et les opérations de développement ont commencé avec l’acquisition de la sismique 3D, le forage et la construction des installations de surface. Le niveau de production de 70 kb / j d’huile devrait être En Iran, la production du Groupe, nulle en 2011, s’était élevée à 2 kb / j en 2010 et 8 kb / j en 2009. Elle provenait 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 36 kbep / j en 2011, stable par rapport à 2010 et 2009. 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 155 kbep / j en 2011, contre 164 kbep / j en 2010 et 141 kbep / j en 2009. – Le contrat pour la production de Dolphin, 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 – 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 enlève par ailleurs 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. Enfin, le Groupe est partenaire (participation de 25%) depuis mai 2011 dans le permis d’exploration BC en offshore. 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 53 kbep / j en 2011, contre 39 kbep / j en 2010 et 20 kbep / j en 2009. Début décembre 2011, TOTAL a cessé ses activités contribuant à la production d’hydrocarbures en Syrie. 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 86 kbep / j en 2011, contre 66 kbep / j en 2010 et 21 kbep / j en 2009. TOTAL participe au projet Yemen LNG (39,62%) qui consiste à approvisionner l’usine de liquéfaction de 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. L’usine a une capacité nominale 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, TOTAL détient des participations dans quatre permis d’exploration onshore : 40% dans les blocs 69 et 71, 50,1% dans le bloc 70 (opéré par TOTAL depuis juillet 2010), et 36% dans le bloc 72 (opéré par TOTAL depuis octobre 2011). En mars 2012, TOTAL a acquis une participation dans le permis d’exploitation Bloc 3 (40%, opérateur). Cette acquisition reste soumise à l’approbation du ministère yéménite du Pétrole. (1) Participation indirecte de TOTAL via l’intérêt d’Oman LNG dans Qalhat LNG. (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. (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. 2.6. Nombre de puits producteurs et secs forés Europe 1,5 1,7 3,2 1,7 0,2 1,9 0,4 3,7 4,1 Afrique 2,9 1,5 4,4 1,6 4,3 5,9 5,9 3,2 9,1 Amériques 1,2 1,3 2,5 1,0 1,6 2,6 0,8 1,6 2,4 Moyen-Orient 1,2 0,8 2,0 0,9 0,3 1,2 0,3 - 0,3 Asie 2,1 3,7 5,8 3,2 1,2 4,4 1,7 1,2 2,9 Sous total 8,9 9,0 17,9 8,4 7,6 16,0 9,1 9,7 18,8 Europe 7,5 - 7,5 5,0 - 5,0 5,0 - 5,0 Afrique 24,7 - 24,7 18,1 - 18,1 27,5 0,2 27,7 Amériques 113,1 82,2 195,3 135,3 112,5 247,8 31,2 104,3 135,5 Moyen-Orient 32,6 2,6 35,2 29,6 1,4 31,0 42,6 3,4 49,0 Asie 118,4 - 118,4 59,3 - 59,3 63,5 0,3 63,8 Sous total 296,3 84,8 381,1 247,3 113,9 361,2 172,8 108,2 281,0 Total 305,2 93,8 399,0 255,7 121,5 377,2 181,9 117,9 299,8 (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. 2.7. Puits d’exploration et de développement en cours de forage Europe 2 2,0 3 2,1 1 0,5 Afrique 2 0,8 4 1,4 4 1,3 Amériques 3 1,0 2 0,9 2 0,6 Moyen-Orient - - 2 1,2 1 0,4 Asie 1 0,6 2 1,1 - - Sous total 8 4,4 13 6,7 8 2,8 Europe 21 4,5 21 3,8 5 2,2 Afrique 31 11,3 29 6,4 31 8,5 Amériques 22 5,7 99 29,2 60 17,8 Moyen-Orient 26 3,5 20 5,1 40 4,8 Asie 11 5,1 23 9,8 12 5,5 Sous total 111 30,1 192 54,3 148 38,8 Total 119 34,5 205 61,0 156 41,6 (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. 2.8. Participation dans les oléoducs et les gazoducs Le tableau suivant présente les participations de TOTAL dans les oléoducs et les gazoducs au 31 décembre 2011. Central Graben Liquid Export Line (LEP) Elgin-Franklin (a) Intérêt de 100% détenu par Total Gabon, la participation financière du Groupe dans Total Gabon étant de 58,28%. 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, de gaz naturel liquéfié (GNL) et d’électricité, 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 deux axes : – l’intégration amont-aval de la filière solaire photovoltaïque (concrétisée par la prise de participation de 60% dans SunPower – la conversion thermochimique et biochimique de matières premières en carburants ou produits chimiques. 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 de la biomasse, du gaz et du charbon que dans le stockage d’énergie, les procédés de captage et de stockage de CO2 et les technologies gaz. Le Groupe mène parallèlement une veille active sur la génération 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 À travers ses participations dans des usines de liquéfaction (2) en Indonésie, au Qatar, aux Émirats arabes unis, en Oman, au Nigeria, en Norvège et, depuis 2009, au Yémen, le Groupe commercialise du GNL sur l’ensemble des marchés mondiaux. En 2011, les ventes de TOTAL se sont élevées à 13,2 Mt de GNL, en progression de 7,3% par rapport aux ventes 2010 (12,3 Mt) et de 48,3% par rapport aux ventes 2009 (8,9 Mt). Le démarrage de l’usine Angola LNG, en 2012, ainsi que les projets de liquéfaction du Groupe en Australie, au Nigeria et en Russie devraient permettre de poursuivre la croissance des ventes La direction Gaz & Énergies Nouvelles a la responsabilité des activités GNL en aval des usines de liquéfaction. 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. Au Nigeria, TOTAL détient une participation de 15% dans l’usine Nigeria LNG (NLNG). Le Groupe a signé un contrat d’achat de GNL, initialement destiné à être livré aux États-Unis et en Europe, 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 en décembre 2007. 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 En Norvège, dans le cadre du projet Snøhvit dans lequel le Groupe détient une participation de 18,4%, TOTAL a signé en 2004 un contrat d’achat de 0,78 Mt / 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 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 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 (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. 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. de nouveaux modes de commercialisation plus souples que les traditionnels contrats à long terme, TOTAL développe des activités de trading, de marketing et de logistique afin de commercialiser ses productions de gaz et de GNL directement auprès de clients. Depuis 2009, 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 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 En Australie, TOTAL détient une participation de 24% dans le projet Ichthys LNG, qui prévoit la construction de deux trains de GNL de 4,2 Mt / an chacun. Parallèlement à cette prise de participation, TOTAL a signé un contrat d’achat de GNL de 0,9 Mt par an pendant quinze ans. La décision finale d’investissement des partenaires du projet Ichthys LNG a été prise en janvier 2012. 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 En Corée du Sud, TOTAL a signé en 2011 un contrat de vente de GNL avec Kogas. Au titre de cet accord, TOTAL livrera à Kogas jusqu’à 2 Mt / an de GNL entre 2014 et 2031. Ce gaz proviendra également du portefeuille mondial de ressources GNL du Groupe. Dans le cadre de ses activités de transport de GNL, TOTAL affrète directement depuis 2004 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 Snøhvit en Norvège. En novembre 2011, Total a signé un contrat pour l’affrètement long terme d’un deuxième méthanier, le Maersk Meridian, d’une capacité de 165 000 m3, pour renforcer ses capacités de transport dans le cadre de ses engagements d’enlèvement en Norvège mentionnés 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 2011, sur une flotte mondiale estimée à 386 méthaniers (1), 258 méthaniers en circulation étaient équipés de cuves à membranes construites sous licence GTT. Parallèlement, le Groupe est présent dans le trading d’électricité ainsi que dans la commercialisation de GPL et de charbon. Enfin, depuis 2011, TOTAL assure la commercialisation de la production de petcoke de la raffinerie de Port Arthur (États-Unis) Les équipes de trading de la direction Gaz & Énergies Nouvelles sont implantées à Londres, Houston, Genève et Singapour, et exercent leur activité en particulier à travers les filiales Total Gas & Power et Total Gas & Power North America, détenues 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 42,5 Gm3 (1 500 Gpc) de gaz naturel en 2011 (contre 36,2 Gm3 (1 278 Gpc) en 2010 et 36,5 Gm3 (1 286 Gpc) en 2009), dont environ 12% en provenance des productions du Groupe. TOTAL a par ailleurs livré 24,2 TWh d’électricité en 2011 (contre 27,1 TWh en 2010 et 35 TWh en 2009), En Amérique du Nord, TOTAL a commercialisé 48 Gm3 (1 694 Gpc) de gaz naturel en 2011, contre 51 Gm3 (1 798 Gpc) en 2010 et 45 Gm3 (1 586 Gpc) en 2009, qu’il s’agisse de productions du Groupe ou de ressources externes. TOTAL exerce des activités de trading de GNL sur base spot et dans le cadre de contrats à terme tels que décrits dans la partie 2.9.1. Depuis 2009, de nouveaux contrats d’achat (Qatargas 2, Yemen LNG) et de vente (Chine, Inde, Thaïlande, Corée du Sud, Japon) ont permis de développer sensiblement les activités du Groupe dans la commercialisation du GNL, notamment sur les marchés les plus porteurs en Asie. 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-dix-neuf cargaisons contractuelles et dix cargaisons spot en 2011, contre respectivement quatre-vingt-quatorze et douze en 2010 et vingt-trois et douze en 2009, en provenance du Qatar, du Yémen, du Nigeria, de Norvège, de Russie et d’Égypte. En 2011, TOTAL a poursuivi sa stratégie de développement en aval de la production de gaz naturel et de GNL. 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 à court terme, voire des ventes spot). Dans le contexte des marchés libéralisés permettant une plus grande liberté d’accès des clients aux fournisseurs, avec En 2011, TOTAL a négocié et commercialisé près de 5,7 Mt de GPL (butane et propane) dans le monde, contre 4,5 Mt en 2010 et 4,4 Mt en 2009. Près de 28% de ces quantités proviennent de champs ou de raffineries exploités par le Groupe. Cette activité de négoce a été exercée au moyen de sept bateaux en affrètement à temps, ce qui a représenté 188 voyages en 2011, et d’environ 142 bateaux utilisés sur une base spot. TOTAL a commercialisé 7,5 Mt de charbon sur le marché international en 2011, contre 7,3 Mt en 2010 et en 2009. Environ 70% de ce charbon provient d’Afrique du Sud. Plus des trois quarts des volumes sont vendus en Asie, où le charbon est principalement destiné à la génération d’électricité, et les autres volumes sont commercialisés en Europe. En 2011, TOTAL a démarré la commercialisation du petcoke produit par le coker de la raffinerie de Port Arthur. Près de 0,6 Mt de petcoke ont été vendues sur le marché international en 2011, principalement au Mexique, au Brésil, en Turquie et en Chine, à destination de cimenteries et de producteurs d’électricité. Afin de valoriser les productions du Groupe, TOTAL a progres - sivement développé une activité de commercialisation de gaz mais aussi d’électricité et de charbon auprès de clients finaux au Royaume-Uni, en France, en Espagne et en Allemagne. 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 2011 les volumes de gaz vendus se sont élevés à 4,6 Gm3 (162 Gpc), contre 4,9 Gm3 (173 Gpc) en 2010 et 3,7 Gm3 (130 Gpc) en 2009. Les ventes d’électricité se sont élevées à près de 4,1 TWh en 2011, au même niveau En France, TOTAL intervient sur le marché du gaz naturel au travers de sa filiale de marketing Total Energie Gaz (TEGAZ) dont les ventes globales se sont établies à 5,9 Gm3 (208 Gpc) en 2011, contre 6,4 Gm3 (226 Gpc) en 2010 et 5,9 Gm3 (208 Gpc) en 2009. 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 1,2 Mt en 2011, contre 1,3 Mt en 2010 et 1 Mt en 2009. En Espagne, TOTAL commercialise du gaz naturel sur les segments industriel et commercial au travers de sa participation de 35% dans Cepsa Gas Comercializadora. En 2011, les volumes de gaz vendus ont atteint 2,4 Gm3 (85 Gpc), comme en 2010 et contre 2 Gm3 (70 Gpc) en 2009. En Allemagne, la filiale marketing de TOTAL créée en 2010, Total Energie Gas GmbH, a démarré son activité commerciale en 2011, et a réalisé ses premières ventes à des clients industriels 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. En aval de sa production de gaz naturel et de GNL, TOTAL exploite et développe ses réseaux de transport de gaz naturel, ses installations de stockage de gaz, sous forme liquide ou gazeuse, et ses terminaux de regazéification de GNL. En France, l’ensemble des activités de transport situées dans le sud-ouest du pays est regroupé au sein de Total Infrastructures Gaz France (TIGF), filiale à 100% du Groupe. Cette filiale opère, sous un régime régulé, un réseau de transport de 5 000 km de gazoducs. Dans le cadre du développement des interconnexions franco-espagnoles, TOTAL a décidé en 2011 de réaliser le projet Euskadour (liaison franco-espagnole) dont la mise en service est prévue pour 2015. Cette décision fait suite aux investissements dans les projets de gazoducs Artère du Béarn et Girland (renforcement de l’Artère de Guyenne) dont la mise en service est prévue en 2013. Par ailleurs, l’année 2011 a été marquée par la mise en œuvre par TIGF du troisième paquet Énergie adopté en juillet 2009 par l’Union européenne, et qui implique, pour mémoire, la séparation effective des activités de réseau d’une part et des activités de production 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. Ces sociétés de transport de gaz naturel sont confrontées à un contexte opérationnel et financier difficile en Argentine, dû à l’absence d’augmentation des tarifs de transport et compte tenu des restrictions imposées aux exportations de gaz. Le Groupe est parvenu à négocier des arrangements financiers avec certains de ses clients ; ces accords se sont traduits par une amélioration significative des résultats dans le cas de GasAndes, société dans laquelle TOTAL détient une participation 2.9.4.2. Stockage de gaz naturel et de GPL En France, l’ensemble des activités de stockage situées dans le sud-ouest 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). TOTAL, au travers de sa participation de 35,5% dans Géométhane, détient un stockage de gaz naturel en cavité saline d’une capacité de 0,3 Gm3 (10,5 Gpc) situé à Manosque. Un projet d’augmentation de la capacité de stockage de 0,2 Gm3 (7 Gpc) a été décidé en février 2011 pour une mise en service prévue en 2017-2018. 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 2011, les bateaux reçus ont 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, TOTAL détient une participation de 27,6% dans la Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou (STMFC) et a, via sa filiale Total Gas & Power Ltd (TGPL), une capacité de regazéification de 2,25 Gm3 / an. Le terminal a reçu TOTAL a pris en 2011 une participation de 9,99% dans la société Dunkerque LNG (EDF 65%, opérateur), pour développer un projet de terminal méthanier d’une capacité de 13 Gm3 / an. Des accords commerciaux ont également été signés permettant à TOTAL de réserver jusqu’à 2 Gm3/an de capacité de regazéification pour une durée de vingt ans. L’entrée en service du terminal est prévue 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 et dispose d’un droit d’utilisation du terminal équivalent. La mise en service de la phase 2 du terminal a eu lieu en avril 2010 portant ainsi la capacité totale à 21 Gm3 / an (742 Gpc / an). Le terminal fonctionne à un niveau proche de 80% de sa capacité et a regazéifié en 2011 près de 100 cargaisons En Croatie, TOTAL participe à l’étude d’un terminal de regazéification de GNL sur l’île de Krk, sur la côte Nord Au Mexique, TOTAL a vendu en 2011 la totalité de sa participation dans le terminal de regazéification d’Altamira. Cependant, TOTAL conserve sa réservation de 25% de la capacité du terminal soit 1,7 Gm3 / an (59 Gpc / an) au travers de sa participation de 25% dans la société Gas del Litoral. 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 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. Après une année 2010 de faible activité, les capacités du terminal sont contractées à 100% sur 2011 et 2012. Les fortes prévisions de croissance du marché indien ont conduit à décider une augmentation de la capacité du terminal à 6,5 Gm3 / an (230 Gpc / an) à partir de 2013. 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 une veille active sur la génération d’électricité nucléaire et ses perspectives. 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’Abu Dhabi Water and Electricity Company (ADWEC) dans le cadre d’un contrat à long terme. Au Nigeria, TOTAL et son partenaire, la compagnie nationale Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), 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 Shell Petroleum Development Company (SPDC) dans laquelle TOTAL détient un intérêt de 10%, 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 de 417 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 2012 avec une mise en service prévue pour le premier semestre 2014 en cycle ouvert et au début de l’année 2015 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 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’Electricity Generating Authority of Thailand dans le cadre d’un contrat à 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 une veille active sur la génération d’électricité Dans le domaine du solaire concentré, TOTAL, en association avec la société espagnole Abengoa Solar, a été retenu pour construire, puis exploiter pendant vingt ans, une centrale solaire à concentration de 109 MW à Abou Dabi. Ce projet, Shams (TOTAL, 20%), est réalisé en partenariat avec Masdar au travers de l’Abu Dhabi Future Energy Company qui détient une participation de 60% dans le projet. Les travaux ont commencé en juillet 2010 et le démarrage est prévu au cours du deuxième semestre 2012. La production sera vendue à 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 26,6% dans la société Scotrenewables Marine Power (îles Orcades, Écosse). Les tests d’un prototype d’une puissance de 250 kW sont en cours. TOTAL développe une activité de production industrielle amont et une activité de commercialisation en aval dans la filière photovoltaïque du silicium cristallin. Le Groupe poursuit par ailleurs ses activités de recherche et développement dans cette filière grâce à plusieurs partenariats ainsi que dans les filières de recherche des couches minces et des systèmes transverses, et dans le domaine du stockage de l’énergie solaire. TOTAL a franchi en 2011 une étape majeure dans la mise en œuvre de sa stratégie dans l’énergie solaire photovoltaïque où le Groupe est présent depuis 1983, avec une prise de participation majoritaire En juin 2011, à l’issue d’une offre publique d’achat amicale, TOTAL a acquis 60% de SunPower, société américaine basée à San José, en Californie, et cotée au NASDAQ (NASDAQ : SPWR). TOTAL nomme désormais la majorité des administrateurs au Conseil d’administration de SunPower. Acteur intégré, SunPower conçoit, fabrique et fournit les modules solaires à plus haut rendement du marché. La société est présente sur la chaîne solaire depuis la production de cellules jusqu’à la conception et la construction clés en main de grandes centrales. En amont, SunPower produit l’intégralité de ses cellules en Asie (Philippines, Malaisie). En 2011, SunPower opérait douze lignes de production de cellules dans son usine de Melaka, en Malaisie (SunPower, 50% joint venture) d’une capacité de 600 MWc / an. La capacité globale de production de cellules de SunPower est de 1 300 MWc / an début 2012. En aval, la société est présente sur les principaux marchés géographiques (États-Unis, Europe, Australie et Asie) aussi bien dans les activités de toitures résidentielles que dans les grandes Un accord spécifique de R&D entre TOTAL et SunPower En janvier 2012, TOTAL détient 66% de SunPower à la suite de l’intégration de Tenesol, décrite ci-dessous. Tenesol est une société française spécialisée dans la conception, la fabrication, la commercialisation, l’installation et l’exploitation de systèmes solaires photovoltaïques. En octobre 2011, TOTAL a finalisé l’acquisition des parts de son partenaire EDF (hors activités Outre-Mer), et est ainsi devenu actionnaire à 100% de Tenesol. Tenesol dispose d’unités de production de panneaux solaires (Afrique du Sud, France), d’une capacité totale de près TOTAL et SunPower ont conclu un accord qui a permis d’intégrer en 2012 les activités de Tenesol ainsi que l’usine de panneaux photovoltaïques de Moselle (se reporter également au paragraphe 2.9.6.1.4. ci-dessous) au sein de SunPower. TOTAL est actionnaire à hauteur de 50% de Photovoltech, société belge spécialisée dans la production de cellules photovoltaïques multicristallines. En 2011, Photovoltech a finalisé la montée en puissance de sa troisième ligne de production, portant la capacité totale de production de son usine de Tirlemont (Tienen) en Belgique En 2011, TOTAL a démarré la construction d’une unité de fabrication et d’assemblage de panneaux photovoltaïques en Moselle (France) qui devrait entrer en production en 2012 avec une capacité totale de 44 MWc / an. Par ailleurs, les activités en Outre-Mer de Tenesol restent filiales de TOTAL et EDF à 50 / 50, à travers une nouvelle société Enfin, le Groupe poursuit ses projets d’installation de solutions solaires dans le cadre de projets d’électrification rurale décentralisée dans plusieurs pays, notamment en Afrique du Sud via la société KES (Kwazulu Energy Services Company), dont TOTAL détient 35% du capital. De nouveaux projets sont à l’étude en Afrique et en Asie. Le secteur photovoltaïque a dû faire face en 2011 à un environnement difficile marqué par les surcapacités de production de cellules et la remise en cause de certains programmes de subvention. Cette période de transition devrait déboucher sur une consolidation du secteur et l’émergence d’une industrie compétitive. Énergie propre, le solaire dispose d’un potentiel important et devrait devenir à terme une ressource incontournable du mix énergétique. 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. En amont de la chaîne solaire, TOTAL détient 30% du capital d’AE Polysilicon Corporation (AEP), société basée près de Philadelphie aux États-Unis. AEP développe une nouvelle technologie de production en continu de polysilicium sous forme de granulés. Sur le segment de la production de cellules et modules à base de silicium cristallin, le Groupe poursuit sa collaboration avec l’Interuniversity MicroElectronics Center (IMEC), proche de l’Université de Louvain (Belgique), afin d’augmenter Dans le domaine des couches minces et des nanomatériaux à base de silicium, le Groupe s’est associé en 2009 au Laboratoire de Physique des Interfaces et des Couches Minces de l’École Polytechnique (LPICM) et au CNRS pour mettre en place une équipe de recherche commune, à Saclay en France. Un partenariat de recherche a également été conclu avec le Laboratoire d’Analyse et d’Architecture des Systèmes (LAAS) pour le développement des systèmes électriques associés (Toulouse, France). Ces partenariats ont pour objectif d’améliorer les rendements de la chaîne photovoltaïque et permettre ainsi une baisse substantielle des coûts dans la filière. Dans le domaine des technologies solaires organiques, le Groupe a acquis en 2008 près de 25% du capital de la start-up américaine Konarka Technologies Inc. Depuis 2009, Konarka Technologies Inc. poursuit ses projets de recherche en coopération avec le Groupe avec l’objectif de développer des films solaires à grande échelle. Dans le domaine du stockage d’énergie solaire, TOTAL a conclu en 2009 un contrat de recherche avec le Massachussetts Institute of Technology (MIT) aux États-Unis pour développer une nouvelle TOTAL explore plusieurs voies de valorisation de la biomasse selon la ressource utilisée, la nature 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. 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 (21,28% au 24 février 2012) 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. Deux programmes ont été approuvés en 2011 pour développer un biojet fuel ainsi qu’un biodiesel. Fin 2011, les partenaires ont convenu de créer une joint venture de production et de commercialisation de molécules avancées destinées aux marchés des carburants, 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. La production industrielle de farnesène a débuté en 2011 sur trois sites partenaires (au Brésil, aux États-Unis et en Espagne) représentant une capacité annuelle nominale de 50 000 m3. Un quatrième site de production est également en construction et doit être achevé en 2012. Par ailleurs, le Groupe poursuit le développement d’un réseau de collaborations en R&D, notamment à travers ses partenariats avec le Joint BioEnergy Institute (JBEI) (États-Unis), le Novogy (États-Unis), l’Université de Wageningen (Hollande) et le consortium Toulouse White Biotechnology (TWB) portant sur des segments technologiques complémentaires de la plate-forme d’Amyris : déconstruction de la lignocellulose, nouvelles voies de biosynthèse. Le Groupe évalue également le potentiel de la voie des phototrophes et de la bio-ingénierie des microalgues ; il a signé en décembre 2011 un partenariat avec Cellectis S.A. dans la recherche exploratoire sur des molécules analogues aux produits pétroliers, à partir de microalgues, pour les marchés de l’énergie 2.9.8.1. 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 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 et la récupération TOTAL participe aux travaux du projet européen « BioDME » en Suède, dont l’objectif est de valider une chaîne de production de DiMéthyl Ether(DME) par gazéification de liqueur noire issue d’une usine de pâte à papier. La production de l’usine pilote située à Pitea a démarré avec succès fin 2011. À ce jour, trois tonnes de Bio-DME répondant aux spécifications du Groupe pour une utilisation en tant que carburant ont déjà été produites. Par ailleurs, pour soutenir le développement commercial du DME, TOTAL participe, au Japon, avec huit sociétés japonaises, à un programme de sensibilisation des consommateurs à ce nouveau combustible. L’usine de production (TOTAL, 10%), d’une capacité de 80 kt / an, située à Niigata, a démarré en 2009. Enfin, TOTAL est engagé, via l’International DME Association (IDA), dans des études de combustion de mélanges incluant du DME et dans des efforts de standardisation concernant l’utilisation du DME en tant que carburant. Depuis près de trente ans, TOTAL produit et exporte du charbon depuis l’Afrique du Sud principalement vers l’Europe et l’Asie. En 2011, TOTAL a produit 3,8 Mt de charbon. Avec la mise en production de la mine de Dorstfontein East en 2011, la filiale Total Coal South Africa (TCSA) possède et opère cinq mines en Afrique du Sud. Le Groupe poursuit l’étude d’autres projets de développement de ses ressources minières. Le charbon sud-africain, produit par TCSA ou acheté auprès de mines détenues par des tiers, est, soit commercialisé localement, soit exporté à partir du port de Richard’s Bay, dont TOTAL Le secteur Aval couvre l’ensemble des activités du Raffinage & Marketing et du Trading & Shipping. (cid:129) L’un des premiers raffineurs / distributeurs en Europe de l’Ouest (1) (cid:129) 1er distributeur en Afrique (2) (cid:129) Environ 2,1 Mb / j de capacité de raffinage au 31 décembre 2011 (cid:129) 14 819 stations-service au 31 décembre 2011 (cid:129) Environ 3,6 Mb / j de produits vendus en 2011 (cid:129) Parmi les premiers opérateurs mondiaux dans le trading de pétrole et de produits pétroliers (cid:129) Investissements bruts 2011 : 1,9 milliard d’euros La persistance d’un environnement économique défavorable pour le raffinage, affectant particulièrement l’Europe, a conduit le Groupe aux troisième et quatrième trimestres 2011 à enregistrer dans l’Aval des dépréciations d’actifs exceptionnelles sur ses actifs de raffinage en Europe, pour 700 millions d’euros en résultat opérationnel et 478 millions d’euros en résultat opérationnel net. Ces éléments ont été qualifiés d’éléments d’ajustement. Le ROACE (3) de l’Aval est de 7% en 2011 contre 8% en 2010. par zone géographique : 3 639 kb / j (a) (a) Y compris quote-part du Groupe dans CEPSA et, à partir du 1er octobre 2010 dans TotalErg Sur l’année 2011, les volumes raffinés sont en baisse de 7% par rapport à 2010, reflétant essentiellement la cession de la participation dans CEPSA et un niveau de grands arrêts plus important qu’en 2010. (en millions d’euros) 2011 2010 2009 L’indicateur de marges de raffinage européennes s’est établi à 17,4 $ / t en 2011, en baisse de 36% par rapport à 2010. Sur l’année 2011, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Aval est de 1 083 millions d’euros, en baisse de 7% par rapport à 1 168 millions d’euros en 2010. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Aval atteint 1,5 milliard de dollars, en baisse de 3% par rapport à 2010. Cette baisse s’explique essentiellement par l’impact négatif de la détérioration des marges de raffinage alors que la performance des activités de distribution est restée proche de celle de 2010. (a) Y compris Trading et quote-part du Groupe dans CEPSA et, à partir du 1er octobre 2010, dans TotalErg Le Groupe a annoncé en octobre 2011 un projet de réorganisation de son secteur Aval et de son secteur Chimie. La procédure d’information consultation des instances représentatives du personnel a eu lieu et cette réorganisation est devenue effective Ce projet a modifié l’organisation en créant : – un secteur Raffinage-Chimie qui constitue un grand pôle industriel regroupant les activités de raffinage, de pétrochimie, de fertilisants, et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de trading pétrolier et les transports maritimes ; – un secteur Supply-Marketing qui est dédié aux activités dans le domaine des produits pétroliers. Les activités Aval décrites ci-après, incluant les données au 31 décembre 2011, sont présentées sur la base de l’organisation en vigueur jusqu’au 31 décembre 2011. (1) Données sociétés sur la base des capacités de raffinage et/ou des ventes. (2) Données PFC Energy 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. Au 31 décembre 2011, la capacité de raffinage de TOTAL fin 2009. Les ventes de produits raffinés du Groupe dans le monde (activités de négoce comprises) se sont élevées à 3 639 kb / j − En France, où il détient cinq raffineries, 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. TOTAL est l’un des premiers raffineurs / distributeurs en Europe de l’Ouest (1) et occupe le premier rang des distributeurs en Afrique (2). Directement ou via ses participations, TOTAL exploite un réseau fin 2010 et 16 299 fin 2009. À travers ce réseau, TOTAL alimente en carburants plus de 3 millions de clients par jour. En outre, TOTAL développe 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 lourds, 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 croissance de la demande pétrolière mondiale, essentiellement hors de l’OCDE, – l’adaptation aux marchés matures en Europe ; – le développement de ses positions sur les marchés en croissance (Afrique, Asie et Moyen-Orient) ; – le développement mondial des produits de spécialité. En juillet 2011, TOTAL a finalisé la cession à IPIC des 48,83% détenus par le Groupe dans le capital de CEPSA, dans le cadre d’une offre publique d’achat portant sur l’ensemble du capital de CEPSA. En termes opérationnels dans le Raffinage & Marketing, cette cession porte essentiellement sur quatre raffineries espagnoles (Huelva, Algesiras, Tenerife, Tarragone) et des activités Marketing En octobre 2011, TOTAL a cédé son réseau de stations-service et ses activités de distribution de carburant et de fioul domestique au Royaume-Uni, dans les îles anglo-normandes et sur l’île de Man. TOTAL détient des participations dans vingt raffineries (dont dix opérées directement) situées en Europe, aux États-Unis, aux Antilles françaises, en Afrique et en Chine. En 2011, 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, construction de la 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 85% de la capacité de raffinage et 2 282 kb / j fin 2009. La baisse survenue en 2011 provient essentiellement de la cession de la participation du Groupe dans CEPSA. Le Groupe opère neuf raffineries en Europe de l’Ouest et détient des intérêts dans la raffinerie de Schwedt en Allemagne et dans deux raffineries en Italie au travers de sa participation dans TotalErg. (1) Données sociétés sur la base des capacités de raffinage et des quantités vendues. (2) Données PFC Energy, sur la base des quantités vendues. Depuis l’automne 2010, TOTAL met en œuvre son projet d’évolution de l’établissement des Flandres. L’arrêt de l’activité de raffinage entraîne un démontage progressif des unités. Le Groupe a entamé la 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 du Groupe en France, 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, les investissements 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. Le nouveau schéma devrait être opérationnel fin 2013. À l’été 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 − Au Royaume-Uni, la mise en service de l’unité d’hydrodésulfuration (HDS) à la raffinerie de Lindsey a été effectuée en février 2011. Cette unité permet de traiter jusqu’à 70% de bruts soufrés, contre 10% auparavant, et d’accroître la production de gazole à très basse teneur en soufre. Le Groupe a annoncé en 2010 la mise en vente de sa raffinerie de Lindsey au Royaume-Uni. Compte tenu des conditions du marché et faute d’une offre satisfaisante, le Groupe a décidé début 2012 de maintenir cette raffinerie dans son système de raffinage. − En Allemagne, une unité HDS supplémentaire destinée à l’approvisionnement du marché allemand en fioul domestique à très basse teneur en soufre a démarré à l’automne 2009 − En Italie, TotalErg (TOTAL, 49%) opère depuis octobre 2010 la raffinerie de Rome (100%) et détient une participation de 25,9% 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 comprenait 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, démarrées avec succès en avril 2011. Ce projet permet à la raffinerie 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. En Arabie saoudite, TOTAL et Saudi Arabian Oil Company (Saudi Aramco) ont créé en 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. Les principaux contrats de construction de la raffinerie ont été signés mi-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 produits à proximité et de vendre des carburants et autres produits légers répondant aux spécifications les plus strictes et en grande partie destinés à l’exportation. La raffinerie sera en outre intégrée avec des unités pétrochimiques. En Afrique, le Groupe détient des participations minoritaires dans cinq raffineries en Afrique du Sud, au Sénégal, en Côte d’Ivoire, Aux Antilles françaises, le Groupe détient une participation de 50% dans la Société Anonyme de la Raffinerie des Antilles (SARA) qui détient une raffinerie à la Martinique. 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) : (en milliers de barils par jour) 2011 2010 2009 Rome (Italie) (b) \- - 64 Flessingue (Pays-Bas) (c) 82 81 81 Port Arthur (Texas, États-Unis) 174 174 174 Autres raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations (d) 226 502 393 (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) Dix raffineries dans lesquelles TOTAL détient des intérêts compris entre 12% et 50% (cinq en Afrique, deux en Italie, une en Allemagne, une en Martinique et une en Chine). Cession de la participation de TOTAL dans la raffinerie Indeni en Zambie en 2009. Depuis 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 TOTAL dans CEPSA (quatre raffineries) en 2011. 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) 2011 2010 2009 Carburants pour l’aviation (b) 158 168 186 Gazole et combustibles 804 775 851 (a) Dans les cas où TOTAL ne détient pas 100% des intérêts d’une raffinerie, la production indiquée représente la quote-part détenue par TOTAL dans la production globale du site. (b) Avgas, jet fuel et kérosène. Les tableaux suivants présentent les taux d’utilisation des raffineries du Groupe : Sur brut et autres charges (a) (b) 2011 2010 2009 Reste de l’Europe (hors CEPSA et TotalErg) 77% 85% 88% CEPSA et TotalErg (c) 83% 94% 93% (a) Y compris raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Brut + charges à craquer / capacité et distillation en début d’année. (c) Pour CEPSA en 2011 : calcul du taux d’utilisation sur la base de la production et d’une capacité proratée sur les sept premiers mois de l’année. Sur brut (a) (b) 2011 2010 2009 (a) Y compris quote-part des raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Brut / capacité et distillation en début d’année. 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, en particulier les lubrifiants, le GPL, les carburants pour l’aviation, les fluides spéciaux, les bitumes, les combustibles lourds et les soutes marines, avec des produits commercialisés dans près de 150 pays (3). TOTAL dispose d’un réseau de plus de 9 400 stations-service en Europe, réparties en France, en Belgique, aux Pays-Bas, au Luxembourg, en Allemagne, ainsi qu’en Italie au travers de sa participation dans TotalErg (49%). TOTAL opère également sous la marque AS24 un réseau de 615 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 En Europe de l’Ouest, TOTAL a poursuivi en 2011 l’optimisation – En France, le réseau bénéficie d’un maillage dense et d’une diversification étendue (boutiques Bonjour, lavage). Près de 2 000 stations sont opérées sous la marque TOTAL et 270 stations sous la marque Elf. TOTAL distribue également des carburants dans près de 1 800 stations sous la marque TOTAL a lancé en octobre 2011 Total access, un nouveau concept de stations-service alliant des prix bas à la qualité des carburants et des services de la marque TOTAL. Environ 600 stations en France sont appelées à constituer le réseau Total access dont les 270 stations de la marque Elf. La mise en œuvre de ce projet devrait être achevée d’ici 2014. Dans la logistique pétrolière, TOTAL a finalisé en 2011 la mise en œuvre du projet d’adaptation annoncé en janvier 2010. Les dépôts du Pontet et de Saint Julien ont été fermés en octobre 2010. Les opérations du dépôt de Hauconcourt ont été transférées en octobre 2010 à une société tiers. Le transfert des opérations du dépôt du Mans et la cession du dépôt d’Ouistreham ont eu lieu en juillet 2011. TOTAL avait également cédé en janvier 2010 la moitié de sa participation (qui est passée de 50% à 25%) dans la société Dépôts Pétroliers de La Corse et transféré les opérations. En décembre 2011, les actifs logistiques de Dyneff et de TOTAL à Port la Nouvelle ont été mutualisés au sein de la nouvelle société Entrepôt Pétrolier de Port La Nouvelle, créée en juillet 2011. TOTAL devrait achever en 2012 l’adaptation de sa logistique pétrolière par la mise en œuvre du projet annoncé en septembre 2011. Au premier semestre 2012, les dépôts de Brive et de Chambéry devraient être fermés, et les opérations des dépôts de Lorient et de Lyon transférées à des sociétés tiers. Dans le même temps, TOTAL devrait céder 24% de sa participation actuelle de 50% dans la société Entrepôt Pétrolier de Lyon. Le dépôt de Honfleur appartenant à la filiale BTT (100% TOTAL) devrait être également – En Italie, 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 à l’automne 2010. Elle est devenue le troisième opérateur sur le marché italien avec près de 13% (4) de part de marché réseau et plus – Au Royaume-Uni, TOTAL a annoncé en juin 2011 la signature d’un accord portant sur la cession de son réseau de stations- service et de ses activités de distribution de carburant et de fioul domestique au Royaume-Uni, dans les îles anglo-normandes et sur l’île de Man. Cette cession a été finalisée en octobre 2011. TOTAL conserve au Royaume-Uni des activités de spécialité, en particulier dans les lubrifiants et l’aviation. (1) Données sociétés, sur la base des quantités vendues. (2) Part de marché pour les marchés où le Groupe est présent, données sociétés sur la base des quantités vendues. (3) Y compris via des distributeurs nationaux. (4) Données : PFC Energy, Unione Petrolifera, sur la base des quantités vendues. En Europe du Nord, centrale et orientale, le Groupe développe ses positions essentiellement sur les marchés de produits de spécialité. En 2011, 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, en Ukraine et dans les Balkans, en poursuivant le développement d’une présence directe sur ces marchés depuis 2008. AS24, présent dans vingt-six pays européens, a poursuivi le développement de son réseau avec le dépassement du seuil des 600 stations et l’ouverture de stations dans deux nouveaux pays : l’Ukraine (2011) et la Géorgie (début 2012). La croissance d’AS24 devrait se poursuivre principalement autour du bassin méditerranéen et de la Russie, le renforcement de ses positions dans les pays stratégiques, mais aussi au travers de son offre péage couvrant plus de dix-sept pays. TOTAL est leader dans la distribution de produits pétroliers sur le continent africain, avec 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 3 500 stations-service réparties dans plus de quarante pays et opère notamment des réseaux importants en Afrique du Sud, au Nigeria, au Kenya et au Maroc. Dans le cadre de l’optimisation de son portefeuille, le Groupe a cédé sa filiale béninoise fin 2010. TOTAL dispose également de positions significatives en Turquie et au Liban et développe un réseau de grandes stations en Jordanie. 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 À fin 2011, 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 160 stations-service à fin 2011 au travers de deux joint ventures TOTAL / Sinochem. En Inde, TOTAL devrait inaugurer début 2012 son premier centre d’assistance technique, en dehors d’Europe, en lubrifiants, 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 fin 2009. 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 produits de spécialité, principalement des lubrifiants, et a poursuivi son développement avec l’acquisition fin 2009 d’actifs lubrifiants dans la province du Québec au Canada. Le tableau suivant présente les ventes de produits raffinés par zone (en milliers de barils par jour) 2011 2010 2009 Reste du monde 225 209 189 (a) Y compris quote-part du Groupe dans CEPSA (jusqu’à fin juillet 2011) et, depuis le 1er octobre 2010, dans TotalErg. Le tableau suivant présente le nombre de stations du Groupe : (a) Stations sous les marques TOTAL, Elf, Elan. TOTAL est présent dans les deux filières biocarburants : les biodiesels et les bioessences. En 2011, le Groupe a incorporé dans les essences 494 kt d’éthanol (2) dans ses raffineries européennes (3) et plusieurs dépôts, contre 464 kt en 2010 et 510 kt en 2009. TOTAL a également incorporé dans les gazoles 1 859 kt d’EMHV (4) dans ses raffineries européennes (5) et plusieurs dépôts, contre 1 737 kt en 2010 et 1 655 kt en 2009. Parallèlement, TOTAL participe au développement des biocarburants de deuxième génération issus de la biomasse, en partenariat avec (1) Part de marché dans les pays où le Groupe est présent, données sociétés 2011 sur la base des quantités vendues. (2) Y compris éthanol contenu dans l’ETBE (Ethyl-tertio-butyl-éther) et biométhanol contenu dans le MTBE (Méthyl-tertio-butyl-éther). (3) Les raffineries et dépôts CEPSA sont exclus, aussi bien en 2011 qu’en 2009 et 2010. (4) EMHV : Ester méthylique d’huile végétale. Y compris HVO (huile végétale hydrotraitée). (5) Y compris les raffineries de Rome et Trecate, et les dépôts de TotalErg en Italie. Les raffineries et dépôts CEPSA sont exclus, aussi bien en 2011 qu’en 2009 et 2010. les principaux acteurs des différentes filières. TOTAL collabore également avec des partenaires scientifiques publics et privés, de premier rang au niveau mondial, sur deux des principales voies de transformation de la biomasse, la voie biochimique et la voie thermochimique. Le Groupe participe ainsi aux programmes français, européens et internationaux de développement des bioénergies. À ce titre le Groupe participe à deux projets de démonstration : – BioTfueL qui vise à mettre au point une technologie de – 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 TOTAL poursuit ses démonstrations de distribution d’hydrogène dans le cadre du partenariat « Clean Energy Partnership » en Allemagne. Une nouvelle station expérimentale est en construction au centre de Berlin et devrait être inaugurée en février 2012. TOTAL participe également à l’étude « H2 Mobility » en cours dans ce même pays, étude qui examine quel modèle économique pourrait permettre le lancement d’une infrastructure dans la perspective de la commercialisation de véhicules à pile à Les démonstrations de distribution d’électricité à destination des véhicules électriques (recharge rapide) s’étendent. TOTAL dispose aujourd’hui de douze stations de recharge en Belgique. En France, deux stations ont été réalisées en région parisienne dans le cadre du projet « SAVE » et six sont en construction aux Pays-Bas. 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 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. 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 et les ventes de produits raffinés pour la division Trading du Groupe au titre des trois derniers exercices. Les volumes physiques négociés de pétrole brut et de produits raffinés se sont établis à 4,4 Mb / j en 2011. Ressources et débouchés de pétrole brut et ventes de produits raffinés de la division Trading (a) (en kb / j) 2011 2010 2009 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 Toutes les activités de Trading du Groupe sont exercées dans le cadre d’une politique rigoureuse de contrôle interne et de fixation En 2011, les marchés pétroliers se sont tendus, provoquant une accélération de la hausse des prix de pétrole et faisant basculer la structure des prix de bruts de contango en backwardation (1). Brent ICE - 1st Line (a) ($ / b) 110,91 80,34 62,73 93,33 (07 janv.) 126,65 (08 avr.) Brent ICE - 12th Line (b) ($ / b) 108,12 84,61 70,43 94,20 (07 janv.) 121,74 (29 avr.) Contango /Backwardation time structure (12th-1st) ($ / b) -2,79 4,27 7,70 -9,55 (14 oct.) 2,65 (07 fév.) Gasoil ICE - 1st Line (a) ($ / t) 933,30 673,88 522,20 767,75 (01 janv.) 1053,00 (08 avr.) (a) 1st Line : cotation moyenne sur ICE Futures pour livraison sur le mois M+1. (b) 12th Line : cotation moyenne sur ICE Futures pour livraison sur le mois M+12. Les marchés pétroliers avaient terminé l’année 2010 en forte hausse, tirés par la reprise très robuste de la croissance de la demande pétrolière (+2,8 Mb / j). Le déclenchement de la guerre en Libye en février 2011 a rapidement privé le marché pétrolier de l’offre de bruts de 1,6 Mb / j. Sur les marchés internationaux, l’arrêt de la production de brut libyen a, par ailleurs, été aggravée par des pertes de production au Nigeria (attaques d’infrastructures pétrolières et détournement du pétrole), en Angola (problèmes techniques sur plusieurs champs), au Yémen (attaques d’infrastructures pétrolières), et en Syrie (embargo). Le déficit conséquent de brut a été compensé principalement par l’Arabie Saoudite, le Koweït et les Émirats arabes unis qui ont tous augmenté leur production de façon significative, réduisant d’autant l’excédent des capacités de production disponibles. La production en Libye a pu reprendre progressivement à partir de septembre 2011 pour atteindre un niveau d’environ 0,9 Mb / j à fin 2011. Globalement sur l’année 2011, la production de brut de l’Opep a été estimée légèrement en baisse par rapport à 2010 (-0,1 Mb / j), tout comme la production de brut non-Opep (-0,2 Mb / j). La production d’autres liquides sur l’année (LPG, GNL, biocarburants) a progressé (+0.5Mb / j). Concernant la demande en 2011, la hausse importante du prix et une croissance économique globalement plus faible qu’en 2010 ont ralenti la croissance de la demande pétrolière qui est tombée de +2,8 Mb / j en 2010 à +0,5Mb / j en 2011. Dans cet environnement, les prix de bruts, en hausse dès le début de l’année, sont passés d’environ 96 $ / b (ICE Brent 1st line) en moyenne sur janvier 2011 à 123 $ / b en avril 2011 dans la phase d’ajustement du marché à la perte de l’offre libyenne. Sur la deuxième partie d’année 2011, les prix ont légèrement diminué, impactés en particulier par la mise à disposition de stocks de réserve par l’IEA (International Energy Agency) fin juin (60 Mb offerts dont 35 Mb utilisés) et le retour d’une partie de la production libyenne. Les prix du brut sont toutefois restés à des niveaux élevés pour atteindre une moyenne annuelle de 110,91 $ / b en 2011 (ICE Brent 1er contrat). En conséquence d’un marché du brut en backwardation sur la quasi intégralité de l’année, 2011 a aussi été marquée par une forte réduction des stocks tenus dans l’industrie pétrolière de l’OCDE jusqu’en octobre 2011 (année sur année, brut – 70 Mb et produits – 46 Mb), qui s’est atténuée sur les deux derniers mois de l’année avec la hausse de la production libyenne (décembre 2011 année sur année, environ brut -26 Mb et produits -36 Mb). Enfin, l’année 2011 a connu un élargissement du différentiel de prix entre le brut WTI (cloisonné dans le centre des États-Unis) et le Brent (livré en mer du Nord et accessible internationalement). Tandis que le Brent subissait les tensions de l’équilibre du brut sur le marché international, le WTI était sous la pression d’une hausse continue de la production locale et des exportations du Canada qui, ensemble, dépassaient les besoins de la capacité locale de raffinage et les possibilités d’export en dehors de la région. Ainsi, le prix du WTI est monté moins vite que celui du Brent, creusant l’écart jusqu’à près de -28 $ / b à la mi-octobre (moment du pic des tensions Cet écart s’est réduit de plus de la moitié sur la fin de l’année avec en particulier l’annonce du projet d’inversement du pipeline Seaway qui devrait atténuer la pression de l’excédent de brut pesant sur les La direction des Transports maritimes du Groupe assure le transport du pétrole brut et des produits raffinés nécessaires au développement des activités du Groupe. Ces besoins sont satisfaits par un recours au marché spot et par le développement d’une politique équilibrée en matière d’affrètement à temps. 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. La direction des Transports maritimes du Groupe a réalisé environ 3 000 affrètements au cours de l’exercice 2011, pour un volume transporté de 110 millions de tonnes de pétrole brut et produits raffinés. Au 31 décembre 2011, la flotte affrétée à temps, en moyen ou long terme, est composée de cinquante navires (en incluant huit navires GPL), dont aucun n’est à simple coque. La moyenne d’âge de cette flotte est d’environ cinq ans. (1) Le contango se définit comme la situation de marché où le prix futur pour la livraison d’une denrée est supérieur au prix au comptant (spot). La backwardation est la situation inverse. Coûts de fret moyen de trois routes représentatives du transport de Brut VLCC Ras Tanura Chiba-BITR (a) ($ / t) 11,99 13,41 10,43 9,32 (10 oct.) 18,54 (15 fév.) Suezmax Bonny Philadelphia-BITR ($ / t) 13,86 14,50 12,75 10,23 (20 janv.) 19,85 (22 mars) Aframax Sullom Voe Wilhemshaven-BITR ($ / t) 6,51 6,39 5,20 5,04 (17 janv.) 9,46 (4 mars) (a) VLCC : Very Large Crude Carrier (grand pétrolier transporteur de brut). BITR : Baltic International Tanker Routes. L’année 2011 a été une période particulièrement riche en événements et difficile pour les activités du transport maritime Lors du premier semestre 2011, les événements du Japon et d’Afrique du Nord ont fortement impacté les importations de pétrole brut. Après une baisse soudaine et très marquée des besoins du Japon, ceux-ci ont été rétablis rapidement, atteignant en cette fin d’année 2011 des niveaux quasiment équivalents à ceux d’avant la crise. L’impact sur la demande de transport maritime a finalement été relativement limité. En Méditerranée, l’arrêt concomitant de la production libyenne a eu pour conséquence un rééquilibrage de la demande de VLCC : les importations, européennes en particulier, ont été compensées par des approvisionnements provenant de zones plus éloignées, augmentant ainsi la demande de transport. Plus globalement, ce sont les demandes de la Chine – toujours en croissance soutenue - et dans une moindre mesure celles des États-Unis qui ont porté le marché. Malgré cette structure de demande globalement favorable, le marché du fret est resté en situation de surcapacité la plus grande partie de l’année 2011. En effet, les sorties de flotte sont restées à un niveau limité et les livraisons de nouveaux navires n’ont pas cessé tout au long de 2011, héritages des nombreuses commandes effectuées par les armateurs lors des années 2007-2008. Cette situation a fortement dégradé les fondamentaux du marché de l’affrètement pour le transport de brut. Après une saison de glace sévère début 2011 qui a pu maintenir les taux un temps, un nouvel effondrement a eu lieu au deuxième trimestre laissant le marché historiquement déprimé. Concernant le marché des navires de produits, la situation reste globalement dégradée avec un trafic transatlantique à destination des États-Unis particulièrement ralenti. Le secteur Chimie regroupe la Chimie de Base, qui inclut la pétrochimie et les fertilisants, ainsi que la Chimie de Spécialités qui comprend les activités de transformation des élastomères, les adhésifs et la chimie de métallisation. La dimension de ses activités fait du secteur Chimie de TOTAL l’un des plus grands Résultat opérationnel ajusté 697 893 249 Résultat opérationnel net ajusté 775 857 272 dont Chimie de base 373 393 16 Sur l’ensemble de l’année 2011, le chiffre d’affaires hors Groupe du secteur Chimie s’établit à 19 477 millions d’euros, en hausse de 11% par rapport à 2010. Le résultat opérationnel net ajusté de la Chimie s’élève à 775 millions d’euros contre 857 millions d’euros en 2010. La Pétrochimie a bénéficié de la montée en puissance de ses activités au Qatar et en Corée du Sud, mais a souffert d’une détérioration des marges sur la seconde partie de l’année en Europe et aux États-Unis. Le résultat de la Chimie de Spécialités, hors effet périmètre, s’est maintenu à un niveau proche de celui de 2010. Le ROACE (2) de la Chimie est de 10,5% en 2011 contre 12% en 2010. Les ventes du secteur Chimie se sont établies à 19,48 milliards d’euros en 2011, contre 17,49 milliards d’euros en 2010 et 14,73 milliards d’euros en 2009. L’Europe a représenté 61% des ventes totales du secteur, l’Amérique du Nord, 23% et l’Asie 12%. Le solde (4%) a été réalisé en Afrique et en Amérique latine. Le Groupe a annoncé en octobre 2011 un projet de réorganisation de son secteur Aval et de son secteur Chimie. La procédure d’information consultation des instances représentatives du personnel a eu lieu et cette réorganisation est devenue effective au 1er janvier 2012. Ce projet a modifié l’organisation en créant : – un secteur Raffinage-Chimie qui constitue un grand pôle industriel regroupant les activités de raffinage, de pétrochimie, de fertilisants, et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de trading pétrolier et les transports maritimes ; – un secteur Supply-Marketing qui est dédié aux activités dans le domaine des produits pétroliers. Les activités Chimie décrites ci-après, incluant les données au 31 décembre 2011, sont présentées sur la base de l’organisation en vigueur jusqu’au 31 décembre 2011. (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. Les activités de la Chimie de Base regroupent la pétrochimie et les fertilisants. En 2011, les ventes se sont élevées à 12,7 milliards d’euros, contre 10,7 milliards d’euros en 2010 et 8,7 milliards d’euros en 2009. Répartition des principales capacités de production de TOTAL (a) Dont participations minoritaires au Qatar et 50% des capacités de Samsung- Total Petrochemicals. (b) Éthylène + Propylène + Butadiène. La pétrochimie regroupe la pétrochimie de base (oléfines et aromatiques) et ses dérivés polymères (polyoléfines et styréniques). En Europe, les principaux sites pétrochimiques sont situés en Belgique à Anvers (vapocraqueurs, polyéthylène), à Feluy (polypropylène, polystyrène) et en France à Carling (vapocraqueur, polyéthylène, polystyrène), à Feyzin (vapocraqueur), à Gonfreville (vapocraqueurs, styrène, polyoléfines, polystyrène) et à Lavéra Aux États-Unis, les principaux sites pétrochimiques sont situés en Louisiane à Carville (styrène, polystyrène) et au Texas à Bayport (polyéthylène), à La Porte (polypropylène) et à Port Arthur En Asie, TOTAL possède, en association avec Samsung, une participation de 50% dans le site pétrochimique de Daesan en Corée du Sud (vapocraqueur, styrène, paraxylène, polyoléfines). Le Groupe est également présent au travers de ses usines de polystyrène 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 intégration avec les activités Raffinage. TOTAL continue de renforcer son positionnement au niveau des leaders de l’industrie selon trois grands axes stratégiques : – En Europe, 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 une flexibilité accrue 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, effectif depuis fin 2009 : deux lignes de polyéthylène basse densité, l’une à Carling, l’autre à Gonfreville, et une ligne de polystyrène à Gonfreville. Cette réorganisation concerne également les fonctions support des deux sites et les services centraux 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. Fin 2011, TOTAL a signé un accord portant sur l’acquisition des 35% de participation d’ExxonMobil dans Fina Antwerp Olefins, la deuxième usine européenne de production de pétrochimie de base (monomères). Après approbation des autorités compétentes, la transaction a été finalisée en février 2012 et TOTAL est devenu l’actionnaire unique de Fina Antwerp Olefins au 1er mars 2012. Grâce à cette acquisition, le Groupe dispose de nouvelles opportunités pour renforcer la compétitivité du site et en poursuivre l’intégration, ce qui constitue l’un des piliers de sa stratégie. Aux États-Unis, TOTAL et BASF ont racheté en 2011 à Shell les parts que cette dernière possédait dans Sabina, une des plus importantes unités de production de butadiène au monde. TOTAL et BASF restent les deux seuls actionnaires de Sabina avec des participations respectives de 40% et 60%. Cette nouvelle structure permettra de renforcer les synergies avec la raffinerie (1) Installations classées parmi le premier quartile en termes de capacités de production sur la base des informations publiques. de TOTAL et le vapocraqueur détenu en commun par TOTAL (40%) et BASF (60%), implantés sur le même site de Port Arthur au Texas. – TOTAL poursuit ses développements dans les zones de croissance. En Asie, la joint venture Samsung-Total Petrochemicals Co. Ltd (TOTAL, 50%) a achevé mi-2011 la première phase du dégoulottage visant à amener les unités du site de Daesan en Corée du Sud au maximum de leurs capacités. Cette première phase incluait l’augmentation des capacités du vapocraqueur portées à 1 Mt / an, et des unités polyoléfines pour les porter à 1 150 kt / an. La deuxième phase devrait être réalisée en septembre 2012 avec l’augmentation de la capacité de l’unité de paraxylène, portée à 700 kt / an. De plus, afin de suivre la croissance des marchés asiatiques, deux investissements majeurs ont été approuvés fin 2011 pour un démarrage prévu en 2014 : une nouvelle unité d’EVA (1) d’une capacité d’environ 240 kt / an et une nouvelle unité aromatique d’une capacité de 1,5 Mt / an de paraxylène et de benzène dont la matière première sera fournie par un splitter de condensats qui produira également du kérosène et du diesel. La capacité de production de paraxylène du site sera ainsi portée à 1,8 Mt / an. Au Moyen-Orient, l’unité de paraxylène d’une capacité de 700 kt / an de la raffinerie de Jubail en Arabie saoudite est en cours de construction. Cette unité de taille mondiale est destinée à approvisionner principalement le marché asiatique. Son démarrage est prévu en 2013. – TOTAL développe des positions bénéficiant d’un accès plus Au Qatar, au travers de sa participation dans Qatofin et Qapco, TOTAL détient une participation de 49% dans une unité de polyéthylène linéaire basse densité 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 de 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 Chine, TOTAL et China Power Investment 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 apportera son expertise dans les technologies MTO (Methanol To Olefins) et OCP (Olefins Cracking Process) testées à grande échelle sur son site La pétrochimie de base regroupe les oléfines et les aromatiques (monomères) issus du vapocraquage de coupes pétrolières, naphta et GPL, ou de gaz, 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 L’année 2011 a été marquée par un marché soutenu au premier semestre suivi, au deuxième semestre d’un fort ralentissement des volumes, et une baisse des marges principalement en Europe et aux États-Unis. Sur l’ensemble de l’année 2011, les volumes de production de TOTAL sont restés stables. 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 du Sud. 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. La stratégie de TOTAL pour les polyoléfines (polyéthylène, polypropylène) repose sur un abaissement du point mort de ses unités en Europe et aux États-Unis et la poursuite de sa politique de différenciation de sa gamme de produits, tout en répondant aux nouvelles attentes du marché en terme de développement durable. Le Groupe poursuit également ses développements dans les zones de croissance essentiellement à travers ses participations dans les joint ventures en Corée du Sud et au Qatar. 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 ainsi que par le prix de l’éthylène. En Europe, celles-ci sont impactées par la concurrence des productions en croissance au Moyen-Orient qui bénéficient d’un accès privilégié à la matière première, l’éthane, pour la production d’éthylène. L’année 2011 a été marquée par un ralentissement de la croissance de la demande sur toutes les zones géographiques et une baisse des marges, plus particulièrement au deuxième semestre, l’Europe étant la zone la plus affectée par cette dégradation de l’environnement. Les volumes de ventes du Groupe ont progressé de 2% en 2011. 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. (1) Copolymères d’éthylène et d’acétate de vinyle. Comme pour le polyéthylène, l’année 2011 a été marquée par un ralentissement de la croissance de la demande mondiale et une baisse des marges sur le deuxième semestre de l’année. Les volumes de ventes de TOTAL ont baissé de 2,5% par rapport 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 du styrène. Le marché mondial des styréniques a connu une hausse d’environ 2% en 2011, tiré par l’Asie alors qu’en Europe et aux États-Unis, le marché restait quasiment stable. Les marges étaient faibles sur les marchés très concurrentiels d’Europe et d’Asie mais se sont maintenues à un niveau élevé aux États-Unis. Les volumes de vente de polystyrène de TOTAL ont progressé Le Groupe poursuit le développement de ses activités styréniques. À Feluy, en Belgique, TOTAL construit une unité de fabrication de polystyrène expansible de nouvelle génération. Son démarrage est prévu pour début 2013. Le polystyrène expansible est destiné au marché de l’isolation, actuellement en forte croissance. En Chine, début 2011, TOTAL a doublé la capacité de l’unité polystyrène compact de Foshan, portée à 200 kt / an. Au travers de sa filiale française 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 et 2011, 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 de Rouen en France et limitant les productions des unités aval (acide nitrique, urée, ammonitrates). Ces incidents ont eu un impact négatif sur les résultats de GPN qui n’a pas pu profiter d’une bonne tenue du marché mondial. L’outil industriel a été renforcé au moyen de deux investissements majeurs portant sur la construction d’une unité d’acide nitrique à Rouen, démarrée au deuxième semestre 2009, et d’une unité d’urée à Grandpuits, dont le démarrage était en cours en mars 2012. La production d’urée supplémentaire permettra de positionner GPN sur le marché prometteur des produits qui contribuent à la et Adblue® en application transport. Un atelier de production d’Adblue a été maintenu sur le site d’Oissel dans l’attente de la mise en production de l’unité de Grandpuits. (1) : DeNOx® pour l’usage industriel La fermeture en France de trois unités obsolètes de fabrication d’acide nitrique à Rouen et à Mazingarbe, a été réalisée en 2009 et 2010. En novembre 2011, le Groupe a engagé un processus de cession de sa participation (50%) dans la société Pec-Rhin. Après avoir exercé son droit de préemption sur les 50% détenus par son partenaire, GPN a signé un accord pour la cession de 100% de la société Pec-Rhin. Après approbation des autorités compétentes, la transaction a été finalisée en janvier 2012. Ces actions ont pour objectif d’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 des élastomères (Hutchinson), les adhésifs (Bostik) et la chimie de métallisation (Atotech). Elle sert les marchés de l’automobile, de la construction, de l’électronique, de l’aéronautique et des biens de consommation courante où la stratégie marketing, l’innovation et la qualité du service à la clientèle sont des atouts majeurs. Le Groupe commercialise des produits de spécialités dans plus de soixante pays et poursuit un objectif de développement combinant croissance organique et acquisitions ciblées. S’inscrivant dans une démarche de développement durable, ce développement est axé sur les marchés en forte croissance et la commercialisation de produits innovants à forte valeur ajoutée. L’activité Grand public d’Hutchinson (Mapa® et Spontex®) a été cédée au printemps 2010. Le chiffre d’affaires des activités cédées s’élevait à 530 millions d’euros en 2009. Les activités résines de revêtement de Cray Valley et résines photoréticulables de Sartomer ont été cédées en juillet 2011. Le chiffre d’affaires des activités cédées s’est établi à 860 millions d’euros en 2010. Les activités maintenues, résines de structure et résines d’hydrocarbures, ont été rattachées aux activités pétrochimiques. En 2011, les Spécialités ont connu un environnement favorable sur les trois premiers trimestres de l’année grâce à la bonne tenue des marchés européens et nord-américains et à la croissance continue des pays émergents. L’environnement s’est détérioré au quatrième trimestre. Dans ce contexte et à périmètre constant (hors activités Mapa Spontex et Résines), le chiffre d’affaires a progressé de 9% par rapport à 2010, s’établissant à 5,3 milliards d’euros. Hutchinson fabrique et commercialise des produits issus de la transformation des élastomères principalement destinés aux marchés de l’automobile, de l’aéronautique et de la défense. Hutchinson, qui se positionne parmi les leaders mondiaux (2), 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. Hutchinson dispose de quatre-vingts sites de production dans le monde, dont cinquante-deux en Europe, quinze en Amérique du Nord, sept en Amérique du Sud, cinq en Asie, et un en Afrique. L’activité Mines et Carrières de GPN, localisée sur le site de Mazingarbe, a été cédée en janvier 2011. Le chiffre d’affaires des activités cédées s’élevait à 30 millions d’euros en 2010. Le chiffre d’affaires d’Hutchinson s’est établi à 2,99 milliards d’euros en 2011, en progression de 10% par rapport à 2010. Le chiffre d’affaires de l’activité automobile a enregistré une hausse de 11% (1) Oxyde d’azote dont les émissions nocives pour l’environnement sont soumises à des réglementations. (2) Données sociétés sur la base du chiffre d’affaires consolidé. Atotech est le deuxième acteur mondial sur les technologies de métallisation (1). Son activité est répartie entre le marché de l’électronique (circuits imprimés, semi-conducteurs) et les Atotech dispose de seize sites de production dans le monde, dont sept en Asie, six en Europe, deux en Amérique du Nord et un en Amérique du Sud. Le chiffre d’affaires d’Atotech s’est établi à 0,89 milliard d’euros en 2011, en progression de 14% par rapport à 2010 grâce à une bonne tenue de l’ensemble des marchés et une forte hausse des ventes d’équipement sur le marché de l’électronique. Afin de renforcer sa position sur le marché de l’électronique, Atotech a démarré en 2011 une nouvelle unité de production destinée au marché des semi-conducteurs à Neuruppin (Allemagne) et acquis des technologies d’adhésions (interfaces moléculaires) dans le domaine des nanotechnologies aux États-Unis. 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 Atotech entend poursuivre son développement en Asie où il réalise déjà près de 60% de son chiffre d’affaires mondial. grâce à la bonne tenue des ventes sur les marchés européens et nord- américains et à la croissance des ventes sur les marchés d’Amérique latine et de la Chine. Sur les marchés industriels, le chiffre d’affaires est en moindre hausse en raison d’une baisse des marchés des avions d’affaires, des hélicoptères et de la défense, alors que les ventes sur les autres marchés industriels (aéronautique civile, ferroviaire, offshore par exemple) connaissent des hausses similaires à celle de l’automobile. Pour renforcer sa position dans le secteur aéronautique, Hutchinson a acquis fin 2008 la société française Strativer, spécialisée dans le segment très porteur des matériaux composites et, début 2011, la société allemande Kaefer spécialisée dans l’équipement intérieur des cabines d’avion (isolation, conduits d’aération, …). Dans le secteur automobile, Hutchinson a réalisé en avril 2011 l’acquisition de la société sud-coréenne Keum-Ah spécialisée dans les transferts de fluides. Hutchinson poursuit sa croissance dans les zones à fort 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), Sousse (Tunisie), Suzhou (Chine) et sur son site de Casa Branca (Brésil) ouvert en 2011. 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 Bostik dispose de quarante-six sites de production dans le monde, dont vingt-et-un en Europe, neuf en Amérique du Nord, sept en Asie, six en Australie-Nouvelle-Zélande, deux en Afrique et un en Amérique du Sud. En 2011, le chiffre d’affaires s’est établi à 1,43 milliard d’euros, en progression de 3% par rapport à 2010. Bostik continue de renforcer son positionnement technologique dans les secteurs de la construction et de l’industrie, d’accélérer son programme d’innovation axé principalement sur le développement durable, de poursuivre son développement dans les pays en forte croissance et d’améliorer sa performance opérationnelle. Ainsi, Bostik a démarré en 2011 deux nouvelles unités de production en Égypte et au Vietnam et ouvert un nouveau centre technologique régional pour l’Asie à Shanghai. Bostik prévoit, par ailleurs, de démarrer en 2012 une troisième unité de production en Chine à Changshu qui sera à terme la plus grande usine de Bostik dans le monde. En 2011, l’acquisition de StarQuartz aux États-Unis a permis à Bostik de renforcer son offre technologique dans les adhésifs de construction. Enfin, Bostik poursuit la rationalisation de son outil industriel avec la fermeture du site d’Ibos en France qui était effective fin 2011. (1) Données sociétés sur la base du chiffre d’affaires consolidé. 5.1. Principaux investissements réalisés au cours de la période 2009-2011(1) (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Les investissements organiques, y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, se sont établis en 2011 à 20,6 milliards de dollars (14,8 milliards d’euros (2)), contre 15,8 milliards de dollars en 2010 (11,9 milliards d’euros). À ceux-ci s’est ajouté un montant d’acquisitions de 12,3 milliards Les investissements bruts (y compris acquisitions) ont donc augmenté de 21,6 milliards de dollars en 2010 (16,3 milliards d’euros) à 34,2 milliards de dollars en 2011 (24,5 milliards d’euros). La hausse des investissements bruts provient quasi exclusivement du secteur Amont. Le Groupe a en effet poursuivi en 2011 le développement de ses grands projets dans l’Exploration & Production, et a par ailleurs augmenté nettement le montant de ses acquisitions qui ont atteint plus de 12 milliards de dollars en 2011 contre moins de 5 milliards de dollars en 2010. Ces acquisitions ont concerné quasiment exclusivement le secteur Amont avec, en particulier, l’entrée à hauteur de 14,09% dans la société russe Novatek, l’acquisition d’une participation dans des permis de gaz de schiste à condensat de la zone de l’Utica aux États-Unis, ainsi que l’augmentation de la participation dans les projets Fort Hills au Canada et Tempa Rossa en Italie. TOTAL a par ailleurs acquis en 2011 une participation de 60% (depuis portée à 66%) dans le capital de la société américaine SunPower, un des leaders Au début de l’année 2012, TOTAL a annoncé le lancement de trois nouveaux projets majeurs : le projet de GNL d’Ichthys en Australie dans lequel le Groupe détient un intérêt de 24%, le développement du champ de Hild en Mer du Nord norvégienne (TOTAL 51%, opérateur) et le développement du champ offshore de Ofon au Nigéria (TOTAL 40%, opérateur). Le Groupe a par ailleurs étendu son domaine d’exploration en acquérant une participation de 90% dans deux permis en Mauritanie ainsi que trois permis en Côte d’Ivoire et un permis au Yémen. Enfin, TOTAL a finalisé en février 2012 l’acquisition d’une participation de 33,33% dans des licences d’exploration et de production en Ouganda. Dans le Raffinage-Chimie, TOTAL a annoncé fin 2011 avoir signé un accord pour l’acquisition des parts de son partenaire dans la société de pétrochimie Fina Antwerp Olefins. Cette transaction qui s’est conclue en février 2012 permet au Groupe de détenir 100% de cette entité et de renforcer sa plateforme de raffinage et pétrochimie d’Anvers. Le Groupe a aussi annoncé début 2012 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 2011, les investissements de développements ont en particulier été consacrés aux projets suivants : Kashagan au Kazakhstan ; Ekofisk en Norvège ; la zone de la Mahakam en Indonésie ; Pazflor, CLOV et Angola LNG en Angola ; OML 58, Usan et Ofon au Nigeria ; Laggan Tormore au Royaume-Uni ; Surmont au Canada ; GLNG en Australie et les projets Anguille et Mandji au Gabon. Dans l’Aval, les investissements se répartissent entre le Raffinage et le Marketing (notamment le réseau). Dans le Raffinage (environ 1,4 milliard de dollars en 2011), 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 2011 a été marquée par l’achèvement et le démarrage au premier semestre de l’unité de conversion profonde à la raffinerie de Port Arthur aux États-Unis, ainsi que par la poursuite de la construction de la raffinerie de Jubail en Arabie Saoudite et du projet de modernisation de la raffinerie de Normandie en France. Dans la Chimie, en 2011, les investissements concernent pour environ 60% la Chimie de Base et pour environ 40% les Spécialités. L’année 2011 a par ailleurs été marquée par un montant de cessions d’actifs en nette hausse, passant de moins de 5 milliards de dollars en 2010 à près de 11 milliards de dollars en 2011. Le Groupe a cédé en particulier sa participation de 48,83% dans la société espagnole CEPSA et a poursuivi la vente d’une partie le lancement d’un projet majeur d’expansion de la capacité de son complexe pétrochimique de Daesan en Corée du Sud Pour l’année 2012, TOTAL a annoncé un budget d’investissement organique (3) de 24 milliards de dollars, dont plus de 80% dans l’Amont. Les investissements de 20 milliards de dollars dans l’Amont devraient être essentiellement consacrés aux grands projets de développement dont GLNG en Australie, Surmont au Canada, les zones d’Ekofisk en Norvège et de la Mahakam en Indonésie, Kashagan au Kazakhstan, les projets de Laggan / Tormore au Royaume-Uni, CLOV et Pazflor en Angola, Anguille / Mandji au Gabon, Ofon et OML 58 Upgrade au Nigeria et Tempa Rossa en Italie. Au global, le budget Amont devrait être alloué pour 30% environ aux investissements des actifs déjà en production, 40% iraient aux projets devant démarrer entre 2012 et 2015, et les 30% restant (1) Le détail des principales acquisitions et cessions des exercices 2009-2011 figure à la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de référence. (2) Sur la base du taux de change moyen pour l’année 2011 de 1,392 $/€. (3) Y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, hors acquisitions et cessions, avec l’hypothèse de 1€ = 1,40 $ pour 2012. Dans le Raffinage-Chimie, un budget d’investissement (1) de 3 milliards de dollars devrait être consacré aux activités de raffinage, pétrochimie et chimie de spécialités. L’année 2012 devrait en particulier être marquée par la montée en puissance des grands projets auxquels devraient être alloués plus de 1,9 milliard de dollars d’investissement. Ces grands projets sont illustrés par la poursuite de la construction de la raffinerie de Jubail en Arabie saoudite et de la modernisation de la plateforme de Normandie, deux projets qui couvrent à la fois des investissements de raffinage et de pétrochimie. Une partie significative du budget de la branche sera par ailleurs consacrée aux investissements de maintenance et de sécurité nécessaires à ce type d’activités industrielles. Dans la branche Supply-Marketing, un budget d’investissements (1) de plus de 1 milliard de dollars est prévu en 2012 pour financer en particulier le réseau de stations-service, la logistique, les installations de production et de stockage de produits de spécialités (lubrifiants, GPL, etc) ainsi que certaines installations de stockage chez les clients consommateurs. La majeure partie du budget d’investissement du Supply-Marketing sera allouée aux zones de croissance (Afrique, Moyen-Orient, Asie, Amérique Latine). Au-delà de 2012, 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 (se reporter au tableau de flux de trésorerie consolidé, chapitre 9, point 5), 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, chapitre 9, point 7). Toutefois, les investissements pour lesquels des entreprises communes sont mises en place entre TOTAL et des partenaires extérieurs au Groupe font généralement l’objet Pour l’année 2012, le Groupe a par ailleurs annoncé vouloir céder certains actifs de son portefeuille et affiche dans son budget un objectif de cessions d’actifs dont le montant serait supérieur de 4 milliards de dollars au montant des acquisitions. En février 2012, TOTAL a annoncé la signature d’un accord portant sur la cession de sa filiale en Colombie qui détient une participation dans le champ mature d’hydrocarbures de Cusiana et des participations dans les pipelines OAM et ODC. 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 (chapitre 9, point 7). 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 6.1. Place de la Société au sein du Groupe TOTAL S.A. est la société mère du Groupe. Au 31 décembre 2011, il existe 870 sociétés intégrées dans le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A., dont 783 sociétés par intégration globale et 87 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 2011, de restriction limitant de manière significative le versement, à TOTAL S.A., des dividendes mis en distribution par lesdites filiales. Au 31 décembre 2011, les activités du Groupe étaient organisées selon le schéma d’organisation figurant au point 8 du présent chapitre. Le Groupe a annoncé en octobre 2011 un projet de réorganisation de son secteur Aval et de son secteur Chimie. La procédure d’information consultation des instances représentatives du personnel a eu lieu et cette réorganisation est devenue effective Ce projet a modifié l’organisation en créant : – un secteur Raffinage-Chimie qui constitue un grand pôle industriel regroupant les activités de raffinage, de pétrochimie, de fertilisants, et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de trading pétrolier et les transports maritimes ; – un secteur Supply-Marketing qui est dédié aux activités mondiales d’approvisionnement et de commercialisation dans 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), regroupées au sein de la société mère TOTAL S.A. (1) Y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, hors acquisitions et cessions, avec l’hypothèse de 1€ = 1,40 $ pour 2012. 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 (Périmètre de consolidation) figurant au chapitre 9, point 7 du présent Document de référence. 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, ainsi que les capacités productives et taux d’utilisation de ces installations, 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 (chapitre 9, point 7). Les redevances minimales des contrats de location financement portant sur les actifs immobiliers, les stations-service, les navires et les autres équipements figurent à la note 22 de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9, point 7). Des indications sur les objectifs de politique environnementale de la Société, ayant trait notamment aux installations ou implantations industrielles du Groupe, figurent au chapitre 12, Responsabilité sociale, environnementale et sociétale du présent Schéma d’organisation au 31 décembre 2011 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2011 Schéma d’organisation au 31 décembre 2011 Schéma d’organisation au 29 février 2012 9\. Schéma d’organisation au 29 février 2012 Schéma d’organisation au 29 février 2012 Le Rapport de gestion a été arrêté par le Conseil d'administration le 9 février 2012 et n'est pas mis à jour des éléments postérieurs à cette date. 1\. Examen de la situation financière et des résultats 60 1.1. Panorama de l’exercice 2011 pour TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60 1.2. Résultats du Groupe pour l’année 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 1.3. Résultats du secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 1.4. Résultats du secteur Aval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 1.5. Résultats du secteur Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 1.6. Résultats de TOTAL S.A. en 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 1.7. Proposition de dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 2.1. Capitaux à long terme et à court terme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 2.2. Source et montant des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 2.3. Conditions d’emprunt et structure de financement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 2.4. Conditions d’utilisation des financements externes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 2.5. Sources de financement attendues . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 3.1. Exploration & Production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 3.2. Gaz & Énergies Nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 3.3. Raffinage & Marketing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 3.4. Pétrochimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 3.5. Chimie de Spécialités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 3.6. Environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 3.7. Dispositif de Recherche & Développement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 4.1. Perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 4.2. Risques et incertitudes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70 4.3. Sensibilités des résultats 2012 aux paramètres d’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70 Examen de la situation financière et des résultats 1\. Examen de la situation financière et des résultats 1.1. Panorama de l’exercice 2011 pour TOTAL L’année 2011 a été marquée notamment par des événements géopolitiques qui ont fait peser des tensions sur l’approvisionnement des marchés. Malgré le ralentissement économique, la demande en produits pétroliers a pour sa part continué d’augmenter, tirée par la croissance des marchés émergents. Les tensions sur l’offre conjuguées à une demande en hausse ont conduit à une nette augmentation du prix du brut : le prix moyen du Brent s’est établi à 111 $ / b sur l’année 2011 contre 80 $ / b en 2010. Les prix spot du gaz ont continué de progresser en 2011 en Europe et en Asie, tirés en particulier par la hausse de la demande sur les marchés asiatiques. À l’inverse, les prix spot du gaz aux États-Unis se sont maintenus à des niveaux très bas, en raison de la poursuite de la hausse de la production liée à l’exploitation des gaz non Malgré un ajustement progressif de la capacité de raffinage et en raison de la faiblesse de la demande en Europe, la situation de surcapacité constatée depuis 2009 s’est maintenue en 2011 sur le marché du raffinage européen. Les marges de raffinage se sont dégradées par rapport à 2010 pour atteindre une moyenne par un environnement globalement favorable sur la première moitié de l’année mais qui s’est dégradé ensuite. Au second semestre, les marges de la Pétrochimie et de la Chimie de Spécialités ont diminué sous l’effet de la baisse de la demande consécutive Dans ce contexte, le résultat net ajusté de TOTAL s’établit à 11,4 milliards d’euros, en hausse de 11% par rapport à l’année 2010. Ce résultat reflète essentiellement l’amélioration de l’environnement dans l’Amont alors que l’Aval et la Chimie ont évolué dans un environnement plus difficile qu’en 2010. Le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont atteint 10,4 milliards d’euros en 2011, en hausse de 21% par rapport à l’an passé, tiré par la hausse des prix mais impacté négativement par l’évolution du taux de change €-$. Le secteur Aval affiche une baisse de 7% de son résultat opérationnel net ajusté. Cette diminution s’explique en particulier par les effets de la baisse des marges de raffinage et de la cession de la participation dans CEPSA, qui ont été partiellement compensés par une amélioration de la performance opérationnelle. Enfin, la Chimie a vu son résultat baisser de 10% par rapport à 2010, affecté par la détérioration de son environnement en fin d’année et par l’impact des cessions réalisées L’année 2011 a été marquée par un niveau élevé d’acquisitions et de cessions, illustrant la volonté du Groupe d’optimiser son portefeuille en valorisant certains actifs matures et en le développant sur des actifs Amont à fort potentiel de croissance. Grâce essentiellement à la hausse de son cash flow opérationnel et au niveau élevé des cessions qui a atteint près de 8 milliards d’euros en 2011, TOTAL a financé la hausse de ses investissements tout en maintenant un dividende de 2,28 euros par action dont la distribution est proposée à l’Assemblée générale du 11 mai 2012. (1) Sur la base de l’indicateur de marge « European Refining Margin Indicator» de TOTAL. (2) Taux de fréquence des accidents déclarés. La solidité du bilan a été conservée avec un taux d’endettement fin 2011 qui s’établit à 23% contre 22% à fin 2010. Sur le plan opérationnel, l’année 2011 a été marquée par une poursuite de l’amélioration des performances sécurité illustrée par un TFAD (2) (TRIR) du Groupe en baisse de 15% par rapport à 2010. Dans l’Amont, trois découvertes majeures en Azerbaïdjan, Bolivie et Guyane Française sont les premiers résultats de la stratégie d’exploration plus audacieuse menée par le Groupe. L’année 2011 a également connu le succès du démarrage de la production de Pazflor dans l’offshore profond angolais, un projet opéré par TOTAL et qui illustre l’expertise du Groupe dans le développement de grands projets. À l’image du projet Ichthys LNG en Australie (TOTAL 24%), le développement de cinq nouveaux projets majeurs a par ailleurs été lancé afin d’assurer la croissance des prochaines années. L’année 2011 a également été marquée dans l’Amont par l’annonce de la prise de participation de 14,09% dans le capital de la société russe Novatek et par l’augmentation de la participation dans le projet Fort Hills au Canada et dans Tempa Rossa en Italie. Fin 2011, le Groupe a annoncé son entrée sur des gisements de gaz de schistes à condensat de l’Utica aux États-Unis. Le Groupe a continué d’étendre son domaine minier en acquérant des participations dans des zones d’exploration prometteuses, tels les blocs anté-salifères dans le bassin de la Kwanza en Angola, et en prenant une participation dans des gisements déjà découverts, à l’image de son entrée dans le projet Yamal LNG en Russie. En parallèle, TOTAL a cédé en 2011 quelques actifs matures ou non stratégiques de l’Amont tels sa filiale d’exploration-production au Cameroun et des participations dans des pipelines en Colombie. Dans les énergies nouvelles, TOTAL a acquis une participation de 60% dans la société américaine SunPower (désormais portée à 66%) afin de se positionner comme un des leaders d’une industrie solaire actuellement en phase de consolidation mais qui offre des Dans l’Aval et la Chimie, TOTAL a déployé sa stratégie qui consiste à augmenter la compétitivité de ses activités, réduire son exposition dans les zones matures, principalement l’Europe, et à étendre sa présence dans les zones de croissance. Ainsi l’année 2011 a vu le démarrage de l’unité de conversion profonde (coker) de Port Arthur aux États-Unis, la poursuite de la modernisation de la raffinerie et de la plateforme pétrochimique de Normandie en France et de la construction de la raffinerie de Jubail en Arabie Saoudite. Le Groupe a par ailleurs continué de réduire sa capacité de raffinage en Europe en cédant sa participation dans la société espagnole CEPSA. Dans le Marketing, le Groupe a poursuivi en 2011 son travail d’optimisation en cédant ses activités de distribution au Royaume-Uni et en lançant un programme de modernisation d’une partie de son réseau de stations-service en France avec le programme Total access. Dans la Chimie de Spécialités, le Groupe a cédé une partie Examen de la situation financière et des résultats En octobre 2011 une réorganisation des secteurs Aval et Chimie a été annoncée. Le déploiement de ce projet a modifié l’organisation au 1er janvier 2012 en créant : – Un secteur Raffinage-Chimie qui constitue un grand pôle industriel regroupant les activités de raffinage, de pétrochimie, de fertilisants, et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de trading pétrolier et de transport – Un secteur Supply-Marketing qui est dédié aux activités dans le domaine des produits pétroliers. La dynamique de croissance des budgets de recherche et développement engagée depuis 2004 a été maintenue avec des dépenses qui se sont élevées à 776 millions d’euros en 2011, en hausse de 9% par rapport à 2010. Ces dépenses devraient 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. Enfin, TOTAL a réaffirmé en 2011 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 également placé les enjeux sociétaux, éthiques, et la contribution au développement du tissu économique local au cœur de ses préoccupations. 1.2. Résultats du Groupe pour l’année 2011 (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Nombre moyen pondéré dilué d’actions (en millions) 2 257,0 2 244,5 2 237,3 Résultat net ajusté dilué par action (en euro) (a) (b) 5,06 4,58 3,48 Dividende par action (en euro) (c) 2,28 2,28 2,28 Dette nette / capitaux propres (au 31 décembre) 23% 22% 27% Rentabilité des capitaux moyens employés (ROACE) (d) 16% 16% 13% Rentabilité des capitaux propres 18% 19% 16% (a) Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents, hors effet des variations de juste valeur à compter du 1er janvier 2011 et, jusqu’au 30 juin 2010, hors quote-part, pour TOTAL, des éléments d’ajustement de Sanofi. (b) Calculé sur le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice. (c) Dividende 2011 : sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. (d) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. Brent ($ / b) 111,3 79,5 61,7 Marges de raffinage européennes ERMI (a) ($ / t) 17,4 27,4 17,8 (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) 2011 2010 2009 Éléments non-récurrents du résultat opérationnel des secteurs (873) (1 394) (711) Charges de restructuration - - - Dépréciations exceptionnelles (781) (1 416) (391) Effet des variations de juste valeur 45 - - Total des éléments d’ajustement du résultat opérationnel des secteurs 387 (401) 1 494 (a) Voir note 1N de l’annexe aux comptes consolidés. Examen de la situation financière et des résultats Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Éléments non-récurrents du résultat net (part du Groupe) (14) (384) (570) Charges de restructuration (122) (53) (129) Dépréciations exceptionnelles (1 014) (1 224) (333) Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi (a) \- (81) (300) Effet des variations de juste valeur 32 - - Total des éléments d’ajustement du résultat net (part du Groupe) 852 283 663 (a) Le Groupe ne consolide plus sa participation dans Sanofi depuis le 1er juillet 2010. Participation de TOTAL dans Sanofi de 7,4% au 31 décembre 2009, de 5,5% au 31 décembre 2010 et de 3,2% au 31 décembre 2011. (b) Voir note 1N de l’annexe aux comptes consolidés. Le chiffre d’affaires consolidé de l’année 2011 s’établit en 2010, soit une hausse de 16%. Comparé à l’année 2010, l’environnement pétrolier en 2011 a été marqué par une hausse de 40% du prix moyen du Brent à 111,3 $ / b alors que le prix moyen de vente du gaz du Groupe a augmenté de 27% à 6,53 $ / Mbtu. L’indicateur ERMI des marges de raffinage en Europe s’est établi à 17,4 $ / t contre 27,4 $ / t La parité euro-dollar s’est établie à 1,39 $ / € contre 1,33 $ / € Dans ce contexte, le résultat opérationnel ajusté des secteurs d’activité ressort à 24 409 millions d’euros, soit une progression de 23% par rapport à 2010 (1). Exprimé en dollar (2), le résultat opérationnel ajusté des secteurs atteint 34,0 milliards de dollars, en hausse de 29% par rapport à 2010, grâce essentiellement à la meilleure performance de l’Amont tirée par la hausse du prix Le taux moyen d’imposition (3) des secteurs est de 57,9% Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs d’activité s’établit Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté des secteurs est en progression de 21%. Le fait que cette hausse soit moins importante que celle du résultat opérationnel ajusté des secteurs s’explique principalement par la hausse du taux moyen d’imposition 1.2.3. Résultats nets part du Groupe Le résultat net ajusté est en hausse de 11% et s’élève à 11 424 millions d’euros contre 10 288 millions d’euros en 2010. Exprimé en dollars, le résultat net ajusté est en hausse de 17%. Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les éléments non-récurrents et, à compter du 1er janvier 2011, les effets de variations – L’effet de stock après impôt ressort à +834 millions d’euros contre +748 millions d’euros en 2010. – Les effets de variations de juste valeur on été de +32 millions d’euros – Les autres éléments non-récurrents du résultat net ont eu un impact de -14 millions d’euros constitués principalement de dépréciations exceptionnelles d’actifs pour -1 014 millions d’euros (essentiellement dans le raffinage européen et les énergies nouvelles) et de plus-values de cession pour +1 538 millions d’euros. Ces autres éléments non-récurrents étaient de -384 millions d’euros en 2010. En 2010, les éléments d’ajustement incluaient en outre la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi qui avaient eu un impact sur le résultat net de -81 millions d’euros. Le résultat net part du Groupe ressort à 12 276 millions d’euros contre 10 571 millions d’euros en 2010, soit une hausse de 16%. Le taux moyen d’imposition du Groupe s’établit à 58,4% en 2011 Au 31 décembre 2011, le nombre dilué d’actions est de 2 263,8 millions contre 2 249,3 millions au 31 décembre 2010. En 2011, le résultat net ajusté dilué par action, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 257,0 millions, s’élève à 5,06 euros contre 4,58 euros en 2010, soit une hausse Exprimé en dollars, le résultat net ajusté dilué par action est de 7,05 contre 6,08 en 2010, soit une hausse de 16%. Les investissements hors acquisitions, y compris variations des prêts non courants, se sont établis à 14,8 milliards d’euros (20,6 milliards de dollars) en 2011 contre 11,9 milliards d’euros (15,8 milliards de dollars) en 2010. Les acquisitions ont représenté 8,8 milliards d’euros (12,3 milliards de dollars) en 2011 essentiellement constituées de l’acquisition (1) Les éléments non-récurrents du résultat opérationnel des secteurs d’activités ont eu un impact de -873 millions d’euros en 2011. Ils avaient eu un impact de -1 394 millions d’euros en 2010. (2) Chiffres en dollars obtenus à partir des chiffres en euros convertis sur la base du taux de change moyen €-$ de la période : 1,3920 $/€ en 2011, 1,3257 $/€ en 2010 et 1,3948 $/€ en 2009. (3) Il se définit de la manière suivante : (impôt sur le résultat opérationnel net ajusté)/(résultat opérationnel net ajusté - quote-part du résultat des sociétés mises en équivalence, dividendes reçus des participations et amortissement exceptionnel des écarts d’acquisitions + impôt sur le résultat opérationnel net ajusté). Examen de la situation financière et des résultats de 14,09% du capital de Novatek en Russie, de participations dans les projets Fort Hills et Voyageur au Canada, de l’acquisition d’actifs dans le bassin de l’Utica aux États-Unis et de 60% de SunPower. Les cessions en 2011 se sont élevées à 7,7 milliards d’euros (10,7 milliards de dollars), essentiellement constituées de la cession des participations du Groupe dans CEPSA et dans sa filiale d’exploration-production au Cameroun, de la vente d’actions Sanofi, d’intérêts dans le projet Joslyn au Canada et dans le pipeline Ocensa en Colombie, d’actifs de Marketing au Royaume-Uni et d’une partie de son activité résines dans la Chimie. Les investissements nets (1) ressortent à 16,0 milliards d’euros, en hausse de 34% par rapport aux 12,0 milliards d’euros en 2010. Exprimés en dollars, les investissements nets en 2011 sont en hausse de 40% à 22,2 milliards de dollars. Le ROACE en 2011 est de 16% pour le Groupe et de 17% aux bornes des secteurs d’activité, stables par rapport à 2010. En 2009, il était de 13% pour le Groupe et aux bornes des secteurs d’activité. La rentabilité des capitaux propres (Return on equity, ROE) s’établit à 18% en 2011, contre 19% en 2010 et 16% en 2009. Prix de vente liquides et gaz (a) 2011 2010 2009 Brent ($ / b) 111,3 79,5 61,7 Prix moyen de vente liquides ($ / b) 105,0 76,3 58,1 Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 6,53 5,15 5,17 Prix moyen des hydrocarbures ($ / bep) 74,9 56,7 47,1 Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 110,96 $ / b) s’élèvent à 11 423 Mbep au 31 décembre 2011\. Au niveau de production moyen de 2011, la durée de vie des réserves est de 13 ans. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (3), établies selon les règles de la SEC, ressort à 185%. (a) Filiales consolidées, hors marges fixes et buy-backs. TOTAL a bénéficié de conditions de marché favorables dans l’Amont en 2011. Les prix moyens de vente des liquides et de gaz du Groupe ont augmenté respectivement de 38% et 27% sur l’année 2011 En 2011, la production d’hydrocarbures a été de 2 346 kbep / j, en baisse de 1,3% par rapport à 2010, essentiellement en raison (cid:129) -1,5% lié au déclin naturel des productions, net de la croissance (cid:129) +2,5% liés aux variations de périmètre intégrant essentiellement les productions correspondant à la participation détenue dans Novatek, nette de la cession de la participation dans CEPSA, (cid:129) +1% lié à la fin des réductions Opep, (cid:129) -1,5% lié aux conditions de sécurité principalement en Libye, (cid:129) -2% liés à l’effet prix (2). Fin 2011, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (4) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2011 et des ressources (5) représentant plus de 40 ans de durée de vie. (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Rentabilité des capitaux employés moyens 20% 21% 18% Sur l’ensemble de l’année 2011, le résultat opérationnel net ajusté d’euros en 2010, soit une progression de 21%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont est en hausse de 27% à 14,5 milliards de dollars, qui s’explique essentiellement par l’impact de la hausse du prix de vente des hydrocarbures. Les coûts techniques des filiales consolidées, établis conformément à l’ASC 932 (6), s’établissent à 18,9 $ / bep (7) en 2011, contre 16,6 $ / bep en 2010. La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (8)) de l’Amont est de 20% en 2011 contre 21% en 2010. (1) Investissements nets = investissements y compris acquisitions et variations des prêts non courants - cessions. (2) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits à production. (3) Variation des réserves hors productions : i.e. (révisions + découvertes, extensions + acquisitions - cessions) / productions de la période. Le taux de renouvellement ressort à 84% dans un environnement constant de prix du baril à 79,02 $/b si l’on exclut les acquisitions et les cessions. (4) 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 100 $/b, y compris les projets développés par des techniques minières. (5) Réserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers – 03/07). (6) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries – Oil and Gas. (7) Hors IAS 36 - Dépréciation d’actifs. (8) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. Examen de la situation financière et des résultats Données opérationnelles (a) 2011 2010 2009 (a) Y compris quote-part de CEPSA jusqu’au 31 juillet 2011 et, à partir du 1er octobre 2010 dans TotalErg. Sur l’année 2011, les volumes raffinés sont en baisse de 7% par rapport à 2010 reflétant essentiellement la cession de la participation dans CEPSA et un niveau de grands arrêts plus important qu’en 2010. (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Rentabilité des capitaux employés moyens 7% 8% 7% L’indicateur de marges de raffinage européennes ERMI s’est établi à 17,4 $ / t en 2011, en baisse de 36% par rapport à 2010. Sur l’année 2011, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Aval en 2010, soit une baisse de 7%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Aval atteint 1,5 milliard de dollars, en baisse de 3% par rapport à 2010. Cette baisse s’explique essentiellement par l’impact négatif de la détérioration des marges de raffinage alors que la performance des activités de distribution est restée proche de celle de 2010. La persistance d’un environnement économique défavorable pour le raffinage, affectant particulièrement l’Europe, a conduit le Groupe aux troisième et quatrième trimestres 2011 à enregistrer dans l’Aval des dépréciations d’actifs exceptionnelles sur ses actifs de raffinage en Europe, pour 700 millions d’euros en résultat opérationnel et 478 millions d’euros en résultat opérationnel net. Ces éléments Le ROACE de l’Aval est de 7% en 2011 contre 8% en 2010. (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Résultat opérationnel ajusté 697 893 249 Résultat opérationnel net ajusté 775 857 272 Rentabilité des capitaux employés moyens 10% 12% 4% Sur l’ensemble de l’année 2011, le chiffre d’affaires du secteur Chimie s’établit à 19 477 millions d’euros, en hausse de 11% par rapport Le résultat opérationnel net ajusté de la Chimie s’élève à 775 millions d’euros contre 857 millions d’euros en 2010. Cette baisse reflète essentiellement l’impact de la cession de la participation du Groupe dans CEPSA et d’une partie de l’activité Résines. Globalement sur l’année 2011, la Pétrochimie a bénéficié de la montée en puissance de ses activités au Qatar et en Corée du Sud mais a souffert d’une détérioration des marges sur la seconde partie de l’année en Europe et aux États-Unis. Le résultat de la Chimie de Spécialités, hors effet périmètre, s’est maintenu à un niveau Le ROACE (1) de la Chimie est de 10% en 2011 contre 12% en 2010. (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 2011 Le Conseil d’administration, après avoir arrêté les comptes, a décidé de proposer à l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012 la distribution d’un dividende de 2,28 euros par action au titre de 2011, stable en euros par rapport à l’année précédente. Compte tenu des acomptes trimestriels votés par le Conseil d’administration au titre des trois premiers trimestres 2011, le solde du dividende au titre de l’année 2011 s’élèverait à 0,57 euro par action et serait payé en numéraire le 21 juin 2012 (1). Le taux de distribution de TOTAL en 2011, calculé sur la base du résultat net ajusté en euro, ressortirait ainsi à 45%. 2.1. Capitaux à long terme et à court terme (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (1 976) (1 870) (1 025) (a) Hypothèse de distribution d’un dividende au titre de 2011 égal au dividende versé au titre de 2010 (2,28€ / action) sous déduction des acomptes au titre des 3 premiers trimestres de 1,71€ / action (3 885 millions d’euros). (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Actifs financiers courants nets (533) (1 046) (188) Trésorerie et équivalents de trésorerie (14 025) (14 489) (11 662) (1) Le détachement du solde du dividende aurait lieu le 18 juin 2012 ; pour les ADR (NYSE : TOT) la date de détachement aurait lieu le 13 juin 2012. 2.2. Source et montant des flux de trésorerie (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Variation du BFR corrigé de l’effet de stock avant impôt (524) 497 (1 111) Flux de trésorerie d’exploitation avant variation du BFR, Investissements (24 541) (16 273) (13 349) Dividendes versés (5 312) (5 250) (5 275) Ratio dette nette sur capitaux propres au 31 décembre 23% 22% 27% Le flux de trésorerie d’exploitation s’élève à 19 536 millions d’euros, en hausse de 6% par rapport à celui de 2010, essentiellement grâce à la progression du résultat net en partie compensée par la variation défavorable du besoin en fonds de roulement. Le flux de trésorerie d’exploitation ajusté (1) s’établit à 20 060 millions d’euros, en hausse de 11%. Exprimé en dollars, le flux de trésorerie d’exploitation ajusté est de 27,9 milliards de dollars, en progression Le cash flow net du Groupe ressort à 3 573 millions d’euros contre 6 536 millions d’euros en 2010. Exprimé en dollars, le cash flow net (2) du Groupe est de 5,0 milliards de dollars en 2011. Le ratio de dette nette sur capitaux propres s’établit à 23,0% au 31 décembre 2011 contre 22,2% au 31 décembre 2010. 2.3. Conditions d’emprunt et structure de financement 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, en euros, ou en dollars canadiens 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, en euros, ou en dollars canadiens, soit dans des devises échangées contre des dollars, des dollars canadiens 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. 2.4. Conditions d’utilisation des financements externes Le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris (contre 10 395 millions de dollars au 31 décembre 2010), dont 11 154 millions de dollars ne sont pas utilisés (10 383 millions de dollars non utilisés au 31 décembre 2010). 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 de dollars ne sont pas utilisés (9 581 millions de dollars non 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. (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. 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 2011, 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. 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, 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 En 2011, TOTAL a engagé 776 millions d’euros dans la Recherche & Développement (R&D), contre 715 millions d’euros en 2010 et 650 millions d’euros en 2009. La dynamique de croissance des budgets de R&D engagée depuis 2004 a été maintenue. En outre, depuis 2009, le Groupe a mis en place une structure chargée du développement de start-up spécialisées dans les technologies innovantes dans le domaine de l’énergie. Les effectifs consacrés aux activités de R&D se sont élevés et 4 016 personnes en 2009. La diminution en 2011 s’explique en particulier par la cession d’une partie de l’activité Résines 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 de façon rentable 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 préparer l’avenir énergétique ; – le développement de matériaux fonctionnels, innovants et 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 la meilleure gestion de leur cycle de vie et de la valorisation des déchets ; – le développement, l’industrialisation et l’amélioration de procédés compétitifs de premier niveau, pour la 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 – 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 sciences des matériaux, les nanotechnologies, le calcul haute performance, les technologies de l’information et de communication ou les techniques analytiques nouvelles. compétitifs qui répondent aux besoins spécifiques des clients, facilitent l’émergence de fonctionnalités et de systèmes nouveaux, 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 test de technologies d’exploitation des schistes bitumineux est en cours de développement. Par ailleurs, le captage par oxycombustion et stockage de CO2 dans le réservoir déplété de Rousse à Lacq (France) a démontré la validité de la technologie de captage par oxycombustion et permis de développer la méthodologie d’analyse et de surveillance Enfin, les technologies de la gestion de l’eau font l’objet d’un effort 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 (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 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. 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 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 La mission principale de la R&D de la Pétrochimie est d’améliorer et de développer de nouvelles technologies et de nouvelles polyoléfines. Le développement de nouveaux grades de polymères reste un pilier de la stratégie de développement. La Pétrochimie a ainsi signé le 7 septembre 2011 un nouveau contrat avec Galactic qui fait de Futerro, la joint venture entre Galactic et Total Petrochemicals, le leader technologique sur la chaîne de production de PLA (acide polylactique) depuis la production du monomère, jusqu’au recyclage Les équipes des styréniques ont quant à elles mené à bien le développement d’un nouveau grade, un polystyrène expansible de nouvelle génération visant le marché de l’isolation caractérisé Les efforts portant sur le développement de catalyseurs et procédés utilisant des ressources alternatives se poursuivent. Total Petrochemicals, IFP Energies nouvelles (IFPEN) et sa filiale Axens ont ainsi annoncé en mars 2011 la conclusion d’une alliance visant à développer une nouvelle technologie, basée sur le développement par la Pétrochimie de catalyseurs innovants, pour la production de bio-monomères (éthylène, propylène, etc.) par déshydratation de l’alcool correspondant (éthanol, propanol, etc.). Parallèlement, l’optimisation du procédé UOP – Total Petrochemicals de production d’oléfines au départ de méthanol se poursuit. Un premier contrat de licence de cette technologie a été signé Enfin, au sein de la branche Chimie, la Pétrochimie participe avec Hutchinson, Bostik et Atotech, aux projets « Sciences des Matériaux » qui visent à développer et à rendre visible les compétences et innovations de la branche dans le domaine des matériaux. Dernièrement, le projet « Total Car Concept » a été mis en valeur et présenté lors du salon automobile de Francfort. La R&D en Chimie est stratégique pour les produits de spécialités. Elle se développe en étroite relation avec les besoins des filiales. Hutchinson porte son effort d’innovation sur des matériaux élastomères innovants et thermoplastiques de performance, 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. L’accent est mis sur les thèmes principaux : Bostik concentre ses activités de recherche sur trois plateformes technologiques : les autoadhésifs thermofusibles, les élastomères réactifs, et les systèmes polymère-liants hydrauliques. Sur la base de ces technologies, la R&D développe des solutions d’assemblage fonctionnelles et durables répondant aux besoins des marchés en termes d’efficacité énergétique (bâtiment, transports), d’efficacité matière (hygiène, industrie), et d’impacts environnementaux sur l’ensemble de leur cycle de vie. 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. Les enjeux environnementaux sont communs à l’ensemble du Groupe et pris en compte dans chacun des projets. Ils concernent la gestion du risque environnemental et notamment : – la gestion de l’eau, en réduisant notamment l’utilisation de l’eau provenant des milieux naturels continentaux et les émissions conformément à l’évolution de la réglementation ; – la réduction des émissions de gaz à effet de serre en améliorant l’efficacité énergétique et les efforts de captage et de stockage – la détection et la réduction des émissions à l’air et la simulation – la prévention de la pollution des sols et le respect de la conformité réglementaire concernant les aspects historiques ; – l’évolution des différents produits du Groupe et la maîtrise de leur cycle de vie, conformément à la directive REACH. 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 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 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 particulièrement approfondis. 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. 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 2011, plus de 250 brevets ont été déposés TOTAL s’attachera en 2012 à conforter ses relais de croissance, tout en réaffirmant la priorité donnée à la sécurité, la fiabilité et Le budget d’investissements nets du Groupe pour 2012 s’établit à 20 milliards de dollars. TOTAL entend poursuivre la gestion active de son portefeuille avec, en particulier, un programme de cessions d’actifs non stratégiques. Le budget d’investissements organiques ressort à 24 milliards de dollars. L’essentiel des investissements sera concentré dans l’Amont avec un budget de 20 milliards de dollars, soit plus de 80% de l’investissement du Groupe. Environ 30% des investissements de l’Amont seront consacrés au socle des projets déjà en production alors que 70% serviront au développement des nouveaux projets. Dans l’Aval, le Raffinage-Chimie et le Supply-Marketing devraient investir respectivement 3 milliards de dollars et 1 milliard de dollars en 2012. Conformément à sa stratégie de s’appuyer sur quelques plateformes intégrées majeures pour assurer sa croissance et sa compétitivité, les principaux projets d’investissements du Raffinage- Chimie en 2012 seront la modernisation de la plateforme de raffinage-pétrochimie de Normandie en France, la construction de la raffinerie de Jubail en Arabie saoudite et l’expansion de sa plateforme de Daesan en Corée du Sud. Partout où il opère, TOTAL continuera par ailleurs à accorder la priorité de ses investissements à la maintenance et à la sécurité de ses installations. Le Groupe confirme aussi son engagement en matière de recherche et développement avec un budget en hausse en 2012 à environ Dans l’Amont, Total déploiera sa stratégie visant à accélérer la croissance de ses productions tout en améliorant la rentabilité de son portefeuille d’actifs. L’année 2012 devrait être riche en démarrages de projets. TOTAL prévoit de mettre en production huit nouveaux projets majeurs en 2012 qui devraient contribuer à la croissance des productions en 2012 et à la réalisation de l’objectif de 2,5% par an de croissance en moyenne entre 2010 et 2015 : Usan et OML 58 Upgrade au Nigeria, Islay en mer du nord britannique, Angola LNG en Angola, Bongkot South en Thaïlande, Halfaya en Irak, Sulige en Chine et Kashagan au Kazakhstan. Le Groupe poursuivra l’étude de nombreux projets, en Afrique de l’Ouest, en Russie et au Canada notamment : leur lancement envisagé pour ces deux prochaines années contribuera à accroître la visibilité sur la croissance des productions post-2015. Avec un budget d’exploration porté à 2,5 milliards de dollars, en hausse de près de 20% par rapport à 2011, le Groupe continuera de mettre en œuvre une stratégie Dans l’Aval, fort d’une nouvelle organisation lui permettant d’aborder les défis propres à chacun de ses métiers, le Groupe devrait tirer les premiers bénéfices d’un Raffinage-Chimie intégré et d’un Supply-Marketing au plus près de ses marchés. Grands projets, optimisation du portefeuille d’actifs et gains de productivité devraient conduire à atteindre l’objectif d’amélioration de 5% de la rentabilité de l’ensemble entre 2010 et 2015. TOTAL s’efforcera d’améliorer sa compétitivité en poursuivant l’adaptation de ses activités en Europe et en cherchant à développer son efficacité opérationnelle et les synergies entre ses opérations. Poursuivant son développement dans les zones de croissance, l’année 2012 devrait voir le démarrage d’une nouvelle unité de production de polyéthylène au Qatar et l’achèvement de la première étape de l’extension de sa plateforme de Daesan en Corée du Sud. TOTAL pourra s’appuyer en 2012 sur son bilan solide et sur le démarrage et la montée en puissance de ses nouveaux projets qui devraient contribuer à la croissance du flux de trésorerie d’exploitation. TOTAL poursuivra par ailleurs en 2012 le développement de ses nombreux projets à travers un programme d’investissement ambitieux, tout en conservant un objectif de ratio d’endettement situé entre 20 et 30% et une politique de dividende visant un taux moyen de distribution des résultats de 50%. 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 Une description détaillée de ces risques est donnée dans la partie Facteurs de Risques (chapitre 4) du présent Document de référence. Pour une information complémentaire, se rapporter également au Rapport du Président du Conseil d’administration au 4.3. Sensibilités des résultats 2012 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 €-$ 1,40 $ / € +0,10 $ par € -1,8 G€ -0,95 G€ Brent 100 $ / b +1 $ / b +0,25 G€ / 0,35 G$ +0,11 G€ / 0,15 G$ Marges de raffinage européennes ERMI 25 $ / t +1 $ / t +0,06 G€ / 0,08 G$ +0,04 G€ / 0,05 G$ (a) Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4e 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 sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2012. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. 1.1. Sensibilité aux paramètres d’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 1.2. Risques relatifs aux marchés des hydrocarbures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 1.3. Risques relatifs aux marchés financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73 1.4. Gestion du risque de contrepartie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.5. Gestion du risque de change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.6. Gestion de la position de taux à court terme et des liquidités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.7. Gestion du risque de taux sur la dette à long terme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.8. Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .75 1.9. Risques relatifs aux marchés boursiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.10. Risques de liquidité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.11. Risques de crédit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78 2\. Risques industriels ou liés à l’environnement 80 2.1. Nature des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80 2.2. Gestion et suivi des risques industriels et environnementaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81 3.1. Risques liés à l’exploration et la production pétrolière et gazière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 3.2. Risques associés à des facteurs économiques ou politiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 3.3. Aspects juridiques des activités du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .83 3.4. Activités à Cuba, en Iran, au Soudan et en Syrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85 3.5. Risques liés à la concurrence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 3.6. Procédures judiciaires et d’arbitrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 4\. Assurance et couverture des risques 88 4.1. Organisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 4.2. Politique de gestion des risques et assurances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 4.3. Politique d’assurance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 Les risques financiers sont détaillés dans la note 31 de l’annexe aux comptes consolidés (point 7 du chapitre 9). 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 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 0,04 milliard d’euros (0,05 milliard de dollars (1)) et inversement. 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 2012, 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 0,11 milliard d’euros (0,15 milliard de dollars (1)) et inversement. L’impact d’une variation des prix du pétrole sur les activités de l’Aval dépend de la rapidité avec laquelle s’ajustent les prix des produits finis de ce secteur. Le Groupe 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 0,95 milliard d’euros, et inversement. Les résultats du Groupe, notamment dans la Chimie, sont également sensibles à la conjoncture économique. Toutefois, au cours de l’exercice 2011, les turbulences de la zone Euro n’ont pas affecté le Groupe de manière significative. Résumé des Scénario Variation Impact estimé sur le résultat Impact estimé sur le résultat sensibilités 2012 (a) retenu opérationnel ajusté opérationnel net ajusté €-$ 1,40 $ / € +0,10 $ par € -1,8 G€ -0,95 G€ Brent 100 $ / b +1 $ / b +0,25 G€ / 0,35 G$ +0,11 G€ / 0,15 G$ Marges de raffinage européennes ERMI 25 $ / t +1 $ / t +0,06 G€ / 0,08 G$ +0,04 G€ / 0,05 G$ (a) Sensibilités mises à jour une fois par an, à l’occasion de la publication des résultats du 4e 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. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2012. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. 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 (paragraphe 7 du chapitre 9). 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 1,40 $ pour 1 €. Trading & Shipping : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture 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% (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture 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 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 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, d’institutions étatiques ou de sociétés de premier plan. 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 du résultat de la Salle des Marchés. Il procède à la valorisation de la valeur de marché des instruments financiers utilisés et, le cas échéant, 1.4. 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). 1.5. 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, le dollar canadien, 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. 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 a également développé un système d’appel de marge mis en place 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, en euros, ou en dollars canadiens, soit dans des devises échangées contre des dollars, des euros ou des dollars canadiens 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, en dollars canadiens ou en euros. Il en résulte que la sensibilité nette de ces positions au risque 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 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 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, en euros, ou en dollars canadiens, 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. 1.8. 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 2011, 2010 et 2009. Variation de la valeur de marché Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (21 402) (22 092) 83 (83) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (146) (146) - - Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux (1) (1) 3 (3) Swaps de change et contrats à terme de devises 47 47 - - 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) - - Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux (2) (2) 3 (3) Swaps de change et contrats à terme de devises (101) (101) - - 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) - - 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 - - L’impact sur le coût de la dette nette avant impôt d’une variation des taux d’intérêt est le suivant : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Coût de la dette nette (440) (334) (398) Translation des taux d’intérêt de : +10 points de base (10) (11) (11) -10 points de base 10 11 11 +100 points de base (103) (107) (108) -100 points de base 103 107 108 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, la couronne norvégienne et le dollar canadien. 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 : couverture d’investissement net (962) - 127 (923) (166) instruments non dénoués (26) - (25) (1) - Capitaux propres - aux taux de change couverture d’investissement net (2 501) - (1 237) (1 274) 10 instruments non dénoués 6 - 6 - - Capitaux propres - aux taux de change couverture d’investissement net (5 074) - (3 027) (1 465) (582) instruments non dénoués 5 - 6 (1) - Capitaux propres - aux taux de change (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 (voir 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 (gain de 118 millions d’euros en 2011, résultat nul en 2010, perte de 32 millions d’euros en 2009). 1.9. 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. TOTAL S.A. bénéficie de lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales, lui permettant de constituer une Le montant de ces lignes de crédit au 31 décembre 2011 s’élève 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 11 447 millions de dollars au 31 décembre 2011, dont 11 154 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 Les tableaux ci-après représentent l’échéancier des actifs et passifs liés aux activités de financement au 31 décembre des exercices 2011, 2010 et 2009 (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). (principal hors intérêts) - (4 492) (3 630) (3 614) (1 519) (7 326) (20 581) Dettes financières courantes (9 675) - - - - - (9 675) Autres passifs financiers courants (167) - - - - - (167) Actifs financiers courants 700 - - - - - 700 Montant net avant charges financières 4 883 (4 492) (3 630) (3 614) (1 519) (7 326) (15 698) financières non courantes (785) (691) (521) (417) (302) (1 075) (3 791) Montant net 4 418 (4 852) (3 930) (3 911) (1 766) (8 357) (18 398) (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) Montant net avant charges financières 5 882 (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (13 031) financières non courantes (843) (729) (605) (450) (358) (1 195) (4 180) Montant net 5 500 (3 750) (3 996) (2 635) (3 760) (7 665) (16 306) (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 Montant net avant charges financières 4 856 (3 658) (3 277) (3 545) (2 109) (5 823) (13 556) financières non courantes (768) (697) (561) (448) (301) (1 112) (3 887) Montant net 4 535 (4 122) (3 738) (3 968) (2 426) (6 990) (16 709) 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 2011, 2010 et 2009 (voir la note 28 de l’annexe aux comptes consolidés). (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Fournisseurs et comptes rattachés (22 086) (18 450) (15 383) Autres dettes d’exploitation (5 441) (3 574) (4 706) dont instruments dérivés d’énergie (passif) (606) (559) (923) Ces actifs et passifs financiers ont principalement une échéance inférieure à un an. 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 : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 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 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 2011, le montant reçu, net des versements, au titre de ces appels de marge s’élève à 1 682 millions d’euros La gestion du risque de crédit dans les différents secteurs 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 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 énergétiques et des institutions financières. Les couvertures sur les risques de crédit sont conclues avec des institutions 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 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 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. 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. 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 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 – le recours à des polices d’assurance ou des garanties – 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). – 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 la souscription à une assurance crédit et / ou 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 du risque de perte de la créance. – 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 Risques industriels ou liés à l’environnement 2\. Risques industriels ou liés à l’environnement Les activités de TOTAL présentent des risques industriels et environnementaux liés à la nature des produits qui peuvent être inflammables, explosifs, polluants ou toxiques, à leur manipulation, à leur transformation et à leur utilisation. Ces 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 spécialités. 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 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. Le tableau suivant fait le lien entre les différentes activités de TOTAL et les risques industriels et environnementaux les plus significatifs : Activité / Risque Incendie, Fuite de Pollution Pollution Sécurité et Émissions explosion produits accidentelle des sols et santé des dans l'air, l'eau toxiques sous-sols consommateurs et les sols Forage x x x x - x Production d’hydrocarbures x x x x - x Traitement des hydrocarbures sur champ x x x x - x Transport de produits pétroliers et chimiques x x x x - x Raffinage, pétrochimie x x x x x x Stockage de produits pétroliers x x x x - x Distribution de produits pétroliers x - x x x x Chimie de Spécialités x x x x x x Les événements industriels qui pourraient avoir l’impact le plus – un accident industriel majeur (incendie, explosion, fuite de produits très toxiques) ; – une pollution accidentelle de grande ampleur. Tous les risques décrits correspondent à des événements susceptibles de porter atteinte à des vies humaines, à des biens, à des activités économiques, de provoquer des dommages environnementaux ou de dégrader la santé des personnes. Les personnes atteintes peuvent être des salariés de TOTAL, des personnels contractés, des riverains des installations ou des consommateurs. Les biens atteints peuvent être les installations de TOTAL mais aussi les biens de tiers. L’importance des conséquences de ces événements est variable car liée d’une part à la vulnérabilité des personnes, des écosystèmes et des activités économiques impactées et d’autre part au nombre de personnes situées dans la zone d’impact et à la localisation des écosystèmes et des activités économiques par rapport aux installations de TOTAL ou à la trajectoire des produits après l’événement. Les activités d’exploration et de production de pétrole et de gaz sont en outre spécifiquement exposées aux risques liés aux caractéristiques physiques d’un champ pétrolier ou gazier. Parmi ces risques figurent les éruptions de pétrole brut ou de gaz naturel, qui peuvent notamment être provoquées par la traversée de réservoirs d’hydrocarbures présentant une pression anormale. TOTAL se conforme à la réglementation REACH qui vise à protéger la santé et la sécurité des producteurs et utilisateurs de produits et substances chimiques, grâce notamment à la fourniture d’informations détaillées dans les fiches de données de sécurité (FDS / FDSE) (se reporter également au point 2 du chapitre 12). Comme la plupart des groupes industriels, TOTAL est concerné par des déclarations de maladies professionnelles notamment liées à une exposition passée à l’amiante. L’exposition à l’amiante fait l’objet d’un suivi attentif dans toutes les branches du Groupe et les coûts estimés au 31 décembre 2011 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. 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, point 7, chapitre 9). 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 (point 7, chapitre 9). Risques industriels ou liés à l’environnement 2.2. Gestion et suivi des risques industriels et environnementaux la sécurité, la santé et l’environnement TOTAL s’est doté d’une « Charte Sécurité Santé Environnement Qualité » (se reporter au point 2 du chapitre 12) qui donne les principes fondamentaux applicables dans le Groupe concernant la protection des personnes, de l’environnement et des biens. Cette charte est déclinée à plusieurs niveaux dans le Groupe dans Dans ce cadre, TOTAL met en place des organisations performantes et des systèmes de management de la sécurité, de l’environnement et de la qualité pour lesquels il recherche leur certification ou leur évaluation (normes telles que International Safety Rating System, ISO 14001, ISO 9001). Par exemple, TOTAL a obtenu en 2010 la certification ISO 9001 pour « l’élaboration et la gestion du référentiel des métiers techniques » de l’Exploration & Production. Dans la plupart des pays, les activités de TOTAL sont soumises à des réglementations dans le domaine de la protection de l’environnement et de la sécurité industrielle. Les principales réglementations sont : 1) En Europe : directives IPPC et Grandes Installations de Combustion (refondues dans la directive IED), directive SEVESO, directive Équipements sous Pression, directive Cadre sur l’Eau, directive Déchets, directive ETS (quotas CO2), directive 2) En France : plusieurs sites sont également concernés par les réglementations sur les risques naturels et technologiques. 3) Aux États-Unis : plusieurs activités sont soumises à la réglementation américaine de sécurité et d’exploitation des activités industrielles à risque, OSHA / PSM, à la loi Superfund. Dans le cadre de sa politique, TOTAL évalue systématiquement les risques et les impacts dans les domaines de la sécurité industrielle (en particulier des risques technologiques), de l’environnement et de la protection des travailleurs et des populations riveraines : – préalablement à la décision de nouveaux projets d’investissements, d’acquisitions et de cessions ; – régulièrement pendant les opérations (études de sécurité, études d’impact environnemental, études d’impact sanitaire, PPRT en France dans le cadre de la loi de 2003 sur la prévention des – préalablement à la mise sur le marché de nouvelles substances (études toxicologiques et écotoxicologiques, analyses de cycle – et en tenant compte des obligations réglementaires des pays où s’exercent ces activités et des pratiques professionnelles Dans les pays qui 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. TOTAL s’est en particulier doté de méthodologies communes d’analyse des risques technologiques qui doit progressivement s’appliquer à toutes les activités opérées par les sociétés du Groupe. TOTAL déduit des évaluations des risques et des impacts, les mesures de gestion des risques. Celles-ci concernent la conception même des installations et des structures, le renforcement des dispositifs de protection, ou encore la réparation des atteintes à l’environnement. Outre la mise en place d’organisations et de systèmes de de minimiser les risques industriels et environnementaux inhérents à ses activités 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. Par ailleurs, des indicateurs de performance (dans les domaines HSE) et de suivi des risques ont été mis en place, des objectifs ont été fixés et des plans d’action sont mis en œuvre pour atteindre Bien que l’accent soit mis sur la prévention des risques, TOTAL se prépare régulièrement à la gestion de crises sur la base des TOTAL s’est en particulier doté de plans et de 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 adaptés à son organisation, ses activités et son environnement et sont en phase avec le plan Groupe. Ils sont régulièrement revus et testés dans le cadre d’exercices. 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 tant internes qu’externes en cas de pollution marine, côtière ou fluviale, sans restriction géographique. La procédure PARAPOL est accessible aux filiales de TOTAL et son principal objectif est de faciliter l’accès aux experts internes et aux moyens En outre, TOTAL et ses filiales sont actuellement adhérents auprès de certaines coopératives, spécialisées dans la gestion des déversements de pétrole, qui sont en mesure de fournir expertise, ressources et équipements dans toutes les zones géographiques où TOTAL conduit ses activités, dont en particulier Oil Spill Response Limited, le CEDRE (Centre de documentation, de recherche et d’expérimentations sur les pollutions accidentelles des eaux), et Clean Caribbean & Americas. À la suite de l’accident survenu sur le puits Macondo dans le golfe du Mexique en 2010 (dans lequel le Groupe n’était pas impliqué), TOTAL a mis en place trois Groupes de travail (task forces) chargés d’analyser les risques et d’émettre des recommandations. Dans l’Exploration & Production, le Groupe de travail n° 1 a traité 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) et a abouti à la mise en place de contrôles et d’audits encore plus stricts sur les activités de forage. 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. Il permettra de disposer à court terme de dispositifs de captage dans plusieurs régions du monde où TOTAL est fortement présent en exploration-production (mer du Nord, Golfe de Guinée). Le Groupe de travail n° 3 a porté 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). Cette action a abouti en particulier à une nette augmentation des moyens de dispersion disponibles 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 chapitre 12. 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. 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 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 – 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, de l’exploitation 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, de nationalisation ou de remise en cause 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 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. Une part significative de la production pétrolière et gazière de TOTAL intervient dans des régions instables du monde, majoritairement en Afrique, mais aussi au Moyen-Orient, en Asie-Pacifique et en Amérique du Sud. En 2011, respectivement 28%, 24%, 10% et 8% environ de la production combinée de liquides et de gaz du Groupe, provenait de ces quatre régions. Au cours des dernières années, de nombreux pays de ces régions ont connu au moins une des situations suivantes, à des degrés divers : instabilité économique et politique, guerre civile, conflit violent et troubles sociaux. En Afrique, certains des pays dans lesquels le Groupe a une activité de production, ont récemment connu certaines de ces situations, notamment le Nigeria, où le Groupe a enregistré, en 2011, sa deuxième plus importante production d’hydrocarbures, et en Libye. Le Moyen-Orient, dans l’ensemble, a récemment connu une instabilité politique accrue, associée à des conflits violents et des troubles sociaux. En Amérique du Sud, plusieurs pays dans lesquels le Groupe a une activité de production et des installations, notamment l’Argentine, la Bolivie et le Venezuela, ont souffert d’une instabilité politique ou économique, ainsi que de troubles sociaux et de problèmes associés. En Asie- Pacifique, l’Indonésie a connu certaines de ces situations. Toutes ces situations, qu’elles apparaissent de manière isolée ou de façon combinée, sont susceptibles de perturber les activités du Groupe dans ces régions et entraîner des baisses importantes de la production. Par ailleurs, outre la production actuelle, TOTAL explore et développe également de nouvelles réserves dans d’autres régions du monde, historiquement caractérisées par une instabilité politique, sociale et économique, comme la région de la mer Caspienne, où le Groupe mène actuellement plusieurs projets de grande envergure. La survenance et l’ampleur d’incidents liés à l’instabilité économique, sociale et politique, sont imprévisibles mais il est possible que de tels incidents puissent à l’avenir avoir un impact défavorable significatif sur la production et les activités du Groupe. Ces réserves pétrolières et gazières et les activités qui y sont associées sont ainsi soumises à certains risques additionnels, – 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 – 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, d’actions de groupes terroristes ou de sanctions visant l’activité ou les personnes de certains pays. 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 du Groupe 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. 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 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. Par ailleurs, les autres activités du Groupe peuvent être soumises, selon les pays où le Groupe opère, à des réglementations sectorielles spécifiques sur le régime pétrolier imposant par exemple certaines contraintes en matière de détention de stocks stratégiques et de détention, en propriété ou en affrètement, Les contrats auxquels les sociétés du Groupe sont parties, peuvent comporter des obligations d’indemnisation à l’égard de tiers, soit à la charge, soit au bénéfice de TOTAL, notamment en cas de survenance d’événements entraînant des cas de décès, des dommages corporels ou matériels ou des rejets de matériaux dangereux dans l’environnement. Concernant les joint ventures dont les actifs sont opérés par TOTAL, les termes contractuels prévoient, en règle générale, que TOTAL assume la responsabilité des dommages causés par une négligence grave ou une faute intentionnelle commise par TOTAL. Concernant les joint ventures dans lesquelles TOTAL détient une participation, mais dont les actifs sont opérés par d’autres sociétés, les termes contractuels indiquent, en règle générale, que l’opérateur assume la responsabilité des dommages causés par une négligence grave ou une faute intentionnelle commise par l’opérateur. Toutes les autres causes de responsabilité de ce type de joint venture sont en règle générale assumées par les partenaires proportionnellement à leurs participations respectives. Concernant les fournisseurs de biens et services tiers, le niveau et la nature des responsabilités assumées par le fournisseur tiers dépendent du contexte et peuvent être limités par contrat. Vis-à-vis des clients du Groupe, TOTAL veille à garantir que ses produits répondent aux spécifications applicables et à se conformer à toutes les lois Pour maîtriser ces risques, TOTAL souscrit une police d’assurance responsabilité mondiale qui couvre l’ensemble de ses filiales. En outre, TOTAL souscrit également des couvertures d’assurance contre le risque de dommages aux biens du Groupe et / ou de pertes d’exploitation de principaux sites du raffinage et de la pétrochimie. Les politiques de gestion des risques et d’assurance de TOTAL sont décrites au point 4 du présent chapitre (« Assurance 3.3.4. Risques éthiques et de non conformité Le Code de conduite du Groupe, qui s’applique à l’ensemble de ses collaborateurs, formalise l’engagement du Groupe à l’égard de l’intégrité et la conformité à toutes les exigences légales applicables, et définit des règles déontologiques exigeantes et les principes d’actions et de comportement exigés des collaborateurs pour les activités du Groupe et qui s’appliquent dans l’ensemble des pays où le Groupe exerce ses activités. Les conduites contraires à l’éthique ou les situations de non-conformité aux lois et règlements applicables, y compris les situations de non-conformité aux dispositifs de lutte contre la fraude ou la corruption ou à toutes autres dispositions légales applicables, sont susceptibles d’exposer TOTAL ou ses collaborateurs à des sanctions pénales et civiles, et peuvent porter atteinte à la réputation du Groupe, Dans le cadre des priorités d’actions définies par la Direction générale, des politiques et programmes d’intégrité et de conformité sont déployés au niveau du Groupe depuis 2009 (pour une information plus détaillée, se reporter au point 1.10.1 du chapitre 5 Les dispositions du droit de la concurrence s’appliquent aux sociétés du Groupe dans la grande majorité des pays dans lesquels il exerce ses activités. La violation du droit de la concurrence est passible d’amendes et est susceptible d’exposer le Groupe et ses collaborateurs à des sanctions pénales et des poursuites civiles. En outre, il est désormais usuel pour les personnes physiques ou morales qui auraient été lésées par des violations du droit de la concurrence d’intenter des poursuites en dommages et intérêts. Le large spectre des activités et des pays dans lesquels le Groupe est présent, conduit à une analyse sectorielle et locale des risques juridiques en matière de droit de la concurrence. Des plans de conformité au droit de la concurrence ont été mis en œuvre de longue date par certains secteurs d’activités du Groupe. Par ailleurs, depuis début 2012, une politique visant à coordonner, au niveau du Groupe, les dispositifs de gestion des risques et les plans de conformité au droit de la concurrence est en cours de développement. Les activités du Groupe dépendent fortement de la fiabilité et la sécurité de ses systèmes informatiques. Si l’intégrité des systèmes informatiques était compromise, par exemple en raison d’une défaillance technique ou d’une cyberattaque, les opérations commerciales et les actifs du Groupe pourraient être gravement affectés, les droits de propriété intellectuelle importants pourraient être divulgués et, dans certains cas, des dommages corporels ou environnementaux et des violations Afin 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. 3.4. Activités à Cuba, en Iran, au Soudan et en Syrie Les États-Unis et l’Union européenne (UE) ont adopté des restrictions juridiques concernant certaines activités à Cuba, en Iran, au Soudan, et en Syrie. Le Département d’État américain a qualifié ces États, d’États soutenant le terrorisme. Des informations concernant l’activité de TOTAL dans ces pays sont fournies ci-après. – En ce qui concerne l’Iran, les États-Unis ont adopté, en 1996, 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 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 afférente 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 2011, la production de TOTAL en Iran était nulle. 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, toute personne peut 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 faciliterait le maintien ou le développement de la production intérieure iranienne de produits raffinés, ou contribuerait à augmenter la capacité de l’Iran à importer des produits raffinés. Les entreprises contrevenantes peuvent 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 avec ou par l’intermédiaire 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 relevant des 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 antérieure 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 1er juillet 2010 ou après cette date. Avant l’adoption du CISADA, TOTAL avait cessé de procéder aux ventes interdites par l’ISA, tel que modifié par le CISADA, Le 30 septembre 2010, au titre de la Special rule (disposition ajoutée à l’ISA par le 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 de 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. Le 21 novembre 2011, le président Obama a signé le décret 13590, autorisant l’application de sanctions similaires à celles prévues par l’ISA, pour toute vente, transaction par crédit-bail ou fourniture en connaissance de cause à l’Iran, à compter du 21 novembre 2011, de biens, services, technologies ou tout soutien qui a une valeur de marché d’au moins 1 million de dollars, ou au moins 5 millions de dollars sur une période de douze mois et qui de façon directe et significative contribuerait au maintien ou à l’augmentation de la capacité de l’Iran à développer les ressources pétrolières situées en Iran, ou a une valeur de marché d’au moins 250 000 dollars, ou au moins 1 million de dollars sur une période de douze mois et qui, de façon directe et significative, contribuerait au maintien ou au développement de la production domestique iranienne de produits pétrochimiques. TOTAL ne mène aucune activité en Iran susceptible de faire l’objet de sanctions au titre du décret 13590, et il n’existe aucune disposition dans le décret 13590 qui modifie la Special rule. De plus, le Département d’État américain a publié une directive prévoyant que l’exécution des contrats existants n’est pas sanctionnable au titre du décret 13590. 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 relatives à l’Iran. Notamment, est interdite la fourniture d’équipement et de technologie clés dans les secteurs suivants de l’industrie pétrolière et gazière 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 de l’Union européenne. Le 23 janvier 2012, le Conseil de l’Union européenne a interdit l’achat, l’importation et le transport du pétrole et de produits pétroliers et pétrochimiques iraniens par des ressortissants européens et par les entités constituées en vertu des lois d’un État membre de l’Union européenne. Avant cette date, TOTAL avait cessé ces activités dorénavant interdites. 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 ses activités limitées en Iran, en Syrie ou dans tout autre État soumis ou pouvant être potentiellement soumis à des sanctions peuvent soumettre le Groupe à l’application de sanctions. Le Groupe ne peut garantir que les réglementations actuelles ou futures, ou encore leur évolution, ne puissent avoir d’impacts défavorables sur ses activités ou sa réputation. – En ce qui concerne la Syrie, l’Union européenne a interdit, en mai 2011, sous peine de sanctions pénales et financières, la fourniture de certains équipements à la Syrie ainsi que certaines transactions financières impliquant des fonds et ressources économiques avec les individus et entités listés. Ces mesures s’appliquent aux ressortissants européens et aux entités constituées selon le droit d’un État membre de l’Union européenne. En septembre 2011, l’Union européenne a adopté des mesures supplémentaires, incluant, notamment, une interdiction d’acheter, d’importer ou de transporter du pétrole brut et des produits pétroliers syriens. Depuis le début du mois de septembre 2011, le Groupe a cessé d’acheter des hydrocarbures syriens. Le 1er décembre 2011, l’Union européenne a étendu les sanctions à, entre autres, trois compagnies pétrolières nationales syriennes, dont General Petroleum Corporation, partenaire cocontractant de TOTAL dans le cadre du contrat PSA 1988 (permis de Deir Es Zor) et du contrat Tabiyeh. TOTAL a cessé ses activités qui contribuaient à la production pétrolière et gazière en Syrie. – Le bureau de contrôle des actifs étrangers du Trésor américain (US Treasury Department’s Office of Foreign Assets Control ou OFAC) administre un large éventail de régimes de sanctions économiques dont certaines sont fondées sur les résolutions du Conseil de sécurité des Nations unies telles que mentionnées ci-dessus, qui visent les personnes physiques engagées dans des activités liées au terrorisme ou à la prolifération des armes en Iran, et qui imposent un gel des ressources économiques ainsi que des restrictions commerciales. Les activités interdites dépendent du régime de sanction applicable et du pays ou des personnes visées. Les amendes prononcées, par transaction effectuée en violation du régime de sanction applicable, qu’elles soient civiles et / ou pénales, peuvent être importantes. Les sanctions imposées par l’OFAC visent généralement des personnes de nationalité américaine et des activités exercées aux États-Unis ou soumises aux lois des États-Unis. L’OFAC a notamment 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 à aucune de ses activités dans les pays visés par un régime de sanction géré par l’OFAC et, depuis l’indépendance de la République du Soudan du Sud, le 9 juilllet 2011, TOTAL n’est plus présent au Soudan. Le 8 décembre 2011, l’OFAC a amendé les règlementations prévoyant des sanctions à l’encontre du Soudan en publiant deux licences générales qui autorisent toutes les activités et transactions relatives à l’industrie pétrolière et à l’industrie pétrochimique de la République du Soudan du Sud, ainsi que les transactions financières qui y sont liées, ainsi que l’évacuation de biens, technologies et services à travers le Soudan vers ou depuis la République du Soudan du Sud ainsi que les transactions financières qui y sont liées. – 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 et de les exclure des marchés publics. Les autorités de réglementation des assurances ont 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. Le CISADA soutient ces initiatives législatives étatiques. Si les activités de TOTAL en Iran 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 leur participation 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. en vue de leur vente sur le marché intérieur iranien. En 2011, le chiffre d’affaires généré par les activités de Beh Total s’est élevé à 43,5 millions d’euros et les flux de trésorerie à 4,6 millions d’euros. Beh Total s’est acquitté d’impôts à hauteur d’environ 1 million d’euros. TOTAL ne détient ni n’opère de raffinerie ou d’usine chimique en Iran. En 2011, Beh Total a distribué 5,6 millions d’euros de dividendes au titre de l’exercice 2010 (2,3 millions d’euros en quote-part TOTAL). En 2011, la direction Trading & Shipping de TOTAL a acheté en Iran près de 49 millions de barils d’hydrocarbures à des entités publiques pour un montant de près de 3,7 milliards d’euros au titre de contrats spot et à terme. Préalablement au 23 janvier 2012, la direction Trading & Shipping de TOTAL avait cessé ses achats 3.4.2. Activités à Cuba, en Iran, Des informations concernant l’activité de TOTAL dans ces pays En 2011, la direction Raffinage & Marketing de TOTAL a conduit un nombre restreint d’activités de commercialisation de produits de spécialité auprès d’entités privées à Cuba et s’est acquittée des impôts auxquels sont soumises ces activités. Par ailleurs, la direction Trading & Shipping de TOTAL a acheté des hydrocarbures pour un montant d’environ 40 millions d’euros au titre de contrats spot conclus avec une entité publique. La direction Exploration & Production de TOTAL était historiquement 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. TOTAL a participé à des contrats de buy-back entre 1995 et 1999 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. Depuis 2011, TOTAL n’a plus aucune production en Iran correspondant à des paiements en nature, comparés aux 2 kbep / j en 2010 et 8 kbep / j en 2009. Le Groupe ne verse aucune rémunération ni redevance au titre de ces contrats de buy-back et d’assistance technique. En 2011, TOTAL a versé aux administrations iraniennes des montants non significatifs Concernant les activités de la direction Raffinage & Marketing de TOTAL en Iran en 2011, la Société Beh Total, détenue à parts égales par Behran Oil et Total Outre-Mer, une filiale du Groupe, a produit et commercialisé de petites quantités de lubrifiants (20 000 tonnes) Depuis l’indépendance de la République du Soudan du Sud le 9 juillet 2011, TOTAL n’est plus présent au Soudan. TOTAL détient une participation dans le bloc B situé dans ce qui était, avant le 9 juillet 2011, la région sud du Soudan. Entre le 1er janvier 2011 et le 8 juillet 2011, TOTAL a contribué au Soudan à hauteur d’environ 0,7 million 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. Pour plus d’informations sur les activités de TOTAL dans la République du Soudan du Sud, se reporter au paragraphe 2.3.1 du chapitre 2 « Présentation des activités - République du Soudan du Sud ». En 2011, les activités d’exploration et de production de pétrole et de gaz naturel de TOTAL en Syrie étaient 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 exploitait, jusqu’au début du mois de décembre 2011, 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 General Petroleum Corporation (GPC) (successeur de la Syrian Petroleum Company). 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 GPC. 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, signé par GPC, 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. Jusqu’au début du mois de décembre 2011, TOTAL a financé et mis en œuvre le projet gazier Tabiyeh, en opérant le champ de Tabiyeh. En 2011, la production technique, en vertu des contrats PSA 1988 et du contrat Tabiyeh, s’est élevée à 63 kbep / j, dont 53 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 3.5. Risques liés à la concurrence 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. dans la mesure où la Syrie retient une marge sur une partie de la production de TOTAL et perçoit des taxes à la production. Par ailleurs, TOTAL et GPC ont passé un accord-cadre de coopération en 2009, qui prévoit le co-développement de projets pétroliers en Syrie. Depuis le début du mois de décembre 2011, TOTAL a cessé toute activité contribuant à la production pétrolière et gazière en Syrie. En 2011, la direction Trading & Shipping de TOTAL a acheté en Syrie près de 11 millions de barils d’hydrocarbures à des entités publiques pour un montant d’environ 824 millions d’euros au titre de contrats spot et à terme. Depuis le début du mois de septembre 2011, le Groupe a cessé d’acheter des hydrocarbures syriens. À cet égard, les principales compagnies pétrolières internationales privées autres que TOTAL sont ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Chevron et BP. Au 31 décembre 2011, TOTAL se situe au cinquième rang de ces compagnies pétrolières en termes Les principaux litiges dans lesquels les sociétés du Groupe sont impliquées sont décrits au chapitre 7 du présent Document de référence. 4\. Assurance et couverture des risques 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 du programme mondial d’assurance du Groupe dans le respect des spécificités des réglementations locales applicables dans les nombreux pays où le Groupe est présent. 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 En 2011, la rétention nette d’OIRC, c’est-à-dire la part de sinistre conservée par le Groupe après réassurance, était ainsi, au maximum, de 75 millions de dollars par sinistre « responsabilité civile » et de 75 millions de dollars par sinistre « dommage matériel / pertes d’exploitation ». En conséquence, dans l’éventualité d’un sinistre ouvrant droit à une demande de dédommagement cumulé, l’impact sur OIRC serait limité à une rétention maximale de 150 millions de 4.2. Politique de gestion des risques et assurances 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 : – participer à la mise en œuvre des mesures destinées à limiter la probabilité d’apparition de sinistres et l’ampleur des dommages – définir des scénarios de risques catastrophiques majeurs – arbitrer entre la conservation au sein du Groupe des conséquences financières qui résulteraient de ces sinistres, ou leur transfert au marché de l’assurance. – évaluer les conséquences financières pour le Groupe en cas de réalisation de sinistres ; 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). 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 – 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 2011 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 2011 pour les principaux sites du raffinage et de la pétrochimie. À titre d’illustration, pour les risques de pointe du Groupe (plates-formes en mer du Nord et principales raffineries ou usines pétrochimiques en Europe), le plafond assuré était en 2011 d’environ 1,65 milliard de dollars pour l’Aval et d’environ 1,5 milliard de dollars pour l’Amont 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 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 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 garantie, 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. 1\. Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) 92 1.1. Composition du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92 1.2. Autres informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100 1.3. Code de gouvernement d’entreprise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100 1.4. Règlement intérieur du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100 1.5. Les Comités du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .103 1.6. Les travaux du Conseil d’administration et de ses Comités en 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .109 1.7. Fonctionnement du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .111 1.8. Indépendance des administrateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112 1.9. Informations complémentaires sur les membres du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113 1.10. Contrôle interne et gestion des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113 1.11. Modalités particulières relatives à la participation des actionnaires aux Assemblées générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .116 1.12. Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .116 1.13. Principes et règles applicables à la détermination de la rémunération et des autres avantages perçus par les dirigeants mandataires sociaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .116 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) 118 3.1. Modalité d’exercice de la Direction Générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 3.2. Le Comité exécutif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 3.3. Le Comité directeur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 4\. Contrôleurs légaux des comptes 120 4.1. Commissaires aux comptes titulaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .120 4.2. Commissaires aux comptes suppléants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .120 4.3. Mandats des commissaires aux comptes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .120 4.4. Honoraires perçus par les commissaires aux comptes (y compris les membres de leurs réseaux) . . . . . . . . . . . . . . . . . . .121 5\. Rémunération des organes d’administration et de direction 121 5.1. Rémunération des administrateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .121 5.2. Participation des administrateurs aux réunions du Conseil d’administration et des Comités en 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . .122 5.3. Rémunération du Président-directeur général . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .122 5.4. Rémunération des principaux dirigeants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .123 5.5. Pension et autres engagements (article L. 225-102-1, alinéa 3 du Code de commerce) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .123 5.6. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .125 5.7. Tableaux récapitulatifs concernant les mandataires sociaux (Code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .128 5.8. Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 5.9. Suivi des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL au 31 décembre 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .133 5.10. Historique des attributions gratuites d’actions TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 5.11. Suivi des plans d’attributions gratuites d’actions TOTAL au 31 décembre 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .138 6\. Effectifs, participation au capital 140 6.1. Effectifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .140 6.2. Accords de participation des salariés au capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .140 6.3. Participation au capital des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .141 Rapport du Président du Conseil d’administration 1\. 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 2011 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, aux éventuelles limitations de pouvoirs apportées par le Conseil d’administration aux pouvoirs du Directeur Général, ainsi que les informations relatives au gouvernement d’entreprise. Ce rapport rappelle également les dispositions statutaires concernant 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. Les administrateurs sont nommés par l’Assemblée générale des actionnaires pour une durée de trois ans (article 11 des statuts il est nommé Président-directeur général de TOTAL. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2006 - Dernier renouvellement : 15 mai 2009 jusqu’en 2012. 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 2011, la Société était 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. Parmi les membres du Conseil, douze étaient indépendants (se reporter au paragraphe 1.8 – Indépendance des administrateurs - du présent chapitre 5). La composition du Conseil d’administration de TOTAL S.A. était la suivante (informations au 31 décembre 2011 (1)) : 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, – 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 – 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) – Administrateur de Abu Dhabi Marine Areas Ltd (ADMA) – Administrateur de Iraq Petroleum Company Ltd (IPC) – 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 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 (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 du règlement CE n° 809/2004 du 29 avril 2004. * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration 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. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1995 - Dernier renouvellement : Président du Comité de nomination et de la gouvernance, membre du Comité des rémunérations et membre du Comité stratégique. – Administrateur de Bombardier Inc.* (Canada) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil d’administration de TOTAL S.A.* – Président-directeur général de TOTAL S.A.* jusqu’en 2007 – Président-directeur général d’Elf Aquitaine jusqu’en 2007 – Membre du Conseil de surveillance d’Areva* jusqu’au 4 mars 2010 Né le 14 octobre 1951 (nationalité française). 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 associé à l’Université de Paris Sorbonne. l 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. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Née le 17 avril 1955 (nationalité française). 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 a rejoint le groupe Pinault en 1989 en tant que directeur Financier. En 1992, elle devient Directeur Général de Financière Pinault. Elle a été Président du Conseil de Surveillance du groupe Pinault Printemps Redoute jusqu’en mai 2005 et est devenue Vice-Présidente du Conseil d’administration de PPR en mai 2005. Patricia Barbizet est également administrateur aux Conseils d’administration des sociétés TOTAL, TF1, Air France-KLM et Fonds stratégique d’investissement. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2008 – Dernier renouvellement : Présidente du Comité d’audit et membre du Comité stratégique. – Vice-Présidente du Conseil d’administration de PPR* – Directeur Général et Administrateur d’Artémis – Membre du Conseil de surveillance de Financière Pinault (CSA) – Directeur Général (non mandataire social) de Financière Pinault – Administrateur et Directeur Général Délégué de la Société – Représentant permanent d’Artémis au Conseil d’administration – Représentant permanent d’Artémis au Conseil d’administration – Membre du Conseil de gérance de Château Latour (S.C.I.) – Membre du Conseil de surveillance de Yves Saint Laurent – Administratore Delagato et administratore de Palazzo Grazzi – Non executive Director of Tawa Plc* – Chairman of the Board of directors de Christie’s International Plc – Board member de Gucci Group N.V. – Administrateur du Fonds stratégique d’investissement Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Fnac jusqu’en mai 2011 – Administrateur de Piasa jusqu’en 2008 – Président du Conseil d’administration de Piaza jusqu’en 2008 – Président-directeur général de Piaza jusqu’en 2007 Né le 10 avril 1950 (nationalité française). 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. (1) Société non consolidée sortie du périmètre au 1er juillet 2010. * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1997 - Dernier renouvellement : 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 TOTAL ÉPARGNE SOLIDAIRE depuis 2010, et membre élu titulaire du Conseil de surveillance des FCPE TOTAL DIVERSIFIÉ À DOMINANTE OBLIGATIONS, TOTAL MONÉTAIRE et TOTAL Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 21 mai 2010 et jusqu’en 2013. Détient 820 actions TOTAL et 3 442 parts du FCPE TOTAL – Administrateur de TOTAL S.A.* représentant les salariés actionnaires Mandat ayant expiré au cours des cinq dernières années Président du Conseil de surveillance du FCPE TOTAL ACTIONS Née le 4 novembre 1956 (nationalité française). Diplômée de l’Université de Paris X Nanterre (droit et anglais), reçue aux Barreaux de Paris puis de New-York en 1980, Mme Coisne-Roquette a exercé le métier d’avocat tant à Paris qu’à New-York jusqu’en 1988, date à laquelle elle a rejoint le groupe familial SONEPAR. De 1988 à 1998, tout en assurant la Direction du holding familial Colam Entreprendre, elle exerce successivement plusieurs mandats de direction opérationnelle au sein de SONEPAR S.A. dont elle devient Président du Conseil en 1998. Elle en est Président-directeur général depuis 2002. Membre du Conseil exécutif du MEDEF depuis 2000, Mme Coisne-Roquette en préside la Commission fiscalité depuis 2005. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 13 mai 2011 et jusqu’en 2014. Membre du Comité d’audit depuis le 13 mai 2011. – Président-directeur général de SONEPAR S.A. – Président-directeur général de COLAM ENTREPRENDRE – Administrateur de HAGEMEYER CANADA, Inc. – Président du Conseil de surveillance de OTRA N.V. – Administrateur de SONEPAR CANADA, Inc. – Président du Conseil de surveillance de SONEPAR – Administrateur de SONEPAR ITALIA HOLDING – Président du Conseil d’administration de SONEPAR MEXICO – Membre du Conseil de surveillance de SONEPAR NEDERLAND B.V. – Administrateur de SONEPAR USA HOLDINGS, Inc. – Administrateur de FELJAS et MASSON SAS – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE, membre du Conseil d’administration de CABUS & RAULOT (S.A.S.) – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE et de SONEPAR, co-gérants de SONEDIS (Société civile) – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur – Représentant permanent de SONEPAR, Président de SONEPAR Né le 12 avril 1950 (nationalité suédoise). 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 Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 21 mai 2010 et jusqu’en 2013. – Président du Conseil de Stora Enso Oy – Président du Conseil de Mölnlycke Health Care Group – Membre du Conseil de Investor AB – Président du Conseil de Rolling Optics – Membre du Conseil de Stena AB* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Membre du Conseil de surveillance de Spencer Stuart Scandinavia – Directeur Général d’Atlas Copco jusqu’en 2009 – Membre du Conseil de Lego AS jusqu’en 2008 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 titulaire du Conseil de surveillance du FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE depuis 2009, membre élu titulaire du Conseil de surveillance des FCPE TOTAL ACTIONS EUROPÉENNES, TOTAL DIVERSIFIÉ À DOMINANTE ACTIONS, * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE, – Cogérante de DÉVELOPPEMENT MOBILIER & INDUSTRIEL Né le 14 août 1942 (nationalité française). – Président du Conseil d’administration de SONEPAR NORDIC A / S – Gérante de KER CORO (Société civile immobilière) Mandat ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de ENCON SAFETY PRODUCTS, Inc. – Administrateur de GUERIN S.A. jusqu’en 2007 – Administrateur de HAGEMEYER NORTH AMERICA, Inc. – Administrateur de HAGEMAYER PPS Ltd jusqu’en 2010 – Président du Conseil d’administration de HAGEMAYER PPS Ltd – Administrateur de SELLENIUM jusqu’en 2007 – Président du Conseil d’administration de SONEPAR – Administrateur de SONEPAR E.C.O jusqu’en 2007 – Président du Conseil d’administration de SONEPAR France – Administrateur de SONEPAR IBERICA jusqu’en 2007 – Président du Conseil d’administration et administrateur délégué – Président du Conseil d’administration de SONEPAR ITALIA – Président du Conseil d’administration de SONEPAR MEXICO – Président du Conseil de surveillance de SONEPAR NEDERLAND – Président du Conseil d’administration et CEO de SONEPAR USA – Administrateur de VALLEN CORPORATION jusqu’en 2010 – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur de A.E.D. – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur de C.S.O. – Représentant permanent de SONEPAR, Président de CEMT – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur de – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur de G.M.T. – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur de S.N.E. – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur de S.S.E. – Représentant permanent de SONEPAR, commandité de SONEPAR – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur de TEISSIER – Représentant permanent de SONEPAR FRANCE, administrateur de SONEPAR ILE DE FRANCE jusqu’en 2007 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 membre du Conseil de l’Institut Européen de la Technologie. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000 - Dernier renouvellement : Membre du Comité des rémunérations et membre du Comité de nomination et de la gouvernance. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président de l’Institut Français des Relations Internationales (IFRI) – Président du Conseil d’Administration de Lafarge jusqu’en 2007 Né le 3 juillet 1954 (nationalité canadienne). 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 Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2002 - Dernier renouvellement : – 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 – Vice-Président du Conseil d’administration et Administrateur délégué de Pargesa Holding S.A.* (Suisse) – Administrateur et membre du Comité de direction de La Great-West, * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration – Administrateur et membre du Comité de direction de Great-West Life & Annuity Insurance Company (États-Unis) – Administrateur et membre du Comité de direction de Great-West Née le 26 février 1954 (nationalité suisse). – Administrateur de Great West Financial (Canada) Inc. (Canada) – Administrateur et membre du Comité permanent de Groupe – Administrateur et membre du Comité de direction de Groupe – Administrateur et membre du Comité de direction du Groupe – Administrateur et membre du Comité de direction de London Life, – Administrateur et membre du Comité de direction de Mackenzie Inc. – Administrateur et Président délégué du Conseil de La Presse Ltée – Administrateur et Président délégué de Gesca Ltée (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de la – Administrateur et membre du Comité de direction de la Corporation – Administrateur et membre du Comité de direction de la société – Administrateur et Président du Conseil de 171263 Canada Inc. – Administrateur de 152245 Canada Inc. (Canada) – Administrateur de GWL&A Financial Inc. (États-Unis d’Amérique) – Administrateur de Great West Financial (Nova Scotia) Co. (Canada) – Administrateur de First Great-West Life & Annuity Insurance – Administrateur de Power Communications Inc. – Administrateur et Vice-Président du Conseil de Power Diplômée d’un MBA avec mention de l’INSEAD de Fontainebleau, Mme Kux a rejoint en 1984 McKinsey & Company comme consultante en Management et où elle a été responsable de missions stratégiques pour des groupes mondiaux. Après avoir été responsable du développement des marchés émergents chez ABB puis chez Nestlé entre 1989 et 1999, elle a ensuite été Directeur de Ford en Europe de 1999 à 2003. Mme Kux devient, en 2003, membre du Comité de direction du groupe Philips en charge, à partir de 2005, du développement durable. Elle est depuis 2008 membre du Directoire de Siemens AG. Elle est, en outre, responsable du développement durable du Groupe et en charge de la chaîne d’approvisionnement du Groupe. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 13 mai 2011 jusqu’en 2014. – Membre du Directoire de Siemens AG* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Membre du Conseil d’administration de l’INSEAD jusqu’en 2011 – Membre du Conseil d’administration de ZF Friedrichshafen AG – Membre du Conseil d’administration de Firmenich S.A. – Membre du Conseil d’administration de COFRA Holding AG Compagnie d’Assurance du Canada sur la Vie (Canada) – Member of Group Management Committee de Royal Philips – Administrateur et membre du Comité de direction de Putnam – Membre du Conseil de surveillance de Power Financial Europe B.V. – Administrateur de Canada Life Capital Corporation Inc. (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de The Canada Née le 2 août 1959 (nationalité française). Life Insurance Company of Canada (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de Crown Life – Administrateur et Président délégué du Conseil de Square – Membre du Conseil de Surveillance de Parjointco N.V. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil adjoint de 3819787 Canada Inc. (Canada) – Membre du Conseil de Les Journaux Trans-Canada (1996) Inc. 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 et de l’international. Mme Lauvergeon est Présidente du Directoire du Groupe Areva de juillet 2001 à juin 2011 et Président-directeur général d’Areva NC (ex Cogema) de juin 1999 – Administrateur et Vice-Président du Conseil d’administration Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000 - Dernier renouvellement : – Administrateur de GWL Properties jusqu’en 2007 – Membre du Conseil Consultatif International du groupe La Poste * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration – Administrateur de Vodafone Group Plc* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Présidente du Directoire d’Areva* jusqu’au 30 juin 2011 – Président-directeur général d’Areva NC jusqu’au 30 juin 2011 – Vice-Président et membre du Conseil de surveillance de Safran* Né le 9 janvier 1942 (nationalité française). 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 Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2008 – Dernier renouvellement : – Administrateur de Institut Veolia Environnement – Administrateur de Schlumberger SBC Institute Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de GDF Suez* de juillet à décembre 2008 Né le 23 janvier 1942 (nationalité française). 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 Président- directeur général du Crédit Commercial de France (CCF) de 1982 à 1993. Président-directeur général de BNP puis de BNP Paribas de 1993 à 2003, puis Président du Conseil d’administration de 2003 au 1er décembre 2011, il est maintenant Président Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000 - Dernier renouvellement : Président du Comité des rémunérations et membre du Comité de nomination et de la gouvernance. – Administrateur de Pargesa Holding S.A.* (Suisse) – Administrateur de BNP Paribas Suisse – Membre du Conseil de surveillance de la Banque marocaine Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil d’administration de BNP Paribas – Administrateur de Lafarge* jusqu’en mai 2011 – Président de la Fédération Bancaire Européenne jusqu’en 2008 Né le 3 septembre 1949 (nationalités belge et française). 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 : Membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique. – Administrateur-délégué de Groupe Bruxelles Lambert* – Administrateur de Brussels Securities (Belgique) – Administrateur de GBL Treasury Center (Belgique) – Administrateur GBL Energy Sàrl (Luxembourg) – Administrateur GBL Verwaltung Sàrl (Luxembourg) – Administrateur GBL Verwaltung GmbH (Allemagne) – Administrateur de Ergon Capital Partners (Belgique) – Administrateur de Ergon Capital Partners (Belgique) – Administrateur de Ergon Capital Partners (Belgique) * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Compagnie Nationale à Portefeuille* jusqu’en 2011 – 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) de TOTAL S.A. ayant expiré au 13 mai 2011 Né le 11 avril 1944 (nationalité française). 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 Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1996 - Dernier renouvellement : 16 mai 2008 – fin de mandat : 13 mai 2011. Mandats en cours (information au 13 mai 2011) – Président-directeur général de Associés en Finance – Membre du Conseil de surveillance de Klépierre* – Membre du Conseil de surveillance de Presses Universitaires Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur et membre du Comité d’audit de TOTAL S.A.* Né le 8 décembre 1941 (nationalité britannique). 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 - fin de mandat : 13 mai 2011. Mandats en cours (information au 13 mai 2011) – Chairman of General Dynamics UK Ltd – Director of Haymarket Group Ltd – Director of China Construction Bank* – Chairman of NBNK Investments Plc* – Administrateur de TOTAL S.A.* jusqu’au 13 mai 2011 – Chairman of International Financial Services jusqu’en 2010 depuis la clôture de l’exercice 2011 Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 12 janvier 2012, a pris acte de la démission de M. Thierry de Rudder de ses fonctions d’administrateur à l’issue de la réunion du Conseil, et décidé en conséquence de coopter en remplacement de M. de Rudder, M. Gérard Lamarche, pour la durée restant à courir du mandat d’administrateur de son prédécesseur, soit jusqu’à l’Assemblée générale qui se tiendra en 2013 pour statuer sur les comptes La nomination à titre provisoire de M. Gérard Lamarche est soumise à la ratification de l’Assemblée générale des actionnaires Né le 15 juillet 1961 (nationalité belge). M. Lamarche est diplômé en Sciences Économiques de l’Université de Louvain-La-Neuve et de l’Institut du Management de l’INSEAD (Advanced Management Program for Suez Group Executives). Il a également suivi la formation du Wharton International Forum en 1998-99 (Global Leadership Series). Il a débuté sa carrière professionnelle en 1983 chez Deloitte Haskins & Sells en Belgique et devient ensuite consultant en Fusions et Acquisitions en Hollande en 1987. En 1988, M. Lamarche intègre la Société Générale de Belgique en qualité de gestionnaire d’investissements, contrôleur de gestion de 1989 à 1991 puis conseiller pour les opérations stratégiques de 1992 à 1995. Il entre à la Compagnie Financière de Suez en qualité de Chargé de mission auprès du Président et Secrétaire du Comité de Direction (1995-1997), puis participe à la fusion entre la Compagnie de Suez et la Lyonnaise des Eaux, devenue Suez Lyonnaise des Eaux (1997), avant de se voir confier le poste de Directeur délégué en charge du Plan, du Contrôle et des Comptabilités. En 2000, M. Lamarche poursuit son parcours par un volet industriel en rejoignant NALCO (filiale américaine du groupe Suez – leader mondial du traitement de l’eau industrielle) en qualité d’Administrateur Directeur Général. En mars 2004, il est nommé Directeur Général en charge des Finances du groupe Suez, puis devient Directeur Général Adjoint en charge des Finances et membre du Comité de Direction et du Comité Exécutif du Groupe GDF Suez en juillet 2008. Le 12 avril 2011, M. Lamarche est nommé Administrateur au sein du Conseil d’administration du Groupe Bruxelles Lambert (GBL). Il y occupe les fonctions d’Administrateur-Délégué depuis janvier 2012. M. Lamarche est également Administrateur de Legrand. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2012 – Nomination par cooptation : 12 janvier 2012 jusqu’en 2013. Membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique. * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration – Administrateur-Délégué et administrateur du Groupe Bruxelles – Administrateur et Président du Comité d’audit de Legrand* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Electrabel jusqu’en 2011 – Administrateur de Suez Environnement Company jusqu’en 2011 – Administrateur d’International Power Plc jusqu’en 2011 – Administrateur de Europalia International jusqu’en 2011 – Administrateur de GDF Suez Belgium jusqu’en 2011 – Administrateur de Agua de Barcelona jusqu’en 2011 – Administrateur de GDF Suez E.S. jusqu’en 2011 – Administrateur de Suez Tractebel jusqu’en 2011 – Administrateur de Fortis Banque jusqu’en 2010 – Administrateur de Leo Holding Company jusqu’en 2009 – Administrateur de Suez Environnement North America jusqu’en 2009 – Président et administrateur de Genfina jusqu’en 2008 – Administrateur de Distrigaz jusqu’en 2008 – Administrateur et Président de GDF Suez CC jusqu’en 2008 – Administrateur de Suez Environnement* jusqu’en 2008 1.1.4. Composition du Conseil d’administration au 9 février 2012 Au 9 février 2012, 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. Parmi les membres du Conseil, douze sont indépendants (se reporter au paragraphe 1.8 – Indépendance des administrateurs - du présent chapitre 5). Les biographies détaillées des administrateurs sont présentées aux paragraphes 1.1.1 à 1.1.3 ci-dessus. Participation au sein des Comités du Conseil (a) Président du Comité de nomination et de la gouvernance Membre du Comité de nomination et de la gouvernance (b) Membre du Comité de nomination et de la gouvernance (b) Membre du Comité des rémunérations (b) Membre du Comité de nomination et de la gouvernance Membre du Comité de nomination et de la gouvernance (b) Membre du Comité des rémunérations (b) (a) Pour une information plus détaillée sur la composition des Comités du Conseil d’administration, se reporter au paragraphe 1.5 du présent chapitre 5. (b) Depuis le 9 février 2012. (c) Depuis le 13 mai 2011. (d) Depuis le 12 janvier 2012. le renouvellement des mandats d’administrateurs de Mme Lauvergeon et MM. de Margerie, Artus, Collomb, et Pébereau, qui arrivent à échéance. Lors de l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012, le Conseil proposera également la nomination d’un nouvel administrateur indépendant, Mme Anne-Marie Idrac qui apportera au Conseil d’administration son expertise dans le monde de l’industrie et élargira la représentativité et la diversité du Conseil. Si la résolution est approuvée par l’Assemblée générale, la proportion de femmes au sein du Conseil d’administration sera d’un tiers. * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration 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. Représentants du Comité d’entreprise : conformément à l’article L. 2323-62 du Code du travail, des membres du Comité 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 Publication / Économie). 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. Ces exigences ont été reprises dans la loi française du 27 janvier 2011 relative à la représentation équilibrée des femmes et des hommes au sein des conseils d’administration et de surveillance et à l’égalité professionnelle ; la loi prévoit que le seuil de 20% devra être atteint à l’issue de l’Assemblée générale de 2014 et que le seuil de 40% devra être atteint à l’issue de l’Assemblée générale de 2017. Au 31 décembre 2011, le Conseil d’administration de la Société comptait quatre femmes sur un total de quinze membres (soit 26%). Il sera proposé à l’Assemblée générale de mai 2012 de nommer une femme supplémentaire en remplacement d’un 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. administrateur dont le mandat arrive à échéance. Si la résolution est approuvée par l’Assemblée générale, la proportion de femmes au sein du Conseil sera d’un tiers. Le Conseil d’administration continuera ses réflexions afin de poursuivre la diversification de sa composition pour les années à venir. Au cours de sa réunion du 8 février 2012, le Comité de nomination et de la gouvernance a examiné les pratiques en vigueur au sein de la Société au regard du Code AFEP-MEDEF et a constaté que la Société était en conformité avec la quasi-totalité des recommandations. M. Thierry Desmarest, Président d’Honneur de la Société et administrateur, peut se voir confier des missions de représentation du Groupe, par décision du Conseil d’administration du 21 mai 2010. 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 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 Le Conseil d’administration de TOTAL S.A. (1), a arrêté le présent 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 : – il désigne les dirigeants sociaux (2) et contrôle l’exécution de leurs missions respectives ; – il détermine les orientations stratégiques de la Société et, plus généralement, du Groupe ; – il 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 ; (1) TOTAL S.A. est désignée dans le présent Règlement comme la « Société » et collectivement avec l’ensemble de ses filiales directes et indirectes comme le «Groupe». (2) Par « dirigeant social », on entend le Président Directeur général si le Président du Conseil d’administration assume la direction générale de la Société, le Président du Conseil d’administration et le Directeur général dans le cas contraire, ainsi que, le cas échéant, tout Directeur Général Délégué, selon l’organisation adoptée par le Conseil d’administration. Rapport du Président du Conseil d’administration – il 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 ; – il 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 ; \- qu’aucune personne ne dispose seule, pour le compte de la Société, du pouvoir d’engager une dépense et de procéder au paiement \- 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 ; annuel ou à l’occasion d’opérations majeures ; \- il 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 \- il convoque et fixe l’ordre du jour des assemblées d’actionnaires ou d’obligataires ; \- il arrête chaque année la liste des administrateurs considérés comme indépendants au regard des critères généralement retenus 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 présent 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 L’acceptation de la fonction d’administrateur entraîne l’engagement de respecter les règles déontologiques de l’administrateur telles que définies dans le code de Gouvernement d’Entreprise auquel la Société se réfère. Elle entraine également l’engagement de respecter le présent 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. L’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. 2.2. 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 ainsi que de toute formation utile à l’exercice 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 Les dossiers de chaque séance du Conseil d’administration, ainsi que 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, les communiqués de presse, et les principaux articles de presse L’administrateur ne peut utiliser son titre ou ses fonctions d’administrateur pour s’assurer, ou assurer à un tiers, un avantage quelconque, Il fait part au Conseil d’administration de toute situation de conflit d’intérêt, 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. Rapport du Président du Conseil d’administration 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 de sociétés liées à celle-ci, directement ou indirectement, des avantages susceptibles d’être considérés comme étant de nature à compromettre son indépendance. 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. 2.5. 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. 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 : 1\. 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 (1), 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. 2\. Toute opération sur instruments financiers (MONEP, warrants, obligations échangeables,… ) à découvert ou en report est interdite. 3\. 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. 4\. Chaque administrateur prend toutes dispositions utiles 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. 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 Le Conseil d’administration 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 d’administration 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. 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 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. Il veille à ce que les administrateurs disposent en temps utile et sous une forme claire et appropriée des informations nécessaires à l’exercice (1) Actuellement BNP-Paribas Securities Services pour les actions TOTAL et Bank of New-York pour les ADR TOTAL. Rapport du Président du Conseil d’administration 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 ou aux directeurs de la Société, en en informant le 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 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 toutes circonstances 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 présent règlement intérieur 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. Le Conseil d’administration a décidé la constitution : – d’un Comité de nomination et de la gouvernance, – d’un Comité des rémunérations, et 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. Les Comités du Conseil d’administration Le principe de la création d’un nouveau comité, le Comité stratégique, a été approuvé par le Conseil d’administration du 28 avril 2011. Le Conseil d’administration a ensuite arrêté la composition et le règlement de ce Comité lors de sa réunion du 28 juillet 2011. Ce Comité s’est réuni pour la première fois La composition et le texte intégral des règlements intérieurs respectifs des différents comités du Conseil d’administration est Rapport du Président du Conseil d’administration avec le concours de l’audit interne ; aux comptes, rapport annuel,… ) ; Le Conseil d’administration de TOTAL S.A. (ci-après la « Société » et collectivement avec l’ensemble de ses filiales directes et indirectes, le « Groupe ») a arrêté ainsi qu’il suit le règlement intérieur du Comité d’audit de la Société (ci-après le « Comité »). Les membres du Comité sont administrateurs de la Société et respectent donc le Règlement intérieur du Conseil d’administration de TOTAL S.A. Afin de permettre au Conseil d’administration de TOTAL S.A. de 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 – fixer les règles de recours aux commissaires aux comptes pour des travaux autres que de contrôle des comptes et en vérifier la bonne application ; – assurer le suivi du contrôle, par les commissaires aux comptes, des comptes sociaux et des comptes consolidés de la Société ; – examiner les hypothèses retenues pour les arrêtés de comptes, étudier les comptes sociaux de la Société et les comptes consolidés annuels, semestriels et trimestriels avant leur examen par le Conseil d’administration, 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 – 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 – 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 – examiner la pertinence du choix des principes et méthodes comptables ; – examiner les conditions d’utilisation des produits dérivés ; – à la demande du Conseil d’administration, 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 d’administration la mise en place d’un processus d’alerte ouvert 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. Le Comité est composé d’au moins trois administrateurs désignés par le Conseil d’administration. Ceux-ci doivent être choisis parmi Dans le choix des membres du Comité, le Conseil d’administration porte une attention particulière à leur indépendance, ainsi qu’à leur qualification en matière financière et comptable. Le Conseil d’administration désigne un des membres du Comité en tant qu’« expert financier » au sein du Comité. Les membres du Comité ne peuvent pas 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 pour 100 du capital de celles-ci. Les membres du Comité ne peuvent recevoir directement ou indirectement de la Société et de ses filiales d’autre rémunération que : (i) les jetons de présence dus au titre de leur mandat d’administrateur de la Société et de membre du 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 ou d’une autre société du Groupe et non dépendantes d’une activité future. La durée du mandat des membres du Comité coïncide avec celle de leur mandat d’administrateur. Le mandat de membre du Comité peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que le mandat d’administrateur. Le Conseil d’administration peut cependant à tout moment modifier la composition du Comité. Le Comité désigne son Président. Celui-ci désigne le secrétaire du Comité qui peut être le Directeur Financier de la Société. Le Comité délibère en présence d’au moins la moitié de ses membres. Un membre du Comité ne peut se faire représenter. Le Comité se réunit au moins 4 fois par an pour examiner les comptes consolidés annuels et trimestriels, ainsi qu’à la demande de son Président, de la moitié au moins de ses membres, du Président du Conseil d’administration ou du Directeur Général de la Société. Rapport du Président du Conseil d’administration Le calendrier de ses réunions est fixé par le Président du Comité. 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. Son Président en informe préalablement le Président du Conseil d’administration ou, si celui-ci n’assume pas la direction générale de la Société, à la fois le Président du Conseil d’administration et le Directeur Général. En particulier, le Comité a la faculté de procéder à l’audition des personnes qui participent à l’élaboration des comptes ou à leur contrôle (Directeur et principaux responsables de la Direction Financière, Direction de l’Audit, Direction Juridique) en demandant leur convocation au Directeur Financier de la Société. Le Comité procède à l’audition des commissaires aux comptes. Il peut les entendre en dehors de tout représentant de la Société. Dans le cas où il est informé d’une irrégularité substantielle, il recommande au Conseil d’administration toute action appropriée. S’il l’estime nécessaire pour l’accomplissement de sa mission, le Comité demande au Conseil d’administration les moyens pour disposer Les propositions que le Comité présente au Conseil d’administration sont adoptées à la majorité des membres présents à la réunion du Comité. Le Président du Comité dispose d’une voix prépondérante si un nombre pair de membres est présent à la réunion. Le Comité peut adopter des propositions destinées au Conseil d’administration sans se réunir si tous les membres du Comité l’acceptent Il est tenu un compte-rendu écrit des réunions du Comité. Le Comité fait rapport écrit au Conseil d’administration de ses travaux. Il procède périodiquement à une évaluation de son fonctionnement établie sur la base du présent règlement intérieur, et présente le cas échéant toute suggestion d’amélioration de son fonctionnement. Les membres du Comité d’audit en 2011 Le Comité est présidé par Mme Patricia Barbizet. En 2011, le Comité était composé de Mme Patricia Barbizet, de M. Thierry de Rudder et de M. Bertrand Jacquillat, jusqu’à l’échéance de son mandat d’administrateur le 13 mai 2011. À compter de l’Assemblée générale du 13 mai 2011, Mme Marie-Christine Coisne-Roquette a été nommée membre du Comité d’audit en 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 point 1.1. et 1.3., Composition du Conseil d’administration du présent chapitre 5). Le Conseil d’administration du 28 juillet 2011 a décidé de désigner Mme Patricia Barbizet en tant qu’« expert financier » au sein du Comité d’audit sur proposition de ce dernier. Le compte rendu des travaux du Comité pour 2011 figure au point Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 12 janvier 2012, a décidé de coopter M. Gérard Lamarche en qualité d’administrateur et de le nommer membre du Comité d’audit en remplacement de M. Thierry de Rudder démissionnaire de son mandat d’administrateur. Le Conseil d’Administration de TOTAL S.A. (ci-après la « Société » et, collectivement avec l’ensemble de ses filiales directes et indirectes, le « Groupe ») a arrêté ainsi qu’il suit le règlement intérieur du Comité des rémunérations de la Société (ci-après le « Comité »). Les membres du Comité sont administrateurs de la Société et respectent donc le Règlement intérieur du Conseil d’administration de TOTAL S.A. Le Comité a pour objectifs principaux : – d’examiner les politiques de rémunération des dirigeants mises en œuvre dans le Groupe et la rémunération des membres du Comité exécutif, – d’évaluer la performance et de proposer la rémunération de chaque dirigeant social et, – de préparer tout rapport que la Société doit présenter sur ces sujets. Le Comité exerce notamment les missions suivantes : 1\. examiner les principaux objectifs proposés par la direction générale de la Société en matière de rémunération des dirigeants du Groupe, y compris les plans de stock-options et d’actions gratuites et ceux fondés sur l’évolution de la valeur de l’action (« equity-based plans »), 2\. formuler, auprès du Conseil d’administration, des recommandations et propositions concernant : \- la rémunération, le régime de retraite et de prévoyance, les avantages en nature et les autres droits pécuniaires (y compris en cas de Rapport du Président du Conseil d’administration cessation d’activité) des dirigeants sociaux de la Société ; en particulier, le Comité propose des structures de rémunération prenant en compte la stratégie, les objectifs et les résultats de la Société et la pratique du marché ; \- les attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions et les attributions gratuites d’actions, en particulier les attributions 3\. examiner la rémunération des membres du Comité exécutif, y compris les plans de stock-options et d’actions gratuites et ceux fondés sur l’évolution de la valeur de l’action (« equity-based plans »), les régimes de retraite et de prévoyance et les avantages en nature ; 4\. préparer et présenter les rapports en application du présent règlement intérieur ; 5\. examiner, pour les parties relevant de sa compétence, les rapports devant être transmis par le Conseil d’Administration ou son Président 6\. préparer toute recommandation qui lui serait demandée à tout moment par le Président du Conseil d’administration ou la direction générale de la Société en matière de rémunération. 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. Les membres du Comité 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 du 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 ou d’une autre société du Groupe et non dépendantes d’une activité future. La durée du mandat des membres du Comité coïncide avec celle de leur mandat d’administrateur. Le mandat de membre du Comité peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que le mandat d’administrateur. Le Conseil d’administration peut cependant à tout moment modifier la composition du Comité. Le Comité désigne son Président et son secrétaire. Ce dernier est un cadre dirigeant de la Société. Le Comité délibère en présence d’au moins la moitié de ses membres. Un membre du Comité ne peut se faire représenter. Le Comité se réunit au moins deux fois par an. Il se réunit en tant que de besoin sur convocation de son Président ou de la moitié Le Comité invite 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 du Comité relatives à sa propre situation. Si le Président du Conseil d’administration n’assume pas la direction générale de la Société, le Directeur Général n’assiste pas aux délibérations du Comité relatives à la 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 d’administration les moyens pour disposer Les propositions que le Comité présente au Conseil d’administration sont adoptées à la majorité des membres présents à la réunion du Comité. Le Président du Comité dispose d’une voix prépondérante si un nombre pair de membres du Comité est présent à la réunion. Le Comité peut adopter des propositions au Conseil d’administration sans se réunir si tous les membres du Comité l’acceptent et signent Il est tenu un compte rendu écrit des réunions du Comité. Le Comité fait rapport au Conseil d’administration de ses travaux. A la demande du Président du Conseil d’administration, le Comité examine tout projet de rapport de la Société en matière de rémunération des dirigeants ou concernant tout autre domaine relevant de sa compétence. Les membres du Comité des rémunérations en 2011 En 2011, le Comité a été composé de MM. Patrick Artus, Bertrand Collomb, Thierry Desmarest et Michel Pébereau. MM. Artus, Collomb et Pébereau sont des administrateurs indépendants. Le Comité est présidé par M. Michel Pébereau. Le compte rendu des travaux du Comité pour 2011 figure au point 1.6.2 ci-après. Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 9 février 2012 a décidé de modifier la composition du Comité des rémunérations. À compter de cette date, le Comité est composé de MM. Patrick Artus, Gunnar Brock, Thierry Desmarest, Claude Mandil et Michel Pébereau. MM. Artus, Brock, Mandil et Pébereau sont des administrateurs Rapport du Président du Conseil d’administration 1.5.3. Le Comité de nomination et de la gouvernance Le Conseil d’administration de TOTAL S.A. (ci-après la « Société » et, collectivement avec l’ensemble de ses filiales directes et indirectes, le « Groupe ») a arrêté ainsi qu’il suit le règlement intérieur du Comité de Nomination et de la Gouvernance de la Société (ci-après le « Comité »). Les membres du Comité sont administrateurs de la Société et respectent donc le Règlement intérieur du Conseil d’administration de TOTAL S.A. Le Comité a pour objectifs principaux : – de recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées administrateur afin d’assurer la complémentarité des compétences des administrateurs et la diversité de leurs profils, – de recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées dirigeant social, – de préparer les règles de gouvernement d’entreprise applicables à la Société et d’en suivre l’application, et – de débattre de toute question, et en particulier des questions éthiques et des situations de conflits d’intérêts, que le Conseil d’administration ou son Président renvoie à son examen. Le Comité exerce notamment les missions suivantes : 1\. présenter au Conseil d’administration des recommandations sur la composition du Conseil d’administration et de ses comités, ainsi que sur la qualification en terme d’indépendance de chaque candidat à un poste d’administrateur proposé au Conseil d’administration ; 2\. proposer annuellement au Conseil d’administration la liste des administrateurs pouvant être qualifiés comme « indépendants » ; 3\. examiner, pour les parties relevant de sa compétence, les rapports devant être transmis par le Conseil d’administration ou son Président 4\. assister le Conseil d’administration dans le choix et l’appréciation des dirigeants sociaux, et examiner la préparation de la relève des dirigeants sociaux notamment par l’établissement d’un plan de succession, y compris pour des situations imprévisibles de vacance ; 5\. recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées administrateur ; 6\. recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées membre d’un comité du Conseil d’administration ; 7\. proposer les procédures permettant au Conseil d’administration d’apprécier son propre fonctionnement, et notamment préparer les modalités de l’auto-évaluation périodique du fonctionnement du Conseil d’administration ainsi que l’éventuelle évaluation de celui-ci par un consultant extérieur ; 8\. proposer au Conseil d’administration des modalités de répartition des jetons de présence et les conditions de remboursement des frais éventuellement exposés par les administrateurs ; 9\. développer et recommander au Conseil d’administration les principes de gouvernement d’entreprise applicables à la Société ; 10\. débattre des questions éthiques et des situations de conflits d’intérêt dont il pourrait avoir connaissance, que le Conseil d’administration ou son Président renvoie à son examen ; 11\. préparer toute recommandation qui lui serait demandée à tout moment par le Conseil d’administration ou la Direction générale de la Société en matière de nomination ou de gouvernance ; 12\. examiner la conformité des pratiques de gouvernance de la Société aux recommandations du Code de Gouvernement d’Entreprise 13\. examiner l’évolution des missions du Conseil d’administration. 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 de la Société ne peuvent recevoir directement ou indirectement de la Société et de ses filiales que : (i) les jetons de présence dus au titre de leur mandat d’administrateur et de membre du 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 ou d’une autre société du Groupe et non dépendantes d’une activité future. La durée du mandat des membres du Comité coïncide avec celle de leur mandat d’administrateur. Le mandat de membre du Comité peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que le mandat d’administrateur. Le Conseil d’administration peut cependant à tout moment modifier la composition du Comité. Le Comité désigne son Président et son secrétaire. Ce dernier est un cadre dirigeant de la Société. Le Comité délibère en présence d’au moins la moitié de ses membres. Un membre du Comité ne peut se faire représenter. Le Comité se réunit au moins deux fois par an. Il se réunit en tant que de besoin sur convocation de son Président ou de la moitié de ses membres. Le Comité invite le Président du Conseil d’administration ou le Directeur Général, selon le cas, à lui présenter ses propositions. Les dirigeants sociaux, qu’ils soient membres ou invités aux réunions du Comité, n’assistent pas à l’examen de leur propre situation. Rapport du Président du Conseil d’administration 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 d’administration les moyens pour disposer Les propositions que le Comité présente au Conseil d’administration sont adoptées à la majorité des membres présents à la réunion du Comité. Le Président du Comité dispose d’une voix prépondérante si un nombre pair de membres du Comité est présent à la réunion. Le Comité peut adopter des propositions au Conseil d’administration sans se réunir si tous les membres du Comité l’acceptent et signent Il est tenu un compte-rendu écrit des réunions du Comité. Le Comité fait rapport au Conseil d’administration de ses travaux. Les membres du Comité de nomination et de la gouvernance en 2011 En 2011, le Comité a été composé de MM. Bertrand Collomb, Thierry Desmarest et Michel Pébereau. MM. Collomb et Pébereau sont des administrateurs indépendants. Le Comité est présidé par M. Desmarest. Le compte rendu des travaux du Comité pour 2011 Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 9 février 2012 a décidé de modifier la composition du Comité de nomination et de la gouvernance. A compter de cette date, le Comité est composé de MM. Patrick Artus, Gunnar Brock, Bertrand Collomb, Thierry Desmarest et Claude Mandil. MM. Artus, Brock, Collomb et Mandil sont des administrateurs indépendants. Les membres du Comité sont administrateurs de la Société et respectent donc le Règlement intérieur du Conseil d’administration Afin de permettre au Conseil d’administration de TOTAL S.A. de mener à bien le développement du Groupe, le Comité exerce notamment – examen de la stratégie globale du Groupe proposée par le Directeur Général de la Société ; – examen des opérations présentant une importance stratégique exceptionnelle ; – revue de la concurrence et des perspectives à moyen et long terme qui en découlent pour le Groupe. Le Comité est composé d’au moins cinq administrateurs désignés par le Conseil d’administration. Les membres du Comité 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 ou, le cas échéant, d’un autre comité – 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 spécialisé du Conseil d’administration de la Société ; La durée du mandat des membres du Comité coïncide avec celle de leur mandat d’administrateur. Le mandat de membre du Comité peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que le mandat d’administrateur. Le Conseil d’administration peut cependant à tout moment modifier la composition du Comité. Le Comité est présidé par le Président du Conseil d’Administration de la Société. Celui-ci désigne le Secrétaire du Comité qui peut être Le Comité délibère en présence d’au moins la moitié de ses membres. Un membre du Comité ne peut se faire représenter. Le Comité se réunit au moins une fois par an, ainsi qu’à la demande de son Président, de la moitié au moins de ses membres ou du Directeur Général de la Société. Le calendrier de ses réunions est fixé par le Président du Comité. Rapport du Président du Conseil d’administration Les Administrateurs qui ne sont pas membres du Comité peuvent participer librement aux réunions du Comité. Cette libre participation ouvre droit aux mêmes jetons de présence que ceux versés aux membres du Comité à l’occasion de leur participation aux réunions. Le Comité peut entendre le Directeur Général et, le cas échéant, tout Directeur Général Délégué de la Société, ainsi que procéder à l’audition de responsables d’entités opérationnelles ou fonctionnelles utiles à la réalisation de sa mission. Son Président [si celui-ci n’assume pas la direction générale de la Société,] en informe préalablement le Directeur Général. En particulier, le Comité a la faculté de procéder à l’audition du Directeur Stratégie de la Société ou de la personne que ce dernier délègue, en demandant leur convocation au Directeur Général S’il l’estime nécessaire pour l’accomplissement de sa mission, le Comité demande au Conseil d’administration les moyens pour disposer Il est tenu un compte rendu écrit des réunions du Comité. Le Comité fait rapport écrit au Conseil d’administration de ses travaux. Il procède périodiquement à une évaluation de son fonctionnement établie sur la base du présent règlement intérieur, et présente le cas échéant toute suggestion d’amélioration de son fonctionnement. Les membres du Comité stratégique en 2011 En 2011, le Comité a été composé de Mmes Patricia Barbizet, Barbara Kux, Anne Lauvergeon, et de MM. Christophe de Margerie, Thierry Desmarest, Gunnar Brock, Claude Mandil et Thierry de Rudder. Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 12 janvier 2012, a décidé de nommer de coopter M. Gérard Lamarche en qualité d’administrateur et de le nommer membre du Comité stratégique en remplacement de M. de Rudder démissionnaire de son mandat Mmes Barbizet, Kux et Lauvergeon ainsi que MM. Brock, Mandil, et Lamarche sont des administrateurs indépendants. Il est rappelé que les administrateurs non membres du Comité peuvent participer librement à ses réunions. Le Comité est présidé par M. Christophe de Margerie. Le compte rendu des travaux du Comité pour 2011 figure au point 1.6. Les travaux du Conseil d’administration et de ses Comités en 2011 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 huit reprises en 2011. Le taux de présence pour l’ensemble des administrateurs a été de 92%. Le Comité d’audit s’est réuni à six reprises. Le taux de présence de ses membres a été de 94%. Les réunions ont comporté en particulier l’examen des points suivants : – perspectives stratégiques de la Chimie ; – politique assurances du Groupe ; – approbation du projet d’acquisition d’une participation dans le projet Gladstone LNG (GLNG) dans le Queensland en Australie ; – approbation du partenariat avec Suncor dans les sables bitumineux – approbation du projet de développement des champs d’Eldfisk Le Comité des rémunérations s’est réuni deux fois, avec un taux Le Comité de nomination et de la gouvernance s’est réuni deux fois, avec un taux de présence de 100%. Le Comité stratégique s’est réuni une fois, avec un taux de présence – comptes de l’exercice 2010 (comptes consolidés, comptes Le tableau des participations individuelles aux réunions du Conseil d’administration et des comités figure au paragraphe 5.2 du présent – principaux messages de communication financière ; – comparaison des résultats avec ceux des principales – débat sur le fonctionnement du Conseil d’administration ; – appréciation de l’indépendance des administrateurs et constat de l’absence de conflits d’intérêts ; – proposition de renouvellement de mandats d’administrateur et de nomination de nouveaux administrateurs ; Rapport du Président du Conseil d’administration – propositions de renouvellement et de nomination de membres 1.6.1. Les travaux du Comité d’audit – examen du montant des jetons de présence attribués aux administrateurs et aux membres des comités ; Lors des réunions tenues en 2011, les membres du Comité d’audit ont procédé à l’examen des sujets suivants : – examen des questions éthiques (conformité et risques de fraude, – rémunération des dirigeants mandataires sociaux ; – convocation de l’Assemblée générale annuelle et approbation des documents relatifs à cette Assemblée ; ouverture de la possibilité, pour les actionnaires, d’être convoqués et de voter par Internet ; – autorisation de procéder à la cession de la participation détenue dans CEPSA à l’occasion de l’OPA réalisée par la société IPIC. – autorisation de conclure un partenariat avec la société russe Novatek (prise de participation dans la société et partenariat – préparation de l’Assemblée générale annuelle : examen des demandes d’inscription de projet de résolutions à l’ordre du jour de l’Assemblée, à l’initiative du Comité Central d’Entreprise – compte rendu des travaux du Comité d’éthique ; – politique financière du Groupe ; – information sur une prise de participation dans un gisement d’hydrocarbures en Ouganda auprès d’une filiale de Tullow Oil Plc. – résultats du 1er trimestre 2011 ; – distribution d’un acompte sur dividende ; – comparaison des résultats avec ceux des principales – perspectives stratégiques de la branche Gaz & Énergies Nouvelles ; – accord sur le projet de dépôt d’une OPA amicale sur 60% du capital de la société SunPower Corporation ; – accord de principe sur la création d’un nouveau Comité : – information sur les résultats de l’augmentation de capital – perspectives stratégiques de la branche Raffinage & Marketing ; – résultats du 2e trimestre 2011 et du 1er semestre 2011 ; – distribution d’un acompte sur dividende ; – accord sur les modalités de fonctionnement du Comité stratégique et sur la liste de ses membres. – perspectives stratégiques de la branche Exploration & Production ; – communication financière à mi-2011 ; – attribution d’options de souscription d’actions et attribution – information sur la nouvelle organisation Aval-Chimie du Groupe ; – stratégie du Groupe et plan à 5 ans ; – résultats du 3e trimestre 2011 ; – distribution d’un acompte sur dividende ; – présentation de la politique de la Société en matière d’égalité – fixation du montant des jetons de présence à verser aux administrateurs participant au Comité stratégique. – Lors de sa réunion du 8 février, le Comité a procédé à l’examen des comptes du quatrième trimestre 2010, des résultats consolidés du Groupe et des comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère, pour l’ensemble de l’exercice 2010. Le directeur de l’Audit Groupe a présenté les conclusions des audits menés en 2010 et le plan d’audit prévu pour 2011. Il a commenté les résultats de l’évaluation du contrôle interne sur l’information financière réalisée sur l’exercice 2010 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 13 avril, le Comité a procédé à l’examen du dispositif de contrôle interne et de gestion des risques et à l’analyse des facteurs de risque décrits dans le Document de référence. Il a également examiné le processus d’évaluation des réserves d’hydrocarbures. Il a étudié le processus d’élaboration du plan long terme du Groupe. Il a été informé des processus relatifs aux indicateurs de performance non comptables portant sur l’effet de stock dans le secteur Aval. – Le Comité s’est ensuite réuni le 26 avril pour examiner les comptes – Au cours de la réunion du 26 juillet, le Comité a proposé la désignation d’un expert financier au sein du Comité afin de remplacer M. Bertrand Jacquillat qui a cessé ses fonctions. Il a examiné les comptes du deuxième trimestre et du premier semestre 2011 et a été informé de l’état de contentieux spécifiques. – Le 11 octobre, le Comité a procédé à une revue des contentieux significatifs du Groupe. Puis il a pris connaissance de l’actualisation de la cartographie des risques du Raffinage & Marketing, initiée en 2008. Il a également été informé de l’architecture d’ensemble des systèmes d’information comptable. Les commissaires aux comptes ont présenté au Comité leur analyse des points d’attention spécifiques retenus dans le cadre de leur audit des comptes 2011. Le Comité a également examiné, lors de cette réunion, le budget consacré aux honoraires des commissaires aux comptes. Les membres du Comité se sont ensuite entretenus avec les commissaires aux comptes, en dehors de la présence – Le 25 octobre, la réunion a porté sur l’examen des comptes du troisième trimestre 2011. Le Comité a été informé du respect des dispositions du Code d’éthique financière par les personnes concernées. Le Comité a examiné la cartographie des risques 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 Comité d’audit a procédé à l’examen des comptes dans les délais requis par le Code AFEP-MEDEF, soit deux jours avant l’examen Les commissaires aux comptes ont assisté à l’ensemble des réunions du Comité d’audit tenues en 2011. Lors de chaque présentation des comptes consolidés trimestriels, les commissaires aux comptes ont rendu compte de la synthèse de leurs travaux Rapport du Président du Conseil d’administration Le directeur Financier, le directeur des Comptabilités, le directeur du Contrôle interne et de l’Audit ainsi que le Trésorier ont assisté à toutes les réunions du Comité d’audit. Le Président du Comité a rendu compte au Conseil d’administration 1.6.2. Les travaux du Comité des rémunérations Lors de sa réunion du 2 février 2011, le Comité a examiné la politique de rémunération 2011 pour les dirigeants sociaux et établi les propositions de rémunération pour le Président et le Directeur général (part variable au titre de leurs fonctions en 2010) ainsi que pour le Président-directeur général, après prise en considération des rémunérations des mandataires sociaux des principales sociétés du CAC 40. Il a également statué sur les modalités de conservation des actions détenues par le Président- directeur général. Le Comité a ensuite examiné la rémunération des membres du Comité exécutif ainsi que l’orientation envisagée en matière de politique d’options de souscription d’actions et d’attribution gratuite d’actions de performance. Il a enfin pris connaissance des informations financières relevant de sa compétence. Lors de sa réunion du 1er septembre 2011, le Comité a arrêté les plans d’attribution d’options de souscription d’actions et d’attribution 1.6.3. Les travaux du Comité de nomination Lors de sa réunion du 2 février 2011, le Comité a examiné les résultats de l’évaluation annuelle des travaux du Conseil et a proposé quelques suggestions d’amélioration décrites au point 1.7.2. ci-après. 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 2011, comprenant notamment la nomination de deux femmes supplémentaires. La liste des membres des comités a également été revue. Le Comité a fait le point sur les modalités de répartition des jetons de présence alloués aux administrateurs et aux membres des comités et a décidé de ne pas proposer de modification. Le Comité a fait le point des questions éthiques en matière de conformité et risque de fraude, de conflits d’intérêts, d’initiés au regard notamment de la recommandation de l’Autorité des marchés financiers (AMF) du 3 novembre 2010. Lors de la réunion du 1er septembre 2011, le Comité a débattu de l’évolution de la composition du Conseil à prévoir pour 2012 et de l’indépendance des administrateurs. Il a proposé de continuer à renforcer la proportion de femmes siégeant au sein du Conseil. Le Comité a été informé des travaux du Comité d’Éthique et du remplacement à venir de son président. 1.6.4. Les travaux du Comité stratégique Le Comité stratégique s’est réuni pour la première fois le 14 septembre 2011. Il a pris connaissance du plan de développement des activités industrielles et commerciales du Groupe dans l’Aval et la Chimie et du projet de réorganisation soumis aux instances sociales. Le Comité a ensuite pris connaissance d’une analyse relative aux coûts dans l’énergie solaire et à la situation de la société SunPower, dont le Groupe a acquis 60% du capital en 2011. Enfin, le Comité a étudié la comparaison de la Société avec les principales sociétés pétrolières nationales et internationales ainsi que les perspectives du marché de l’énergie à l’horizon 2030. 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 suite aux réflexions menées avec le Comité de nomination et de la gouvernance dans le meilleur intérêt de la Société et en tenant compte de l’avantage que représente l’unité de commandement et de la composition des Comités qui comprennent 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’organisation, au mode de fonctionnement, à l’activité du Groupe et aux spécificités des secteurs pétrolier et gazier. Il s’exerce dans le respect des prérogatives respectives des différents organes sociaux (Assemblée générale, Conseil Les statuts de la société, les règlements intérieurs respectifs du Conseil d’administration et des Comités offrent par ailleurs les garanties nécessaires au respect des bonnes pratiques de gouvernance dans le cadre d’un mode de gestion unifié. Les statuts prévoient notamment que le conseil peut également nommer un ou deux Vice-Présidents personnes physiques. Ils prévoient également que le Conseil d’administration peut être convoqué par tous moyens et même verbalement, voire à bref délai selon l’urgence, par le Président, un Vice-Président, ou par un tiers de ses membres, à tout moment et aussi souvent que l’intérêt de la Société l’exige. Le règlement intérieur du Conseil d’administration prévoit par ailleurs que chaque administrateur est tenu de faire part au Conseil d’administration de toute situation de conflit d’intérêts, même potentiel, avec la Société ou toute autre société du Groupe et s’abstenir de participer au vote de la résolution correspondante, voire à la discussion précédant ce vote. Lors de sa réunion du 10 février 2011, le Conseil d’administration avait débattu de ses conditions de fonctionnement et avait proposé des suggestions d’amélioration qui concernaient un possible élargissement des comparaisons avec les autres compagnies et une étude plus exhaustive des opportunités du Groupe dans le secteur de l’énergie. Ces propositions ont été mises en œuvre notamment à l’occasion de la réunion du nouveau Comité stratégique et du compte rendu qui en a été fait au Conseil d’administration. Rapport du Président du Conseil d’administration Lors de sa réunion du 9 février 2012, le Conseil d’administration a débattu de ses conditions de fonctionnement sur la base d’une évaluation formalisée conduite à l’aide d’un questionnaire détaillé auquel l’ensemble des administrateurs ont répondu, ces réponses ayant ensuite été présentées pour examen au Comité de nomination et de la gouvernance et synthétisées. Cette synthèse Il est ressorti de cette évaluation formalisée une appréciation globale positive du fonctionnement du Conseil d’administration et des comités Dans sa séance du 9 février 2012, 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 2011. 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 – 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 ; – ne pas être client, fournisseur, banquier d’affaire ou banquier de financement significatif de la Société ou du Groupe et pour lequel la Société ou le Groupe représente une part – ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social ; – ne pas avoir été auditeur de la Société au cours des cinq années – 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). 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 d’ancienneté de douze ans, le Code AFEP-MEDEF précise que « la perte de la qualité d’administrateur indépendant au titre de ce critère ne devrait intervenir qu’à l’expiration du mandat au cours duquel il aurait dépassé la durée de douze ans ». Le Conseil du 9 février 2012, sur rapport du Comité de nomination et de la gouvernance, a constaté que deux administrateurs avaient, à la date du 31 décembre 2011, une ancienneté de plus de douze ans : M. Bouton et M. de Rudder. Les mandats de MM. Bouton et de Rudder ayant été renouvelés avant l’échéance des douze ans d’ancienneté lors de leur dernier renouvellement en tant qu’administrateurs, le Conseil a considéré qu’ils pouvaient être considérés comme indépendants au sens du code de l’AFEP-MEDEF. En ce qui concerne le critère des relations « significatives » de client, fournisseur, banquier d’affaires ou banquier de financement entre qui a souligné que les souhaits d’amélioration exprimés par les administrateurs en 2011 avaient été pris en compte. Le Conseil s’est donc déclaré globalement satisfait de ses conditions de fonctionnement et a proposé des suggestions d’amélioration qui concernent principalement l’approfondissement de la réflexion stratégique, déjà mise en place avec le Comité Stratégique, et dont les travaux se poursuivront pour le bénéfice du Conseil 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 un ancien dirigeant mandataire 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. De même, le Conseil a estimé que le niveau des relations d’affaires entretenues par les sociétés du Groupe avec l’un de ses fournisseurs, la société Stena AB dont M. Brock est administrateur, inférieur à 2,68% du chiffre d’affaires de cette société, ne représentait ni une part significative de l’activité globale de ce fournisseur, ni une part significative des achats du Groupe. Le Conseil a conclu que M. Brock pouvait être considéré comme administrateur indépendant. Mmes Barbizet, Coisne-Roquette, Kux et Lauvergeon, MM. Artus, Bouton, Brock, Collomb, Desmarais, Mandil, Pébereau, et de Rudder ont ainsi été considérés comme administrateurs Le pourcentage d’administrateurs indépendants au sein du Conseil dans sa composition au 31 décembre 2011 atteint 80%. Par ailleurs, le Conseil a pris acte du fait que l’ancienneté des mandats de Mme Lauvergeon, MM. Collomb et Pébereau dépassera une durée de douze ans, le 22 mars 2012 pour MM. Collomb et Pébereau, et le 25 mai 2012 pour Mme Lauvergeon, soit postérieurement à l’Assemblée Générale des actionnaires appelée à renouveler son mandat d’administrateur le 11 mai 2012. Le Conseil d’administration a estimé que pour une société dont l’activité s’inscrit dans le long terme et dont les cycles d’investissements sont supérieurs à dix ans, l’exercice prolongé d’un mandat d’administrateur ainsi que l’expérience acquise constituent un atout pour le Groupe et permettent de renforcer l’indépendance de jugement des administrateurs. Le Conseil en a conclu que le renouvellement des mandats d’administrateurs de Mme Lauvergeon, MM. Collomb et Pébereau proposé à l’Assemblée Générale du 11 mai 2012 n’est pas de nature à remettre en cause leur indépendance pour 2012 au sens du code AFEP-MEDEF, compte tenu de leur indépendance de jugement. Le Conseil d’administration a, par ailleurs, examiné les situations des administrateurs dont la nomination ou la ratification seront proposées à l’Assemblée générale des Actionnaires le 11 mai 2012. Mme Idrac et M. Lamarche ont été considérés administrateurs Rapport du Président du Conseil d’administration 1.9. Informations complémentaires sur les membres du Conseil d’administration Le Conseil d’administration a, par ailleurs, noté l’absence de conflit d’intérêts potentiel entre les devoirs des administrateurs à l’égard de la Société, et leurs intérêts privés. 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 1.10. Contrôle interne et gestion des risques 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 du règlement CE n° 809 / 2004 du 29 avril 2004. La Direction Générale veille de manière constante à maintenir un dispositif de contrôle interne efficace, fondé sur des principes d’organisation clairs, un dispositif d’identification et de gestion des risques approprié et des instances de gouvernance et activités de contrôles adaptées. Le référentiel de contrôle interne retenu par le Groupe 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 de la conduite des opérations, la fiabilité des informations comptables et financières, la conformité aux lois et réglementations en vigueur et la protection des actifs. Comme tout système de contrôle interne, il ne peut cependant fournir une garantie absolue que tout risque soit totalement éliminé. Le système de contrôle interne du Groupe est construit autour d’une organisation opérationnelle en trois niveaux : Groupe, secteurs d’activité et entités. 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 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 principes de contrôle s’inscrivent dans le cadre des règles de gouvernement d’entreprise 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 secteurs d’activité. Ces règles sont destinées à permettre au Conseil d’administration de s’assurer de la qualité du contrôle interne et de la fiabilité de l’information fournie aux actionnaires Le système de contrôle interne et de gestion des risques du Groupe s’articule autour des cinq composantes décrites ci-après L’environnement de contrôle du Groupe s’appuie en priorité sur des valeurs clés profondément ancrées dans sa culture, telles que l’intégrité et l’éthique, et sur la compétence du personnel. Les valeurs et principes de comportement du Groupe ont été formalisés dans le Code de conduite et la Charte éthique diffusés à l’ensemble des collaborateurs et disponibles sur le site Internet du Groupe, et au sein du Code d’éthique financière 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 secteurs d’activité ou du Groupe. 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. Plus spécifiquement, depuis 2009 dans le cadre des priorités d’actions définies par la Direction Générale, des politiques et programmes d’intégrité et de conformité sont déployés au niveau C’est ainsi que fin 2009, le Comité exécutif a formellement approuvé une politique et un programme de conformité destinés à prévenir la corruption, qui ont été déclinés en 2011 dans une directive Conformité Anti-corruption de manière à fournir des règles de conduite claires aux collaborateurs du Groupe au cas où ils seraient confrontés à des risques de corruption. Ce référentiel a vocation à être complété par des procédures spécifiques, dont la première relative aux « Représentants traitant avec des Agents Publics » a été publiée fin 2011. Un module d’apprentissage en ligne (e-learning), en 12 langues, a été conçu et a permis, en 2011, à plus de 35 000 collaborateurs de se former et d’obtenir, à l’issue d’un test, leur certificat. Une politique et un programme d’intégrité ont été également adoptés en 2011, visant à renforcer les politiques du Groupe en matière de prévention et de traitement des fraudes de toutes natures. La mise en place d’un réseau coordonné de Responsables Conformité et de Coordonnateurs Risques de fraude, au sein des différentes entités et filiales du Groupe pour assurer, localement, la diffusion et l’application des programmes de conformité anti-corruption et d’Intégrité, a complété ce dispositif. L’encadrement supérieur du Groupe est régulièrement sensibilisé au contenu et à l’importance des règles de comportement formalisées dans le Code de conduite. Chaque responsable opérationnel et financier de centre de profit ou entité s’engage annuellement sur le respect des règles de contrôle interne et sur la sincérité de Rapport du Président du Conseil d’administration 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 fondée en particulier sur des règles déontologiques internes au Groupe. Ces règles sont régulièrement actualisées et largement diffusées notamment aux collaborateurs ayant une position d’initié permanent ou occasionnel au sein du Groupe. d’évaluation et de gestion 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 Groupe, des fonctions de contrôle interne, du contrôle de gestion et de l’audit interne. Le Comité risques Groupe, créé en avril 2011, veille à structurer le dispositif global de gestion des risques et à l’existence et l’efficacité de systèmes de management des risques adaptés aux enjeux du Groupe. Le Comité risques Groupe comprend les directeurs de directions fonctionnelles centrales ainsi que les secrétaires généraux ou directeurs financiers des secteurs d’activité. Le Comité risques Groupe s’appuie sur les travaux des secteurs d’activité et des directions fonctionnelles qui poursuivent en parallèle leurs travaux de cartographies des risques, dont elles présentent régulièrement l’avancement depuis trois ans au Comité d’Audit. Le Comité Risques (CORISK) est en charge de l’analyse des investissements soumis à l’approbation du Comité exécutif et 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 secteurs d’activité. 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, et notamment de la couverture appropriée en matière d’assurances. Les activités de contrôle et notamment des systèmes de reporting financier sont conçus de façon à tenir compte de la spécificité des risques identifiés et du niveau de délégation accordé aux secteurs d’activité, aux centres de profit ou entités. 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 (CORISK) dont les évaluations 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 En outre, les engagements hors-bilan consolidés font l’objet d’un reporting trimestriel par la direction des Comptabilités dans le cadre des clôtures des comptes consolidés. Le manuel de reporting financier comprend une procédure d’identification et de remontée 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 La direction du Financement-Trésorerie assure le contrôle et la gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux Rapport du Président du Conseil d’administration 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. Au niveau des centres de profit ou des entités, 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 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, chartes et procédures appliqués par les secteurs d’activités du Groupe. 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 fraudes et autres infractions dans le domaine du traitement Afin 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 font 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 Environnement et Société. 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 entités 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 investis - sements, 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 entités sont responsables de la déclinaison des règles du Groupe en procédures détaillées, adaptées à leur taille ou 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 entités, pour les parties qui les concernent. Le Comité exécutif a créé en juillet 2011 une direction du Contrôle interne Groupe chargée dorénavant d’assurer le pilotage du contrôle interne du Groupe et notamment : – structurer et maintenir le dispositif global de contrôle interne, œuvrer à sa diffusion et à son appropriation dans l’ensemble du Groupe, ainsi qu’à son amélioration continue ; – s’assurer de la conformité du Groupe aux réglementations relatives au contrôle interne sur l’information financière (en particulier la loi Sarbanes-Oxley et la loi de Sécurité Financière) ; – coordonner les dispositifs de gestion des risques au niveau du Groupe, notamment en matière de lutte contre la fraude et contribuer à l’ensemble des démarches de la politique Les fonctions Contrôle interne et Audit Groupe sont les deux composantes de la nouvelle direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe (DCIAG), rattachée au Comité exécutif en la personne L’audit du système de contrôle interne incombe principalement à la fonction centrale d’Audit Groupe. 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 2011, la direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe a employé 70 collaborateurs et a réalisé plus de 150 missions. Le directeur du Contrôle interne et 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 2011, en conformité avec la section 404 de la loi Sarbanes-Oxley, avec l’implication des principales entités du Groupe et de la direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe. Sur la base de ces revues internes, la Direction Générale a une assurance raisonnable que le contrôle interne sur Rapport du Président du Conseil d’administration Ces travaux internes, qu’il s’agisse des audits ou des contrôles opérationnels, font l’objet, en cas d’identification de zones de progrès, de plans d’actions correctrices dont la mise en œuvre est étroitement suivie par les opérationnels et par la direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe. 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 Les Commissaires aux Comptes ont revu au cours de l’exercice 2011 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 ses principales entités 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. 1.11. Modalités particulières relatives à la participation des actionnaires 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 1.12. 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. 1.13. Principes et règles applicables à la détermination de la rémunération et des autres avantages perçus par les dirigeants mandataires 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 mandataires sociaux : Le Conseil d’administration suit l’évolution des parts fixe et variable de la rémunération des dirigeants mandataires sociaux sur plusieurs années au regard des performances de l’entreprise. – La rémunération des dirigeants mandataires 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 à l’intérieur de l’entreprise. – Il n’existe pas de régime de retraite spécifique aux dirigeants mandataires sociaux. Ceux-ci bénéficient d’une indemnité de départ à la retraite et des régimes de retraite applicables à certaines catégories de salariés du Groupe dans les conditions La rémunération des dirigeants mandataires sociaux est fonction du marché, du travail effectué, des résultats obtenus et de la – Les options sur actions et les actions de performance ont pour objet de renforcer, sur la durée, la convergence d’intérêts des dirigeants mandataires sociaux avec les actionnaires. – La rémunération des dirigeants mandataires sociaux comporte une part fixe et une part variable. La part fixe est revue avec une L’attribution d’options et d’actions de performance aux dirigeants mandataires sociaux est examinée au regard de tous les éléments de rémunération du dirigeant mandataire social concerné. – Le montant de la part variable est revu chaque année et 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 faisant l’objet d’un réexamen périodique par le Conseil d’administration. Les critères quantitatifs sont peu nombreux, objectifs, mesurables et adaptés La part variable rémunère la performance à court terme et les progrès accomplis pour préparer les développements à moyen terme. Elle est déterminée en cohérence avec l’évaluation faite annuellement des performances des dirigeants mandataires sociaux et la stratégie à moyen terme de l’entreprise. Aucune décote n’est appliquée lors de l’attribution des options Une périodicité régulière des attributions permet d’éviter tout L’exercice des options et l’attribution définitive des actions de performance dont bénéficient les dirigeants mandataires sociaux sont soumises à des conditions de performance à satisfaire sur Le Conseil d’administration détermine les règles relatives à la conservation d’une fraction des actions détenues par levée d’options, ainsi que des actions de performance définitivement Rapport du Président du Conseil d’administration 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 9 février 2012 après examen par les comités du Conseil des sections relevant de leurs compétences respectives. Président du Conseil d’administration et Directeur Général attribuées, applicables aux dirigeants mandataires sociaux jusqu’à la cessation du mandat social. Les dirigeants mandataires sociaux ne peuvent se voir attribuer des options sur actions ou des actions de performance au – Les dirigeants sociaux doivent détenir au bout de trois ans d’exercice de leur mandat une quantité d’actions de la société – Les éléments de rémunérations des dirigeants mandataires sociaux sont rendus publics après la réunion du Conseil Rapport des commissaires au comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) Exercice clos le 31 décembre 2011 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. 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 2011. 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. – 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 – 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. Nous attestons que le rapport du Président du Conseil d’administration comporte les autres informations requises à l’article L. 225-37 Paris-La Défense, le 23 mars 2012 3.1. Modalité d’exercice de la Direction Générale Sur proposition du Comité de nomination et de la gouvernance, le Conseil d’administration lors de sa réunion du 21 mai 2010 a décidé 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 de TOTAL S.A. Le mode d’exercice unifié retenu est apparu au Conseil d’adminis - tration 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 (pour une information plus détaillée sur les raisons du choix du mode d’exercice unifié, se reporter au paragraphe 1.7.1 Le mode d’exercice retenu demeurera en application jusqu’à Le Comité exécutif (COMEX), sous la responsabilité du Président- directeur général, constitue l’instance de direction du Groupe. – Michel Bénézit (directeur général Raffinage & Marketing) ; Il met en œuvre les orientations stratégiques déterminées par le Conseil d’administration et autorise les investissements corres- pondants, sous réserve de l’accord du Conseil d’administration pour les investissements qui excèdent 3% des fonds propres, ou de l’information du Conseil pour les investissements excédant En 2011, le COMEX s’est réuni au minimum deux fois par mois, sauf au mois d’août où il s’est réuni une seule fois. Au 31 décembre 2011, les membres du COMEX de TOTAL étaient les suivants : – Christophe de Margerie, Président du COMEX – François Cornélis, Vice-Président du COMEX – Jean-Jacques Guilbaud (secrétaire général) ; – Patrick de La Chevardière (directeur Financier). Dans le contexte de la réorganisation de ses secteurs Aval et Chimie, le COMEX de TOTAL a été modifié au 1er janvier 2012. À cette date, les membres du COMEX de TOTAL sont : – Christophe de Margerie, Président du COMEX – Philippe Boisseau (directeur général Supply-Marketing) ; – Yves-Louis Darricarrère (directeur général Exploration-Production et Gaz & Énergies Nouvelles) ; – Jean-Jacques Guilbaud (secrétaire général) ; – Patrick de La Chevardière (directeur Financier) ; – Patrick Pouyanné (directeur général Raffinage-Chimie). 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 Au 31 décembre 2011, le CODIR rassemblait, aux côtés des membres du COMEX, vingt-deux dirigeants des différentes René Chappaz, Peter Herbel, Jean-Marc Jaubert, Manoelle Marc Blaizot, Philippe Boisseau, Arnaud Breuillac, Michel Hourcard, Pierre Barbé, Alain Champeaux, Bertrand Deroubaix, Eric de Menten, Françoise Leroy, Jacques Maigné, Bernard Pinatel, Patrick Pouyanné. Au 16 janvier 2012, le CODIR rassemblait, aux côtés des membres du COMEX, vingt-cinq dirigeants des différentes directions René Chappaz, Peter Herbel, Jean-Marc Jaubert, Helle Kristoffersen, Manoelle Lepoutre, Françoise Leroy, Jean-François Marc Blaizot, Arnaud Breuillac, Olivier Cleret de Langavant, Isabelle Gaildraud, Michel Hourcard, Jacques Marraud des Grottes. Pierre Barbé, Bertrand Deroubaix, Jacques Maigné, Jean-Jacques Benoît Luc, Momar Nguer, Jérôme Paré, Jérôme Schmitt. 1 / 2, place des Saisons, 92400 Courbevoie-Paris-La Défense, Cedex 1 Date de nomination : 14 mai 2004 Renouvelé le 21 mai 2010 pour six exercices 1, cours Valmy, 92923 Paris-La Défense Date de nomination : 13 mai 1998 Renouvelé le 21 mai 2010 pour six exercices 1 / 2, place des Saisons, 92400 Courbevoie-Paris-La Défense, Cedex 1 Date de nomination : 21 mai 2010 pour six exercices 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. 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 en millions d’euros (HT) en millions d’euros (HT) TOTAL S.A. 3,0 3,0 15,7 16,9 3,0 3,2 15,2 16,0 Filiales intégrées globalement 12,6 12,2 66,0 68,5 11,1 11,9 56,4 59,5 TOTAL S.A. 0,1 0,2 0,5 1,1 1,0 0,8 5,1 4,0 Filiales intégrées globalement 1,8 0,5 9,4 2,8 2,8 2,8 14,2 14,0 Sous total 17,5 15,9 91,6 89,3 17,9 18,7 90,9 93,5 Juridique, fiscal, social 1,4 1,7 7,3 9,6 1,6 1,2 8,1 6,0 Autres 0,2 0,2 1,1 1,1 0,2 0,1 1,0 0,5 Sous total 1,6 1,9 8,4 10,7 1,8 1,3 9,1 6,5 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 2011, le montant global des jetons de présence versés aux membres du Conseil d’administration s’est élevé à 1,07 million d’euros, étant précisé qu’il y avait quinze administrateurs au 31 décembre 2011, Les modalités de répartition du montant global des jetons de présence au titre de 2011 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 adminis- trateur aux travaux du Conseil d’administration et de ses Comités. Lors de sa réunion du 27 octobre 2011, le Conseil d’administration a décidé de fixer les modalités de répartition des jetons de présence et les montants fixes et variables par réunion, comme suit, pour tenir compte de la création du Comité stratégique : – une partie fixe annuelle de 20 000 euros par administrateur (calculée 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, du Comité des rémunérations ou du Comité stratégique ; – 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 par déplacement venant d’un pays hors 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. 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, 1er et 2e alinéas) figure au paragraphe 5.7.3 du présent chapitre. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.2. Participation des administrateurs aux réunions du Conseil d’administration et des Comités en 2011 Conseil Comité Comité des Comité de Comité d’administration d’audit rémunérations nomination stratégique (a) Christophe de Margerie 8 - - - 1 Patrick Artus 7 - 2 - 1 Patricia Barbizet 8 6 - - 1 Daniel Bouton 8 - - - 1 Gunnar Brock 8 - - - 1 Claude Clément 7 - - - 1 Marie-Christine Coisne-Roquette (b) 3 2 - - 1 Paul Desmarais Jr 5 - - - - Bertrand Jacquillat (c) 5 3 - - - Barbara Kux (d) 2 - - - - Anne Lauvergeon 8 - - - 1 Peter Leven of Portsoken (e) 2 - - - - Claude Mandil 8 - - - 1 Thierry de Rudder 8 6 - - 1 (a) Comité dont le principe et la création ont été approuvés le 28 avril 2011 par le Conseil d’administration. Ce comité s’est réuni pour la 1re fois le 14 septembre 2011. (b) Administrateur et membre du Comité d’audit à compter du 13 mai 2011. (c) Administrateur et membre du Comité d’audit jusqu’au 13 mai 2011. (d) Administrateur à compter du 13 mai 2011. (e) Administrateur jusqu’au 13 mai 2011. (se reporter également aux tableaux récapitulatifs du paragraphe La rémunération de M. de Margerie au titre de son mandat de Président-directeur général a été fixée par le Conseil d’administration, sur proposition du Comité des rémunérations dans le respect 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. – la rentabilité des capitaux propres (return on equity) pour un maximum de 50% du traitement de base ; – 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). Chaque indicateur pèse pour un montant maximum de 25% du traitement de base. 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 déterminés en ligne avec la stratégie du Groupe, notamment la performance Hygiène Sécurité Environnement (HSE) et l’accrois - sement des productions et des réserves d’hydrocarbures. Pour ce qui concerne l’exercice 2011, le Conseil d’administration du 9 février 2012, sur proposition du Comité des rémunérations, après avoir constaté que les objectifs de contribution personnelle du Président-directeur général ont été considérés comme très majori - tairement atteints et examiné le niveau de réalisation des critères de performance économiques, a fixé la part variable du Président-directeur traitement de base), cette part variable étant versée en 2012. (1) ExxonMobil, BP, Shell et Chevron. Rémunération des organes d’administration et de direction Ainsi, la rémunération brute totale versée à M. de Margerie au titre de ses fonctions de Président-directeur général s’est composée d’un salaire de base fixe de 1 500 000 euros, ainsi que d’une part variable de 1 530 000 euros au titre de l’exercice 2011, qui sera rémunération brute totale de M. de Margerie au titre de son mandat de Président-directeur général, pour la période comprise entre le se décomposant en un salaire de base de 919 355 euros et une part variable, versée en 2011, d’un montant de 1 058 408 euros. Pour mémoire, la rémunération brute totale de M. de Margerie au titre de son mandat de Directeur Général, pour la période comprise entre se décomposant en un salaire de base de 507 097 euros et une part variable, versée en 2011, d’un montant de 523 262 euros. La M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction au titre de son mandat de Président-directeur général et de la couverture maladie dont bénéficient les salariés du Groupe et du régime de prévoyance applicable aux dirigeants du Groupe (se reporter au paragraphe 5.5 Le montant global des rémunérations directes et indirectes de toute nature perçues en 2011 des sociétés françaises et étrangères du Groupe, par l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe (membres du Comité directeur et Trésorier) en fonction au 31 décembre 2011, s’est élevé à 20,4 millions d’euros (vingt-neuf personnes), dont 9 millions d’euros pour les membres du Comité exécutif (six personnes). La partie variable a représenté 42,4% de ce montant global de 20,4 millions d’euros. La liste des principaux dirigeants du Groupe au 31 décembre 2011 était la suivante (vingt-neuf personnes, contre vingt-cinq personnes (article L. 225-102-1, alinéa 3 du Code de commerce) 1) Le Président-directeur général bénéficie, 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). Il bénéficie 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 au Président-directeur général, est décrit au point 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 2011, le cumul des montants de tous les régimes de retraite confondus représenterait 22,31% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2011 (part fixe 2011 et part variable au titre de l’exercice 2010, 2) Le Président-directeur général bénéficie 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 36 372 euros pour 2012), montant au-delà duquel il n’existe pas de système légal ou (1) Président-directeur général et Président du Comité exécutif. Rémunération des organes d’administration et de direction Le bénéfice de ce régime supplémentaire de retraite est subor - donné 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 est égal à la somme de 1,8% de la part de la rémunération de référence comprise entre 8 et 40 plafonds annuels de la sécurité sociale et 1% de la part de la rémunération de référence comprise entre 40 et 60 plafonds annuels de la sécurité sociale, multipliée par le nombre d’années d’ancienneté limité à 20 ans. Cette pension de retraite est indexée sur l’évolution du point ARRCO et strictement plafonnée dans les conditions décrites au point 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 2011, une pension annuelle de retraite correspondant à 18,01% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2011. 3) Le Président-directeur général bénéficie également d’un engagement de versement d’une indemnité de départ à la retraite d’un montant égal à celui prévu 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 du Code de commerce, l’indemnité est soumise à des conditions liées à la performance du bénéficiaire L’indemnité de départ à la retraite n’est pas cumulable avec l’indemnité de départ décrite au point 5 ci-dessous. 4) Le Président-directeur général bénéficie également du même régime de prévoyance que les salariés, garantissant des indemnités ou rentes complémentaires en cas d’incapacité temporaire de travail et d’invalidité ainsi que d’un régime de prévoyance à la charge de la Société, applicable aux 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 et, en cas d’infirmité permanente accidentelle, un capital proportionnel au taux 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 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 Conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, 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 révocation ou de non renouvellement de mandat du Président-directeur général visé au point 5 ont été approuvés le 21 mai 2010 par le Conseil d’administration et l’Assemblée 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 \- 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 Conformément au Code AFEP-MEDEF, le Conseil d’administration a décidé que le versement des indemnités de départ est soumis à des conditions de performance exigeantes, combinant à la fois des critères de performance internes et 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 Le critère du ROACE, utilisé par la plupart des compagnies intervenant dans les secteurs pétrolier et gazier, a été également retenu car il 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 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 au titre de l’exercice 2011 des engagements de retraite visés aux points 1 et 2 ci-dessus Rémunération des organes d’administration et de direction pris par la Société au profit de ses mandataires sociaux, M. Desmarest a bénéficié, en raison de ses fonctions passées dans le Groupe, d’un complément de retraite annuelle égal à environ 562 354 euros (valeur 31 décembre 2011) indexée 9) Le montant des engagements du Groupe, pour la totalité des régimes de retraite et assimilés de ses mandataires sociaux, s’élève, au 31 décembre 2011, à la somme de 31,2 millions d’euros. Date de début de mandat : février 2007 (a) Date de fin du mandat en cours : appelée en 2012 à statuer sur les comptes dus à raison de la cessation (a) Directeur Général depuis le 13 février 2007 et Président-directeur général depuis le 21 mai 2010. 21 mai 2010. Le détail de ces engagements est précisé dans les points 3 et 7 ci-dessus. L’indemnité de départ à la retraite n’est pas cumulable avec l’indemnité de départ décrite ci-dessus. (c) Soit une pension annuelle qui représenterait, au 31 décembre 2011, 18,01% de la rémunération annuelle perçue en 2011. (d) Soit une charge de 2 121 euros comptabilisée au titre de l’exercice 2011 au bénéfice de M. de Margerie. du 21 mai 2010. Le détail de ces engagements est précisé dans les points 5 et 7 ci-dessus. 5.6. Politique d’attribution des options sur actions Les plans d’options de souscription ou d’achat d’actions et les plans d’attribution gratuite d’actions, mis en place par TOTAL S.A., portent exclusivement sur des actions TOTAL, aucune option ou attribution gratuite n’étant consentie par TOTAL S.A. sur des actions de filiales cotées du Groupe. Chaque attribution est décidée par le Conseil d’administration, sur proposition du Comité des rémunérations. Pour chaque plan, le Comité des rémunérations propose la liste des bénéficiaires, les conditions ainsi que le nombre d’options ou d’actions gratuites respectivement attribuées à chacun d’eux, cette liste et les modalités d’attribution étant ensuite définitivement arrêtées par le Conseil 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 décote. L’exercice des options est soumis à une condition de présence dans le Groupe et à des conditions de performance, liées au taux de rentabilité des capitaux propres (ROE) du Groupe, qui varient selon les plans et les catégories de bénéficiaires. Depuis 2011, l’intégralité des options attribuées est soumise à des conditions de performance. Sous réserve que la condition de présence et les conditions de performance applicables soient remplies, 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. Toutefois, pour les plans d’options de souscription d’actions 2007 à 2011, 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 de deux ans à l’issue de laquelle les options deviennent exerçables. 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) 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. 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 sont ensuite tenus de les conserver pendant au moins deux ans (période de conservation). Pour les bénéficiaires sous contrat d’une société non française à la date d’attribution, la période d’acquisition des actions attribuées gratuitement est susceptible d’être portée à quatre ans ; dans cette hypothèse, aucune période de conservation des actions n’est applicable. Depuis 2011, l’intégralité des actions attribuées aux cadres dirigeants sont soumises à des conditions de performance. Les attributions gratuites d’actions ou d’options complètent, sur la base des 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 (pour une information complémentaire, se reporter au paragraphe 6.2 du présent chapitre). Les attributions gratuites d’actions et d’options de souscription ou d’achat d’actions au Président-directeur général sont soumises à des conditions de performance spécifiques décrites au paragraphe Rémunération des organes d’administration et de direction 5.6.2. Attribution au dirigeant mandataire social Le Président-directeur général bénéficie d’attributions d’options de souscription d’actions dont l’exercice est subordonné depuis 2007 à une condition de présence et à des conditions de performance fondées sur les ROE et ROACE du Groupe. Les raisons du choix de ces critères sont détaillées au point 7 du paragraphe 5.5 ci-dessus. Conformément à l’article L. 225-185 du Code de commerce, le Conseil d’administration a décidé, pour les plans d’options de souscription d’actions 2007 à 2011, 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 plus-values 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 Depuis 2011, le Président-directeur général bénéficie d’attribution gratuite d’actions dont l’attribution définitive est soumise à une condition de présence et à des conditions de performance. Le Conseil d’administration a décidé, dans le cadre de l’attribution du 14 septembre 2011 d’actions de performance TOTAL, que le Président-directeur général sera tenu de conserver au nominatif pur, jusqu’à la cessation de ses fonctions, 50% des plus-values d’acquisition nettes des impôts et contributions afférentes des actions des plans d’attribution d’actions de performance. Lorsque le Président-directeur général détiendra 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 sa 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 devra s’appliquer à nouveau. Compte tenu de cette obligation de détention, la disponibilité des actions de performance n’est pas conditionnée à l’achat d’actions 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 2011 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 tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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 tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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%. 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 – 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%. 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%. Rémunération des organes d’administration et de direction Le Président-directeur général n’a pas bénéficié d’attribution gratuite d’actions dans le cadre des plans 2006 à 2010. Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2009 a été de 100%. Plan 2011 d’attribution gratuite d’actions : le Conseil d’administration a décidé que sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, le nombre d’actions définitivement attribuées au Président-directeur général sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROE du Groupe tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROACE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’acquisition 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%. Plan 2011 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 (autre que le Président-directeur général), les options seront soumises à une condition de performance qui est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs – 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 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 Président- (1) Les dirigeants (hors Président-directeur général) sont des salariés non mandataires sociaux. \- les 3 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options seront définitivement \- 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 – 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 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. – 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 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. – 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 Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2009 a été de 100%. Plan 2011 d’attribution gratuite d’actions : le Conseil d’adminis tration a décidé que, pour les dirigeants (1) (autre que le Président-directeur général), le nombre d’actions définitivement attribuées sera fonction de la condition de performance définie ci-dessous. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; Rémunération des organes d’administration et de direction – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Par ailleurs le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire (autre que le Président-directeur général et les dirigeants) bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, les actions au-delà de ce nombre seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, 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 à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs – 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 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 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. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; 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 – 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 En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’acquisition a été de 100% pour le plan 2009. 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, 5.7. Tableaux récapitulatifs concernant les mandataires sociaux (Code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées) 5.7.1. Synthèse des rémunérations et des options et actions Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Valorisation des actions gratuites attribuées au cours de l’exercice (d) 437 440 - (b) M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction et de la couverture maladie dont bénéficient les salariés du Groupe et du régime de prévoyance applicable aux dirigeants du Groupe (se reporter au paragraphe 5.5 du présent chapitre). (c) Le détail de l’attribution des options au cours de l’exercice 2011 est disponible au paragraphe 5.7.4 du présent chapitre. 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). (d) La valorisation des actions attribuées a été calculée le jour de l’attribution. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.7.2. Rémunérations du dirigeant mandataire social Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Rémunération exceptionnelle - - - - Jetons de présence - - - - (a) Part variable versée au titre de l’exercice antérieur. Pour une information plus détaillée sur les critères, se reporter au paragraphe 5.3 du présent chapitre. (c) Les paramètres 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 2011 ont été considérés comme très majoritairement atteints. (e) M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction, de la couverture maladie dont bénéficient les salariés du Groupe et du régime de prévoyance applicable aux dirigeants du Groupe (se reporter au paragraphe 5.5 du présent chapitre). 5.7.3. 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, 1er et 2e alinéas) (Montant brut - en euros) 2011 2010 Christophe de Margerie (a) (b) (b) Marie-Christine Coisne-Roquette (g) 48 460 - Barbara Kux (a) 26 770 - (b) Pour le Président-directeur général, voir les tableaux récapitulatifs des rémunérations figurant au paragraphe 5.7.2 du présent chapitre. Le Président- directeur général n’a pas perçu de jetons de présence au titre de ses fonctions d’administrateur. (c) Membre du Comité des rémunérations depuis le 21 mai 2010. euros), la rémunération fixe et variable au titre de ses fonctions de Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010 (751 407 euros), l’indemnité de départ à la retraite (492 963 euros) ainsi que les pensions de retraite perçues (320 341 euros). (e) Administrateur depuis le 21 mai 2010. (g) Administrateur depuis le 13 mai 2011 et membre du Comité d’audit à compter du 13 mai 2011. (h) Administrateur jusqu’au 13 mai 2011 et membre du Comité d’audit jusqu’au 13 mai 2011. (i) Administrateur depuis le 13 mai 2011. (j) Administrateur jusqu’au 13 mai 2011. 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 et M. Desmarest, président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010. Les rémunérations indiquées (à l’exception de celle du Président-directeur général, de MM. Desmarest et Clément), correspondent uniquement aux jetons de présence (montant brut) versés au titre de l’exercice considéré. En outre, il n’existe aucun contrat de service liant un administrateur à TOTAL S.A. ou à l’une de ses filiales qui prévoirait l’octroi d’avantages Rémunération des organes d’administration et de direction 5.7.4. Options de souscription ou d’achat d’actions attribuées durant l’exercice 2011 Le détail des plans d’options au dirigeant mandataire social figure au paragraphe 5.9.3 du présent chapitre. Président-directeur général 14 / 09 / 2011 la condition est basée sur la (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 2011, le Conseil d’administration a prévu que, pour le Président-directeur général, le nombre d’options de souscription susceptibles d’être exercées, à l’issue du différé d’exercice de deux ans, sera fonction de l’atteinte de conditions de performance (voir paragraphe 5.6.2. du présent chapitre). 5.7.5. Options de souscription ou d’achat d’actions levées durant l’exercice 2011 Le détail des plans d’options pour le dirigeant mandataire social figure au paragraphe 5.9.3 du présent chapitre. Christophe de Margerie Plan 2003 113 576 32,84 Président-directeur général 16 / 07 / 2003 Rémunération des organes d’administration et de direction 5.7.6. Actions gratuites attribuées durant l’exercice 2011 au dirigeant mandataire social la condition est basée sur la (a) La valorisation des actions attribuées a été calculée au jour de l’attribution. 5.7.7. Actions gratuites définitivement attribuées durant l’exercice 2011 au dirigeant Christophe de Margerie Plan 2009 - - Président-directeur général 15 / 09 / 2009 Administrateur représentant les salariés actionnaires 15 / 09 / 2009 - Rémunération des organes d’administration et de direction 5.8. 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 2011 : Plan 2003 (b) (d) : Options de souscription Plan 2004 (d) : Options de souscription Plan 2005 (d) : Options de souscription Plan 2006 (d) : Options de souscription Plan 2007 (d) (e) : Options de souscription Plan 2008 (d) (e) (f) : Options de souscription Plan 2009 (d) (e) (g) : Options de souscription Plan 2010 (d) (e) : Options de souscription Plan 2011 (d) (e) : Options de souscription Prix d’exercice : 33,00 euros ; rabais : 0,0% Autres salariés - - - - (a) Afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, le Conseil d’administration du 14 mars 2006 a décidé conformément aux dispositions 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 Rémunération des organes d’administration et de direction 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 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 (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) Le taux d’attribution des options, lié à la condition de performance, était de 100% pour le plan 2009. 5.9. Suivi des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL au 31 décembre 2011 5.9.1. Historique général des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL Type d’options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription \- C. Clément n / a n / a n / a n / a n / a n / a n / a - - - (en euros) (e) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 \- Annulées en 2011(f) (g) (738 534) (28 208) (16 320) (17 380) (16 080) (13 260) (14 090) (85 217) (1 000) (930 089) \- Exercées en 2011 (4 995 910) (216 115) - - - (200) - (2 040) (9 400) (5 223 665) (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 conformément aux dispositions 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 à la note 25, points A, B et C de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9). (g) Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2009 a été de 100%. 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 2011, les actions correspondantes représenteraient 1,85% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. 5.9.2. Options de souscription et d’achat d’actions TOTAL de l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe au 31 décembre 2011 (Comité directeur et Trésorier) Type d’options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription (en euros) (a) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 durant l’exercice 2011 (277 119) - - - - - - - - (277 119) durant l’exercice 2011 - - - - - - - (59 000) - (59 000) (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 à la note 25, points A, B et C de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9). (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 conformément aux dispositions 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. 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 paragraphe 5.6.2 du présent chapitre). Pour le plan 2011 d’options de souscription d’actions, toutes les options sont soumises D’autre part, M. Clément, administrateur représentant les salariés actionnaires, n’a exercé aucune option en 2011 et n’a bénéficié d’aucune option de souscription d’actions au titre du plan 2011. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.9.3. Options de souscription et d’achat d’actions TOTAL de M. de Margerie, Type d’options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription (en euros) (a) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 durant l’exercice 2011 (113 576) - - - - - - - - (113 576) durant l’exercice 2011 - - - - - - - - - - (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 à la note 25, points A, B et C de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9). (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 conformément aux dispositions 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. Le Conseil d’administration a assorti de conditions de performance les attributions consenties au Président-directeur général dans le cadre des plans 2007 à 2011 (voir paragraphe 5.6.2 du présent chapitre). Pour le plan 2009, le taux d’attribution des options, lié aux conditions Les options du Président-directeur général existantes au 31 décembre 2011 représentent 0,058% (1) du capital social potentiel de la Société M. Desmarest, Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010, n’a pas bénéficié des plans 2008 à 2011 d’options de souscription d’actions. En outre, il n’a pas bénéficié des plans d’attribution gratuite d’actions 2005 à 2011. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.9.4. 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 aux dix salariés de TOTAL S.A. et de toute société comprise dans le périmètre du Groupe, par les dix salariés de TOTAL S.A. et de toute (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 à la note 25, points A, B et C de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9). Rémunération des organes d’administration et de direction 5.10. Historique des attributions gratuites d’actions TOTAL 5.10.1. 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 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 seront émises. 5.10.2. Répartition des attributions gratuites d’actions de performance TOTAL La répartition des attributions gratuites d’actions de performance TOTAL entre catégories de bénéficiaires (principaux dirigeants, cadres dirigeants et autres salariés) est la suivante : (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 et 2009, 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 à l’exception du plan 2011. En effet, le 14 septembre 2011, le Conseil d’administration de TOTAL S.A. a décidé d’attribuer 16 000 actions de performance à M. de Margerie. (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 (e) Hors attributions réalisées dans le cadre du plan mondial 2010 d’attribution gratuite d’actions. Rémunération des organes d’administration et de direction Les actions de performance, 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 paragraphe 5.6.1 du présent chapitre). 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. 5.11. Suivi des plans d’attributions gratuites d’actions TOTAL 5.11.1. Suivi des plans d’attributions gratuites d’actions de performance TOTAL Cours de clôture à la date d’attribution (c) 52,13 € 50,40 € 61,62 € 35,945 € 41,615 € 39,425 € 32,69 € Cours moyen unitaire d’achat des actions par la Société 51,62 € 51,91 € 61,49 € 41,63 € 38,54 € 39,11 € 39,58 € \- Attribuées définitivement en 2011 (f) (800) (g) (700) (g) (792) (g) (356) (g) (2 928 122) (1 836) - (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 (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 (d) Thierry Desmarest, Président du Conseil d’administration de TOTAL S.A. jusqu’au 21 mai 2010 et Christophe de Margerie, Directeur Général depuis le 13 février 2007, puis Président-directeur 9 septembre 2008, 15 septembre 2009 et 14 septembre 2010. En outre, Thierry Desmarest n’a pas bénéficié de l’attribution gratuite d’actions décidée par le Conseil d’administration ailleurs, Daniel 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 décision du Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 15 septembre 2009. Enfin, Claude Clément, administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires depuis avait bénéficié de l’attribution de 240 actions de performance au titre de la décision du Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 14 septembre 2010. (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) Pour le plan 2010, attributions définitives à la suite du décès des bénéficiaires des actions. (g) 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 2011, les actions correspondantes représenteraient 0,27% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.11.2. Suivi du plan mondial d’attributions gratuites d’actions TOTAL (2 + 2) (b) (4 + 0) (c) Existantes au 1er janvier 2010 - - - Attribuées définitivement (d) (75) - (75) Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Attribuées définitivement (d) (475) (425) (900) (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Période d’acquisition de deux ans suivie d’une période de conservation de 2 ans. (c) Période d’acquisition de quatre ans sans période de conservation. (d) 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 2011, les actions correspondantes représenteraient 0,10% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. 5.11.3. Actions de performance attribuées gratuitement aux dix salariés non mandataires sociaux dont le nombre d’actions de performance attribuées gratuitement est le plus élevé Actions de performance attribuées gratuitement par décision du Conseil d’administration du 14 septembre 2011 aux dix salariés de TOTAL S.A. non mandataires sociaux Actions gratuites attribuées définitivement durant l’exercice 2011, au titre du plan d’attribution gratuite d’actions de performance décidé par le Conseil d’administration du 15 septembre 2009, aux dix salariés non mandataires sociaux à la date de cette décision dont le nombre (a) Attribution décidée par le Conseil d’administration du 14 septembre 2011. Ces actions, seront définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de 2 ans, soit le 15 septembre 2013, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie (voir paragraphe 5.6.1 du présent chapitre). 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 2015. (b) Cette attribution définitive était assortie d’une condition de performance (voir point 5.6.1 du présent chapitre). Le taux d’acquisition des actions attribuées, lié à cette condition de performance, était de 100%. 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 16 septembre 2013. À la clôture des trois derniers exercices, les effectifs salariés du Groupe (sociétés consolidées globalement) se répartissaient de la façon suivante : France Reste de Reste du Total 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. 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. Dans le cadre de l’accord de Groupe relatif à l’intéressement, signé le 26 juin 2009 concernant dix sociétés du Groupe, l’enveloppe affectée à l’intéressement des salariés est déterminée en fonction du niveau de rentabilité des capitaux propres du Groupe, lorsque la législation locale l’autorise (pour une information plus détaillée, se reporter au paragraphe 3.1 – Épargne salariale, intéressement et participation du personnel - 6.2.3. Participation des salariés au capital Le nombre d’actions TOTAL détenues par les salariés au 31 décembre 2011 se décompose de la façon suivante : TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE 78 607 765 TOTAL ACTIONNARIAT INTERNATIONAL CAPITALISATION 19 691 590 ELF PRIVATISATION N° 1 929 494 Actions souscrites par les salariés aux États-Unis 454 305 Caisse Autonome du Groupe (Belgique) 436 431 Actions TOTAL issues de levées d’options et détenues au nominatif pur au sein d’un PEE (a) 3 293 822 Total des actions détenues par les salariés 103 413 407 Ainsi, les salariés du Groupe détiennent au 31 décembre 2011, sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce, 103 413 407 actions TOTAL, soit 4,37% du capital et 8,01% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale de la Société à cette date. 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 modifi - cations du règlement du FCPE, dans les conditions prévues par 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 Pour les salariés détenant des actions sous les autres modalités mentionnées dans le tableau ci-dessus, le droit de vote s’exerce 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 suscep tibles d’être émises en vertu de cette délégation ne pourra dépasser 1,5% du capital social au jour de la tenue du Conseil 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 1er 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 1er avril 2011 et a constaté que le prix de souscription unitaire serait de 34,80 euros. 6.3. Participation au capital des organes d’administration et de direction Au 31 décembre 2011, 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 Président- directeur général) : 317 306 actions ; du FCPE « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » ; – Comité directeur (y compris Président-directeur général) et Trésorier : 623 449 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 Le nombre d’actions TOTAL à considérer inclut : – les actions cessibles ou incessibles détenues en propre ; – les parts du FCPE investi en actions TOTAL. 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 2011 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 2011 Acquisition Souscription Cession Échange Exercice Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 5 340,09 - - - - Michel Bénézit (a) Actions TOTAL - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 626,95 13 341,83 6 828,94 - - François Cornélis (a) Actions TOTAL - - 9 000 - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 1 883,86 11 440,06 5 876,63 - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 901,20 20 088,29 10 319,28 - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 1 008,85 14 320,92 8 636,03 - - Bertrand Jacquillat (a) (c) Actions TOTAL 300 - 33 - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) \- - - - - Patrick de La Chevardière (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 756,08 14 998,66 7 587,71 - - (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. (c) Administrateur et membre du Comité d’audit jusqu’au 13 mai 2011. 1.1. Cotation de l’action . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 1.2. Performance de l’action . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145 2.1. Politique de distribution du dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 2.2. Paiement du dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .149 2.3. Coupons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .149 3.1. Rachats et annulations d’actions en 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .150 3.2. Rapport du Conseil d’administration sur les opérations d’achat et de vente d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .150 3.3. Programme de rachat 2012-2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 4.1. Relations entre TOTAL et l’État français . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 4.2. Rapprochement de Total avec PetroFina en 1999 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 4.3. Rapprochement de TotalFina avec Elf Aquitaine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 4.4. Principaux actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .155 4.5. Actions propres détenues par le Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 4.6. Actions détenues par les membres des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 4.7. Actionnariat salarié . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 4.8. Structure de l’actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 4.9. Conventions et engagements réglementés et opérations avec les parties liées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 5.1. Politique de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158 5.2. Relations avec les investisseurs institutionnels et les analystes financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158 5.3. Une relation de qualité au service des actionnaires individuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158 5.4. La détention des actions au nominatif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .159 5.5. Contacts actionnaires individuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 5.6. Calendrier 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 5.7. Calendrier 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 5.8. Responsables de la Communication financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .161 (long terme / perspective / court terme) AA / Stable / R-1 (middle) AA / Stable / R-1 (middle) CAC 40, Euro Stoxx 50, Stoxx Europe 50, DJ Global Titans 1.1.4. Présence dans les indices ESG DJSI World, DJSI Europe, FTSE4Good, ASPI 1.1.5. Poids dans les principaux indices sur Euronext Paris et de la zone Euro TOTAL est la première capitalisation boursière sur le marché réglementé d’Euronext Paris. Les principales capitalisations boursières de la zone Euro (a) sont les suivantes : (a) Sur la base de l’Euro Stoxx 50. Source : Bloomberg pour les sociétés autres que TOTAL. (2) Cours de clôture de l’action TOTAL à Paris au 31 décembre 2011 : 39,50 euros. (3) Cours de clôture de l’ADR TOTAL à New York au 31 décembre 2011 : 51,11 dollars. Évolution du cours de Bourse (en euros) de l’action TOTAL à Paris (2008-2011) (a) Évolution du cours de Bourse (en dollars) de l’ADR à New York (2008-2011) (a) Source : Bloomberg - Cours de l’action au 31 décembre 2011 : 39,50 euros. (a) Base 100 au 1er janvier 2008. Source : Bloomberg - Cours de l’ADR au 31 décembre 2011 : 51,11 dollars. (a) Base 100 au 1er janvier 2008. 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 négociables sur le marché d’Euronext Paris 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 Echos, 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 1.2.2. Évolution du cours de Bourse le 1er janvier 2011 et le 31 décembre 2011 (cours de clôture en devises locales) Royal Dutch Shell B (livre sterling) 1.2.3. Évolution du cours de Bourse aux États-Unis (cours de l’ADR pour les le 1er janvier 2011 et le 31 décembre 2011 1.2.4. Valorisation d’un portefeuille investi en actions TOTAL Rendement net (hors avoir fiscal) de 4,4% par an sur dix ans. 1.2.5. Multiplication de l’investissement initial par 1,5 en dix ans Au 31 décembre 2011, pour 1 000 euros investis en actions TOTAL 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. 5 ans 1er janvier 2007 -1,7% -7,5% 918 677 (a) Les cours de l’action TOTAL pris en compte pour calculer les taux de rendement annuels tiennent compte de l’ajustement effectué en 2006 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. Plus haut (en séance) 44,55 46,74 45,79 59,50 63,40 Plus bas (en séance) 29,40 35,66 34,25 31,52 48,33 Dernier de l’année (clôture) 39,50 39,65 45,01 38,91 56,83 Moyenne des trente derniers cours (clôture) 37,65 39,16 43,19 39,58 55,31 Volume de transaction (moyenne par séance) (a) Dividende (b) 2,28 2,28 2,28 2,28 2,07 (b) Pour 2011, sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale du 11 mai 2012. Ce montant comprend les trois acomptes trimestriels au titre de l’exercice 2011, tous d’un montant personnes physiques fiscalement domiciliées en France prévu à l’article 158 du Code général des impôts. 1.2.7. Évolution de l’action TOTAL sur les dix-huit derniers mois (Euronext Paris) (a) Clôture de l’action TOTAL sur Euronext Paris Volume moyen échangé en séance sur l’action TOTAL sur Euronext Paris d é c e m bre d é c e m bre 2.1. Politique de distribution du dividende 2.1.1. Politique de paiement du dividende Jusqu’au paiement du dividende au titre de l’exercice 2010, la Société a procédé au versement 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. Ainsi, au titre de l’exercice 2010, un acompte de 1,14 euro par action et le solde de 1,14 euro par action ont été mis en paiement respectivement le 17 novembre 2010 et le 26 mai 2011. 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 à compter TOTAL a procédé à la mise en paiement de trois acomptes trimestriels au titre de l’exercice 2011 : – un premier acompte trimestriel de 0,57 euro par action, décidé par le Conseil d’administration du 28 avril 2011, a été détaché de l’action le 19 septembre 2011 et mis en paiement en numéraire le 22 septembre 2011 ; – un deuxième acompte trimestriel de 0,57 euro par action, décidé par le Conseil d’administration du 28 juillet 2011, a été détaché de l’action le 19 décembre 2011 et mis en paiement en numéraire le 22 décembre 2011 ; – un troisième acompte trimestriel de 0,57 euro par action, décidé par le Conseil d’administration du 27 octobre 2011, a été détaché de l’action le 19 mars 2012 et mis en paiement en numéraire le 22 mars 2012. Au titre de l’exercice 2011, TOTAL souhaite poursuivre sa politique de dividende en proposant à l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012 un dividende total de 2,28 euros par action, dont un solde de 0,57 euro par action qui serait détaché le 18 juin 2012 et mis en paiement le 21 juin 2012. Ce dividende de 2,28 euros par action est stable par rapport à l’année précédente. Sous réserve des dispositions législatives et réglementaires en vigueur, 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 2012 serait le suivant : – 1er acompte : 24 septembre 2012 ; – 2e acompte : 17 décembre 2012 ; – 3e acompte : 18 mars 2013 ; – Solde : 24 juin 2013. Ce calendrier indicatif concerne les dates des détachements relatifs Pour 2011, le taux de distribution des résultats de TOTAL s’élève à 45% (1). L’évolution du taux de distribution (2) au cours des cinq derniers exercices est la suivante : (1) Sur la base d’un résultat net ajusté dilué par action de 5,06 euros. (2) Sur la base du résultat net ajusté dilué par action de l’exercice considéré. 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, États-Unis) assure le paiement du dividende pour les porteurs 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 1er 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 : Avenue Marnix 24, 1000 Bruxelles, Belgique Montagne du Parc 3, 1000 Bruxelles, Belgique Avenue du Port 2, 1080 Bruxelles, Belgique 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 de 21% au lieu de 25% sur le dividende payé par TOTAL. Toutefois une cotisation complémentaire de 4% frappera les dividendes assortis d’un précompte mobilier à 21%, au cas où la somme de tous les revenus mobiliers, avec précompte à 21%, excède 20 020 euros par an. 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 1er janvier 2008. Les Strips-VVPR ne confèrent de droits que dans la mesure où ils accompagnent des actions TOTAL. Au 31 décembre 2011, il y avait 227 734 056 Strips-VVPR TOTAL en circulation. 18 / 05 / 2006 (b) 18 / 05 / 2006 (b) (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 11 mai 2012 de verser un dividende de 2,28 euros par action au titre de l’exercice 2011, sous forme numéraire uniquement, dont un solde de 0,57 euro par action qui serait détaché le 18 juin 2012 et mis en paiement le 21 juin 2012. L’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011, 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 Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012 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 dans le paragraphe 3.3. du présent chapitre. 3.1. Rachats et annulations d’actions en 2011 Au cours de l’année 2011, TOTAL n’a procédé à aucun rachat d’actions. sur les opérations d’achat et de vente d’actions En 2011, 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 2011 Le nombre d’actions TOTAL détenues par la Société (autodétention) 0,39% 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 représentant 4,63% du capital de TOTAL S.A., réparties d’une part couverture des plans d’attribution gratuite d’actions et 2 510 377 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 gratuites 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. réalisées au cours de l’exercice 2011 2 933 506 actions TOTAL ont été cédées en 2011 à la suite de l’attribution définitive d’actions dans le cadre des plans (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. 3.2.4. Annulation d’actions de la Société au cours des exercices 2009, 2010, 2011 et 2012 3.2.6. Modalités des rachats et utilisation 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. au 31 décembre 2011, la Société est susceptible, jusqu’à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011, de procéder à l’annulation d’au maximum 236 376 731 actions avant d’atteindre le seuil d’annulation de 10% du capital annulé sur une période de vingt-quatre mois. 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 2011, été réallouées à d’autres finalités que celles initialement prévues lors de leurs rachats. Entre le 1er janvier 2011 et le 29 février 2012, 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 21 mai 2010, puis par l’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011. 3.2.7. Actions inscrites au nom de la Société et de ses filiales au 29 février 2012 Au 29 février 2012, le nombre d’actions TOTAL détenues par la Société s’élève à 9 221 513 actions représentant 0,39% 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 s’élève, du capital de TOTAL S.A., réparties d’une part en 9 221 513 actions d’autodétention, dont 6 711 356 actions en couverture des plans d’attribution gratuite d’actions, 2 510 157 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. Tableau de déclaration synthétique des opérations réalisées par la Société sur ses propres titres du 1er mars 2011 au 29 février 2012 (a) : Positions ouvertes au 29 février 2012 Nombre de titres - - Options Achats Options Ventes d’achat à terme d’achat à terme Échéance maximale moyenne - - - - - - Cours moyen de la transaction (€) - - - - - - Prix d’exercice moyen - - - - - - Montants (M€) - - - - - - (a) Conformément à la réglementation applicable au 29 février 2012, 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 2010 a été arrêté. dans le cadre des plans d’attribution gratuite d’actions. Pourcentage de capital détenu par TOTAL S.A. 0,39% Nombre d’actions détenues en portefeuille (a) 9 221 513 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 364 Valeur de marché du portefeuille (M€) (b) 387 Pourcentage de capital détenu par l’ensemble du Groupe (c) 4,63% Nombre d’actions détenues en portefeuille 109 552 781 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 3 390 Valeur de marché du portefeuille (M€) (b) 4 600 (a) TOTAL S.A. n’a pas racheté d’actions durant les trois jours de bourse précédant le 29 février 2012. En conséquence, TOTAL S.A. a la propriété de l’ensemble des actions détenues (b) Sur la base d’un cours de clôture de 41,99 euros par action au 29 février 2012. (c) TOTAL S.A., Total Nucléaire, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval. 3.3.1. Descriptif du programme de rachat 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. 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 11 mai 2012 au travers de la quatrième 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, avec faculté de subdélégation dans les conditions prévues par la loi, conformément aux dispositions de l’article L. 225-209 du Code de commerce, du règlement européen n° 2273 / 2003 du 22 décembre 2003, et du règlement général de l’Autorité des marchés financiers à acheter ou à vendre des actions de la Société dans le cadre de la mise en œuvre d’un 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 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. 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. composant son capital social, la Société détenait, directement 9 222 905 actions, et indirectement, par l’intermédiaire de Sur ces bases, le nombre maximal d’actions que la Société serait susceptible de racheter s’élève à 126 822 558 actions et le montant maximal qu’elle serait amenée à débourser pour 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 titres de créances convertibles ou échangeables en actions – 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 Les 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, de fusion, de scission ou d’apport sans pouvoir excéder la limite prévue à l’article L. 225-209, 6e alinéa du Code de commerce dans le cadre d’opération de fusion, de scission ou d’apport ; 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 En fonction de ces objectifs, les actions propres acquises – soit annulées dans la limite maximale légale de 10% du nombre En cas d’augmentation de capital par incorporation de réserves et attribution d’actions gratuites ainsi qu’en cas de division ou 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 ; Cette autorisation est donnée pour cinq ans et expire à l’issue de l’Assemblée Générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2016 ». – 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 – 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 Les actions rachetées et conservées par la Société seront privées de droit de vote et ne donneront pas droit au paiement Cette autorisation est donnée pour une période de dix-huit mois à compter du jour de la présente Assemblée. 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 cinquième résolution de l’Assemblée Générale Mixte du 13 mai 2011 ». 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. Cette autorisation arrivant à échéance le 11 mai 2012, est à nouveau soumise à l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires de TOTAL S.A. du 11 mai 2012 au travers de la dix-neuvième résolution ainsi rédigée : « 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 à réduire en une ou plusieurs fois le capital social par annulation d’actions dans les limites autorisées par la loi, conformément aux dispositions des articles L. 225-209 et suivants du Code de commerce et L. 225-213 du même Code. Le nombre maximum d’actions de la Société pouvant être annulées en vertu de la présente autorisation est fixé à 10% des actions composant le capital de la Société, par périodes de vingt-quatre mois, étant précisé que cette limite s’applique à un nombre d’actions qui sera le cas échéant ajusté pour prendre en compte les opérations affectant le capital social postérieurement à la 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 les opérations de réduction du capital social, arrêter le nombre d’actions à annuler dans la limite de 10%, par périodes de vingt-quatre mois, du nombre total des actions composant le capital social existant à la date de l’opération, fixer les modalités des opérations de réduction de capital et en constater la réalisation, le cas échéant imputer la différence entre la valeur de rachat des actions à annuler et leur valeur nominale sur tout poste de réserves ou primes, modifier consécutivement les statuts 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 11 mai 2012 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 compte tenu des 109 554 173 actions détenues par le Groupe au 29 février 2012, soit 4,63% du capital, le nombre maximal d’actions susceptibles d’être achetées s’élèverait à 126 822 558 actions, ce qui représenterait un investissement théorique maximum 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 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 quatrième résolution qui sera soumise à l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012, 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 11 novembre 2013. 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 (se reporter au paragraphe 3.2 du présent chapitre). 4.1. Relations entre TOTAL et 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 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. En mai 2003, des actionnaires minoritaires de PetroFina détenant 4 938 actions ont assigné Total Chimie S.A. et PetroFina S.A. devant le tribunal de commerce de Bruxelles, contestant notamment le prix offert par Total Chimie lors de l’offre publique de reprise (OPR). En juin 2006, TOTAL S.A. a été assignée en intervention forcée dans cette procédure par les mêmes demandeurs. Fin 2011, ces minoritaires ont décidé de renoncer à leur action devant le tribunal mettant ainsi définitivement fin à la procédure judiciaire qu’ils avaient entamée. 4.3. Rapprochement de TotalFina avec Elf Aquitaine 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 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 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 (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. 4.4.1. Évolution de la participation des principaux actionnaires Les principaux actionnaires de TOTAL au 31 décembre 2011, 2010 et 2009 sont les suivants : 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) 1,5 1,6 1,4 1,6 1,6 1,4 1,4 BNP Paribas (b) 0,2 0,2 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 Salariés du Groupe (b) (d) 4,4 8,0 7,4 4,0 7,7 3,9 7,5 Autres actionnaires nominatifs 1,7 2,8 2,6 1,4 2,5 1,4 2,4 Détention intra-Groupe 4,6 - 8,1 4,8 - 4,9 - dont TOTAL S.A. 0,4 - 0,4 0,5 - 0,6 - dont Total Nucléaire 0,1 - 0,2 0,1 - 0,1 - dont filiales d’Elf Aquitaine 4,2 - 7,6 4,2 - 4,2 - Autres actionnaires au porteur 83,6 83,5 76,7 84,0 84,0 84,2 84,5 dont porteurs d’ADS (e) 8,7 8,7 8,0 8,0 8,0 7,5 7,6 (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) ou administrateurs 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 (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. s’il est tenu compte de : 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. En application de l’obligation légale, toute personne physique ou morale (à l’exception de celles visées au 3° du 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 Les déclarations doivent être envoyées à la Société à l’adresse 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. (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. 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 (1), 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. 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 directeur de la Communication financière à Paris (coordonnées au paragraphe 5.8. du présent chapitre). La Société Générale a déclaré avoir franchi : – le 6 mai 2011, à la hausse, les seuils de 5% du capital et des droits de vote de la Société, et détenir à l’issue du franchissement 6,86% du capital et 6,29% des droits de vote de la Société ; – le 25 mai 2011, à la baisse, les seuils de 5% du capital et des droits de vote de la Société, et détenir à l’issue du franchissement 4,92% du capital et 4,50% des droits 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 2011, 5% ou plus En outre, deux actionnaires connus détiennent, à la clôture de l’exercice 2011, 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 de vote, soit 5,42% du capital et 5,0009% des droits de vote théoriques (3) (sur la base d’un capital composé de vote). Par ailleurs, à la connaissance de la Société, le concert formé par CNP et GBL détient, au 31 décembre 2011, 5,52% du capital, représentant 5,53% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale et 5,08% des droits – le Fonds commun de placement À la connaissance de la Société, le Fonds commun de placement « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » détient, au 31 décembre 2011, 3,33% du capital représentant 6,12% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale et 5,62% des droits TOTAL n’a pas connaissance de déclaration de pacte entre 4.5. Actions propres détenues par le Groupe Au 31 décembre 2011, la Société détient, directement ou par l’intermédiaire de filiales indirectes, 109 554 173 actions TOTAL, soit 4,63% du capital social à cette date. Conformément à la loi, ces actions sont privées du droit de vote. Pour plus d’informations, se reporter au chapitre 8, paragraphe 1.5 La Société détient directement, au 31 décembre 2011, 9 222 905 actions TOTAL, soit 0,39% du capital social (1) 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. (2) Avis AMF 209C1156 du 2 septembre 2009. (3) 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. par les sociétés du Groupe (autocontrôle) Total Nucléaire, détenue indirectement à 100% par la Société, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval, des filiales indirectes la Société détient, par l’intermédiaire de filiales indirectes, 4.6. Actions détenues par les membres des organes d’administration et de direction Les informations correspondantes figurent aux points 1 et 6 du chapitre 5. Les informations correspondantes figurent au paragraphe 6.2 du chapitre 5 et paragraphe 3.1 du chapitre 8. Estimation au 30 novembre 2011, hors détention intra-Groupe. 21,5% pour le reste de l’Europe 7,8% pour le reste du monde (a) Sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce Le nombre d’actionnaires individuels français de TOTAL est estimé approximativement à 520 000. 4.9. Conventions et engagements réglementés et opérations avec les parties liées 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 2011 figure au point 1 du chapitre 11. 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 2009, 2010 ou 2011, figure à la note 24 de l’annexe aux comptes consolidés (se reporter au point 7, chapitre 9). Ces opérations concernent principalement les sociétés mises en équivalence et les sociétés non consolidées dans lesquelles 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 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) (se reporter au paragraphe 3.4 du chapitre 8). 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 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, 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 2011 sont disponibles sur le site Internet du Groupe (www.total.com, rubrique Investisseurs institutionnels / Résultats). Sur l’ensemble de l’année 2011, 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 les analystes RSE et répond à toutes leurs questions relatives à la RSE 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 en France et à l’international. Ainsi, près de soixante réunions individuelles se sont tenues en 2011. Afin de répondre au mieux aux attentes des investisseurs, le Groupe a également organisé, à l’intention de la communauté financière et pour la seconde fois, une journée RSE consacrée à l’intégration de la RSE dans le modèle économique du Groupe. Cet événement s’est déroulé le 24 juin 2011 à Paris et a permis des échanges entre les investisseurs présents et les représentants de TOTAL : Christophe de Margerie (Président-directeur général), Patrick de La Chevardière (directeur Financier), Philippe Boisseau (Directeur général Gaz et Énergies nouvelles) et Manoelle Lepoutre (directeur Développement durable et Environnement). Les thèmes du management de l’eau, de la prévention des accidents majeurs et de l’acceptabilité des activités du Groupe ont été développés. Depuis cette année, un nouveau chapitre est consacré à la RSE dans le Document de référence (se reporter au chapitre 12). 5.3. Une relation de qualité au service des actionnaires individuels Le service des Relations avec les actionnaires individuels de TOTAL est le seul service actionnaires en France à être certifié ISO 9001 version 2008 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 Chaque année, un audit de suivi est effectué. À travers cette certification, le service des Relations avec les actionnaires individuels démontre la force de l’engagement pris par TOTAL pour satisfaire, dans la durée, ses actionnaires individuels en Dans le cadre de cette démarche de certification qualité, trois enquêtes de satisfaction ont été mises en ligne sur le site Internet Ainsi, pour la seconde année consécutive, le service des Relations avec les actionnaires individuels est lauréat des Boursoscan, organisés par Boursorama. Après le prix de la Communication financière en 2010, TOTAL a reçu en 2011 le prix des Actionnaires. Enfin, TOTAL a poursuivi en 2011 son programme de rencontres et d’échanges avec les actionnaires individuels, notamment à – L’Assemblée générale des actionnaires du 13 mai 2011 a rassemblé 4 000 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. Pour la première fois, les actionnaires au nominatif ont eu la possibilité – À Lyon le 25 mai 2011, le directeur Financier du Groupe a présenté les résultats, la stratégie et les perspectives du Groupe, et répondu aux questions des actionnaires. – Lors du salon Actionaria, qui s’est tenu au Palais des Congrès de Paris en novembre 2011, TOTAL a accueilli près de 3 500 visiteurs sur son stand présentant l’activité du Groupe dans le domaine de l’énergie solaire. À cette occasion, les actionnaires ont pu échanger avec les représentants du Groupe présents sur le stand et participer à des conférences. – Cinq autres rencontres avec des actionnaires individuels ont été organisées en 2011 : à Anvers en Belgique, Aix-en-Provence, Annecy, Strasbourg et Nantes. Elles ont réuni près de 3 000 participants. Les prochaines rencontres prévues en 2012 devraient se tenir à Anvers, Caen, Nice, Nancy et Bordeaux. – Le Comité consultatif des actionnaires (CCA), composé de douze membres, s’est réuni à quatre reprises en 2011 : \- en mars, lors d’une réunion avec M. Christophe de Margerie, \- en mai, à la suite de l’Assemblée générale des actionnaires ; \- en septembre, à l’occasion d’une visite du centre de recherche de Total Petrochemicals à Feluy en Belgique ; \- en novembre, en présence du directeur Financier du Groupe, 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 2011, le CCA a notamment apporté son éclairage sur différents projets destinés aux actionnaires individuels tels que la préparation de l’Assemblée générale annuelle et du salon Actionaria. Concernant l’Assemblée générale des actionnaires, le CCA a contribué à la mise en place de la e-convocation et du e-vote, et s’est exprimé sur la forme de l’avis de convocation. Il a également fait part de ses impressions après la tenue de l’Assemblée générale. Il a été consulté sur le projet de nouveau format du CCA, qui sera mis en place à partir d’avril 2012. Après vingt ans d’existence, le CCA change de format, s’élargit et évolue vers encore davantage d’interactivité. Le nouveau Cercle des actionnaires a organisé vingt-cinq manifestations en 2011 où plus de 2 800 actionnaires individuels membres du Cercle ont été conviés, soit 1 000 de plus qu’en 2010. 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 Ainsi, TOTAL a rencontré près de 14 000 actionnaires individuels au cours de l’année 2011, soit 3 000 de plus qu’en 2010. 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 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 – 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. Parmi les avantages du nominatif figurent notamment : – un droit de vote double au-delà de deux ans de détention en continu (se reporter au paragraphe 2.4.1 du chapitre 8) ; – un numéro vert pour tous les contacts avec BNP Paribas Securities Services (appel gratuit en France depuis un poste du lundi au vendredi (jours ouvrés) de 8 h 45 à 18 h 00, heure – la faculté de recevoir directement l’ensemble des informations publiées par TOTAL et destinées à ses actionnaires ; – la possibilité de recevoir sa convocation et de voter par Internet – la possibilité d’adhérer au Cercle des actionnaires de TOTAL Parmi les avantages spécifiques du nominatif pur figurent notamment, en plus des avantages communs au nominatif – la gratuité des droits de garde ; – une facilité accrue pour transmettre les ordres de bourse (1) (1) Sous réserve d’avoir souscrit au contrat de prestations boursières. La souscription à ce contrat est gratuite. – des frais de courtage de 0,20% HT du montant brut de la négociation, sans minimum forfaitaire et plafonnés à 1 000 euros – 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 sur un compte au nominatif, 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. 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 Service des Relations avec les actionnaires individuels 92078 Paris La Défense cedex, France (numéro vert - appel gratuit à partir d’un poste fixe) du lundi au vendredi de 9h00 à 12h30 Courriel depuis le formulaire de contact disponible Résultats du 4e trimestre et de l’année 2011 Détachement du 3e acompte sur dividende au titre de l’exercice 2012 (2) Salon Actionaria à Paris (Palais des Congrès) Détachement du solde sur dividende au titre de 2011 (1) au titre de l’exercice 2012 (2) Détachement du 3e acompte au titre au titre de l’exercice 2012 (2) Assemblée générale des actionnaires à Paris (1) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. (2) Sous réserve de la décision du Conseil d’administration. 5.8. Responsables de la Communication financière 1.1. Comptes consolidés 2011, 2010 et 2009 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164 1.2. Comptes sociaux de TOTAL S.A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164 2\. Vérification des informations financières historiques 164 4\. Politique de distribution des dividendes 165 5\. Procédures judiciaires et d’arbitrage 165 5.1. Enquêtes sur la concurrence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 5.2. Grande Paroisse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166 5.3. Buncefield . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 5.4. Erika . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167 5.5. Blue Rapid et Comité olympique russe - Régions russes et Interneft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 5.6. Iran . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 5.7. Libye . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 5.8. Pétrole contre nourriture . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169 5.9. Italie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169 1.1. Comptes consolidés 2011, 2010 et 2009 Les comptes consolidés de TOTAL S.A. et ses filiales consolidées (le Groupe) pour les exercices clos aux 31 décembre 2011, 2010 et 2009 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 2011. 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 2011, 2010 et 2009 ont été établis en conformité avec les normes comptables françaises en vigueur au 31 décembre 2011. 2\. Vérification des informations financières historiques Les comptes consolidés de l’exercice 2011, figurant au chapitre 9 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 au point 1 du chapitre 9. Les comptes sociaux de TOTAL S.A. de l’exercice 2011 (normes comptables françaises), figurant au chapitre 11 du 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 2011 est reproduit au point 2 du chapitre 11. 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 2010, accompagnés des rapports des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés et les comptes sociaux qui figurent respectivement en pages 172 et 280 du Document de référence 2010 déposé le 28 mars 2011 auprès de l’AMF ; – 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 290 du Document de référence 2009 déposé le 1er avril 2010 auprès de l’AMF. Certaines informations de nature financière autres que celles figurant au chapitre 9 ou au chapitre 11 du 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. 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. En particulier, les informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures, figurant au chapitre 10 du présent Document de référence, ne sont pas extraites des états financiers certifiés Le présent Document de référence n’inclut pas de prévision ou d’estimation de bénéfice pour la période postérieure au 31 décembre 2011 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 point 2 du chapitre 6. 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. Les principaux litiges en matière de concurrence auxquels les sociétés du Groupe sont confrontées sont décrits ci-après. – 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 Cette garantie couvre, pendant une durée de dix ans à compter du jour de la scission, 90% des sommes qui seraient payées par Arkema à raison 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, de dommages et intérêts au titre d’éventuelles procédures civiles relatives aux faits faisant l’objet des décisions de condamnations susmentionnées et 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. Réciproquement, 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 la garantie, en Europe, sont conventionnellement mises à la charge d’Arkema à concurrence La garantie deviendrait caduque 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 actions en responsabilité civile, pour lesquelles la responsabilité civile de TOTAL S.A. a été mise en cause en tant que société mère, sont achevées sans qu’elles aient eu de conséquences financières significatives pour le Groupe. – 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 responsables 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 Ainsi, le Groupe a supporté depuis la scission une somme globale de 188,07 millions d’euros (2) correspondant à 90% du montant global des amendes une fois déduite la franchise prévue par la garantie, montant auquel s’ajoute une somme de 31,31 millions d’euros d’intérêts, tel que précisé ci après. Pour mémoire, ces amendes ont été prononcées à la suite d’enquêtes engagées 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 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 (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. Au cours de l’exercice 2011, les évolutions suivantes sont intervenues dans quatre de ces affaires qui sont désormais Dans le cadre de l’ensemble des litiges mentionnés ci-dessus, une provision d’un montant de 17 millions d’euros reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2011. \- Dans l’une de ces procédures, la Cour de justice de l’Union européenne (CJUE) a rejeté le recours d’Arkema et annulé les décisions de la Commission européenne et du Tribunal de l’Union européenne (TUE) rendues contre les maisons mères. Cette procédure est donc définitivement close tant en ce qui concerne Arkema que ses maisons mères. \- Dans deux autres procédures, les recours d’Arkema et des maisons mères ont été rejetés par le TUE. À la différence des maisons mères, Arkema ne s’est pas pourvu en cassation \- Enfin, dans une dernière procédure, le TUE a rendu une décision de réduction de l’amende initialement prononcée contre Arkema et, parallèlement rejeté le recours des maisons mères lesquelles sont restées tenues de l’amende initialement infligée par la Commission. Arkema a accepté cette décision alors que les maisons mères ont engagé un recours en cassation Abstraction faite d’intérêts exigés par la Commission européenne à hauteur de 31,31 millions d’euros que les maisons mères se sont vues contraintes d’acquitter en exécution de la dernière décision rapportée ci-dessus, les évolutions intervenues au cours de l’exercice 2011 n’ont pas modifié le montant global pris en charge par le Groupe en exécution de la garantie. Par ailleurs, des procédures civiles ont été engagées contre Arkema et d’autres groupes de sociétés devant des juridictions allemande et néerlandaise respectivement en 2009 et 2011 à l’initiative de tiers alléguant de préjudices à la suite de deux procédures engagées par la Commission européenne visées ci-dessus. TOTAL S.A. a été appelée en déclaration de jugement commun devant la juridiction allemande. À ce stade, les chances de succès comme la portée financière de ces procédures sont incertaines tant en raison des nombreuses difficultés juridiques qu’elles soulèvent que de l’absence de documentation des demandes et d’évaluations des préjudices allégués. 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 la scission 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. – 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, 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 – 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. – Par ailleurs, des procédures civiles ont été engagées au Royaume-Uni ainsi qu’aux Pays-Bas contre TOTAL S.A. et Total Raffinage Marketing et contre d’autres groupes de sociétés à l’initiative de tiers alléguant de préjudices à la suite des poursuites engagées par la Commission européenne dans cette affaire. À ce stade, les chances de succès comme la portée financière de ces procédures sont incertaines en raison des nombreuses difficultés qu’elles soulèvent tant sur le plan juridique que du point de vue de l’évaluation des préjudices allégués. Dans le cadre de l’ensemble des litiges mentionnés ci-dessus, une provision de 30 millions d’euros est inscrite dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2011. Quelle que soit l’évolution des enquêtes et procédures décrites ci-dessus, le Groupe considère que leur issue ne devrait avoir d’impact significatif, ni sur sa situation financière, ni sur ses 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 en appel. 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 en appel. 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 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 partiel - lement autorisé la filiale britannique de TOTAL à former un pourvoi contre cette décision. La filiale britannique de TOTAL a finalement 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 M. 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 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 a pris fin devant la cour d’appel de Toulouse le 16 mars 2012. La décision sera rendue le 24 septembre 2012. 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 2011, il subsiste au bilan consolidé du Groupe une provision d’un montant de 21 millions d’euros. décidé de se désister de ce recours en raison d’accords d’indemnisation 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 2011 s’élève à 80 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 1er 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 a été condamnée au paiement d’une amende de 3,6 millions de livres sterling, qui a été payée. La décision tient compte d’un certain nombre d’éléments qui ont atténué les charges qui lui étaient reprochées. 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 deux parties civiles ont été indemnisées pour un montant 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 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 TOTAL S.A. a décidé de se pourvoir en cassation sur les seules Afin de faciliter le règlement des indemnités octroyées par la cour d’appel de Paris aux parties civiles et mises à la charge de la Société de contrôle et de classification de l’Erika ainsi que de l’armateur et du gestionnaire du navire, un accord global a été signé fin 2011 entre ces parties et TOTAL S.A., sous l’égide du FIPOL, qui aboutit au désistement réciproque des actions civiles engagées par chacune des parties à l’égard des autres. 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. 5.5. 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 de la prétendue non-exécution par une ex-filiale d’Elf Aquitaine d’un contrat portant sur un projet d’exploration-production en Russie négocié au début des années 1990. Elf Aquitaine considérant que ces demandes étaient dénuées de tout fondement, s’est opposée à celles-ci. 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. Blue Rapid et le Comité olympique russe ont relevé appel de ce jugement. Par arrêt en date du 30 juin 2011, la cour d’appel de Paris a déclaré Blue Rapid et le Comité olympique russe irrecevables en leur action à l’encontre d’Elf Aquitaine, au motif notamment de la caducité du dit contrat. Blue Rapid et le Comité olympique russe ont formé un pourvoi contre la décision de la cour d’appel devant la Cour de cassation. En relation avec ces mêmes faits, et quinze ans après qu’eut été constatée la caducité de ce contrat d’exploration-production, une société russe, dont il a déjà été jugé qu’elle n’était pas celle partie au contrat, et deux régions de la Fédération de Russie, qui n’y étaient pas davantage parties, ont lancé une procédure d’arbitrage contre cette ex-filiale d’Elf Aquitaine, liquidée en 2005, en paiement de prétendus dommages-intérêts dont le montant allégué est de 22,4 milliards USD. Pour les mêmes raisons que celles déjà opposées avec succès par Elf Aquitaine à Blue Rapid et au Comité olympique russe, le Groupe considère que cette action est dénuée de tout fondement, tant en fait qu’en droit. Le Groupe a déposé plainte pour dénoncer les agissements frauduleux dont il s’estime victime en l’espèce et a parallèlement engagé, et se réserve d’engager toutes actions et mesures appropriées pour assurer 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 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, comme il est habituel dans ce type de procédure, la possibilité d’une solution transactionnelle à cette affaire. Fin 2011, la SEC et le DoJ ont proposé à TOTAL de conclure des transactions qui mettraient un terme à cette affaire, en contrepartie du respect par TOTAL d’un certain nombre d’obligations et du paiement d’amendes. Plusieurs éléments substantiels de ces transactions n’étant pas en l’état acceptables par TOTAL, la Société poursuit les pourparlers avec les autorités américaines. La Société est libre de ne pas accepter une solution transactionnelle, auquel cas elle s’exposerait au risque de poursuites aux États-Unis. Dans cette même affaire, une enquête parallèle 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 notification, la Société n’a pas été avisée de développements 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. La résolution de ces affaires ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière du Groupe ou de conséquence sur ses projets futurs. En juin 2011, la United States Securities and Exchange Commission (SEC) a adressé à certaines compagnies pétrolières, dont TOTAL, une demande formelle d’informations relative à leurs activités en Libye. TOTAL coopère à cette enquête non publique. 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. 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. 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 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. Néanmoins, par ordonnance notifiée début août 2011, le juge d’instruction a décidé de renvoyer l’affaire devant le Tribunal correctionnel. L’audience devrait avoir lieu au premier trimestre 2013. 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. 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 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 procédure devant le juge de l’audience 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. À l’exception des événements récents mentionnés 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 2011, date de clôture du dernier exercice pour lequel des états financiers vérifiés ont été publiés par la Société. 1.1. Montant du capital social au 31 décembre 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .172 1.2. Caractéristiques des actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .172 1.3. Capital autorisé non émis au 31 décembre 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .172 1.4. Capital potentiel au 31 décembre 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 1.5. Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 1.6. Historique du capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 2\. Acte constitutif et statuts ; autres informations 176 2.1. Informations générales concernant la Société . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .176 2.2. Objet social résumé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .176 2.3. Dispositions statutaires régissant les organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .177 2.4. Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 2.5. Modification des droits des actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 2.6. Assemblées d’actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 2.7. Franchissement de seuils statutaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 2.8. Modification du capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 3.1. Épargne salariale, intéressement et participation du personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 3.2. Plan d’épargne retraite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 3.3. Accords visés à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180 3.4. Dépôt du Form 20-F auprès de la United States Securities and Exchange Commission . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180 4\. Documents accessibles au public 180 5\. Informations sur les participations 180 5.1. Informations générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180 5.2. Participation du Groupe dans Sanofi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180 5.3. Participation du Groupe dans CEPSA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .181 5.4. Participation du Groupe dans Novatek . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .181 5.5. Participation du Groupe dans SunPower . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .181 1.1. Montant du capital social au 31 décembre 2011 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 (se reporter au paragraphe 2.4.1. du présent chapitre). 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 2011 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 2011, figure au paragraphe 1.3.8. du présent chapitre. 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. 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 d’une valeur nominale de 2,50 euros (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 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 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 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 Compte tenu de l’utilisation de cette délégation par le Conseil d’administration le 28 octobre 2010, ayant donné lieu à l’émission le cadre d’augmentations de capital réservées aux salariés adhérant à un plan d’épargne entreprise ressort sous cette délégation 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 2,48 milliards d’euros au 31 décembre 2011, soit 991 millions d’actions. 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. En outre, les actions consenties aux dirigeants mandataires sociaux ne peuvent excéder 0,01% 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 : – 3 700 000 actions existantes ont été attribuées par le Conseil d’administration le 14 septembre 2011, dont 16 000 actions existantes ont été attribuées au Président-directeur général. aux dirigeants mandataires sociaux dans le cadre de cette autorisation, pouvaient donc être encore attribuées. 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 options de souscription d’actions ont été – 1 600 000 options de souscription d’actions ont été attribuées par le Conseil d’administration réuni le 14 septembre 2011, dont 160 000 options de souscription d’actions ont été aux dirigeants mandataires sociaux, pouvaient donc être encore attribuées dans le cadre de cette autorisation. 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 2011. au 31 décembre 2011, la Société est susceptible, jusqu’à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011, de procéder à l’annulation d’au maximum 236 376 731 actions avant d’atteindre le seuil d’annulation de 10% du capital annulé sur une période 1.3.8. Tableau établi en application de l’article L 225-100 du Code de commerce récapitulant l’utilisation des délégations de compétence et de pouvoirs accordées au Conseil d’administration dans le domaine des augmentations de capital au 31 décembre 2011 au 31 / 12 / 2011 2,5 G€ soit un maximum de 1 / un plafond spécifique de 850 M€, soit un maximum de 340 millions apportés dans le cadre d’une OPE sur des titres répondant aux conditions fixées à l’article L.225-148 du Code 1 / a un sous-plafond de 10% du capital social à la date de l’Assemblée générale du 21 mai 2010 (b) 2 / un plafond spécifique pour les aux salariés adhérant à un plan au maximum 1,5% du capital le jour où le Conseil (c) décide l’émission 1,5% du capital social (c) le jour 0,8% du capital social (c) le jour (a) Le nombre d’actions nouvelles dont la création est autorisée par la 17e résolution de l’AGE du 21 mai 2010 ne peut dépasser 1 milliard d’actions. Le Conseil d’administration (d) Le nombre d’actions nouvelles dont la création est autorisée par la 20e 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 décidé de procéder à une augmentation de capital réservée aux salariés en 2011. (e) Le nombre d’options de souscription ou d’achat d’actions autorisées par la 21e résolution de l’AGE du 21 mai 2010 ne peut dépasser 1,5% du capital au jour où les options 1 600 000 options de souscription d’actions TOTAL ayant été consenties par le Conseil d’administration du 14 septembre 2011, le nombre restant d’options pouvant être consenties et représentant un même nombre d’actions. En outre, les options consenties aux dirigeants mandataires sociaux en vertu de la 21e 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 (f) Le nombre d’actions existantes pouvant être attribuées gratuitement en vertu de la 11e résolution de l’AGE du 13 mai 2011 ne peut dépasser 0,8% du capital au jour de la tenue déduction faite des 3 700 000 actions déjà attribuées. En outre, les actions existantes consenties aux dirigeants mandataires sociaux en vertu de la 11e résolution de l’AGE consenties au Président-directeur général par le Conseil d’administration du 14 septembre 2011, le nombre restant d’actions existantes pouvant être attribuées aux dirigeants (g) AGE = Assemblée générale extraordinaire. 1.4. Capital potentiel au 31 décembre 2011 Les titres donnant accès à des actions TOTAL, par exercice ou remboursement, sont les options de souscription d’actions TOTAL, au options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 20 juillet 2004, 6 162 536 options (1) pour le plan attribué par le Conseil pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 17 juillet 2007, le plan attribué par le Conseil d’administration du 15 septembre 2009, 4 700 043 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration par le Conseil d’administration du 14 septembre 2011. Le capital potentiel (capital existant auquel sont ajoutés les titres susceptibles de donner droit à des actions TOTAL, par exercice 101,89% du capital social au 31 décembre 2011, sur la base susceptibles d’être créées dans le cadre de l’exercice des options 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 1.5. Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales Pourcentage de capital détenu par TOTAL S.A. 0,39% Nombre d’actions détenues en portefeuille 9 222 905 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 364 Valeur de marché du portefeuille (M€) (a) 364 Pourcentage de capital détenu par l’ensemble du Groupe (b) 4,63% Nombre d’actions détenues en portefeuille 109 554 173 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 3 390 Valeur de marché du portefeuille (M€) (a) 4 327 (a) Sur la base d’un cours de bourse de 39,50 euros par action au 31 décembre 2011. (b) TOTAL S.A., Total Nucléaire, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval. autodétenues par la Société d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune. Constatation de l’émission de 1 414 810 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune entre Elf Aquitaine issues de levées d’options d’actions Elf Aquitaine et bénéficiant d’une garantie d’échange en actions TOTAL). 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 1er janvier et le 31 décembre 2010, augmentant le capital de 5 874 102 327,50 euros. (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. Acte constitutif et statuts ; autres informations Constatation de la souscription à 8 902 717 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 28 octobre 2010, augmentant le capital social d’une somme de 22 256 792,50 euros pour le porter de la somme Constatation de l’émission, par levée d’options de souscription d’actions, de 5 223 665 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune entre le 1er janvier et le 31 décembre 2011, augmentant le capital de 5 909 418 282,50 euros. 2\. Acte constitutif et statuts ; autres informations 2.1. Informations générales concernant la Société Déposés chez K.L. Associés, notaires associés à Paris 2, place Jean Millier, La Défense 6, 92400 Courbevoie (France) Société anonyme régie par la législation française 741J depuis le 8 janvier 2008 2.1.4. Registre du commerce et des sociétés Prorogée de 99 ans à compter du 22 mars 2000, soit une expiration au 22 mars 2099 sauf dissolution anticipée ou prorogation Du 1er janvier au 31 décembre de chaque année 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. Acte constitutif et statuts ; autres informations les organes d’administration et de direction 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. 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 Le représentant permanent d’une personne morale administrateur doit être âgé de moins de 70 ans. Les fonctions de Président du Conseil d’administration et de Directeur général cessent de plein droit au plus tard à la date 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. 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. Les décisions sont prises à la majorité des voix des administrateurs présents ou représentés. En cas de partage, la voix du Président Se reporter au chapitre 5, point 1 (Gouvernement d’entreprise - Rapport du Président du Conseil d’administration) du présent 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 Le mode d’exercice retenu demeure en application jusqu’à décision Acte constitutif et statuts ; autres informations 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 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 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 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. 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 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 3) les sommes dont l’Assemblée générale des actionnaires décide Le surplus est versé aux actionnaires à titre de dividende. Le Conseil d’administration peut procéder à la répartition 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 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. (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). Les Assemblées d’actionnaires sont convoquées et délibèrent dans les conditions prévues par la loi. 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. 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. 3.1. 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 2011 est estimé à environ 126 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 (se reporter au paragraphe 6.2. du chapitre 5). Le montant cumulé de l’abondement brut versé en 2011 par le Groupe dans le cadre de différents plans d’épargne s’est élevé 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 1er 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 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 2011, le Président-directeur général et le directeur Financier ont conclu à l’efficacité de ces contrôles et procédures internes. 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 2011 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 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 Au 31 décembre 2011, 870 sociétés sont intégrées dans le périmètre de consolidation, dont 783 sociétés par intégration globale et 87 par mise en équivalence. 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 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, 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 (se reporter au point 7 du chapitre 9). 5.2. Participation du Groupe dans Sanofi 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 Sanofi (1) à compter de décembre 2004, date de l’extinction du pacte d’actionnaires. Néanmoins, chacune des parties s’est engagée pour une durée de trois ans à compter de la fin du pacte à informer (1) Société cotée déconsolidée depuis le 1er juillet 2010. l’autre partie de tout projet de cession de titres de la société Sanofi 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 2011, la participation de TOTAL, détenue indirectement au travers de sa filiale Elf Aquitaine, est passée de 5,51% du capital et 9,15% des droits de vote, soit 72 186 832 à 3,22% du capital et 5,46% des droits de vote de Sanofi, Le 29 avril 2011, dans un avis AMF n° 211C0548, TOTAL S.A. a déclaré avoir franchi indirectement en baisse, le 28 avril 2011, à la suite de la cession d’actions Sanofi sur le marché, le seuil de 5% du capital de Sanofi, et détenir 4,99% du capital et 8,59% des droits de vote de la Société. Le 16 février 2012, dans un avis AMF n°212C0276, TOTAL S.A. a déclaré avoir franchi indirectement en baisse, le 15 février 2012, à la suite de la mise au porteur d’actions Sanofi ayant entraîné une diminution du nombre de droits de vote et de la cession d’actions Sanofi sur le marché, le seuil de 5% des droits de vote de Sanofi, et détenir 2,83% du capital et 4,69% des droits de vote de la société. Au cours des exercices 2009 et 2010, la participation dans Sanofi était successivement passée de 11,29% du capital et 18,16% des droits de vote à 7,33% du capital et 12,29% des droits de vote, puis de 7,33% du capital et 12,29% des droits de vote à 5,51% du capital et 9,15% 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, il convient de se référer aux 5.3. Participation du Groupe dans CEPSA La participation de TOTAL au sein de la compagnie pétrolière et gazière espagnole CEPSA remonte à 1990. le 15 février 2011. Le montant reçu par TOTAL au titre de cette transaction s’élève à 3,7 milliards d’euros. En juillet 2011, TOTAL a finalisé la cession de la totalité de sa participation de 48,83% dans le capital de CEPSA à International Petroleum Investment Company (IPIC). Cette cession est intervenue à l’occasion de l’offre publique d’achat lancée par IPIC sur la totalité du capital de CEPSA, à un prix de 28 euros par action, conformément à l’accord signé entre TOTAL et IPIC Au 31 décembre 2011, TOTAL ne détient plus d’actions CEPSA, directement ou indirectement. Au 31 décembre 2010, la participation de TOTAL, détenue au travers de sa filiale indirecte Odival, s’élevait à 48,83% du capital et des droits de vote de CEPSA, 5.4. Participation du Groupe dans Novatek Le 2 mars 2011, TOTAL a annoncé avoir signé un accord de principe en vue d’acquérir 12,09% du capital de Novatek, avec l’intention des deux parties que TOTAL augmente sa participation à 15% sous 12 mois et à 19,40% sous 36 mois. TOTAL a porté sa participation à 14,09% le 8 décembre 2011, en acquérant 2% supplémentaires du capital de Novatek auprès de ses deux principaux actionnaires, dans le cadre de l’accord La prise de participation de 12,09% par TOTAL au capital de Novatek s’est effectuée le 1er avril 2011 par achat d’actions auprès des deux principaux actionnaires de Novatek. À la suite de cette transaction, TOTAL dispose d’un représentant au Conseil Au 31 décembre 2011, la participation de TOTAL, détenue au travers de sa filiale Total E&P Arctic Russia, s’élève à 14,09% du capital et des droits de vote de Novatek, soit 427 722 893 actions 5.5. Participation du Groupe dans SunPower Le 28 avril 2011, SunPower et TOTAL ont annoncé la signature d’un accord stratégique prévoyant l’acquisition par TOTAL, au travers d’une offre publique d’achat (OPA) amicale, de 60% des actions de SunPower en circulation au prix de 23,25 dollars par action, soit un montant total d’environ 1,4 milliard de dollars. L’OPA amicale a été conclue avec succès le 21 juin 2011. TOTAL a par ailleurs signé avec SunPower en 2011 un accord de garantie financière d’une durée de cinq ans, pour un montant maximum de 1 milliard de dollars, ainsi qu’un accord de support financier (liquidity support agreement) pour un montant maximum de 600 millions de dollars pour une période maximum Au 31 décembre 2011, la participation de TOTAL, détenue au travers de sa filiale Total Gas & Power USA, s’élève à 60% du capital et des droits de vote de SunPower, soit 59 976 682 actions sur un total de 99 961 091 actions existantes. En janvier 2012, la participation du Groupe dans SunPower a été augmentée à 66% à la suite de l’intégration de Tenesol (voir paragraphe 2.9.6.1 du chapitre 2). Les comptes consolidés ont été arrêtés par le Conseil d’administration le 9 février 2012 et n’ont pas été mis à jour des éléments postérieurs à cette date. 1\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés 184 2\. Compte de résultat consolidé 185 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé 188 6\. Variation des capitaux propres consolidés 189 7\. Annexe aux comptes consolidés 190 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .190 1) Principes comptables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .190 2) Principaux indicateurs de l’information par secteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .197 3) Variation de la composition du Groupe et principales acquisitions et cessions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .198 4) Informations par secteur d’activité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .201 5) Informations par zone géographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .212 6) Charges d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .212 7) Autres produits et autres charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .213 8) Autres produits financiers et autres charges financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .213 9) Impôts sur les sociétés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .213 10) Immobilisations incorporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .215 11) Immobilisations corporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .217 12) Sociétés mises en équivalence : titres et prêts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .219 13) Autres titres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .221 14) Autres actifs non courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .222 15) Stocks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .223 16) Clients et comptes rattachés, autres créances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224 17) Capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .225 18) Engagements envers le personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .228 19) Provisions et autres passifs non courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .231 20) Dettes financières et instruments financiers associés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .233 21) Autres créditeurs et dettes diverses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .239 22) Contrats de location . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .240 23) Engagements hors bilan et obligations contractuelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .241 24) Parties liées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .244 25) Paiements en actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .245 26) Effectifs du Groupe et charges de personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .252 27) Tableau de flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .252 28) Analyse des actifs et passifs financiers par catégorie d’instruments et par stratégie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .253 29) Instruments financiers hors dérivés d’énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .255 30) Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .261 31) Gestion des risques financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .263 32) Autres risques et engagements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .270 33) Informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .274 34) Évolutions en cours de la composition du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .274 35) Périmètre de consolidation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .276 Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés 1\. Rapport des commissaires aux comptes Exercice clos le 31 décembre 2011 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 2011, 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 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. 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 : 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. Les réalisations peuvent différer des estimations lorsque des circonstances ou hypothèses différentes s’appliquent. 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. 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. Une information détaillée sur l’application de ces principes comptables est donnée dans l’annexe aux comptes consolidés. Nos travaux ont consisté à apprécier les hypothèses sur lesquelles se fondent ces estimations, à revoir, par sondages, les calculs effectués par la Société, à comparer les estimations comptables des périodes précédentes avec les réalisations correspondantes, à examiner les procédures d’approbation de ces estimations par la Direction et à vérifier que les notes aux états financiers donnent une information appropriée sur les hypothèses retenues par la Société. Ces travaux nous ont permis d’apprécier le caractère raisonnable de ces estimations. 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. 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 7 mars 2012 (en millions d’euros) (a) 2011 2010 2009 Droits d’accises (18 143) (18 793) (19 174) Achats, nets de variation de stocks (note 6) (113 892) (93 171) (71 058) Autres charges d’exploitation (note 6) (19 843) (19 135) (18 591) Charges d’exploration (note 6) (1 019) (864) (698) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (7 506) (8 421) (6 682) Autres charges (note 7) (1 247) (900) (600) Coût de l’endettement financier brut (713) (465) (530) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 273 131 132 Coût de l’endettement financier net (note 29) (440) (334) (398) Autres produits financiers (note 8) 609 442 643 Autres charges financières (note 8) (429) (407) (345) Charge d’impôt (note 9) (14 073) (10 228) (7 751) Intérêts ne conférant pas le contrôle 305 236 182 Résultat net par action (euros) 5,46 4,73 3,79 Résultat net dilué par action (euros) 5,44 4,71 3,78 (a) Excepté pour les résultats nets par action. (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Actifs disponibles à la vente 337 (100) 38 Couverture de flux futurs (84) (80) 128 Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt (15) 302 234 Intérêts ne conférant pas le contrôle 349 245 242 Actifs destinés à être cédés ou échangés (note 34) \- 1 270 - Écarts de conversion (988) (2 495) (5 069) Actions autodétenues (3 390) (3 503) (3 622) Autres passifs financiers courants (note 20) 167 159 123 Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés (note 34) \- 197 - Tableau de flux de trésorerie consolidé 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Effet de l’externalisation des engagements sociaux - (60) - (Plus) Moins-value sur cessions d’actifs (1 590) (1 046) (200) Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence (107) (470) (378) Diminution (Augmentation) du besoin en fonds de roulement (1 739) (496) (3 316) Investissements corporels et incorporels (17 950) (13 812) (11 849) Coût d’acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise (854) (862) (160) Coût d’acquisition de titres (4 525) (654) (400) Augmentation des prêts non courants (1 212) (945) (940) Investissements (24 541) (16 273) (13 349) Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée 575 310 - Remboursement de prêts non courants 873 864 418 Flux de trésorerie d’investissement (15 963) (11 957) (10 268) – actionnaires de la société mère 481 41 41 – actions propres - 49 22 – aux actionnaires de la société mère (5 140) (5 098) (5 086) – aux intérêts ne conférant pas le contrôle (172) (152) (189) Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle (573) (429) - Variation des dettes financières courantes (3 870) (731) (3 124) Variation des actifs et passifs financiers courants 896 (817) (54) Flux de trésorerie de financement (4 309) (3 348) (2 868) Augmentation (Diminution) de la trésorerie (736) 3 188 (776) Incidence des variations de change 272 (361) 117 6\. Variation des capitaux propres consolidés Dividendes - - (5 086) - - - (5 086) (189) (5 275) Rachats d’actions - - - - - - - - - Paiements en actions (note 25) \- - 106 - - - 106 - 106 pas le contrôle - - (23) - - - (23) (24) (47) Autres éléments - - - - - - - - - Dividendes - - (5 098) - - - (5 098) (152) (5 250) Rachats d’actions - - - - - - - - - Paiements en actions (note 25) \- - 140 - - - 140 - 140 Annulation d’actions (note 17) \- - - - - - - - - pas le contrôle - - (199) (7) - - (206) (223) (429) Autres éléments - - - - - - - - - Dividendes - - (6 457) - - - (6 457) (172) (6 629) Rachats d’actions - - - - - - - - - Paiements en actions (note 25) \- - 161 - - - 161 - 161 Annulation d’actions (note 17) \- - - - - - - - - pas le contrôle - - (553) 103 - - (450) (123) (573) Autres éléments - - (23) - - - (23) 441 418 (a) Actions propres destinées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions et actions gratuites dont bénéficient les salariés du Groupe. En date du 9 février 2012, 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 2011. Ils seront soumis pour approbation à l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. 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 2011. Les méthodes et principes comptables appliqués pour les comptes consolidés au 31 décembre 2011 sont identiques à ceux utilisés dans les comptes consolidés au 31 décembre 2010, à l’exception des normes, amendements et interprétations IFRS d’application obligatoire pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2011 (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 2011. 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 préparés de manière prudente ; et – sont complets sous tous leurs aspects significatifs. 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 lorsque cela est requis par les normes. Le détail des méthodes appliquées est le suivant : Les filiales contrôlées directement par la société mère ou indirectement par le biais d’autres filiales sont consolidées selon 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 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 Toutes les transactions inter-compagnies significatives sont éliminées. 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 ne conférant pas le contrôle des sociétés acquises par le Groupe à leur juste valeur. L’acquéreur doit comptabiliser le goodwill à la date d’acquisition, évalué comme étant l’excédent de : – la contrepartie transférée, le montant des intérêts ne conférant pas le contrôle 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 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 Lors de transactions avec les intérêts ne conférant pas le contrôle, l’écart entre le prix payé (reçu) et la valeur comptable des intérêts ne conférant pas le contrôle acquis (cédés) est enregistré directement L’affectation du prix d’acquisition 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 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. (ii) Vente de prestations de services Le revenu lié aux prestations de services est reconnu lorsque Les comptes des filiales sont établis dans la monnaie la plus représentative de leur environnement économique, qualifiée 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. Les transactions réalisées en devises étrangères autres que la monnaie fonctionnelle de l’entité 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. 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. 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 ne conférant pas le contrôle » pour la part des intérêts ne conférant pas le contrôle. D) Chiffre d’affaires – Produits des ventes 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. 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. 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 de fin du différé d’exercice. 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 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. Les ventes de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon sont enregistrées lors du transfert de propriété selon les termes La charge d’impôt présentée au compte de résultat comprend la charge (ou le produit) d’impôt courant et la charge (ou le produit) 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 Les livraisons de pétrole brut et de gaz au titre des redevances à la production et des impôts, lorsqu’elles sont effectivement payées, sont comprises dans le produit des ventes, sauf pour Le Groupe applique la méthode selon laquelle les impôts différés sont comptabilisés sur les différences temporelles 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 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 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). 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. 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 Les dépenses de géologie et géophysique, incluant les campagnes sismiques d’exploration, sont comptabilisées directement en 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, 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 – 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 \- 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 Le coût des puits d’exploration qui ne remplissent pas ces 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 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. 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. – 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 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 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 Les autres immobilisations incorporelles comprennent les brevets, 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 Les frais de recherche sont comptabilisés en charges lorsqu’ils 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 – 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. 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 ; 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 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. 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 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. Celle-ci est affectée en priorité sur les goodwill en contrepartie des « Autres charges ». Ces pertes de valeur sont ensuite affectées aux « Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers » pour les immobilisations corporelles et droits miniers et aux « Autres charges » pour les autres 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. 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 Le traitement comptable de ces actifs et passifs financiers 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. 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. 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 : (cid:129) Instruments financiers dérivés court terme 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 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 au titre de la réévaluation des éléments couverts est également – 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 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. 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 ». (cid:129) Instruments financiers de gestion du financement à long terme (cid:129) Instruments financiers de couverture des capitaux 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 Lorsqu’un financement externe à long terme est élaboré avec pour objectif de couvrir spécifiquement le financement des filiales et que La valeur au bilan de ces instruments figure dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». (cid:129) 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 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 Les informations relatives aux positions des instruments dérivés sont présentées dans les notes 20, 28, 29, 30 et 31 de l’annexe La norme IFRS 7 « Instruments financiers : informations à fournir » amendée en 2009 établit une hiérarchie des justes valeurs et (iv) Dettes financières non courantes et courantes – Niveau 1 : cours cotés pour des actifs et passifs identiques 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 « Instruments dérivés ». (v) Détermination de la juste valeur des instruments financiers Les justes valeurs 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 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 : (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. 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). 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. 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. (cid:129) 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 papier. 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 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. 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 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 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 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 ». 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 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 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 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. 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 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. 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. En l’absence de normes IFRS ou d’interprétations relatives à la comptabilisation des droits d’émission de CO2, les dispositions – Les quotas sont gérés comme un coût de production et à ce titre ils sont reconnus en stock : \- Les quotas attribués à titre gratuit sont comptabilisés en stock \- Les quotas acquis à titre onéreux sont comptabilisés \- Les ventes ou les restitutions annuelles de quotas constituent des sorties de stock, qui sont reconnues sur la base d’un coût \- Si la valeur comptable des stocks de quotas à la clôture est supérieure à la valeur de marché, une provision pour – À chaque arrêté, une provision est comptabilisée pour matérialiser les obligations de restitution de quotas liées aux émissions de la période. Cette provision est calculée sur la base des émissions estimées de la période, valorisées au coût unitaire moyen pondéré du stock à la fin de cette période. Elle est reprise lors de la – Dans le cas où les obligations de restitution à l’échéance sont supérieures aux quotas disponibles enregistrés en stock, une provision pour la valeur de marché est comptabilisée. – 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. Financial Reporting Interpretations Committee) non encore en vigueur et non adoptées par l’Union européenne au 31 décembre 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 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. 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 – 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 – 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 ». Les normes ou interprétations publiées respectivement par l’IASB (International Accounting Standards Board) et l’IFRIC (International – 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 devrait être applicable à compter du 1er janvier 2015. 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 – En mai 2011, l’IASB a publié une série de normes sur la consolidation : la norme IFRS 10 « États financiers consolidés », la norme IFRS 11 « Partenariats », la norme IFRS 12 « Information sur les participations dans d’autres entités », la norme IAS 27 révisée « États financiers séparés » et la norme IAS 28 révisée « Entreprises associées et joint ventures ». Ces normes sont applicables à compter du 1er janvier 2013. L’impact de l’application de ces normes est en cours d’évaluation par le Groupe. – En juin 2011, l’IASB a publié la norme IAS 19 révisée « Avantages au personnel » qui conduit notamment à la comptabilisation de la position nette au titre des engagements sociaux (engagement net des actifs) au bilan, à la suppression de la méthode du corridor actuellement utilisée par le Groupe et à l’obligation d’évaluer le rendement attendu des actifs de régime sur une base normative (via le taux d’actualisation utilisé pour évaluer la dette). Cette norme est applicable à compter du 1er janvier 2013. L’impact de l’application de cette norme est en cours d’évaluation – Par ailleurs, l’IASB a publié en mai 2011 la norme IFRS 13 « Évaluation à la juste valeur », applicable à compter du 1er janvier 2013, et en juin 2011 la norme IAS 1 révisée « Présentation des états financiers », applicable à compter du 1er juillet 2012. L’application de ces normes ne devrait pas avoir d’effet significatif sur le bilan, le compte de résultat et les capitaux propres 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. 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. Le détail des éléments d’ajustement est présenté dans la note 4 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 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 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 référence à 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 (iii) L’effet des variations de juste valeur À compter du 1er janvier 2011, l’effet des variations de juste valeur présenté en éléments d’ajustement correspond, pour certaines transactions, à des différences entre la mesure interne de la performance utilisée par la Direction générale de TOTAL et la comptabilisation de ces transactions selon les normes IFRS. Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base de cours forward. Par ailleurs, dans le cadre de ses activités de trading, TOTAL conclut des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne du Groupe, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS. (iv) 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 (voir le paragraphe de la note 3 sur les cessions de titres Sanofi et la perte de l’influence notable dans Sanofi). (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 ne conférant pas le contrôle. 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 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) Rapport du résultat opérationnel net ajusté à la moyenne des capitaux employés de début et de fin de période. (i) Résultat opérationnel (critère de mesure de la performance 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 (vii) ROE (Return on Equity) – Rentabilité des capitaux propres Rapport du résultat net ajusté de l’ensemble consolidé à la moyenne des capitaux propres retraités (après distribution) de début et de fin de période. 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. 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. 3) Variation de la composition du Groupe et principales acquisitions et cessions Au cours des exercices 2011, 2010 et 2009, les principales variations de la composition du Groupe et les principales acquisitions et cessions ont été les suivantes : – TOTAL a finalisé en mars 2011 l’acquisition d’une participation supplémentaire de 7,5% dans le projet GLNG en Australie, auprès de Santos, ce qui porte la participation de TOTAL Le coût d’acquisition est de 202 millions d’euros (281 millions de dollars) et correspond principalement aux droits miniers reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 227 millions d’euros dans la rubrique « Immobilisations incorporelles ». – En mars 2011, Total E&P Canada Ltd., filiale de TOTAL, et la société Suncor Energy Inc. (Suncor) ont finalisé 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 TOTAL a acquis de Suncor 19,2% d’intérêt dans le projet minier de Fort Hills, portant sa participation à 39,2% du projet Fort Hills tandis que Suncor, opérateur, détient 40,8%. TOTAL a également acquis 49% du projet d’upgrader Voyageur, opéré par Suncor. Au titre de ces deux acquisitions, le Groupe a versé 1 937 millions d’euros (2 666 millions de dollars canadiens) incorporelles pour 474 millions d’euros et en immobilisations corporelles pour 1 550 millions d’euros. Par ailleurs, TOTAL a cédé à Suncor 36,75% d’intérêt dans le projet minier de Joslyn pour 612 millions d’euros (842 millions de dollars canadiens). Le Groupe, opérateur, conserve ainsi un intérêt de 38,25% dans le projet. – TOTAL a finalisé en avril 2011 la cession de sa participation dans sa filiale amont Total E&P Cameroun, société camerounaise dans laquelle le Groupe détenait 75,8% d’intérêt, à Perenco, pour un montant de 172 millions d’euros (247 millions de dollars), – TOTAL et la société russe Novatek ont signé en mars 2011 deux accords de principe en vue du développement de la coopération entre TOTAL, d’une part, et la société Novatek et ses actionnaires Cette coopération se développe au travers des deux axes – En avril 2011, TOTAL est devenu actionnaire de Novatek à hauteur de 12,09% pour un montant de 2 901 millions d’euros (4 108 millions de dollars). En décembre 2011, TOTAL a finalisé l’acquisition de 2% supplémentaires du capital de Novatek pour un montant de 596 millions d’euros (796 millions de dollars), ce qui porte la participation de TOTAL dans Novatek à 14,09%. TOTAL considère qu’il exerce une influence notable au travers notamment de sa représentation au Conseil d’administration de Novatek et de sa participation dans le projet majeur Yamal LNG. La participation dans Novatek est donc mise en équivalence depuis le deuxième trimestre 2011. – En octobre 2011, TOTAL a finalisé sa prise de participation de 20% dans le projet Yamal LNG et devient le partenaire – À l’issue de l’offre publique d’achat amicale en numéraire à 23,25 dollars par action lancée le 28 avril 2011 et qui s’est finalisée le 21 juin 2011, TOTAL a acquis 60% du capital de la société SunPower Corp., société de droit américain cotée au Nasdaq dont le siège est à San José en Californie, un des acteurs les mieux établis de l’industrie solaire américaine. Les actions de SunPower Corp. continuent d’être négociées sur le Nasdaq. Le coût d’acquisition, dont le paiement a été réalisé le 21 juin 2011, s’élève à 974 millions d’euros (1 394 millions de dollars). Conformément à la norme IFRS 3 révisée, TOTAL procède actuellement à l’évaluation de la juste valeur des actifs, passifs et passifs éventuels identifiables acquis. Sur la base des informations disponibles, la juste valeur provisoire des actifs nets acquis à 100% s’élève à 1 512 millions de dollars. Compte tenu de la juste valeur estimée des instruments susceptibles de conférer des droits attribués aux minoritaires, le goodwill provisoire s’élève à 533 millions de dollars. Ce goodwill doit être affecté dans un délai de douze mois à partir de la date d’acquisition. L’affectation provisoire du prix d’acquisition et le montant des intérêts ne conférant pas le contrôle à la date d’acquisition sont présentés Juste valeur à la date d’acquisition Actif net de SunPower (100%) au 21 juin 2011 Part attribuable à 100% aux intérêts ne conférant pas le contrôle Actif net de SunPower (100%) au 21 juin 2011 à répartir Coût d’acquisition des titres SunPower 1 394 Part des intérêts ne conférant pas le contrôle (40%) 575 Réintégration de la part attribuable à 100% aux intérêts ne conférant pas le contrôle 76 Intérêts ne conférant pas le contrôle au 21 juin 2011 651 Depuis la date d’acquisition, le chiffre d’affaires et le résultat net part du Groupe (avant dépréciation du goodwill) réalisés par SunPower s’élèvent respectivement à 1 447 millions de dollars et (56) millions de dollars. Le goodwill dégagé lors de l’acquisition de SunPower a été déprécié en 2011 (voir la note 4E de l’annexe Les frais liés à l’acquisition enregistrés en résultat au cours de la période s’élèvent à 9 millions d’euros. Dans le cadre de la transaction, différents accords ont été conclus, parmi lesquels un accord de garantie financière au travers duquel TOTAL garantit à hauteur de 1 milliard de dollars les obligations de remboursement de SunPower au titre des lettres de crédit qui seraient émises pendant les cinq prochaines années pour le développement des activités de centrales solaires et grandes toitures. Par ailleurs, les engagements hors-bilan et obligations contractuelles de SunPower sont dorénavant inclus dans l’annexe aux comptes consolidés de TOTAL (voir la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés). – TOTAL a finalisé en juillet 2011 la cession de 10% des intérêts du Groupe dans le pipeline colombien OCENSA. Le Groupe détient toujours 5,2% de cet actif. – TOTAL a finalisé en septembre 2011 l’acquisition des intérêts d’Esso Italiana dans la concession Gorgoglione (participation de 25%), qui comprend le gisement de Tempa Rossa, ainsi que dans deux licences d’exploration situées dans la même zone géographique (51,7% pour chacune des licences). L’acquisition porte ainsi la part de TOTAL à 75% dans le gisement de Tempa – TOTAL a finalisé en décembre 2011 la vente à Silex Gas Norway AS, filiale à 100% d’Allianz, de l’ensemble de sa participation dans Gassled (6,4%) et dans les entités associées pour un montant de 477 millions d’euros (3,7 milliards de couronnes – Total E&P USA Inc. a signé en décembre 2011 un accord visant à créer une joint venture avec Chesapeake Exploration, L.L.C., filiale de Chesapeake Energy Corporation et son partenaire EnerVest, Ltd. Selon les termes de cet accord, TOTAL a acquis une participation de 25% dans les gisements de gaz de schistes de l’Utica riches en condensats, détenus par Chesapeake et EnerVest. TOTAL a versé 500 millions d’euros (696 millions de dollars) en numéraire à Chesapeake et EnerVest pour l’acquisition de ces actifs. TOTAL devra également financer pour un montant maximal de 1,63 milliard de dollars sur une période de 7 ans maximum, 60% des investissements futurs de Chesapeake et EnerVest liés à la réalisation de nouveaux puits dans le cadre de la joint venture. Par ailleurs, TOTAL prendra également une participation de 25% dans tout nouveau domaine dont Chesapeake fera l’acquisition dans la zone concernée par l’accord. – TOTAL et International Petroleum Investment Company (une société détenue à 100% par le gouvernement de l’Emirat d’Abu Dhabi) ont signé un accord le 15 février 2011 prévoyant la cession, à International Petroleum Investment Company (IPIC), de la participation de 48,83% détenue par TOTAL dans le capital de CEPSA, dans le cadre d’une offre publique d’achat initiée par IPIC et visant la totalité des actions CEPSA non encore détenues par IPIC, au prix unitaire de 28 euros par action CEPSA. TOTAL a cédé à IPIC la totalité de sa participation dans CEPSA et a reçu, le 29 juillet 2011, un montant de 3 659 millions d’euros. – TOTAL a finalisé en octobre 2011 la cession de l’essentiel de ses actifs de distribution pétrolière au Royaume-Uni, dans les Îles Anglo-normandes et sur l’Île de Man, à Rontec Investments LLP, consortium mené par Snax 24, l’un des principaux réseaux indépendants de distribution de carburants au Royaume-Uni, pour un montant de 424 millions d’euros (368 millions de livres – TOTAL a finalisé en juillet 2011 la cession de ses activités résines photoréticulables et résines de revêtement au groupe Arkema pour un montant de 520 millions d’euros, net de la trésorerie cédée. – 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 détenait dans le projet minier Fort Hills, situé en Athabasca, dans la province canadienne 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 est ressorti pour TOTAL à 862 millions d’euros. Ce montant se décomposait 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 – 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 – 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. A l’issue de cette transaction finalisée en octobre 2010, les participations dans le projet étaient : Santos (45%, opérateur), Petronas (35%) et TOTAL (20%). Le coût d’acquisition était de 566 millions d’euros et se décomposait principalement en droits miniers reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 617 millions d’euros dans la rubrique De plus, TOTAL a annoncé en décembre 2010 un accord pour acquérir une participation supplémentaire de 7,5% dans ce projet. – TOTAL a cédé en décembre 2010 sa participation de 5% dans le bloc 31 situé dans l’offshore très profond angolais à la société – 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 1er 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 – TOTAL a finalisé le 1er 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 – 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. dans Sanofi est donc comptabilisée comme un titre disponible à la vente dans la rubrique « Autres titres » du bilan consolidé, 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 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 En application de la nouvelle norme IAS 27 révisée « États financiers consolidés et individuels », applicable pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2010, les transactions réalisées avec les intérêts ne conférant pas le contrôle 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 ne conférant pas le contrôle acquis a été comptabilisée – 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. – Au cours de l’exercice 2010, TOTAL a progressivement cédé 1,88% du capital de Sanofi, réduisant son pourcentage de À compter du 1er 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 et a cessé de comptabiliser cette participation selon la méthode de la mise en équivalence. La participation – Au cours de l’exercice 2009, TOTAL a progressivement cédé 3,99% du capital de Sanofi, réduisant son pourcentage de participation à 7,39%. Sanofi est consolidée dans les comptes de TOTAL selon la méthode de la mise en équivalence au titre 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 : – l’Amont rassemble, aux côtés de l’Exploration et de la Production d’hydrocarbures, les activités Gaz et Énergies Les transactions entre secteurs sont réalisées à des prix proches Par ailleurs, le Groupe a annoncé en octobre 2011 un projet de réorganisation de son secteur Aval et de son secteur Chimie. La procédure d’information consultation des instances représentatives du personnel a eu lieu et cette réorganisation est devenue effective au 1er janvier 2012. – l’Aval regroupe les activités de Raffinage et de Distribution, Ce projet a modifié l’organisation en créant : 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). Le résultat opérationnel et les actifs sont répartis entre chaque secteur d’activité avant retraitements de consolidation et – un secteur Raffinage-Chimie qui constitue un grand pôle industriel regroupant les activités de raffinage, de pétrochimie, de fertilisants et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de trading pétrolier et les transports maritimes ; – un secteur Supply-Marketing qui est dédié aux activités mondiales d’approvisionnement et de commercialisation dans le domaine Droits d’accises - (18 143) - - - (18 143) Charges d’exploitation (23 079) (126 145) (19 566) (667) 34 703 (134 754) corporelles et droits miniers (5 076) (1 908) (487) (35) - (7 506) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (13 506) (409) (225) (38) - (14 178) Coût net de la dette nette - - - - - (335) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (305) Résultat net - - - - - 12 276 Chiffre d’affaires hors Groupe 45 - - - - 45 Chiffre d’affaires Groupe - - - - - Droits d’accises - - - - - Produits des ventes 45 - - - - 45 corporelles et droits miniers (75) (700) (6) - - (781) Résultat opérationnel (b) (30) 456 (39) - - 387 Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (32) (109) (41) (80) - (262) Coût net de la dette nette - - - - - - Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (19) Résultat net - - - - - 852 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et, à compter du 1er janvier 2011, l’effet des variations de juste valeur. (b) Dont effet de stock Amont Aval Chimie Holding \- sur le résultat opérationnel - 1 224 (9) - \- sur le résultat opérationnel net - 859 10 - Droits d’accises - (18 143) - - - (18 143) Charges d’exploitation (23 079) (127 301) (19 533) (667) 34 703 (135 877) corporelles et droits miniers (5 001) (1 208) (481) (35) - (6 725) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (13 474) (300) (184) 42 - (13 916) Coût net de la dette nette - - - - - (335) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (286) Résultat net ajusté - - - - - 11 424 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 5,06 (a) Excepté pour le résultat net par action Prêts aux sociétés mises en équivalence Provisions et autres passifs non courants (20 095) (2 577) (1 593) (1 136) - (25 401) Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - - - - - - Moins effet de stock - (3 615) (419) 13 - (4 021) ROACE en pourcentage 20% 7% 10% - - 16% Droits d’accises - (18 793) - - - (18 793) Charges d’exploitation (18 271) (105 660) (16 974) (665) 28 400 (113 170) corporelles et droits miniers (5 346) (2 503) (533) (39) - (8 421) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (10 131) (201) (267) 263 - (10 336) Coût net de la dette nette - - - - - (226) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (236) Résultat net - - - - - 10 571 Chiffre d’affaires hors Groupe - - - - - - Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes - - - - - - 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 Coût net de la dette nette - - - - - - Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (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. (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 - - - (81) Droits d’accises - (18 793) - - - (18 793) Charges d’exploitation (18 271) (106 583) (17 066) (665) 28 400 (114 185) corporelles et droits miniers (5 143) (1 311) (512) (39) - (7 005) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (10 406) (350) (267) 269 - (10 754) Coût net de la dette nette - - - - - (226) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (234) Résultat net ajusté - - - - - 10 288 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 4,58 (a) Excepté pour le résultat net par action Prêts aux sociétés mises en équivalence Provisions et autres passifs non courants (16 076) (2 328) (1 631) (1 181) - (21 216) Moins effet de stock - (4 088) (409) 1 061 - (3 436) ROACE en pourcentage 21% 8% 12% - - 16% Droits d’accises - (19 174) - - - (19 174) Charges d’exploitation (14 752) (81 281) (14 293) (656) 20 635 (90 347) corporelles et droits miniers (4 420) (1 612) (615) (35) - (6 682) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (7 486) (633) (92) 326 - (7 885) Coût net de la dette nette - - - - - (264) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (182) Résultat net - - - - - 8 447 Chiffre d’affaires hors Groupe - - - - - - Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes - - - - - - corporelles et droits miniers (4) (347) (40) - - (391) 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 ne conférant pas le contrôle - - - - - (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. (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 - - - (300) Droits d’accises - (19 174) - - - (19 174) Charges d’exploitation (14 735) (82 839) (14 637) (656) 20 635 (92 232) corporelles et droits miniers (4 416) (1 265) (575) (35) - (6 291) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (7 503) (220) (42) 329 - (7 436) Coût net de la dette nette - - - - - (264) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (178) Résultat net ajusté - - - - - 7 784 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 3,48 (a) Excepté pour le résultat net par action Prêts aux sociétés mises en équivalence 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 - - - - - - Moins effet de stock - (3 202) (282) 840 - (2 644) ROACE en pourcentage 18% 7% 4% - - 13% B) ROE (Return on Equity) – Rentabilité des capitaux propres moyens Le Groupe évalue la rentabilité des capitaux propres en rapportant le résultat net ajusté de l’ensemble consolidé à la moyenne des capitaux propres retraités de début et de fin de période. Les capitaux propres retraités pour l’exercice 2011 sont ainsi calculés après distribution d’un dividende de 2,28 euros par action, sous réserve d’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. Le ROE est calculé de la manière suivante : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Intérêts ne conférant pas le contrôle ajustés 286 234 178 Répartition du résultat sur la base des actions existantes à la clôture (1 255) (2 553) (2 546) C) 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 : Droits d’accises (18 143) - (18 143) Achats, nets de variation de stocks (115 107) 1 215 (113 892) Autres charges d’exploitation (19 751) (92) (19 843) Charges d’exploration (1 019) - (1 019) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (6 725) (781) (7 506) Autres charges (536) (711) (1 247) Coût de l’endettement financier brut (713) - (713) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 273 - 273 Coût de l’endettement financier net (440) - (440) Autres produits financiers 609 - 609 Autres charges financières (429) - (429) Charge d’impôt (13 811) (262) (14 073) Intérêts ne conférant pas le contrôle 286 19 305 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et, à compter du 1er janvier 2011, l’effet des variations de juste valeur. Droits d’accises (18 793) - (18 793) Achats, nets de variation de stocks (94 286) 1 115 (93 171) Autres charges d’exploitation (19 035) (100) (19 135) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (7 005) (1 416) (8 421) 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) Charge d’impôt (10 646) 418 (10 228) Intérêts ne conférant pas le contrôle 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. Droits d’accises (19 174) - (19 174) Achats, nets de variation de stocks (73 263) 2 205 (71 058) Autres charges d’exploitation (18 271) (320) (18 591) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (6 291) (391) (6 682) 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) Charge d’impôt (7 302) (449) (7 751) Intérêts ne conférant pas le contrôle 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. D) 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, (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet des variations de juste valeur 45 - - - 45 Charges de restructuration - - - - - Dépréciations exceptionnelles (75) (700) (6) - (781) Autres éléments - (68) (24) - (92) Total (30) 456 (39) - 387 Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet de stock - 824 10 - 834 Effet des variations de juste valeur 32 - - - 32 Charges de restructuration - (113) (9) - (122) Dépréciations exceptionnelles (531) (478) (5) - (1 014) Autres éléments (202) (74) (76) (64) (416) (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 (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Effet de stock - 635 113 - 748 Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi - - - (81) (81) Charges de restructuration - (12) (41) - (53) Dépréciations exceptionnelles (297) (913) (14) - (1 224) Autres éléments (37) (83) (33) - (153) (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Charges de restructuration - - - - - Dépréciations exceptionnelles (4) (347) (40) - (391) Autres éléments (17) (258) (45) - (320) Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe (en millions d’euros) Amont Aval Chimie Holding Total Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi - - - (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 E) Informations sur les dépréciations d’actifs Au titre de l’exercice 2011, des dépréciations d’actifs ont été enregistrées dans les secteurs Amont, Aval et Chimie avec un impact de 781 millions d’euros sur le résultat opérationnel et 1 014 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 4D ci-dessus sous la rubrique « Dépréciations 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 – 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 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 2009, 2010 et 2011. SunPower est une UGT acquise en 2011 pour laquelle des hypothèses spécifiques ont été appliquées en raison notamment de son financement propre et de sa cotation sur le Nasdaq. Les flux de trésorerie futurs de cette UGT ont ainsi été actualisés à un taux de 14% après impôt correspondant au coût moyen pondéré du capital de cette UGT. – 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 10% et 13% en 2011. Celui de SunPower s’élève à 16%. Les UGT du secteur Amont affectées par ces dépréciations sont des champs pétroliers, des actifs dans l’énergie solaire et des participations dans des entreprises associées consolidées selon la méthode de la mise en équivalence. Au titre de l’exercice 2011, le Groupe a comptabilisé des dépréciations pour 75 millions d’euros en résultat opérationnel et 531 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Une diminution de 10% des cours des hydrocarbures ne conduirait pas à comptabiliser des dépréciations additionnelles. Les dépréciations comptabilisées en 2011 concernent principalement la dépréciation de l’intégralité du goodwill dégagé lors de l’acquisition de SunPower pour 383 millions d’euros. En effet, la tension observée durant le second semestre 2011 sur les marchés de la dette publique de certains états européens, les plans successifs d’austérité adoptés par ces états et leur impact sur les incitations financières propres à l’industrie solaire ont fortement dégradé la situation financière et les prévisions de flux de trésorerie futurs des sociétés du secteur solaire, dont SunPower. La capitalisation boursière de ces sociétés a fortement baissé en 2011, le cours de bourse de SunPower au 31 décembre 2011 s’est ainsi établi à 6,23 dollars par action, en baisse de 73% par rapport au cours 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. Pour les activités du raffinage, les tendances défavorables observées en 2010 se sont poursuivies en 2011 avec, au niveau mondial, un excédent global de capacité par rapport à la demande en produits pétroliers. Cet excédent est toujours très localisé en Europe avec une demande en baisse alors que les pays émergents (Moyen-Orient et Asie) enregistrent une forte croissance de la consommation de produits pétroliers. Dans ce contexte persistant de marges dégradées, les UGT de raffinage en France et au Royaume-Uni ont subi des pertes opérationnelles importantes malgré les efforts constants d’optimisation des opérations. Cette situation, couplée à des perspectives moins favorables, a conduit le Groupe à comptabiliser des dépréciations au sein des UGT raffinage France et Royaume-Uni pour 700 millions d’euros en résultat opérationnel et 478 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Une variation de +5% des projections de marge brute dans des conditions d’exploitation identiques aurait un impact positif de 676 millions d’euros en résultat opérationnel et 443 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Une variation de (1)% du taux d’actualisation aurait un impact positif de 335 millions d’euros en résultat opérationnel et de 219 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Des variations inverses des projections de marge brute et de taux d’actualisation auraient des impacts respectifs de (683) millions d’euros et (249) millions d’euros en résultat opérationnel et de (448) millions d’euros et (164) millions d’euros en résultat net 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. Les différents scénarii de sensibilité ne conduiraient pas Au titre de l’exercice 2010, des dépréciations d’actifs avaient 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 avaient été qualifiées d’éléments d’ajustement du résultat opérationnel et du résultat net part du Groupe. 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 des exercices 2011, 2010 et 2009, aucune reprise de perte (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Achats, nets de variation de stocks (a) (113 892)(b) (93 171) (71 058) Charges d’exploration (1 019) (864) (698) Autres charges d’exploitation (c) (19 843) (19 135) (18 591) dont (dotations) reprises de provisions non courantes opérationnelles 615 387 515 dont (dotations) reprises de provisions courantes opérationnelles (150) (101) (43) Charges d’exploitation (134 754) (113 170) (90 347) (a) Inclut les taxes à la production dans l’Amont, notamment les royalties. (b) Au 31 décembre 2011, le Groupe a valorisé les sous / sur-enlèvements à la valeur de marché. L’impact sur les charges d’exploitation est de 577 millions d’euros et de 103 millions (c) 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 d’euros sur le résultat net part du Groupe au 31 décembre 2011. « Effectifs du Groupe et charges de personnel »). 7) Autres produits et autres charges (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Profits de change 118 - - Pertes de change - - (32) Amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles (hors droits miniers) (592) (267) (142) Autres charges (1 247) (900) (600) En 2011, les plus-values sur cession proviennent principalement de la cession de la participation dans CEPSA, de la cession d’actifs dans le secteur Amont (notamment la cession de 10% des intérêts du Groupe dans le pipeline colombien OCENSA) ainsi que de la cession des activités résines photoréticulables et résines de revêtement. Ces cessions sont décrites dans la note 3 de l’annexe En 2010, les plus-values sur cession provenaient 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 (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. En 2011, la rubrique « Autres » est principalement constituée de 243 millions d’euros de charges de restructuration dans les En 2010, la rubrique « Autres » était principalement constituée de 248 millions d’euros de charges de restructuration dans les En 2009, la rubrique « Autres » était principalement constituée de 190 millions d’euros de charges de restructuration dans les 8) Autres produits financiers et autres charges financières (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Revenus des participations 330 255 210 Frais financiers immobilisés 171 113 117 Autres produits financiers 609 442 643 Effet de l’actualisation des provisions pour restitution des sites (344) (338) (283) Autres charges financières (429) (407) (345) Depuis 1966, le Groupe était imposé selon le régime du bénéfice mondial consolidé, accordé par agrément triennal du ministre de l’Économie, des Finances et de l’Industrie. L’agrément couvrant la période 2008-2010 a expiré le 31 décembre 2010 et en juillet 2011, TOTAL S.A. a annoncé avoir pris la décision de ne pas donner suite à sa demande initiale de renouvellement de son agrément. À compter de l’exercice 2011, TOTAL S.A. relève donc du régime fiscal de droit commun. La sortie du bénéfice mondial consolidé n’a d’impact significatif, ni sur la situation financière, ni sur les résultats 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 27 444 millions d’euros au 31 décembre 2011. L’effet fiscal latent relatif à ces résultats réinvestis ne peut être Par ailleurs, aucun impôt différé n’est reconnu au titre des réserves consolidées des filiales françaises du Groupe, dont le montant est d’environ 22 585 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. La charge d’impôts sur les résultats s’analyse de la manière suivante : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Impôts courants (12 495) (9 934) (7 213) Impôts différés (1 578) (294) (538) Charge d’impôt (14 073) (10 228) (7 751) L’analyse par source du passif net d’impôt différé s’établit comme suit, avant compensation des actifs et passifs par entité fiscale : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Pensions, retraites et obligations similaires 621 535 517 Dépréciation des impôts différés actifs (667) (576) (484) Amortissement fiscal accéléré (12 831) (10 966) (9 791) Autres déductions fiscales temporaires (2 721) (1 339) (1 179) Impôts différés passifs (15 552) (12 305) (10 970) Passif net d’impôt différé (10 493) (8 444) (7 639) Les déficits et crédits d’impôts reportables proviennent uniquement de filiales étrangères. Après compensation des actifs et passifs par entité fiscale, les impôts différés sont présentés de la manière suivante au bilan : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Impôts différés actifs, courants (note 16) \- 151 214 Impôts différés passifs, non courants (12 260) (9 947) (8 948) Impôts différés passifs, courants - (26) (69) Montant net (10 493) (8 444) (7 639) La variation au bilan de la position nette d’impôts différés est analysée dans le tableau suivant : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Solde à l’ouverture (8 444) (7 639) (6 857) Impôts différés reconnus en résultat (1 578) (294) (538) Impôts différés reconnus en capitaux propres (a) (55) 28 (38) Variations de périmètre (17) (59) (1) Effets de change (399) (480) (205) Solde à la clôture (10 493) (8 444) (7 639) (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 (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Taux d’imposition français 36,10% 34,43% 34,43% Charge d’impôt théorique (9 622) (7 242) (5 640) Différence entre le taux d’imposition français et le taux d’imposition des filiales étrangères (5 740) (4 921) (3 214) Effet en impôt du résultat des sociétés mises en équivalence 695 672 565 Ajustements d’impôt courant sur exercices antérieurs (19) (45) (47) Ajustements d’impôt différé afférents aux variations des taux d’impôt (201) 2 (1) Variation de la dépréciation des impôts différés actifs (71) (65) (6) Charge d’impôt dans le compte de résultat (14 073) (10 228) (7 751) 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 2011 qui portent le taux global d’imposition des bénéfices à 36,10% (contre 34,43% en 2010 et 2009). 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. Le Groupe dispose de déficits et crédits d’impôts reportables qui expirent selon l’échéancier suivant : 2010 - - - - 258 126 2016 et suivants 2 095 688 - - - - (a) Déficits et crédits d’impôts reportables en 2014 et années suivantes pour l’exercice 2009. (b) Déficits et crédits d’impôts reportables en 2015 et années suivantes pour l’exercice 2010. Autres immobilisations incorporelles 3 377 (2 412) 965 Autres immobilisations incorporelles 2 803 (2 175) 628 Autres immobilisations incorporelles 2 712 (2 143) 569 Les variations des immobilisations incorporelles s’analysent comme suit : En 2011, la colonne « Autres » comprend principalement les droits miniers de Chesapeake dans le Barnett Shale reclassés dans les acquisitions pour (649) millions d’euros, la part non encore payée de l’acquisition de droits miniers de Chesapeake dans Utica pour 1 216 millions d’euros, le reclassement de droits miniers sur Joslyn cédés en 2011 et classés auparavant en application de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » pour 384 millions d’euros, ainsi que 697 millions d’euros relatifs à l’acquisition de SunPower. En 2010, la colonne « Autres » comprenait 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, 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). Le tableau suivant donne les variations pour l’année 2011 des goodwill répartis par secteur : Amont 78 396 (383) (2) 89 Aval 82 - (1) (12) 69 Chimie 717 23 (4) (9) 727 Holding 25 - - - 25 Total 902 419 (388) (23) 910 En 2011, les dépréciations de goodwill dans l’Amont s’élèvent à 383 millions d’euros et correspondent à la dépréciation de l’intégralité du goodwill dégagé suite à l’acquisition de SunPower (voir la note 4E de l’annexe aux comptes consolidés). Sur permis non prouvés 209 - 209 Sur permis non prouvés 347 (1) 346 Sur permis non prouvés 182 (1) 181 Les variations des immobilisations corporelles s’analysent comme suit : En 2011, la colonne « Cessions » comprend principalement l’impact des cessions d’actifs dans le secteur Amont (cession des participations dans Gassled en Norvège, de la participation dans le champ Joslyn au Canada) et dans l’Aval (cession du Marketing au Royaume-Uni) (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2011, la colonne « Dotations nettes d’amortissements et dépréciations » comprend l’impact des dépréciations exceptionnelles d’actifs comptabilisées à hauteur de 781 millions d’euros (voir la note 4D de l’annexe aux comptes consolidés). En 2011, la colonne « Autres » correspond pour 653 millions d’euros à l’augmentation de l’actif de restitution des sites. Elle comprend également 428 millions d’euros liés au reclassement des immobilisations corporelles de Joslyn et des activités résines cédées en 2011 et classées auparavant en application de la norme IFRS 5 en « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées ». En 2010, la colonne « Cessions » comprenait 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 En 2010, la colonne « Dotations nettes d’amortissements et dépréciations » comprenait l’impact des dépréciations exceptionnelles d’actifs comptabilisées à hauteur de 1 416 millions d’euros (voir la note 4D de l’annexe aux comptes consolidés). En 2010, la colonne « Autres » correspondait 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 », partiellement compensés par l’acquisition d’UTS pour 217 millions d’euros (voir la note 3 de l’annexe aux comptes 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). Les immobilisations corporelles présentées ci-dessus incluent des installations techniques et des constructions en location financement 12) Sociétés mises en équivalence : titres et prêts CEPSA (quote-part Amont) (d) \- 48,83% 48,83% - 340 385 Angola LNG Ltd. 13,60% 13,60% 13,60% 869 710 490 Qatargas 10,00% 10,00% 10,00% 97 85 83 Société du Terminal Méthanier De Fos Cavaou 27,60% 28,03% 28,79% 119 125 124 Dolphin Energy Ltd. (Del) Abu Dhabi 24,50% 24,50% 24,50% 208 172 118 Qatar Liquiefied Gas Company Limited (Train B) 16,70% 16,70% 16,70% 209 184 143 Yemen LNG Co 39,62% 39,62% 39,62% 169 25 (15) Shtokman Development AG 25,00% 25,00% 25,00% 248 214 162 AMYRIS (a) 21,37% 22,03% - 79 101 - Novatek (e) 14,09% - - 3 368 - - Autres - - - 803 724 760 Yamal LNG (e) 20,01% - - 495 - - Ichthys LNG Ltd. (e) 24,00% - - 82 - - Autres - - - - 78 - Total entreprises contrôlées conjointement 577 78 - Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals (quote-part Aval) 37,50% 37,50% 37,50% 112 47 60 Autres - - - 166 159 123 SARA (c) 50,00% 50,00% - 125 134 - TotalErg (a) 49,00% 49,00% - 296 289 - Autres - - - - 2 - Total entreprises contrôlées conjointement 421 425 - CEPSA (quote-part Chimie) (d) \- 48,83% 48,83% - 411 396 Qatar Petrochemical Company Ltd. 20,00% 20,00% 20,00% 240 221 205 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals (quote-part Chimie) 37,50% 37,50% 37,50% 9 4 5 Qatofin Company Limited 36,36% 36,36% 36,36% 136 27 9 Autres - - - 27 41 37 Total entreprises associées 412 704 652 Samsung Total Petrochemicals (c) 50,00% 50,00% - 706 645 - Total entreprises contrôlées conjointement 706 645 - Sanofi (b) \- - 7,39% - - 4 235 Total entreprises associées - - 4 235 Total entreprises contrôlées conjointement - - - Total Holding - - 4 235 (a) Société intégrée par mise en équivalence en 2010. (b) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi au 1er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (c) Changement de méthode de consolidation au 1er janvier 2010. (d) Cession de CEPSA le 29 juillet 2011 (e) Société intégrée par mise en équivalence en 2011. NLNG 15,00% 15,00% 15,00% 374 207 227 PetroCedeño - EM 30,32% 30,32% 30,32% 55 195 166 CEPSA (quote-part Amont) (d) \- 48,83% 48,83% 15 57 23 Angola LNG Ltd. 13,60% 13,60% 13,60% 6 8 9 Qatargas 10,00% 10,00% 10,00% 196 136 114 Société du Terminal Méthanier De Fos Cavaou 27,60% 28,03% 28,79% 13 - - Dolphin Energy Ltd. (Del) Abu Dhabi 24,50% 24,50% 24,50% 131 121 94 Qatar Liquiefied Gas Company Limited (Train B) 16,70% 16,70% 16,70% 446 288 8 Yemen LNG Co 39,62% 39,62% 39,62% 130 37 34 Shtokman Development AG 25,00% 25,00% 25,00% 1 (5) 4 AMYRIS (a) 21,37% 22,03% - (23) (3) - Novatek (e) 14,09% - - 24 - - Autres - - - 274 140 180 Yamal LNG (e) 20,01% - - - - - Ichthys LNG Ltd. (e) 24,00% - - (7) - - Autres - - - (56) 6 - Total entreprises contrôlées conjointement (63) 6 - CEPSA (quote-part Aval) (d) \- 48,83% 48,83% 26 172 149 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals (quote-part Aval) 37,50% 37,50% 37,50% (27) (19) (12) Autres - - - 24 76 81 Total entreprises associées 23 229 218 SARA (c) 50,00% 50,00% - 11 31 - TotalErg (a) 49,00% 49,00% - 7 (11) - Autres - - - 1 2 - Total entreprises contrôlées conjointement 19 22 - CEPSA (quote-part Chimie) (d) \- 48,83% 48,83% 19 78 10 Qatar Petrochemical Company Ltd. 20,00% 20,00% 20,00% 89 84 74 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals (quote-part Chimie) 37,50% 37,50% 37,50% (3) (1) (1) Qatofin Company Limited 36,36% 36,36% 36,36% 98 36 (5) Autres - - - (13) 5 1 Total entreprises associées 190 202 79 Samsung Total Petrochemicals (c) 50,00% 50,00% - 114 104 - Total entreprises contrôlées conjointement 114 104 - Sanofi (b) \- - 7,39% - 209 486 (a) Société intégrée par mise en équivalence en 2010. (b) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi au 1er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (c) Changement de méthode de consolidation au 1er janvier 2010. (d) Cession de CEPSA le 29 juillet 2011 (e) Société intégrée par mise en équivalence en 2011. Les principaux agrégats financiers en part Groupe des sociétés comptabilisées par mise en équivalence sont les suivants : Charge d’impôt (594) (49) (568) (34) (526) - Les titres présentés ci-après appartiennent à la catégorie « Actifs financiers disponibles à la vente » (voir la note 1M(ii) de l’annexe Au 31 décembre 2011 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Chicago Mercantile Exchange Group 1 6 7 Olympia Energy Fund - fonds d’investissement énergie 38 (5) 33 Autres titres cotés 3 (1) 2 Autres titres non cotés 820 - 820 Au 31 décembre 2010 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Chicago Mercantile Exchange Group 1 9 10 Olympia Energy Fund - fonds d’investissement énergie 37 (3) 34 Autres titres cotés 2 (1) 1 Autres titres non cotés 758 - 758 Autres titres non cotés (c) 959 - 959 Au 31 décembre 2009 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Chicago Mercantile Exchange Group 1 9 10 Olympia Energy Fund - fonds d’investissement énergie 35 (2) 33 Autres titres cotés - - - Autres titres cotés (c) 120 112 232 Autres titres non cotés 714 - 714 Autres titres non cotés (c) 930 - 930 (a) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi au 1er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) Gain latent calculé sur la base du certificat d’investissement. (d) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence d’Ocensa en juillet 2011 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette (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 1er janvier et autres variations au 31 décembre 2011 (464) (25) 122 (32) (399) 2010 (587) (33) 220 (64) (464) 2009 (529) (19) 29 (68) (587) (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Les variations des dépréciations sur les stocks sont les suivantes : Exercice Dépréciations Dotations nettes Effets de change Dépréciations (en millions d’euros) au 1er janvier des reprises et autres variations au 31 décembre 2009 (1 115) 700 (2) (417) 16) Clients et comptes rattachés, autres créances (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Impôts différés actifs, courants - - - Charges constatées d’avance 840 - 840 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Impôts différés actifs, courants 151 - 151 Charges constatées d’avance 657 - 657 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Impôts différés actifs, courants 214 - 214 Charges constatées d’avance 638 - 638 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 1er janvier des reprises et autres variations au 31 décembre Au 31 décembre 2011, la part des créances échues comprise dans les rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres Créances d’exploitation » en valeur nette s’élève à 3 556 millions d’euros dont 1 857 millions d’euros échus depuis moins de 90 jours, 365 millions d’euros échus entre 90 jours et 588 millions d’euros échus depuis plus de 12 mois. 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’élevait 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 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. Il n’existe qu’une seule catégorie d’actions de TOTAL S.A. d’une valeur nominale de 2,50 euros au 31 décembre 2011. 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 Évolution du nombre d’actions composant le capital social 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 (a) (24 800 000) Actions émises en raison de : Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 1 218 047 Actions émises en raison de : Augmentation de capital réservée aux salariés 8 902 717 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 5 223 665 (a) Sur décision du Conseil d’administration du 30 juillet 2009. (b) Dont 109 554 173 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 : Nombre d’actions émises durant l’année (prorata temporis) Garantie d’échange offerte aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine - - 393 623 Plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL (a) 506 15 - Augmentations de capital réservées aux salariés 5 935 145 - - Actions TOTAL détenues par TOTAL S.A. ou les sociétés du Groupe et déduites des capitaux propres consolidés (112 487 679) (115 407 190) (143 082 095) Garantie d’échange offerte aux bénéficiaires d’options de souscription d’actions Elf Aquitaine - - 60 428 (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. Augmentation de capital réservée aux salariés Ces actions étaient déduites des capitaux propres 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 1er 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. Le 14 mars 2011, le Président-directeur général a décidé que la période de souscription serait fixée du 16 mars au 1er avril 2011 inclus et a constaté que le prix de souscription unitaire serait de 34,80 euros. Dans le cadre de cette augmentation de capital, 8 902 717 actions TOTAL ont été souscrites et créées le 28 avril 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 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 (actions TOTAL détenues par TOTAL S.A.) propres actions, soit 0,64% du capital social, réparties de la façon – 6 017 499 actions affectées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés – 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 Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. (actions TOTAL détenues par des filiales du Groupe) Au 31 décembre des exercices 2011, 2010 et 2009, TOTAL S.A. détenait indirectement, par l’intermédiaire de ses filiales, 100 331 268 de ses propres actions, soit 4,24% du capital social au 31 décembre 2011, 4,27% du capital social au 31 décembre 2010 et 4,27% du capital social au 31 décembre 2009 réparties de la façon – 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), détenues indirectement à 100% par TOTAL S.A. Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. TOTAL S.A. a procédé à la mise en paiement, le 26 mai 2011, du solde du dividende de 1,14 euro par action au titre de l’exercice 2010 (le détachement du solde du dividende ayant eu lieu le 23 mai 2011). Par ailleurs, TOTAL S.A. a procédé à la mise en paiement de deux acomptes trimestriels au titre de l’exercice 2011 : – Un premier acompte trimestriel de 0,57 euro par action au titre propres actions, soit 0,39% du capital social, réparties de la façon de l’exercice 2011, décidé par le Conseil d’administration du 28 avril 2011, a été détaché de l’action le 19 septembre 2011 et mis en paiement en numéraire le 22 septembre 2011 ; – 6 712 528 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 2 510 377 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. propres actions, soit 0,52% du capital social, réparties de la façon – 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 – Un deuxième acompte trimestriel de 0,57 euro par action au titre de l’exercice 2011, décidé par le Conseil d’administration du 28 juillet 2011, a été détaché de l’action le 19 décembre 2011 et mis en paiement en numéraire le 22 décembre 2011. Le Conseil d’administration du 27 octobre 2011 a décidé de fixer le montant du troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2011 à 0,57 euro par action. Cet acompte sera détaché de l’action le 19 mars 2012 et mis en paiement en numéraire le 22 mars 2012. Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012 de verser un dividende de 2,28 euros par action au titre de l’exercice 2011, soit un solde à distribuer de 0,57 euro par action en tenant compte des trois acomptes de 0,57 euro par action 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 Les primes liées au capital de TOTAL S.A. s’élèvent à 27 655 millions 2010 et 27 171 millions d’euros au 31 décembre 2009). 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 539 millions d’euros au 31 décembre 2011 (514 millions d’euros au 31 décembre 2010 et au 31 décembre 2009). Les autres éléments du résultat global présentant des éléments reclassés en résultat sont détaillés dans le tableau suivant : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net (63) 3 1 Actifs disponibles à la vente 337 (100) 38 Gains / (Pertes) de la période non réalisés 382 (50) 38 Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net 45 50 - Couverture de flux futurs (84) (80) 128 Gains / (Pertes) de la période non réalisés (131) (195) 349 Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net (47) (115) 221 Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt (15) 302 234 Gains / (Pertes) de la période non réalisés (2) (7) (5) Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net - - - Le détail des effets d’impôt relatifs aux autres éléments du résultat global s’établit comme suit : Autres éléments (2) - (2) (7) - (7) (5) - (5) Les provisions pour engagements de retraite et autres engagements sociaux sont constituées par : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Provisions pour autres engagements sociaux 620 605 592 Provisions pour restructurations (plans de préretraite) 344 298 212 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 : Variation de la valeur actuarielle des droits accumulés Réduction de droits futurs (24) (4) (5) (1) (3) (1) Liquidation d’engagements (111) (60) (3) - - - Avantages spécifiques - - - - 1 - Cotisations employés 9 11 10 - - - Prestations payées (451) (471) (484) (34) (33) (33) Variation de la valeur actuelle des placements Valeur actuelle des placements au début de la période (6 809) (6 286) (5 764) - - - Revenus financiers attendus des placements (385) (396) (343) - - - (Gains)/Pertes actuariels 155 (163) (317) - - - Liquidation d’engagements 80 56 2 - - - Cotisations employés (9) (11) (10) - - - Cotisations employeurs (347) (269) (126) - - - Prestations payées 386 394 396 - - - Écarts de conversion et autres (99) (134) (124) - - - Valeur actuelle des placements à la fin de la période (7 028) (6 809) (6 286) - - - Coût des services passés non reconnus (78) (105) (153) 9 10 15 Gains/(Pertes) actuariels non reconnus (1 713) (1 170) (1 045) (17) (28) 30 Effet du plafond d’actif 10 9 9 - - - Autres actifs non courants (755) (603) (542) - - - Au 31 décembre 2011, la valeur actuarielle des engagements relatifs à des régimes de retraite et assimilés intégralement ou partiellement La valeur des (gains) pertes actuariels d’expérience relatifs à la valeur actuarielle des droits accumulés et la valeur actuelle des placements à la valeur actuarielle des droits accumulés (58) (54) (108) 12 80 Valeur actuelle des placements (7 028) (6 809) (6 286) (5 764) (6 604) Valeur actuelle des placements - - - - - Les cotisations qui seront versées en 2012 par le Groupe, au titre des régimes préfinancés, sont estimées à 182 millions d’euros. (en millions d’euros) Engagements de retraite Autres engagements sociaux 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. Taux d’actualisation (moyenne pondérée tous pays) 4,61% 5,01% 5,41% 4,70% 5,00% 5,60% dont zone Euro 4,21% 4,58% 5,12% 4,25% 4,55% 5,18% dont États-Unis 5,00% 5,49% 6,00% 4,97% 5,42% 5,99% dont Royaume-Uni 4,75% 5,50% 5,50% - - - Taux d’augmentation moyen des salaires 4,69% 4,55% 4,50% - - - Taux de progression des dépenses de santé : – taux initial - - - 4,82% 4,82% 4,91% – taux ultime - - - 3,77% 3,75% 3,79% 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% - - - Rendement attendu des placements 5,90% 6,39% 6,14% - - - Taux de progression des dépenses de santé : – taux initial - - - 4,82% 4,91% 4,88% – taux ultime - - - 3,75% 3,79% 3,64% Une variation de plus ou moins 0,5% des taux d’actualisation - toutes choses étant égales par ailleurs - aurait approximativement (en millions d’euros) Augmentation de 0,5% Diminution de 0,5% La valeur actuarielle des droits accumulés au 31 décembre 2011 (513) 551 Charge (Produit) de l’exercice 2012 (41) 56 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 31 millions d’euros à la hausse ou à la baisse sur la charge de l’exercice 2012. La charge des exercices 2011, 2010 et 2009 s’analyse comme suit : Revenus financiers attendus des placements (385) (396) (343) - - - Amortissement des (gains) pertes actuariels 46 66 50 - (4) (6) Effet du plafond d’actif 2 (3) 4 - - - Réduction de droits futurs (22) (3) (4) (1) (3) (1) Liquidation d’engagements (9) 7 (1) - - - Avantages spécifiques - - - - 1 - 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 2011 53 (63) Charge (Produit) de l’exercice 2011 5 (5) 19) Provisions et autres passifs non courants (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Provisions pour litiges 572 485 423 Provisions pour protection de l’environnement 600 644 623 En 2011, 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 2011, 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 En 2011, les autres provisions non courantes comprennent – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élève, au 31 décembre 2011, à 21 millions d’euros ; – les provisions pour cessations d’activité dans les secteurs Aval et Chimie qui s’élèvent, au 31 décembre 2011, à 211 millions d’euros ; – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield qui s’élève, au 31 décembre 2011, à 80 millions d’euros. En 2011, les autres passifs non courants comprennent notamment les dettes, dont la maturité est supérieure à un an, liées à l’acquisition d’immobilisations. Cette rubrique inclut notamment une dette de 991 millions d’euros au titre de l’acquisition d’une participation dans les gisements de gaz de schistes de l’Utica (voir la note 3 En 2010, les provisions pour litiges comprenaient 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 En 2010, les autres provisions non courantes comprenaient – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élevait, au 31 décembre 2010, à 31 millions d’euros ; – les provisions pour cessations d’activité dans les secteurs Aval et Chimie qui s’élevaient, au 31 décembre 2010, à 261 millions d’euros ; – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield qui s’élevait, au 31 décembre 2010, à 194 millions d’euros. En 2010, les autres passifs non courants comprenaient notamment les dettes, dont la maturité est supérieure à un an, 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 En 2009, les autres provisions non courantes comprenaient – 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). 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) 1er janvier de l’exercice de l’exercice de change 31 décembre En 2011, les dotations de l’exercice (921 millions d’euros) – des provisions pour restitution de sites pour 344 millions d’euros – les provisions pour protection de l’environnement reprises – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise – des provisions pour protection de l’environnement pour 100 millions d’euros dans les secteurs Aval et Chimie ; – les plans sociaux et restructurations pour 164 millions d’euros. – des provisions pour plans sociaux et restructurations En 2010, les dotations de l’exercice (1 052 millions d’euros) En 2010, les reprises de l’exercice (971 millions d’euros) étaient principalement liées à l’utilisation des provisions en regard – les provisions pour restitutions des sites pour 214 millions d’euros ; – des provisions pour restitution de sites pour 338 millions d’euros – les provisions pour enquêtes sur la concurrence – des provisions pour protection de l’environnement – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour 88 millions d’euros dans les secteurs Aval et Chimie ; – des provisions au titre de la responsabilité civile liée au sinistre – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise Buncefield pour 79 millions d’euros ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise En 2009, les dotations de l’exercice (1 254 millions d’euros) – des provisions pour restitution de sites pour 283 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 provisions pour protection de l’environnement – les provisions pour restitutions des sites pour 147 millions d’euros dans les secteurs Aval et Chimie ; – des provisions au titre de la responsabilité civile liée au sinistre – les provisions pour enquêtes sur la concurrence Buncefield pour 223 millions d’euros ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations – les provisions pour protection de l’environnement reprises En 2011, les reprises de l’exercice (798 millions d’euros) sont principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des charges encourues suivantes : – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise – les provisions pour restitutions des sites pour 189 millions d’euros ; – les plans sociaux et restructurations pour 28 millions d’euros. Les variations des provisions pour restitution des sites s’analysent comme suit : 20) Dettes financières et instruments financiers associés A) Dettes financières non courantes et instruments financiers associés dont instruments de couverture de la dette non courante (passif) - 146 146 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (actif) (a) \- (1 976) (1 976) Autres emprunts à taux variable 129 446 575 Autres emprunts à taux fixe 76 206 282 Dettes financières des contrats de location financement 144 8 152 (a) Ces instruments de couverture sont présentés dans les notes 1M(iii) « Instruments financiers de gestion du financement à long terme », 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. 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) 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 (a) Ces instruments de couverture sont présentés dans les notes 1M(iii) « Instruments financiers de gestion du financement à long terme », 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. 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) 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 (a) Ces instruments de couverture sont présentés dans les notes 1M(iii) « Instruments financiers de gestion du financement à long terme », 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. La juste valeur des emprunts obligataires, au 31 décembre 2011, après prise en compte des swaps de change et de taux adossés, Emprunt obligataire 2000 - - 61 EUR 2010 5,650% Part à moins d’un an - - (61) Total Société mère 129 125 116 Emprunt obligataire 2003 - - 160 CHF 2010 2,385% Emprunt obligataire 2004 - - 53 CAD 2010 4,000% Emprunt obligataire 2004 - - 113 CHF 2010 2,385% Emprunt obligataire 2004 - - 438 EUR 2010 3,750% Emprunt obligataire 2004 - - 322 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2004 - - 128 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2004 - - 185 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2006 - - 75 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2006 - - 50 EUR 2010 3,750% Emprunt obligataire 2006 - - 50 EUR 2010 3,750% Emprunt obligataire 2006 - - 100 EUR 2010 3,750% Emprunt obligataire 2007 - - 60 CHF 2010 2,385% Emprunt obligataire 2007 - - 74 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2008 - - 63 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2008 - - 66 GBP 2010 4,875% Emprunt obligataire 2011 116 - - USD 2016 6,500% Emprunt obligataire 2011 597 - - USD 2018 3,875% Part à moins d’un an (2 992) (3 450) (1 937) Emprunt Obligataire 2011 565 - - CAD 2014 1,625% Emprunt Obligataire 2011 75 - - CAD 2014 5,750% Emprunt Obligataire 2011 82 - - CAD 2016 4,000% Emprunt Obligataire 2011 69 - - CAD 2016 3,625% Part à moins d’un an - - - CANADA Ltd. 2 094 - - TOTAL CAPITAL INTERNATIONAL (c) \- - - AUTRES FILIALES CONSOLIDÉES 308 223 153 Emprunt obligataire 2009 386 - - USD 2021 4,250% Emprunt obligataire 2011 386 - - USD 2021 4,125% Part à moins d’un an (294) - - AUTRES FILIALES CONSOLIDÉES (d) 926 - - (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. (b) 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) TOTAL CAPITAL INTERNATIONAL est une filiale détenue à 100% directement par TOTAL S.A. 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. (d) Ce montant inclut les obligations convertibles en actions de SunPower pour un montant de 355 millions d’euros. Répartition par échéance des dettes financières non courantes 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. (en millions d’euros) 2011 % 2010 % 2009 % (en millions d’euros) 2011 % 2010 % 2009 % 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. (Actif) / Passif 2011 2010 2009 Part à court terme des instruments financiers passifs de couverture de la dette 40 12 97 Autres instruments financiers passifs courants 127 147 26 Autres passifs financiers courants (note 28) 167 159 123 Dépôts courants supérieurs à 3 mois (101) (869) (55) Part à court terme des instruments financiers actifs de couverture de la dette (383) (292) (197) Autres instruments financiers actifs courants (216) (44) (59) Actifs financiers courants (note 28) (700) (1 205) (311) (a) Au 31 décembre 2011 et 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. 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 retraités 2011 sont calculés après distribution d’un dividende de 2,28 euros par action, sous réserve d’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. Le ratio dette nette sur capitaux propres est calculé de la manière suivante : (Actif) / Passif 2011 2010 2009 Autres passifs financiers courants 167 159 123 Actifs financiers courants (700) (1 205) (311) Instruments de couverture des dettes financières non courantes (1 976) (1 870) (1 025) Trésorerie et équivalents de trésorerie (14 025) (14 489) (11 662) Répartition du résultat sur la base des actions existantes à la clôture (1 255) (2 553) (2 546) Ratio dette nette sur capitaux propres 23,0% 22,2% 26,6% 21) Autres créditeurs et dettes diverses (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Produits constatés d’avance 231 184 223 Au 31 décembre 2011, la rubrique « Autres dettes d’exploitation » comprend notamment le montant du troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2011, soit 1 317 millions d’euros, qui sera mis en paiement en mars 2012. 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). 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 (en millions d’euros) Location simple Location financement Total des engagements 3 321 208 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (25) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 152 (en millions d’euros) Location simple Location financement 2016 et suivantes 1 105 54 Total des engagements 2 948 241 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (23) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 175 (en millions d’euros) Location simple Location financement Total des engagements 2 539 335 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (22) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 260 Les redevances constatées au titre des contrats de location simple ont été de 645 millions d’euros pour l’exercice 2011 (contre 605 millions d’euros pour l’exercice 2010 et 613 millions d’euros pour l’exercice 2009). 23) Engagements hors bilan et obligations contractuelles Garanties de passif sur cession 39 - 34 5 (a) À compter du 31 décembre 2011, le Groupe présente ses engagements de ventes de biens et services. Garanties de passif sur cession 37 - 31 6 Garanties de passif sur cession 36 - 1 35 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 ne comprend pas la part non courante des contrats de location financement pour 152 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 ne comprend pas la part à moins d’un an des contrats de location financement pour 25 millions d’euros. 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 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 Les informations relatives aux obligations contractuelles liées aux dettes figurent dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés. Les informations relatives aux obligations de location financement et location simple figurent dans la note 22 de l’annexe aux comptes 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. 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 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 2011, 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 1 208 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 404 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 2 463 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 2011, cette garantie, plafonnée à 1 095 millions d’euros, est comptabilisée dans la rubrique « Autres engagements 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 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. 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. 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 Engagements de ventes de biens et services 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 montants représentent les engagements irrévocables de ventes de biens et services, incluant notamment les contrats de ventes d’hydrocarbures (sauf lorsqu’il existe un marché actif et très liquide et que les volumes sont revendus rapidement après leur achat). 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 : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Clients et comptes rattachés 585 432 293 Prêts (sauf prêts aux sociétés mises en équivalence) 331 315 438 Fournisseurs et dettes diverses 724 497 386 (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Rémunération des organes d’administration et de direction Le montant global des rémunérations directes et indirectes de toute nature comptabilisées par les sociétés françaises et étrangères membres du Groupe, pour l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe (les membres du Comité directeur et le Trésorier) et pour les membres salariés du Conseil d’administration est détaillé comme suit : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Nombre de personnes 30 26 27 Rémunérations directes et indirectes perçues 20,4 20,8 19,4 Charges de retraite (a) 9,4 12,2 10,6 Charges relatives aux autres avantages à long terme - - - Charges relatives aux indemnités de fin de contrat de travail 4,8 - - Charges relatives aux paiements en actions (IFRS 2) (b) 10,2 10,0 11,2 (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 139,7 millions d’euros au 31 décembre 2011 (contre 113,8 millions d’euros au 31 décembre 2010 et 96,6 millions d’euros au 31 décembre 2009). (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 25 E) 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 1,07 million d’euros en 2011 (0,96 million d’euros en 2010 et 0,97 million d’euros en 2009). A) Options de souscription d’actions TOTAL 23 mai 2006 inclus (b) 33,30 39,85 49,73 - - - - - - du 24 mai 2006 (b) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 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 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 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 Annulées (e) (738 534) (28 208) (16 320) (17 380) (16 080) (13 260) (14 090) (85 217) (1 000) (930 089) 34,86 Exercées (4 995 910) (216 115) - - - (200) - (2 040) (9 400) (5 223 665) 33,11 (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. 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 à 2011, 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. Pour le plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire (autre que le Président-directeur général), les options seront soumises à une condition de performance qui 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 à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – 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 Par ailleurs, dans le cadre du plan 2011, 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 tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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 taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (Return On Average Capital Employed ou ROACE) tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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%. 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 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 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 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 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 \- les 3 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options seront définitivement \- 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 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. 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 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%. En raison de l’application de la condition de performance, ces taux d’attribution ont été de 100% pour le plan 2009. Plan 2001 (a) Plan 2002 (b) Prix d’exercice jusqu’au 23 mai 2006 inclus (d) 42,05 39,58 Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 (d) 41,47 39,03 Annulées (4 650 446) (7 920) (4 658 366) 41,47 Exercées (40 980) (507 676) (548 656) 39,21 Annulées (f) \- (4 671 989) (4 671 989) 39,03 Exercées - (1 263 272) (1 263 272) 39,03 Existantes au 1er janvier 2011 - - - - Existantes au 31 décembre 2011 - - - - (a) 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. (b) 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. (c) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options d’achat d’actions. (d) 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. (e) 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. 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 D) Attribution gratuite d’actions de performance TOTAL Attribuées définitivement (b) (c) (1 928) (2 922) (2 320 799) (600) - - - (2 326 249) Attribuées définitivement (b) (c) (1 024) (3 034) (552) (1 649 014) (1 904) (636) - (1 656 164) Attribuées définitivement (b) (c) (e) (800) (700) (792) (356) (2 928 122) (1 836) - (2 932 606) (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. (c) Y compris des attributions définitives d’actions gratuites dont le droit à attribution avait été indûment annulé. Le taux d’acquisition du plan 2008 est de 60%. (e) Le taux d’acquisition du plan 2009 est de 100%. Les actions 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. Pour le plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autre que le Président-directeur général) toutes les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, 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 à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – 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 Le Conseil d’administration a également décidé que, pour chaque attributaire, (autre que le Président-directeur général et les dirigeants), bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, les actions au-delà de ce nombre seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire sous réserve que la condition de Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé que, pour le Président-directeur général, le nombre d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROACE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’acquisition 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 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. 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% ; – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’acquisition des actions a été de 100% pour le plan 2009. 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. 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. À l’issue de la période d’acquisition, les actions attribuées seront des actions nouvelles. (2 + 2) (4 + 0) Existantes au 1er janvier 2010 - - - Attribuées définitivement (b) (75) - (75) Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Attribuées définitivement (b) (475) (425) (900) (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. SunPower a trois plans incitatifs à base d’actions : le plan d’actions 1996 (« Plan 1996 »), le second plan incitatif modifié 2005 (« Plan 2005 ») et le plan d’options sur actions et d’actions de PowerLight Corporation (« Plan PowerLight »). Le plan PowerLight a été repris par SunPower lors de l’acquisition de PowerLight en 2007. Selon les termes des trois plans, SunPower peut attribuer à des mandataires sociaux, à des salariés et à des consultants des options sur actions qualifiées (« incentive ») ou non-qualifiées (« non-statutory ») ou des droits à acquérir des actions ordinaires. Le plan 2005 a été approuvé par le Conseil d’administration de SunPower en août 2005 et par les actionnaires en novembre 2005. Le plan 2005 remplace le plan 1996 et permet d’attribuer des options mais également d’attribuer des options avec règlement en espèces (« stock appreciation rights »), des actions gratuites, des droits à actions gratuites et d’autres droits sur des actions. Le plan 2005 permet également la rétention des actions par la société pour satisfaire les obligations fiscales liées à l’exercice des options sur actions ou à l’attribution d’actions. Le plan PowerLight a été approuvé par le Conseil d’administration de PowerLight en octobre 2000. En mai 2008, les actionnaires de SunPower ont approuvé une augmentation annuelle automatique des attributions d’actions du plan 2005, avec prise d’effet en 2009. L’augmentation annuelle automatique du nombre d’actions est égale au minimum entre 3% de toutes les actions ordinaires existantes le dernier jour du trimestre précédent, 6 millions d’actions et un nombre d’actions décidé par le Conseil d’administration de SunPower. Au 1er janvier 2012, approximativement 3,3 millions d’actions au titre du plan 2005 pouvaient être attribuées. Aucune nouvelle attribution n’a été décidée pour le plan 1996 et pour le plan PowerLight. Les options sur actions qualifiées (« incentive ») ne peuvent être attribuées avec un prix d’exercice inférieur à la juste valeur des actions ordinaires le jour de l’attribution. Les options sur actions non-qualifiées (« non-statutory ») et les options avec règlements en espèces (« stock appreciation rights ») ne peuvent être attribuées avec un prix d’exercice inférieur à 85% de la juste valeur des actions ordinaires le jour de l’attribution. Le Conseil d’administration de SunPower décide des périodes d’exercice des options et des droits, cependant les options sont en général exerçables dans un délai de dix ans. Pour les plans 1996 et 2005, les options sont acquises chaque mois au-delà de la première année pendant une période de cinq ans. Pour le plan PowerLight, les options sont acquises chaque année pendant une période de cinq ans. Pour le plan 2005, les actions gratuites et les droits à actions gratuites sont acquis pendant une période de trois ans à raison d’un tiers par année. La majorité des actions émises sont nettes des montants minimums retenus par SunPower pour satisfaire les obligations fiscales de ses employés. Pendant le second semestre 2011, SunPower a retenu 221 262 actions à ce titre et a réglé en espèces ces retenues aux autorités fiscales. Les actions retenues sont traitées en comptabilité comme des actions rachetées et diminuent le nombre d’actions Le tableau suivant résume les mouvements des options sur actions : Existantes au 3 juillet 2011 519 25,39 Existantes au 1er janvier 2012 484 26,62 4,71 480 Exerçables au 1er janvier 2012 441 24,52 4,53 480 En attente d’attribution définitive après le 1er janvier 2012 40 48,08 6,64 - La valeur intrinsèque des options exercées au second semestre 2011 était de 0,3 million de dollars. Aucune option n’a été attribuée au 30 décembre 2011, soit 6,23 dollars, qui aurait été reçue par les bénéficiaires exerçant l’ensemble des options à cette date. Le nombre total d’options dans la monnaie était de 0,1 million au 1er janvier 2012. La valeur intrinsèque agrégée représente la valeur totale intrinsèque avant impôt, calculée à partir du cours de clôture de l’action Le tableau suivant résume les mouvements sur les options sur actions, actions gratuites et droits à actions gratuites en attente d’attribution Attribuées - - 2 336 6,91 Attribuées définitivement (b) (19) 28,73 (691) 18,96 Échues (5) 31,29 (1 473) 14,10 (a) La société estime la juste valeur des droits à actions gratuites comme étant le cours de bourse à la date d’attribution. (b) Les actions gratuites et les droits à actions gratuites attribués définitivement incluent les actions retenues pour le compte des employés afin de satisfaire leurs obligations fiscales. G) Charge liée aux paiements en actions – 31 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions Le montant de la charge liée aux paiements en actions au titre de l’exercice 2011 s’élève à 178 millions d’euros avant impôt et se décompose de la manière suivante : – 27 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions – 134 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite – 17 millions d’euros au titre des plans de SunPower. Le montant de la charge liée aux paiements en actions au titre de l’exercice 2010 s’élevait à 140 millions d’euros avant impôt et se décomposait de la manière suivante : – 109 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite 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 décomposait de la manière suivante : – 68 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite – 38 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions La juste valeur des options attribuées en 2011, 2010 et 2009 a été évaluée selon la méthode Black-Scholes sur la base des hypothèses Taux d’intérêt sans risque (%) (a) 2,0 2,1 2,9 Dividendes attendus (%) (b) 5,6 5,9 4,8 Volatilité attendue (%) (c) 27,5 25,0 31,0 Différé d’exercice (années) 2 2 2 Durée d’exercice des options (années) 8 8 8 Juste valeur des options attribuées (euros par option) 4,4 5,8 8,4 (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. 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 1er 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. Le 14 mars 2011, le Président-directeur général a décidé que la période de souscription serait fixée du 16 mars au 1er avril 2011 et a constaté que le prix de souscription unitaire serait de 34,80 euros. Dans le cadre de cette augmentation de capital, 8 902 717 actions TOTAL ont été souscrites et créées La charge liée aux augmentations de capital réservées aux salariés est diminuée d’une décote pour tenir compte de l’incessibilité pendant une période de cinq ans des actions susceptibles d’être souscrites. La méthode de valorisation de l’incessibilité repose sur le coût d’une stratégie en deux étapes, qui consiste à vendre à terme les actions incessibles à cinq ans et à acheter un même nombre d’actions au comptant, en finançant cet achat par un prêt remboursable in fine. Au titre de l’exercice 2011, les principales hypothèses retenues pour la valorisation du coût de l’augmentation de capital réservée aux salariés étaient les suivantes : Date du Conseil d’administration ayant décidé l’émission 28 octobre 2010 Cours de référence (euros) (a) 41,60 Taux d’intérêt sans risque (%) (b) 2,82 Taux de financement des salariés (%) (c) 7,23 Coût de l’incessibilité (en % du cours de référence) 17,6 (a) Cours à la date à laquelle le Président-directeur général a fixé la période de souscription. (b) Taux de swap euro zéro coupon à 5 ans. (c) Le taux de financement des salariés est issu des taux de crédit à la consommation pour une durée de cinq ans. Etant donné que le coût d’incessibilité est supérieur à la décote, aucune charge n’a été comptabilisée au titre de l’exercice 2011. 26) Effectifs du Groupe et charges de personnel Charges de personnel (en millions d’euros) Les effectifs comprennent uniquement ceux des entreprises consolidées globalement. compensée partiellement par la cession des activités résines photoréticulables et résines de revêtement (voir la note 3 de l’annexe 27) Tableau de flux de trésorerie Le tableau suivant donne des informations complémentaires sur des montants encaissés et décaissés du flux de trésorerie d’exploitation. (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Impôts sur les bénéfices courants décaissés (a) (12 061) (8 848) (7 027) (a) Ces montants incluent les impôts payés en nature dans le cadre des contrats de partage de production dans l’exploration-production. La variation du besoin en fonds de roulement s’analyse comme suit : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Valeurs d’exploitation (1 845) (1 896) (4 217) Créances clients et comptes rattachés (1 287) (2 712) (344) Autres créances (2 409) 911 1 505 Autres créditeurs et dettes diverses 1 156 719 (831) Montant net (1 739) (496) (3 316) 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 : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Remboursement de l’endettement non courant (165) (206) (787) C) Trésorerie et équivalents de trésorerie La trésorerie et les équivalents de trésorerie se décomposent de la manière suivante : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 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 Les actifs et passifs financiers compris dans les rubriques de bilan sont les suivants : Instruments financiers liés aux activités de financement et de trading Total actifs non financiers - - - - - - - - 111 857 - Total actifs - - - - - - - - 164 049 - Dettes financières non courantes (4 858) - - (17 551) (97) (49) - (2) (22 557) (23 247) Fournisseurs et comptes rattachés - - - - - - - (22 086) (22 086) (22 086) Autres dettes d’exploitation - - (606) - - - - (4 835) (5 441) (5 441) Dettes financières courantes (6 158) - - (3 517) - - - - (9 675) (9 675) Autres passifs financiers courants - - (87) - (40) (14) (26) - (167) (167) Total passifs financiers (11 016) - (693) (21 068) (137) (63) (26) (26 923) (59 926) (60 616) Total passifs non financiers - - - - - - - - (104 123) - Total passifs - - - - - - - - (164 049) - (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). Instruments financiers liés aux activités de financement et de trading 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). Instruments financiers liés aux activités de financement et de trading 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 - - - - - - - - (127753) - (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 L’effet en résultat des actifs et passifs opérationnels est le suivant : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Actifs disponibles à la vente (Autres titres) : – revenus des participations 330 255 210 – résultat de cession 103 60 6 Prêts et créances (34) 90 41 Impact sur le résultat opérationnel net 370 388 239 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 ». Actifs et passifs liés aux activités de financement L’effet en résultat des actifs et passifs liés aux activités de financement est le suivant : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Prêts et créances 271 133 158 Passifs de financement et instruments de couverture associés (730) (469) (563) Couverture de juste valeur (inefficacité) 17 4 33 Actifs et passifs détenus à des fins de transaction 2 (2) (26) Impact sur le coût de la dette nette (440) (334) (398) 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 B) Impact des stratégies de couverture Couverture de la dette financière (fair value hedge) 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 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 : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Effet de la réévaluation des emprunts obligataires (301) (1 164) (183) Inefficacité de la couverture de juste valeur 17 4 33 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 Au 31 décembre 2011, la juste valeur des contrats non dénoués au titre de ces couvertures s’élève à (26) millions d’euros. Elle était 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, qualifiés de couverture de flux futurs, se décompose de la manière suivante : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Profit (Perte) comptabilisé en capitaux propres au cours de la période (84) (80) 128 Montant repris des capitaux propres et comptabilisé en résultat de la période (47) (115) 221 Aux 31 décembre 2011, 2010 et 2009, le montant de l’inefficacité de ces instruments financiers est nul. L’échéancier des montants notionnels des instruments dérivés hors énergie est présenté dans le tableau suivant : Instruments détenus à des fins de couverture de bilan Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (97) 1 478 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (40) 642 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 383 2 349 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (49) 967 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 5 749 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (14) 582 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 12 908 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture Change à terme (actif) - - - - - - - - Change à terme (passif) (26) 881 - - - - - - Total change à terme détenus à des fins de couverture d’investissements nets (26) 881 881 - - - - - Instruments détenus à des fins de transaction Autres swaps de taux (actif) 1 3 605 - - - - - - Autres swaps de taux (passif) (2) 14 679 - - - - - - Change à terme (actif) 158 6 984 - - - - - - Change à terme (passif) (85) 4 453 - - - - - - (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. Instruments détenus à des fins de couverture de bilan Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (178) 2 244 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (12) 592 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 292 2 815 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire 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 (part à moins d’un an) (passif) - - - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) - - - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) - - - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture 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 - - - - - - Change à terme (actif) 37 1 532 - - - - - - Change à terme (passif) (144) 6 757 - - - - - - (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. 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 Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (97) 912 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 197 1 084 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) - - - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) - - - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) - - - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) - - - - - - - - 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 - - - - - - Change à terme (actif) 53 4 017 - - - - - - Change à terme (passif) (24) 3 456 - - - - - - (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. Les justes valeurs des instruments financiers hors dérivés d’énergie sont hiérarchisées de la manière suivante : Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs - (46) - (46) Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements nets - (26) - (26) Instruments détenus à des fins de transaction - 72 - 72 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) 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 La description des différents niveaux de juste valeur est présentée dans la note 1M(v) de l’annexe aux comptes consolidés. 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 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 3 3 Swaps de taux de fret - - Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (37) (37) Total Gaz & Énergies Nouvelles 506 506 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. 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 - - Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 38 38 Total Gaz & Énergies Nouvelles (98) (98) 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. 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 - - Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (28) (28) Total Gaz & Énergies Nouvelles 134 134 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 : 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) 2011 (98) 899 (295) 0 506 2010 134 410 (648) 6 (98) Les justes valeurs des instruments dérivés d’énergie sont hiérarchisées de la manière suivante : Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (38) 1 - (37) Activités Gaz & Énergies Nouvelles (44) 550 - 506 Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (10) 48 - 38 Activités Gaz & Énergies Nouvelles 50 (148) - (98) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (45) 17 - (28) Activités Gaz & Énergies Nouvelles 140 (6) - 134 La description des différents niveaux de juste valeur est présentée dans la note 1M(v) de l’annexe aux comptes consolidés. 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 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% (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture 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% (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture 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. 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, d’institutions étatiques ou de sociétés de premier plan. La gestion s’organise autour d’un département Salle des marchés spécialisé dans l’intervention sur les marchés financiers de change 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 Le Groupe s’efforce de minimiser le risque de change de chaque entité par rapport à sa monnaie fonctionnelle (principalement l’euro, le dollar, le dollar canadien, 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 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 du résultat de la Salle des marchés. Il procède à la valorisation de la valeur de marché des instruments financiers utilisés et, le cas échéant, 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, en euros, ou en dollars canadiens, 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, en dollars canadiens 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 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 Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change 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, en euros, ou en dollars canadiens, 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 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 2011, 2010 et 2009. Variation de la valeur de marché Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (21 402) (22 092) 83 (83) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (146) (146) - - Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux (1) (1) 3 (3) Swaps de change et contrats à terme de devises 47 47 - - 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) - - Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux (2) (2) 3 (3) Swaps de change et contrats à terme de devises (101) (101) - - 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) - - 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 - - L’impact sur le coût de la dette nette avant impôt d’une variation des taux d’intérêt est le suivant : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Coût de la dette nette (440) (334) (398) Translation des taux d’intérêt de : +10 points de base (10) (11) (11) -10 points de base 10 11 11 +100 points de base (103) (107) (108) -100 points de base 103 107 108 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, la couronne norvégienne et le dollar canadien. 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 : couverture d’investissement net (962) - 127 (923) (166) instruments non dénoués (26) - (25) (1) - Capitaux propres - aux taux de change couverture d’investissement net (2 501) - (1 237) (1 274) 10 instruments non dénoués 6 - 6 - - Capitaux propres - aux taux de change couverture d’investissement net (5 074) - (3 027) (1 465) (582) instruments non dénoués 5 - 6 (1) - Capitaux propres - aux taux de change (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 (voir 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 (gain de 118 millions d’euros en 2011, résultat nul en 2010, perte de 32 millions d’euros en 2009). 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 TOTAL S.A. bénéficie de lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales, lui permettant de constituer une réserve Le montant de ces lignes de crédit au 31 décembre 2011 s’élève 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 11 447 millions de dollars au 31 décembre 2011, dont 11 154 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 Les tableaux ci-après représentent l’échéancier des actifs et passifs liés aux activités de financement au 31 décembre des exercices 2011, 2010 et 2009 (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). (principal hors intérêts) - (4 492) (3 630) (3 614) (1 519) (7 326) (20 581) Dettes financières courantes (9 675) - - - - - (9 675) Autres passifs financiers courants (167) - - - - - (167) Actifs financiers courants 700 - - - - - 700 Montant net avant charges financières 4 883 (4 492) (3 630) (3 614) (1 519) (7 326) (15 698) financières non courantes (785) (691) (521) (417) (302) (1 075) (3 791) Montant net 4 418 (4 852) (3 930) (3 911) (1 766) (8 357) (18 398) (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) Montant net avant charges financières 5 882 (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (13 031) financières non courantes (843) (729) (605) (450) (358) (1 195) (4 180) Montant net 5 500 (3 750) (3 996) (2 635) (3 760) (7 665) (16 306) (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 Montant net avant charges financières 4 856 (3 658) (3 277) (3 545) (2 109) (5 823) (13 556) financières non courantes (768) (697) (561) (448) (301) (1 112) (3 887) Montant net 4 535 (4 122) (3 738) (3 968) (2 426) (6 990) (16 709) 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 Le tableau ci-après reprend les actifs et passifs financiers liés aux activités opérationnelles au 31 décembre des exercices 2011, 2010 et 2009 (voir la note 28 de l’annexe aux comptes consolidés). Actif / (Passif) 2011 2010 2009 Fournisseurs et comptes rattachés (22 086) (18 450) (15 383) Autres dettes d’exploitation (5 441) (3 574) (4 706) dont instruments dérivés d’énergie (passif) (606) (559) (923) Ces actifs et passifs financiers ont principalement une échéance inférieure à un an. 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 : Actif / (Passif) 2011 2010 2009 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 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 2011, le montant reçu, net des versements, au titre de ces appels de marge s’élève à 1 682 millions d’euros La gestion du risque de crédit dans les différents secteurs 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 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 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 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 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 la souscription à une assurance crédit et / ou 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 du risque de perte de la créance. \- 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 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 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 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 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 A 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. Les engagements hors bilan et obligations contractuelles sont détaillés dans la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés. Les principaux litiges en matière de concurrence auxquels les sociétés du Groupe sont confrontées sont décrits ci-après. – 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 Cette garantie couvre, pendant une durée de dix ans à compter du jour de la scission, 90% des sommes qui seraient payées par Arkema à raison 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, 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, de dommages et intérêts au titre d’éventuelles procédures civiles relatives aux faits faisant l’objet des décisions de condamnations susmentionnées et 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. Réciproquement, 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 la garantie, en Europe, sont conventionnellement mises à la charge d’Arkema à concurrence de 10% de leur montant. La garantie deviendrait caduque 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 – le recours à des polices d’assurance ou des garanties – 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). 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 actions en responsabilité civile, pour lesquelles la responsabilité civile de TOTAL S.A. a été mise en cause en tant que société mère, sont achevées sans qu’elles aient eu de conséquences financières significatives pour le Groupe. – 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 responsables 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 Ainsi, le Groupe a supporté depuis la scission une somme globale de 188,07 millions d’euros (2) correspondant à 90% du montant global des amendes une fois déduite la franchise prévue par la garantie, montant auquel s’ajoute une somme de 31,31 millions d’euros d’intérêts, tel que précisé ci après. Pour mémoire, ces amendes ont été prononcées à la suite d’enquêtes engagées 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. Au cours de l’exercice 2011, les évolutions suivantes sont intervenues dans quatre de ces affaires qui sont désormais \- Dans l’une de ces procédures, la Cour de justice de l’Union européenne (CJUE) a rejeté le recours d’Arkema et annulé les décisions de la Commission européenne et du tribunal de l’Union européenne (TUE) rendues contre les maisons mères. (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. Cette procédure est donc définitivement close tant en ce qui concerne Arkema que ses maisons mères. \- Dans deux autres procédures, les recours d’Arkema et des maisons mères ont été rejetés par le TUE. A la différence des maisons mères, Arkema ne s’est pas pourvu en cassation \- Enfin, dans une dernière procédure, le TUE a rendu une décision de réduction de l’amende initialement prononcée contre Arkema et, parallèlement rejeté le recours des maisons mères lesquelles sont restées tenues de l’amende initialement infligée par la Commission. Arkema a accepté cette décision alors que les maisons mères ont engagé un recours en cassation Abstraction faite d’intérêts exigés par la Commission européenne à hauteur de 31,31 M€ que les maisons mères se sont vu contraintes d’acquitter en exécution de la dernière décision rapportée ci-dessus, les évolutions intervenues au cours de l’exercice 2011 n’ont pas modifié le montant global pris en charge par le Groupe en exécution de la garantie. Par ailleurs, des procédures civiles ont été engagées contre Arkema et d’autres groupes de sociétés devant des juridictions allemande et néerlandaise respectivement en 2009 et 2011 à l’initiative de tiers alléguant de préjudices à la suite de deux procédures engagées par la Commission européenne visées ci-dessus. TOTAL S.A. a été appelée en déclaration de jugement commun devant la juridiction allemande. À ce stade, les chances de succès comme la portée financière de ces procédures sont incertaines tant en raison des nombreuses difficultés juridiques qu’elles soulèvent que de l’absence de documentation des demandes et d’évaluations des préjudices allégués. 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 la scission 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 de l’ensemble des litiges mentionnés ci-dessus, une provision d’un montant de 17 millions d’euros reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2011. – 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, 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. 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. – Par ailleurs, des procédures civiles ont été engagées au Royaume-Uni ainsi qu’aux Pays-Bas contre TOTAL S.A. et Total Raffinage Marketing et contre d’autres groupes de sociétés à l’initiative de tiers alléguant de préjudices à la suite des poursuites engagées par la Commission européenne dans cette affaire. À ce stade, les chances de succès comme la portée financière de ces procédures sont incertaines tant en raison des nombreuses difficultés qu’elles soulèvent tant sur le plan juridique que du point de vue de l’évaluation des préjudices allégués. Dans le cadre de l’ensemble des litiges mentionnés ci-dessus, une provision de 30 millions d’euros est inscrite dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2011. Quelle que soit l’évolution des enquêtes et procédures décrites ci-dessus, le Groupe considère que leur issue ne devrait avoir d’impact significatif, ni sur sa situation financière, ni sur ses 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 en appel. 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 en appel. 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 M. Thierry Desmarest, son Président-directeur général au moment des faits. a finalement décidé de se désister de ce recours en raison 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 2011 s’élève à 80 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 1er 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 a été condamnée au paiement d’une amende de 3,6 millions de livres sterling, qui a été payée. La décision tient compte d’un certain nombre d’éléments qui ont atténué les charges 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 a débuté devant le cour d’appel de Toulouse 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 2011, il subsiste au bilan consolidé du Groupe une provision d’un montant de 21 millions d’euros. 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 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 deux parties civiles ont été indemnisées pour un montant 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 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 Afin de faciliter le règlement des indemnités octroyées par la cour d’appel de Paris aux parties civiles et mises à la charge de la société de contrôle et de classification de l’Erika ainsi que de l’armateur et du gestionnaire du navire, un accord global a été signé fin 2011 entre ces parties et TOTAL S.A., sous l’égide du FIPOL, qui aboutit au désistement réciproque des actions civiles engagées par chacune des parties à l’égard des autres. 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 Blue Rapid et Comité olympique russe - 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 de la prétendue non-exécution par une ex-filiale d’Elf Aquitaine d’un contrat portant sur un projet d’exploration- production en Russie négocié au début des années 1990. Elf Aquitaine considérant que ces demandes étaient dénuées de tout fondement, s’est opposée à celle-ci. 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. Blue Rapid et le Comité olympique russe ont relevé appel de ce jugement. Par arrêt en date du 30 juin 2011, la cour d’appel de Paris a déclaré Blue Rapid et le Comité olympique russe irrecevables en leur action à l’encontre d’Elf Aquitaine, au motif notamment de la caducité du dit contrat. Blue Rapid et le Comité olympique russe ont formé un pourvoi contre la décision de la cour d’appel devant la Cour de cassation. En relation avec ces mêmes faits, et quinze ans après qu’eut été constatée la caducité de ce contrat d’exploration-production, une société russe, dont il a déjà été jugé qu’elle n’était pas celle partie au contrat, et deux régions de la Fédération de Russie, qui n’y étaient pas davantage parties, ont lancé une procédure d’arbitrage contre cette ex-filiale d’Elf Aquitaine, liquidée en 2005, en paiement de prétendus dommages-intérêts dont le montant allégué est de 22,4 milliards USD. Pour les mêmes raisons que celles déjà opposées avec succès par Elf Aquitaine à Blue Rapid et au Comité olympique russe, le Groupe considère que cette action est dénuée de tout fondement, tant en fait qu’en droit. Le Groupe a déposé plainte pour dénoncer les agissements frauduleux dont il s’estime victime en l’espèce et a parallèlement engagé, et se réserve d’engager toutes actions et mesures appropriées pour assurer la défense de ses intérêts. 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, comme il est habituel dans ce type de procédure, la possibilité d’une solution transactionnelle à cette affaire. Fin 2011, la SEC et le DoJ ont proposé à Total de conclure des transactions qui mettraient un terme à cette affaire, en contrepartie du respect par TOTAL d’un certain nombre d’obligations et du paiement d’amendes. Plusieurs éléments substantiels de ces transactions n’étant pas en l’état acceptables par TOTAL, la Société poursuit les pourparlers avec les autorités américaines. la Société est libre de ne pas accepter une solution transactionnelle, auquel cas elle s’exposerait au risque de poursuites aux États-Unis. Dans cette même affaire, une enquête parallèle 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 notification, la Société n’a pas été avisée de développements 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. La résolution de ces affaires ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière du Groupe ou de conséquence sur ses projets futurs. 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 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 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. Néanmoins, par ordonnance notifiée début août 2011, le juge d’instruction a décidé de renvoyer l’affaire devant le tribunal 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. 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 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 procédure devant le juge de l’audience préliminaire 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. Au cours de l’exercice 2011, les activités du Groupe ont été affectées par la situation sécuritaire en Libye, et les productions ont été progressivement arrêtées à partir de fin février. La production du Groupe a repris fin septembre 2011, sur le champ en mer d’Al Jurf situé sur les zones 15, 16 & 32 (ex C137) au niveau prévalant avant les évènements, et reprend progressivement depuis octobre 2011 sur les zones à terre 129, 130 et 131. Le redémarrage de la production du Groupe sur les autres zones situées à terre devrait intervenir progressivement en 2012. En juin 2011, la United States Securities and Exchange Commission (SEC) a adressé à certaines compagnies pétrolières, Les frais de recherche et développement encourus par le Groupe au cours de l’exercice 2011 s’élèvent à 776 millions d’euros (715 millions d’euros en 2010 et 650 millions d’euros en 2009), dont TOTAL, une demande formelle d’informations relative à leurs activités en Libye. TOTAL coopère à cette enquête non publique. Au cours de l’exercice 2011, les activités du Groupe n’ont pas été affectées de manière significative par la situation sécuritaire au Yémen, situation qui a néanmoins amené le Groupe à se réorganiser localement afin de minimiser les risques pour son personnel. Par ailleurs, le 15 octobre 2011, le gazoduc alimentant Yemen LNG a été saboté, puis réparé sans délai, permettant ainsi la reprise de la production de GNL dès le 26 octobre 2011. En mai 2011, l’Union européenne (UE) a interdit, sous peine de sanctions pénales et financières, la fourniture de certains équipements à la Syrie ainsi que certaines transactions financières impliquant des fonds et ressources économiques avec les individus et entités listés. Ces mesures s’appliquent aux ressortissants européens et aux entités constituées selon le droit d’un État-membre de l’UE. En septembre 2011, l’UE a adopté des mesures supplémentaires, incluant, notamment, une interdiction d’acheter, d’importer ou de transporter du pétrole brut et des produits pétroliers syriens. Depuis le début du mois de septembre 2011, le Groupe a cessé d’acheter des hydrocarbures syriens. Le 1er décembre 2011, l’UE a étendu les sanctions, entre autres, à trois compagnies pétrolières nationales syriennes, dont General Petroleum Corporation, partenaire cocontractant du Groupe dans le cadre du contrat PSA 1988 (permis de Deir Es Zor) et du contrat Tabiyeh. Depuis début décembre 2011, TOTAL a cessé ses activités qui contribuaient à la production pétrolière et gazière en Syrie. Les effectifs 2011 consacrés à cette activité de recherche et développement sont de 3 946 personnes (4 087 personnes en 2010 et 4 016 personnes en 2009). 34) Évolutions en cours de la composition du Groupe – TOTAL a signé en mars 2011 des accords en vue de l’acquisition – TOTAL a annoncé en février 2012 la signature d’un accord en Ouganda d’une participation de 33% 1 / 3 dans les blocs 1, 2 et 3A auprès de Tullow Oil plc pour un montant de 1 467 millions de dollars (montant au 1er janvier 2010 auquel s’ajouteront des coûts de la période intermédiaire). TOTAL deviendrait partenaire de Tullow et CNOOC à parts égales (33% 1 / 3 chacun), chaque compagnie assumant le rôle d’opérateur d’un des trois blocs. Sous réserve de la décision définitive des autorités, TOTAL serait désigné comme avec Sinochem portant sur la vente de ses participations dans le champ d’hydrocarbures de Cusiana et dans les pipelines OAM et ODC. Cette transaction est soumise à l’approbation des – Au 31 décembre 2010, les rubriques « Actifs destinés à être cédés ou échangés » et « Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés » comprenaient les actifs et passifs de Total E&P Cameroun, de Joslyn et des activités résines photoréticulables Au 31 décembre 2011, le périmètre de consolidation se compose de 870 sociétés, dont 783 font l'objet d'une intégration globale, et 87 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. S.A. de la Raffinerie des Antilles TOTAL E & P Arctic Russia TOTAL E & P Nigeria Ltd. TOTAL E & P Canada Ltd. TOTAL E & P Dolphin Upstream Ltd. TOTAL / Total E & P Holdings TOTAL Trading and Marketing Canada LP TOTAL E & P Nigeria SAS TOTAL E & P USA, Inc. TOTAL E & P Côte d'Ivoire TOTAL E & P Guyane française Qatar Liquefied Gas Co. Ltd. (Train B) TOTAL Gaz & Energies Nouvelles Holding TOTAL E & P Holding Australia TOTAL E & P Holding Ichtys Saudi Aramco Total Refining & Petrochemical TOTAL Gas & Power North America Les secteurs d’activité sont représentés par les codes couleurs suivants : South Hook LNG Terminal Company Ltd. TOTAL E & P Norge AS TOTAL E & P Italia Spa TOTAL E & P Nederland B.V. TOTAL E & P Azerbaidjan B.V. TOTAL E & P Bornéo B.V. TOTAL Oil & Gas Venezuela B.V. TOTAL E & P Absheron B.V. TOTAL E & P Do Brazil TOTAL Gaz & Electricité Holdings France Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 1\. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 280 1.1. Processus d’évaluation des réserves . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280 1.2. Réserves prouvées développées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280 1.3. Réserves prouvées non développées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .281 1.4. Estimation des réserves prouvées d’huile, bitume et gaz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .281 1.5. Résultats des opérations de production d’hydrocarbures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .289 1.6. Coûts induits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .291 1.7. Coûts capitalisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292 1.8. Calcul des cash flows nets futurs actualisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .293 1.9. Principales origines des variations des cash flows nets futurs actualisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .295 2.1. Production de gaz commercialisable, prix de production et coûts de production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .296 10 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 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, 2010 et 2011 ont été réalisées sur la base de ces nouvelles règles. 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 technique réserves. Le président de ce comité est nommé par le management senior de l’Exploration & Production et ses membres représentent l’expertise Réservoir, Géologie de Gisement, Géophysique de Gisements, Forage et Études de Développement. 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 Développement, Exploration, Stratégie, Juridique, ainsi que du président du Comité technique réserves et du Directeur Réserves de la direction Développement, 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 validation annuelle des réserves du Groupe fait l’objet d’une procédure précise qui repose sur les éléments suivants : La mise en œuvre des procédures de contrôle fait l’objet d’un audit – 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 Directeur Réserves de la direction Développement et composé d’au moins trois membres du Comité technique réserves, a une connaissance approfondie des définitions de la SEC. Son rôle est de vérifier de façon La personne en charge d’établir les réserves du Groupe est le Directeur Réserves de la direction Développement (DRDV) nommé par le Directeur de l’Exploration & Production. À ce titre, il dirige la revue annuelle des réserves, supervise l’entité Réserves, et est membre du Comité technique réserves et du Comité SEC. Le DRDV a plus de trente 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’Institut national des sciences appliquées de Lyon et de l’École nationale supérieure du pétrole et des moteurs de Rueil. Il est ancien membre et ancien président du Comité réserve de la SPE et fait partie du groupe d’experts sur la classification des ressources de la Commission économique européenne des Nations unies. Au 31 décembre 2011, les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (pétrole brut, liquides de gaz naturel, bitume et gaz naturel) de TOTAL atteignaient 6 046 Mbep et représentaient 53% des réserves prouvées. Au 31 décembre 2010, les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (pétrole brut, liquides de gaz naturel, bitume et gaz naturel) de TOTAL étaient de 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. Sur les trois dernières années, les réserves développées représentent de façon stable plus de 53% des réserves prouvées et sont maintenues à un niveau supérieur à 5 700 Mbep. Cela traduit la capacité du Groupe à convertir régulièrement les réserves prouvées non développées Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 Au 31 décembre 2011, les réserves prouvées non développées d’hydrocarbures de TOTAL s’élevaient à 5 377 Mbep tandis qu’elles étaient à 4 987 Mbep au 31 décembre 2010. La hausse de 390 Mbep des réserves non développées se décompose en +639 Mbep associés à des découvertes ou extensions de champs découverts, +401 Mbep associés à des cessions / acquisitions, -168 Mbep associés à des révisions (résultant en partie d’effets prix négatifs) et 482 Mbep de transfert de réserves non développées en réserves développées. Pour l’année 2011, les coûts induits consacrés au développement de réserves non développées se sont élevés à 10,2 milliards d’euros, représentent 84% des coûts induits de développement et concernent des projets situés principalement en Angola, en Australie, au Canada, au Kazakhstan, au Nigeria, en Norvège, au Royaume-Uni et en Russie. Environ 57% des réserves non développées sont relatives à des projets déjà en production. Ces réserves se situent principalement en Angola, au Canada, au Nigeria, en Norvège et au Venezuela. Ces réserves devraient être développées selon le plan de développement initial au fur et à mesure que de nouveaux puits et / ou que des installations seraient construites pour traiter la production de puits existants ou futurs. La mise en production de ces réserves prouvées dépendra de plusieurs facteurs incluant notamment la performance des champs, les contraintes de capacité des installations de surface et les limitations contractuelles des niveaux de production. Le solde des réserves 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 26% 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 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 pression-haute température au Royaume Uni, des développements d’huiles lourdes au Venezuela, ou des projets de GNL au Qatar, au Yémen, au Nigeria ou en Indonésie. Les 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 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 2011, 2010 et 2009. L’analyse porte sur les réserves prouvées développées et non développées, ainsi que sur les variations correspondantes intervenues durant les exercices 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 10 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) Réserves prouvées développées et non développées 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) Cessions de réserves en terre (45) (26) (5) - (8) (84) Production de l’année (211) (269) (70) (56) (99) (705) Révisions des estimations antérieures 117 (61) (36) (68) (19) (67) Cessions de réserves en terre - (65) - - - (65) Production de l’année (187) (237) (75) (56) (93) (648) Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires (en millions de barils équivalent pétrole) Réserves prouvées développées et non développées 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) 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) Révisions des estimations antérieures - (1) (8) (20) - (29) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - 779 779 Cessions de réserves en terre - (24) (4) (11) - (39) Production de l’année - (4) (18) (152) (35) (209) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 (en millions de barils équivalent pétrole) Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence 10 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 Les réserves d’huile des années antérieures à 2009 incluent les réserves de pétrole brut, de liquides de gaz naturel (condensats, GPL) À compter de 2009, les réserves de bitume sont présentées séparément. Réserves prouvées développées et non développées 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) 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) Révisions des estimations antérieures 49 (19) 9 (33) (24) (18) Acquisitions de réserves en terre 42 - - - - 42 Cessions de réserves en terre - (57) - - - (57) Production de l’année (88) (185) (15) (25) (15) (328) Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires Réserves prouvées développées et non développées 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) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (7) (19) (84) - (110) Révisions des estimations antérieures - 2 (6) (12) - (16) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - 51 51 Cessions de réserves en terre - (22) (4) (12) - (38) Production de l’année - (4) (17) (91) (3) (115) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence 10 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 1.4.3. 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 au point 1.4.2 Réserves prouvées développées et non développées 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) 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) Révisions des estimations antérieures - - (109) - - (109) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - 308 - - 308 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (4) - - (4) Il n’y a pas de réserves de bitume pour les sociétés mises en équivalence. Il n’y a pas d’intérêts minoritaires sur les réserves de bitume. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 1.4.4. Évolution des réserves de gaz Réserves prouvées développées et non développées Révisions des estimations antérieures 73 (127) 25 (18) (165) (212) 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) 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) Cessions de réserves en terre - (46) - - - (46) Production de l’année (528) (259) (317) (169) (445) (1 718) Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires Réserves prouvées développées et non développées 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) 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) Révisions des estimations antérieures - (16) (10) (31) - (57) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Cessions de réserves en terre - (10) - - - (10) Production de l’année - (1) (2) (331) (167) (501) 10 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 Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 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. 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) Impôts sur les bénéfices (2 948) (3 427) (103) (309) (747) (7 534) 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) Impôts sur les bénéfices (3 237) (5 068) (83) (402) (950) (9 740) Coûts de production (1 235) (1 179) (250) (286) (304) (3 254) Charges d’exploration (343) (323) (48) (11) (294) (1 019) Amortissements (1 336) (1 845) (352) (278) (791) (4 602) Autres charges (a) (307) (1 181) (274) (276) (95) (2 133) Impôts sur les bénéfices (5 059) (6 484) (293) (465) (1 302) (13 603) 10 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 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) Impôts sur les bénéfices - (93) (74) (101) - (268) 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) Impôts sur les bénéfices - - (44) (142) - (186) Coûts de production - (7) (48) (250) (28) (333) Charges d’exploration - - - - (4) (4) Amortissements - (7) (44) (225) (109) (385) Autres charges - - (550) (6 101) (36) (6 687) Impôts sur les bénéfices - - (95) (285) (34) (414) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 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. Acquisition des permis prouvés - - - - - - Acquisition des permis non prouvés - - - - - - Coûts d’exploration - - 22 3 - 25 Acquisition des permis prouvés - - - - - - Acquisition des permis non prouvés - - - - - - Coûts d’exploration - - 2 - - 2 (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. 10 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 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. Amortissements cumulés (21 870) (13 510) (2 214) (3 325) (3 085) (44 004) Amortissements cumulés (23 006) (16 716) (2 302) (3 849) (4 092) (49 965) Amortissements cumulés (24 047) (18 642) (2 294) (4 274) (5 066) (54 323) Relatifs à des réserves non prouvées - - 135 - 62 197 Amortissements cumulés - (387) (171) (1 723) - (2 281) Amortissements cumulés - (462) (307) (2 029) - (2 798) Amortissements cumulés - - (96) (2 337) (213) (2 646) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 1.8. Calcul des cash flows nets futurs actualisés 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 – les cash flows futurs sont déterminés sur la base des prix utilisés pour l’estimation des réserves prouvées d’hydrocarbures – 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 – 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 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) Actualisation à 10% (3 939) (13 882) (2 696) (1 558) (8 225) (30 300) 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) Actualisation à 10% (5 182) (16 722) (8 667) (2 106) (11 794) (44 471) Coûts de production futurs (18 787) (31 741) (22 713) (3 962) (12 646) (89 849) Coûts de développement futurs (21 631) (22 776) (11 548) (3 110) (11 044) (70 109) Impôts futurs (28 075) (71 049) (4 361) (2 794) (12 963) (119 242) Actualisation à 10% (9 426) (17 789) (12 298) (2 186) (20 717) (62 416) Part des minoritaires dans les cash flows nets futurs 10 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 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) Actualisation à 10% - (239) (2 816) (6 383) - (9 438) 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) Actualisation à 10% - (203) (3 946) (7 386) - (11 535) Coûts de production futurs - (95) (17 393) (39 800) (2 683) (59 971) Coûts de développement futurs - - (1 838) (2 809) (1 297) (5 944) Impôts futurs - (29) (5 152) (3 942) (2 280) (11 403) Actualisation à 10% - (36) (3 652) (9 757) (196) (13 641) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation de l’Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 1.9. Principales origines des variations des cash flows nets futurs actualisés (en millions d’euros) 2009 2010 2011 Ventes nettes des coûts de production et autres charges (17 266) (22 297) (27 026) Extensions, découvertes et amélioration de la récupération (267) 716 1 680 Variations des estimations des coûts de développement futurs (4 847) (7 245) (4 798) Variation nette des impôts sur les bénéfices (12 455) (6 773) (16 925) Acquisitions des réserves en terre 230 442 885 Cessions des réserves en terre (632) (1 001) (1 161) (en millions d’euros) 2009 2010 2011 Ventes nettes des coûts de production et autres charges (987) (1 583) (1 991) Extensions, découvertes et amélioration de la récupération 407 - - Variations des estimations des coûts de développement futurs (88) 195 (383) Coûts de développement antérieurement estimés encourus dans l’année 854 651 635 Révisions des estimations précédentes des quantités (790) 308 (749) Accrétion de l’actualisation à 10% 530 730 923 Variation nette des impôts sur les bénéfices (721) (728) (1 341) Acquisitions des réserves en terre - - 1 812 Cessions des réserves en terre - - (624) 10 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 2.1. Production de gaz commercialisable, prix de production et coûts de production 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) Total liquides et gaz 5,30 4,35 3,59 3,86 2,52 4,30 Bitume - - 25,45 - - 25,45 Production de gaz naturel commercialisable (Mpc / j) (a) \- - - 268 - 268 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 - - - - - - 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 Production de gaz naturel commercialisable (Mpc / j) (a) \- - - 650 - 650 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 - - - - - - Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 Huile (€ / b) 74,24 74,72 55,13 73,73 68,76 73,34 Bitume (€ / b) - - 31,36 - - 31,36 Gaz naturel (€ / kpc) 6,58 1,81 2,06 0,54 7,45 4,72 Coûts de production unitaires (€ / bep) (c) Total liquides et gaz 6,86 5,14 3,41 5,36 3,40 5,20 Bitume - - 20,70 - - 20,70 Huile (€ / b) - 66,21 61,15 77,07 30,75 73,61 Bitume (€ / b) - - - - - - Gaz naturel (€ / kpc) - - - 1,29 0,95 1,23 Coûts de production unitaires (€ / bep) (c) Total liquides et gaz - 1,99 2,75 1,66 0,79 1,61 Bitume - - - - - - (a) Ces volumes de gaz sont différents de ceux inclus dans le tableau de l’évolution des réserves. Ils excluent l’autoconsommation 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’autoconsommation de gaz lors des opérations de production. Les comptes sociaux ont été arrêtés par le Conseil d’administration le 9 février 2012 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 300 2\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels 302 3\. Comptes sociaux société mère 303 3.1. Compte de résultat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .303 3.2. Bilan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .304 3.3. Tableau des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .305 3.4. Variation des capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .306 4\. Annexe aux comptes sociaux 307 1) Principes comptables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .307 2) Immobilisations incorporelles et corporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .307 3) Titres de participation et créances rattachées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .308 4) Autres immobilisations financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .309 5) Créances d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .309 6) Capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .310 7) Provisions pour risques et charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .311 8) Provisions pour restructurations, retraites, pensions et obligations similaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .311 9) Dettes financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .312 10) Dettes d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313 11) Écarts de conversion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313 12) Chiffre d’affaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313 13) Charges nettes d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313 14) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313 15) Charges et produits financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314 16) Dividendes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314 17) Autres charges et produits financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314 18) Résultat exceptionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314 19) Régime fiscal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314 20) Risque de change et de contrepartie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314 21) Engagements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .315 22) Ventilation de l’effectif moyen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .315 23) Plans d’options de souscription et d’achat d’actions, plans d’attribution gratuite d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .316 24) Autres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .321 5\. Autres informations financières société mère 322 5.1. Filiales et participations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .322 5.2. Autres informations sur cinq ans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .323 5.3. Affectation du résultat 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .324 5.4. Évolution du capital social au cours des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .324 6\. Informations financières consolidées des cinq derniers exercices 325 6.1. Bilan consolidé résumé des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325 6.2. Compte de résultat consolidé des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés 1\. 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 2011 En notre qualité de commissaires aux comptes de votre Société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions et engagements 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 Conventions et engagements autorisés au cours de l’exercice écoulé Nous vous informons qu’il ne nous a été donné avis d’aucune convention ni d’aucun engagement autorisés au cours de l’exercice écoulé à soumettre à l’approbation de l’Assemblée générale en application des dispositions de l’article L. 225-38 du Code de commerce. Conventions et engagements autorisés depuis la clôture Nous avons été avisés des engagements suivants, autorisés depuis la clôture de l’exercice écoulé, qui ont fait l’objet de l’autorisation préalable de votre Conseil d’administration du 9 février 2012 et qu’il vous est demandé d’approuver à nouveau dans le cadre des dispositions de l’alinéa 4 de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, du fait du renouvellement du mandat de M. Christophe de Margerie, Président-directeur général. Cette approbation est envisagée à la condition que son mandat d’administrateur soit renouvelé par l’Assemblée, ses mandats de Président et Directeur Général soient renouvelés par le Conseil d’administration et que les engagements liés à des critères de performance et concernant l’indemnité de départ, tels que décrits ci-après, ne soient pas modifiés. a) Engagements concernant les conditions de retraite M. Christophe de Margerie, Président-directeur général. Les 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. \- 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 en retraite 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 \- 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. 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. Le bénéfice de ce régime supplémentaire de retraite, financé et géré par TOTAL S.A., 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. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés Ce régime supplémentaire de retraite procure à ses bénéficiaires une pension dont le montant est égal à la somme de 1,8% de la part de la rémunération de référence comprise entre 8 et 40 plafonds annuels de la sécurité sociale et 1% de la part de la rémunération de référence comprise entre 40 et 60 plafonds annuels de la sécurité sociale, multipliée par le nombre d’années d’ancienneté limité à 20 ans. 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 2011, 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 18,01% de sa rémunération annuelle perçue en 2011. b) Engagements concernant les dispositions applicables en cas de résiliation ou de non renouvellement du mandat social M. Christophe de Margerie, Président-directeur général. Cette indemnité sera égale à deux années de rémunération brute. En cas de résiliation ou de non renouvellement de son mandat social, le Président-directeur général bénéficiera d’une indemnité de départ. La base de référence sera constituée par la rémunération brute (fixe et variable) des douze mois précédant la date de résiliation ou de non 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 général atteint au moins 10% ; \- la moyenne des ROACE (Return On Average Capital Employed) des trois années précédant l’année de départ du Président-directeur \- 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 2\. Conventions et engagements déjà approuvés par l’Assemblée générale a) Dont l’exécution s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé En application de l’article R. 225-30 du Code de commerce, nous avons été informés que l’exécution de la convention décrite ci-après, déjà approuvée par l’Assemblée générale au cours d’exercices antérieurs, s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé. Convention concernant la mise à disposition de moyens spécifiques M. Thierry Desmarest, administrateur et Président d’Honneur. Moyens mis à la disposition du Président d’Honneur. 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. b) Sans exécution au cours de l’exercice écoulé Par ailleurs, nous avons été informés de la poursuite des engagements, décrits en détail ci-dessus, concernant l’indemnité de départ à la retraite, le régime supplémentaire de retraite et le versement, sous certaines conditions, d’une indemnité en cas de résiliation ou de non renouvellement du mandat social de M. Christophe de Margerie, déjà approuvés par l’Assemblée générale au cours d’exercices antérieurs, qui n’ont pas donné lieu à exécution au cours de l’exercice écoulé. Paris La Défense, le 23 mars 2012 Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels 2\. Rapport des commissaires aux comptes Exercice clos le 31 décembre 2011 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 2011, 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 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. 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. Nous avons également procédé, conformément aux normes d’exercice professionnel applicables en France, aux vérifications spécifiques 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 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 23 mars 2012 (en milliers d’euros) 2011 2010 2009 Charges nettes d’exploitation (note 13) (10 907 658) (8 179 634) (6 758 269) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation (note 14) (260 650) (141 174) (129 113) Charges et produits financiers (note 15) (428 098) (448 084) (449 419) (Dotations) Reprises aux provisions financières (839 231) (489 911) (236 234) Autres charges et produits financiers (note 17) (8 656) (7 945) 2 328 Résultat sur cessions d’immobilisations 43 239 - Éléments exceptionnels 31 866 (75 259) (13 802) Participation et intéressement des salariés (52 073) (54 613) (36 973) Impôts (3 050 856) (1 532 807) (1 384 612) Amortissements et provisions (310 388) (245 031) (208 540) Amortissements et provisions (406 249) (361 610) (327 094) Amortissements et provisions (574 296) (565 561) (545 634) Acompte sur dividendes (4 058 442) (2 664 730) (2 660 016) Produits constatés d’avance 250 - - 3.3. Tableau des flux de trésorerie (en millions d’ euros) 2011 2010 2009 et provisions pour dépréciation des immobilisations corporelles et incorporelles 110 102 89 Dotations (Reprises) aux provisions des immobilisations financières 7 24 - Dotations (Reprises) aux autres provisions 965 571 274 (Profits) Pertes sur cessions (436) 35 (639) Diminution (Augmentation) du besoin en fonds de roulement (789) (266) (299) Acquisition d’immobilisations corporelles et incorporelles (82) (64) (538) Acquisition de titres de participation et augmentations de prêts long terme (4 361) (6 317) (1 401) Investissements (4 443) (6 381) (1 939) Flux de trésorerie d’investissement (2 024) (5 599) (984) Augmentation de capital 482 41 32 Rachat d’actions propres - - - Solde du dividende payé en numéraire (2 685) (2 662) (2 655) Acompte sur dividende payé en numéraire (2 684) (2 665) (2 660) Remboursement d’emprunts à long terme - (63) (245) Flux de trésorerie de financement (7 698) (917) (4 308) Augmentation (diminution) des disponibilités et dépôts à court terme (103) (84) (202) Disponibilités et dépôts à court terme au bilan d’ouverture 141 225 427 Disponibilités et dépôts à court terme au bilan de clôture 38 141 225 Solde du dividende payé en numéraire (a) \- - - (2 655) - (2 655) Acompte sur dividende 2009 (b) \- - - (2 660) - (2 660) Réduction de capital (24 800 000) (62) (1 160) - - (1 222) Variation des écarts de réévaluation - - - - (2) (2) Solde du dividende payé en numéraire (c) \- - - (2 662) - (2 662) Acompte sur dividende 2010 (d) \- - - (2 665) - (2 665) Réduction de capital - - - - - - Variation des écarts de réévaluation - - - - 11 11 Solde du dividende payé en numéraire (e) \- - - (2 685) - (2 685) Acompte sur dividende 2011 (f) (g) \- - - (4 058) - (4 058) Variation des écarts de réévaluation - - - - - - Frais liés à l’augmentation de capital réservée aux salariés - - (1) - - (1) (b) Acompte sur dividende versé en 2009 : 2 660 millions d’euros (1,14 euro par action). (d) Acompte sur dividende versé en 2010 : 2 665 millions d’euros (1,14 euro par action). (f) Acompte sur dividende versé en 2011 au titre du 1er et du 2e trimestre : 2 684 millions d’euros (0,57 euro par action par acompte). (g) Acompte sur dividende non versé en 2011 au titre du 3e trimestre : 1 374 millions d’euros (0,57 euro par action). Les comptes de l’exercice 2011 sont établis conformément 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 Matériel et mobilier de bureau 5-10 ans 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 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. 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). 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. 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 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. Siège (a) 375 (245) 130 141 Succursale (A.D.G.I.L.) (b) 489 (65) 424 432 Total immobilisations incorporelles 864 (310) 554 573 Total immobilisations corporelles 586 (406) 180 174 (b) Les amortissements des succursales liés à l’activité commerciale sont comptabilisés en coût d’achat des marchandises vendues. 3) Titres de participation et créances rattachées A) Variation des titres et créances rattachées (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 A) Variation des autres immobilisations financières Titres de l’activité portefeuille 4 - - - - - 4 Autres créances 34 42 - (32) - - 44 Dépôts et cautionnements 15 - - - - - 15 Total 53 42 - (32) - - 63 B) Après provisions sur les autres immobilisations financières Titres de l’activité portefeuille 4 - 4 4 Autres créances (a) 44 - 44 34 Dépôts et cautionnements 15 - 15 15 Total (b) 63 - 63 53 (a) Le montant net au 31 décembre 2011 est à plus d’un an. (b) Au 31 décembre 2010, les valeurs brutes et les valeurs nettes étaient identiques. (a) Dont 2 680 millions d’euros concernant les entreprises liées au 31 décembre 2011. (b) La totalité est à moins d’un an. Les variations du nombre d’actions composant le capital social s’analysent comme suit : 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 (a) (24 800 000) Actions émises en raison de : Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 1 218 047 Actions émises en raison de : Augmentation de capital réservée aux salariés 8 902 717 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 5 223 665 (a) Sur décision du Conseil d’administration du 30 juillet 2009. (b) Dont 109 554 173 actions d’autodétention et d’autocontrôle déduites des capitaux propres consolidés. Augmentation de capital réservée aux salariés 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 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 1er 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. Le 14 mars 2011, le Président-directeur général a décidé que la période de souscription serait fixée du 16 mars au 1er avril 2011 inclus et a constaté que le prix de souscription unitaire serait de 34,80 euros. Dans le cadre de cette augmentation de capital, 8 902 717 actions TOTAL ont été souscrites et créées le 28 avril 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 période de vingt-quatre mois, le Conseil d’administration du 30 juillet 2009 a décidé (actions TOTAL détenues par TOTAL S.A.) actions, soit 0,39% du capital social, réparties de la façon suivante : – 6 712 528 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 2 510 377 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. de ses propres actions, soit 0,52% du capital social, réparties – 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 Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. de ses propres actions, soit 0,64% du capital social, réparties – 6 017 499 actions affectées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés et dirigeants – 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 Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. (actions TOTAL détenues par des filiales du Groupe) Au 31 décembre des exercices 2011, 2010 et 2009, TOTAL S.A. détenait indirectement, par l’intermédiaire de ses filiales, 100 331 268 de ses propres actions, soit 4,24% du capital social au 31 décembre 2011, 4,27% du capital social au 31 décembre 2010 et 4,27% du capital social au 31 décembre 2009 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 Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Réserve spéciale de réévaluation 48 48 37 7) Provisions pour risques et charges Provisions pour risques d’exploitation (dont note 8) et charges de rémunération 261 282 (106) - 437 (b) Provisions pour risques exceptionnels 44 - (44) - - (a) Les provisions pour risques financiers comprennent principalement une garantie donnée à une filiale de financement de l’activité Amont pour 4 282 millions d’euros. (b) Les provisions pour risques d’exploitation représentent des provisions de 325 millions d’euros pour retraites, pensions et obligations similaires, de 9 millions d’euros pour médailles du travail, ainsi qu’une provision de 97 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 : Provisions pour retraites, pensions et obligations similaires 325 155 Provisions au 31 décembre 325 155 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. Sur l’exercice 2011, une dotation de 172 millions d’euros a été constatée au titre d’un dispositif de préretraite. Les hypothèses actuarielles utilisées au 31 décembre sont les suivantes : Taux moyen de revalorisation des salaires 4,61% 4,38% Taux de rendement moyen prévu des placements 4,95% 5,28% Espérance de durée résiduelle moyenne d’activité 10-20 ans 10-20 ans TOTAL S.A. enregistre dans ses comptes une provision correspondant à la dette actuarielle nette des actifs de retraite et des gains et pertes actuariels à amortir lorsque cette somme constitue un passif de retraite. Les gains et pertes actuariels résultant notamment des changements dans les hypothèses sont amortis linéairement sur la durée de vie L’engagement de la Société pour les régimes non confiés à des organismes d’assurance extérieurs se rapproche de la provision constatée Dette actuarielle au 31 décembre 480 251 Pertes et gains actuariels à amortir (157) (96) Provisions retraites et autres au 31 décembre 323 155 L’engagement de la Société pour les régimes externalisés auprès de fonds d’assurance s’élève à : Dette actuarielle au 31 décembre 257 262 Engagement net au 31 décembre 66 37 Provisions pour retraite et autres au 31 décembre 2 - Échéances au 31 décembre 2011 À un an À plus À plus 2010 (en millions d’euros) au plus d’un an et de 5 ans Intérêts courus - - - - - Total des emprunts obligataires 129 - 129 - 125 (a) Cet emprunt a été transformé en emprunts en dollars à taux variable par des swaps d’émission adossés individuellement. (b) Dont 28 732 millions d’euros concernant les entreprises liées. (c) Dont 5 970 millions d’euros concernant les entreprises liées. Autres dettes d’exploitation 2 587 850 (a) À l’exception des factures non parvenues (550 millions d’euros), il reste un encours de 703 millions d’euros, dont : \- 626 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 393 millions d’euros et à six mois au plus tard 233 millions d’euros ; \- 8 millions d’euros hors Groupe à échoir au plus tard le 31 janvier 2012 ; (b) 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 ; (d) Concerne en totalité des échéances à moins d’un an. Compte tenu des méthodes de conversion décrites en note 1, le solde des écarts de conversion actif et passif au 31 décembre 2011 correspond à un écart de conversion net passif de 299 millions d’euros provenant essentiellement des prêts en dollars. Coût d’achat des marchandises vendues (8 149) (5 611) Autres achats et charges externes (1 487) (1 413) Impôts, taxes et versements assimilés (37) (37) Charges de personnel (1 235) (1 119) 14) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation – sur immobilisations corporelles et incorporelles (85) (79) – pour restructurations, retraites, pensions, obligations similaires et charges de rémunération (282) (108) – pour restructurations, retraites, pensions, obligations similaires et charges de rémunération 106 46 Total (1 + 2) (261) (141) Intérêts sur emprunts et charges assimilées (548) (460) Pertes sur créances rattachées à des participations - - Produits des créances de l’actif immobilisé 1 1 Intérêts sur dépôts court terme et produits assimilés 119 11 Total (1 + 2) (428) (448) (a) Dont, concernant les entreprises liées : 526 304 (b) Dont, concernant les entreprises liées : 5 10 Cette perte nette de 9 millions d’euros est entièrement constituée Le résultat exceptionnel est un profit de 468 millions d’euros constituée majoritairement du résultat de cession des titres de participation à hauteur de 436 millions d’euros, dont Total EP Canada pour 434 millions d’euros et autres pour 2 millions d’euros. 12 millions d’euros correspondent principalement à des versements au titre de bourses et subventions accordées. 44 millions d’euros correspondent à une reprise de provision d’impôts à payer relative aux années De 1966 à 2010 inclus, TOTAL S.A. était soumise à l’impôt sur les sociétés selon le régime du bénéfice consolidé prévu à l’article 209 quinquies du Code général des impôts. Le 25 juillet 2011, la Société a informé l’Administration de sa décision de ne pas solliciter le renouvellement de son agrément pour ce régime. De ce fait, à compter du 1er janvier 2011, TOTAL S.A. est assujettie d’une part, à l’impôt français sur les sociétés selon les règles de droit commun, c’est-à-dire selon les règles de la territorialité de l’impôt prévues par l’article 209-I du Code général des impôts. D’autre part, TOTAL S.A. est imposée à l’étranger sur les résultats de ses exploitations directes Par ailleurs, depuis le 1er janvier 1992, TOTAL S.A. opte 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 ses filiales intégrées, les déficits réalisés par les sociétés intégrées pendant la période d’intégration sont définitivement acquis à TOTAL S.A. 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. Garanties sur lignes de crédit confirmées 81 604 en Australie avec Bechtel et aux accords signés dans le cadre des projets en Ouganda. (b) Garanties des emprunts obligataires et des programmes de financements court terme émis par Total Capital et Total Capital Canada Ltd. Sur un programme de 53 654 millions d’euros, Les engagements hors bilan liés aux activités du Groupe sur les instruments financiers dérivés sont présentés ci-dessous. Montant notionnel, pied de coupon (a) 129 125 Valeur de marché, pied de coupon (b) 32 40 Prêteur à taux fixe (a) \- 935 Valeur de marché, pied de coupon (b) \- - Valeur de marché (b) (29) 1 (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. Techniciens, employés et ouvriers 448 439 23) Plans d’options de souscription et d’achat d’actions, A) Options de souscription d’actions TOTAL 23 mai 2006 inclus (b) 33,30 39,85 49,73 - - - - - - - - du 24 mai 2006 (b) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 - - 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 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 Annulées (e) (738 534) (28 208) (16 320) (17 380) (16 080) (13 260) (14 090) (85 217) (1 000) (930 089) 34,86 Exercées (4 995 910) (216 115) - - - (200) - (2 040) (9 400) (5 223 665) 33,11 (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. 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 à 2011, 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. Pour le plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire (autre que le Président-directeur général), les options seront soumises à une condition de performance qui 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 à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – 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 Par ailleurs, dans le cadre du plan 2011, 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 tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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 taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (Return On Average Capital Employed ou ROACE) tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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 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 \- 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 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. – 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 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 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. – 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 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 – 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%. En raison de l’application de la condition de performance, ces taux d’attribution des options ont été de 100% pour le plan 2009. Prix d’exercice jusqu’au 23 mai 2006 inclus (d) 42,05 39,58 - - Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 (d) 41,47 39,03 - - Annulées (4 650 446) (7 920) (4 658 366) 41,47 Exercées (40 980) (507 676) (548 656) 39,21 Annulées (f) \- (4 671 989) (4 671 989) 39,03 Exercées - (1 263 272) (1 263 272) 39,03 Existantes au 1er janvier 2011 - - - - Existantes au 31 décembre 2011 - - - - (a) 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. (b) 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. (c) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options d’achat d’actions. (d) 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. (e) 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. 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 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 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. D) Attribution gratuite d’actions de performance TOTAL Attribuées définitivement (b) (c) (1 928) (2 922) (2 320 799) (600) - - - (2 326 249) Attribuées définitivement (b) (c) (1 024) (3 034) (552) (1 649 014) (1 904) (636) - (1 656 164) Attribuées définitivement (b) (c) (e) (800) (700) (792) (356) (2 928 122) (1 836) - (2 932 606) (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. (c) Y compris des attributions définitives d’actions gratuites dont le droit à attribution avait été indûment annulé. Le taux d’acquisition du plan 2008 est de 60%. (e) Le taux d’acquisition du plan 2009 est de 100%. Les actions 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. Pour le plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autre que le Président-directeur général) toutes les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, 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 à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – 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 Le Conseil d’administration a également décidé que, pour chaque attributaire (autre le Président-directeur général et les dirigeants) bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, les actions au-delà de ce nombre seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire sous réserve que la condition de performance Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé que, pour le Président-directeur général, le nombre d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. 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%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROACE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’acquisition 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 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. 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 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 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% ; est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’acquisition des actions a été de 100% pour le plan 2009. 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. 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. À l’issue de la période d’acquisition, les actions attribuées seront des actions nouvelles. (2 + 2) (4 + 0) Attribuées définitivement (b) (75) - (75) Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Attribuées définitivement (b) (475) (425) (900) (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. Rémunération des organes d’administration et de direction Le montant global des rémunérations directes et indirectes de toute nature comptabilisées par les sociétés françaises et étrangères membres du Groupe, pour l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe (les membres du Comité directeur et le Trésorier) et pour les membres salariés du Conseil d’administration est détaillé comme suit : (en millions d’euros) 2011 2010 2009 Nombre de personnes 30 26 27 Rémunérations directes et indirectes perçues 20,4 20,8 19,4 Charges relatives aux paiements en actions (actions gratuites) 2,2 1,6 1,3 Charges de retraite (a) 9,4 12,2 10,6 Charges relatives aux autres avantages à long terme - - - Charges relatives aux indemnités de fin de contrat de travail 4,8 - - (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 139,7 millions d’euros au 31 décembre 2011 (contre 113,8 millions d’euros au 31 décembre 2010 et 96,6 millions d’euros au 31 décembre 2009). Les rémunérations allouées aux membres du Conseil d’administration au titre des jetons de présence, se sont élevées à 1,07 million d’euros en 2011 (0,96 million d’euros en 2010 et 0,97 million d’euros en 2009). L’ensemble des litiges concernant TOTAL S.A. sont inclus dans la note 32 – Autres risques et engagements – de l’annexe aux comptes consolidés jointe dans le Document de référence. 5\. Autres informations financières société mère Holdings Ichthys 100,0 84 - 84 84 - - - - - Total E&P Ichthys 100,0 298 (1) 298 298 - - (1) - - (b) Dont 53 654 millions d’euros concernant Total Capital pour les programmes d’émission d’emprunts obligataires et de financements court terme. 5.2. Autres informations sur cinq ans Nombre d’actions futures à créer : – options et actions Elf Aquitaine bénéficiant Résultat après impôts, mais avant dotations aux amortissements et provisions (a) (b) 4,80 2,90 2,68 2,87 3,06 Résultat après impôts et dotations aux amortissements et provisions (a) (b) 4,33 2,60 2,52 2,67 2,54 Dividende net attribué à chaque action (a) 2,28 2,28 2,28 2,28 2,07 Montant des sommes versées au titre des avantages sociaux (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 : 29 personnes en 2007, 50 personnes en 2008, 74 personnes en 2009, 79 personnes en 2010 et 89 personnes en 2011). (Dividende net proposé : 2,28 euros par action) Résultat de l’exercice 9 766 283 949,78 Report à nouveau antérieur 4 916 077 732,32 Montant à répartir 14 682 361 682,10 Report à nouveau 9 289 532 965,26 Montant réparti 14 682 361 682,10 5.4. Évolution du capital social au cours des cinq derniers exercices Informations financières consolidées des cinq derniers exercices 6.1. Bilan consolidé résumé des cinq derniers exercices Actifs destinés à être cédés ou échangés - 1 270 - - - Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés - 197 - - - 6.2. Compte de résultat consolidé des cinq derniers exercices Charges d’exploitation (152 897) (131 963) (109 521) (150 534) (128 026) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (7 506) (8 421) (6 682) (5 755) (5 425) Autres charges et produits 699 496 (286) (185) 204 Coût de l’endettement financier net (440) (334) (398) (527) (539) Charge d’impôt (14 073) (10 228) (7 751) (14 146) (13 575) La note méthodologique concernant les informations figurant dans le chapitre 12 est disponible sur le site Internet du Groupe 1.1. Emploi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 1.2. Organisation du temps de travail . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329 1.3. Dialogue social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329 1.4. Formation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .330 1.5. Égalité des chances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .330 2\. Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 332 2.1. Santé et sécurité au travail . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .333 2.2. Protection de l’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .333 2.3. Santé et sécurité des consommateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .338 3.1. Relations avec les parties prenantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .339 3.2. Développement socio-économique des communautés et des territoires où TOTAL est implanté . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .339 3.3. Actions de partenariat et de mécénat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .340 3.4. Loyauté des pratiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .341 4\. Autres informations sociales, sociétales et environnementales 343 4.1. TOTAL et les sables bitumineux canadiens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343 4.2. TOTAL et les gaz de schiste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343 4.3. TOTAL et les énergies nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .344 5\. Rapports des organismes de vérification 345 5.1. Avis portant sur les données des secteurs E&P et Raffinage, sur une partie des assertions et sur la consolidation Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .345 5.2. Avis portant sur les données des secteurs GEN, Marketing et Chimie et l’autre partie des assertions . . . . . . . . . . . . . . . .348 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale Les éléments quantitatifs présentés ci-après sur les effectifs mondiaux de TOTAL concernent l’ensemble des filiales consolidées selon la méthode de l’intégration globale. Un certain nombre de données sont issues du Panorama social mondial (PSM), qui réunit près d’une centaine d’indicateurs mesurant des éléments importants de la politique sociale du Groupe. Cette étude annuelle est conduite auprès d’un échantillon des effectifs du périmètre consolidé, représentatif de leur répartition par secteur d’activité et par zone géographique ; la mention de ces données PSM dans le présent document fait référence au périmètre concerné. Au 31 décembre 2011, les effectifs du Groupe s’élèvent à 96 104 salariés appartenant à 356 sociétés et filiales, présentes dans 106 pays. Les tableaux ci-dessous indiquent, à fin 2010 et fin 2011, la répartition des salariés selon les critères suivants : genre, nationalité, secteur d’activité, zone géographique et tranche d’âge : Effectifs du Groupe au 31 décembre 2011 2010 Gaz & Énergies nouvelles 7,8% 1,8% < à 25 ans 5,9% 6,4% 25 à 34 ans 30,0% 27,4% 35 à 44 ans 28,1% 28,7% 45 à 54 ans 24,0% 25,5% > à 55 ans 12,0% 12,0% Entre 2010 et 2011, les effectifs ont augmenté de 3,5%. Les événements ayant eu un impact notable sur leur évolution sont l’investissement dans SunPower et la cession d’une partie de l’activité Résines. À fin 2011, les pays qui comptent les effectifs les plus importants sont, après la France, les États-Unis, suivis des Philippines, de la La répartition par genre et par nationalité des effectifs cadres ou équivalents (≥ 300 points Hay) est la suivante : ou équivalents au 31 décembre 2011 2010 Le Panorama social mondial (PSM) a concerné, en 2011, 73 654 Effectifs du Groupe au périmètre PSM 2011 2010 % des effectifs du Groupe 77% (a) 72% (a) 81% hors filiales de SunPower qui n’ont pu être intégrées au PSM en 2011. Les recrutements de collaborateurs en contrat à durée indéterminée (CDI), réalisés en 2011 sur le périmètre consolidé, sont en augmentation de 5,7% par rapport à 2010. Les recrutements les plus nombreux l’ont été en Asie (30,5%) suivie de l’Europe (29,8%), et dans la branche Chimie (61,1%). TOTAL a par ailleurs embauché 3 321 collaborateurs en contrat à durée déterminée (CDD) sur le périmètre consolidé. Plus de 500 000 candidatures ont été enregistrées par les filiales du périmètre PSM. Sorties hors retraites / mutations / Total des sorties / Total des effectifs 7,2% 8,5% (1) Les effectifs comprennent uniquement ceux des entreprises consolidées globalement. Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12 Un double impératif guide l’approche de TOTAL en matière de rémunération globale (salaire et avantages sociaux) : la compétitivité externe, avec des salaires et des régimes de protection sociale positionnés par rapport à un marché local référent, et l’équité interne. Ces principes communs s’adaptent en fonction de paramètres locaux tels que la législation sociale, le contexte économique et le marché de l’emploi des différents pays Des campagnes d’augmentations générales et d’augmentations au mérite sont régulièrement menées. TOTAL peut également recourir à des outils qui rétribuent la performance collective (par exemple, en France, l’intéressement et la participation), ainsi qu’à des compléments du salaire de base, tels que bonus ou part variable, pour reconnaître la performance individuelle. vocation à être pris en compte désormais par TOTAL dans l’évaluation des performances collectives et individuelles. TOTAL a formalisé une politique de reconnaissance de la performance HSE, de façon à déployer la prise en compte des performances individuelles des managers ainsi que la performance En 2011, au périmètre PSM, 91% des salariés du Groupe étaient rémunérés au-delà du salaire minimum applicable localement. Le développement de l’actionnariat salarié est un autre pilier de la politique de rémunération du Groupe. Son objectif : favoriser une bonne compréhension des fondamentaux de l’entreprise et une association directe à ses performances. TOTAL attribue ainsi des 1.2. Organisation du temps de travail La durée de travail hebdomadaire moyenne est fixée en fonction des législations locales. Elle est inférieure à quarante heures dans la majorité des filiales implantées en Europe et au Japon, de quarante heures dans la majorité des pays d’Asie et d’Afrique. Elle est plus élevée au Mexique ou en Inde. Le taux d’absentéisme pour raisons médicales est l’un des indicateurs suivis dans le cadre du PSM : Taux d’absentéisme pour raisons médicales 2,7% 2,8% actions de performance à un grand nombre de ses collaborateurs, en fonction de l’atteinte d’objectifs économiques d’ensemble. En septembre 2011, le Conseil d’administration a approuvé des plans d’attribution d’options de souscription d’actions et d’actions de performance, concernant environ 10 000 salariés. Le plan 2011 d’attribution d’actions de performance, le septième mis en œuvre par le Groupe depuis que la loi a permis l’attribution gratuite d’actions aux salariés, assure un renouvellement important Le Groupe a par ailleurs proposé à ses salariés de souscrire à une augmentation de capital dont la période de souscription s’est achevée le 1er avril 2011. Plus de 30 000 souscripteurs TOTAL vise également à développer l’épargne salariale et la protection sociale (assurance maladie, prévoyance, etc.) pour ses salariés. Ainsi, un régime d’assurance prévoyant le versement en cas de décès d’une indemnité de deux ans de salaire minimum est en place dans le Groupe. L’objectif est d’obtenir que tous les salariés en CDI en bénéficient – en 2011 la proportion a atteint 87% de l’effectif du périmètre PSM. Chaque année, des dispositifs de retraite ou de protection sociale sont améliorés. À ce titre, peuvent être mentionnés : la mise en place progressive d’un régime de retraite complémentaire dans certaines filiales de l’Aval (à fin 2011, un peu plus de 4 000 salariés appartenant à 28 pays, essentiellement africains, peuvent en bénéficier) ; le benchmark et la mise en place de régimes complémentaires en santé et prévoyance dans huit pays d’Asie (5 500 salariés en juin 2011). Pour une information plus détaillée, se reporter aux points 5 et 6 du chapitre 5 du présent Document de référence. Selon les législations locales en vigueur, plusieurs dispositifs permettent d’équilibrer vie professionnelle et vie privée ou de % des sociétés offrant la possibilité de travailler à temps partiel (a) 63% 70% % des salariés travaillant à temps partiel parmi ceux en ayant la possibilité 5% 5% % des sociétés permettant le télétravail 15% ND % des salariés en situation de télétravail parmi ceux en ayant la possibilité 3% ND (a) La baisse de ce pourcentage s’explique par la variation du périmètre du PSM entre Parmi les nombreuses parties prenantes avec lesquelles TOTAL entretient et entend développer un dialogue régulier (se reporter aussi au paragraphe 3.1 du présent chapitre), ses salariés et leurs représentants ont une place et un rôle privilégiés. Dans les pays où la législation ne rend pas obligatoire une représentation des salariés, TOTAL s’attache à mettre en place une telle représentation et c’est ainsi que, dans la plupart des sociétés du Groupe, existent des représentants des salariés, majoritairement élus. Les thèmes couverts par le dialogue social ne sont pas toujours les mêmes selon les sociétés mais l’on retrouve toutefois des thèmes majeurs tels que durée du travail, hygiène et sécurité, rémunérations, formation ou encore égalité des chances. d’une représentation des salariés (a) 77,4% 86,2% par une convention collective 70,3% 73,4% (a) La baisse de ce pourcentage s’explique par la variation du périmètre du PSM entre 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale Une structure d’information et de dialogue est en place avec les partenaires sociaux européens : le Comité européen. Son périmètre couvre l’ensemble des pays de l’Union européenne dans lesquels le Groupe est présent ainsi que la Norvège. Une autre instance de représentation, le Comité de Groupe, a pour périmètre l’ensemble des activités du Groupe en France. Sur le périmètre France, un avenant à l’accord du 4 juillet 2000 relatif aux coordinations syndicales a été signé le 30 novembre 2011 par la Direction et l’ensemble des organisations syndicales, permettant ainsi au dialogue social de se poursuivre au niveau du Groupe avec les coordinateurs syndicaux dans un cadre adapté aux évolutions légales et réglementaires (loi du 20 août 2008). Afin d’acter le souhait de plusieurs organisations syndicales et de la Direction de faire évoluer le Comité de Groupe et le Comité européen en une instance unique de représentation du personnel au niveau européen, la Direction a pris l’engagement que soient ouvertes rapidement des négociations européennes en ce sens. Par ailleurs, tous les deux ans, TOTAL conduit une enquête d’opinion interne afin de recueillir les avis et attentes de ses salariés concernant leur situation professionnelle et la perception qu’ils ont de l’entreprise, au niveau local ou à l’échelle du Groupe. Quatre objectifs principaux guident l’effort de formation de TOTAL : – partager les fondamentaux de la culture Groupe, en particulier dans les domaines de l’éthique et de l’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 à la connaissance du Groupe, en management et en développement personnel ; – accompagner la politique de diversité et de mobilité au sein de TOTAL par des formations linguistiques et interculturelles. L’effort de formation du Groupe reste soutenu. Sur le périmètre PSM, 82% des salariés ont reçu au moins une formation durant l’année 2011, représentant plus de 400 000 jours de formation dispensés, pour un budget total de l’ordre de 274 millions d’euros. Nombre de jour / an moyen de formation par salarié (y compris compagnonnage, hors e-learning) PSM 2011 PSM 2010 Répartition par type de formation dispensée (y compris compagnonnage, hors e-learning) (a) Autres : management, développement personnel, interculturel. Les approches pédagogiques sont adaptées aux spécificités géographiques ou liées aux métiers. Les formations à distance, e-learning en particulier, apportent une contribution croissante à cet effort. En 2011, un ambitieux programme d’apprentissage en ligne sur le thème de l’anti-corruption, à destination de tous les collaborateurs, a ainsi été lancé en douze langues : plus de 35 000 certificats ont été décernés à l’issue du test de contrôle de connaissances réalisé au terme de la formation. Depuis le recrutement jusqu’à la fin du contrat de travail, TOTAL assure l’égalité des chances pour l’ensemble de ses salariés. Un plan d’action volontariste a été lancé pour mobiliser non seulement les recruteurs et les gestionnaires de carrière, mais également les managers des entités opérationnelles sur le respect de ce principe. Le Conseil de la diversité du Groupe, présidé par un membre du Comité exécutif, veille depuis 2004 à la poursuite des efforts en matière de féminisation, d’internationalisation et de développement local et ce, jusqu’aux plus hauts niveaux du management. La promotion de la diversité est également synonyme de lutte contre toutes formes de discrimination dans l’entreprise, qu’il s’agisse d’ouverture à différents milieux sociaux, d’égalité professionnelle ou d’intégration et de maintien dans l’emploi des personnes en situation de handicap. Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12 entre les hommes et les femmes 1.5.3. Mesures en faveur de l’emploi et de l’insertion des personnes handicapées Outre les différents accords collectifs matérialisant son engagement en faveur de l’égalité professionnelle hommes / femmes, TOTAL a signé en 2010 les Women’s Empowerment Principles – Equality Means Business, (www.unglobalcompact.org) établis par le Global Le Groupe entend à la fois continuer à féminiser ses métiers et permettre aux femmes d’accéder à des responsabilités élevées, au même titre que leurs homologues masculins. Le Conseil de la diversité suit à cet égard les indicateurs suivants : Dans le recrutement en CDI 29% 31% Dans le recrutement cadres / NP≥10 28% 27% Dans les effectifs cadres / NP≥10 23% 23% Parmi les cadres dirigeants 15% 13% TOTAL participe également au programme Boardwomen Partners, qui vise à augmenter de façon significative, dans les grandes entreprises européennes, la proportion de femmes au sein des Conseils d’administration. Celui de TOTAL, à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires 2011, comporte 26% de femmes. Pour une information plus détaillée, se reporter au paragraphe 1.1. du chapitre 5. Autres voies d’engagement du Groupe : les accords ou dispositions relatifs à l’accès à l’emploi, au congé maternité, aux facilités de garde pour les enfants, aux conditions de travail et à l’articulation entre vie professionnelle et responsabilités familiales, ou encore à la gestion des doubles carrières. Depuis plus de vingt ans, TOTAL a choisi de formaliser sa politique handicap au travers d’accords successifs signés avec les partenaires sociaux en faveur de l’emploi des travailleurs handicapés. En même temps qu’il favorise l’embauche directe de personnes handicapées et la collaboration avec le secteur protégé, TOTAL – en interne : plaquette, sessions de sensibilisation organisées pour les cadres dirigeants, les managers et les responsables RH, etc. ; – en externe : collaboration avec des cabinets de recrutement, actions d’information et de communication à destination des étudiants, participation à des forums de recrutement spécialisés, etc. Le Groupe soutient également l’insertion, la formation professionnelle et le maintien dans l’emploi des travailleurs en situation de handicap. Un accord-cadre reconduit jusqu’en 2012 avec l’ensemble des organisations syndicales représentatives françaises, fixe en France la politique de TOTAL en matière d’intégration professionnelle des En complément d’une politique de recrutement fondée sur le principe de non-discrimination, TOTAL participe à diverses initiatives en faveur de la promotion de la diversité. En France, le Groupe est notamment partenaire des actions menées par le Pôle emploi et diversité de l’IMS-Entreprendre pour la Cité (Institut Mécénat Solidarité), en vue de faciliter l’insertion Avec plus de cent trente nationalités représentées dans ses effectifs, TOTAL bénéficie d’une grande diversité culturelle qu’il importe de retrou - ver à tous les niveaux de l’entreprise et dans l’ensemble de ses métiers. TOTAL s’engage également aux côtés de plusieurs associations qui aident les jeunes diplômés de milieu défavorisé à trouver un emploi ou les accompagnent dans des études supérieures. S’il recrute pour un portefeuille de métiers extrêmement variés, le plus souvent à forte composante technologique, le Groupe veille à privilégier les recrutements là où il travaille. Stages, VIE (Volontariat international en entreprise), bourses d’études, périodes d’apprentissage, sont autant de moyens pour TOTAL de s’investir fortement dans l’insertion professionnelle des jeunes. En 2011, 75% des cadres recrutés ont été des non-Français, représentant près de quatre-vingt nationalités. Plusieurs mesures ont été mises en place pour que l’internationalisation du management reflète cette diversité : harmonisation des pratiques ressources humaines (pour ce qui concerne par exemple le recrutement ou l’évaluation annuelle), affectation croissante de non-Français sur des postes en expatriation, décentralisation Dans le recrutement en CDI 87% 91% Dans le recrutement cadres / NP≥10 75% 74% Dans les effectifs cadres / NP≥10 59% 58% Parmi les cadres dirigeants 23% 23% 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 2\. Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement Dans les domaines de la sécurité, de la santé et de l’environnement, TOTAL s’appuie sur la charte suivante : La politique de TOTAL en matière de sécurité, de santé, d’environnement et de qualité s’appuie sur les dix principes suivants : TOTAL place en tête de ses priorités la sécurité et la santé des personnes, la sécurité des activités, le respect de l’environnement, la satisfaction de ses clients ainsi que l’écoute de l’ensemble de ses parties prenantes. Partout où il exerce ses activités, TOTAL veille au respect des lois et des réglementations qui lui sont applicables et les complète, au besoin, TOTAL fait partager par l’ensemble du personnel une culture dont les points clefs sont la gestion des compétences, la pratique du retour d’expérience, l’information et la concertation. Cette démarche s’appuie sur l’implication et l’exemplarité de l’encadrement. TOTAL privilégie dans le choix de ses partenaires industriels et commerciaux leur capacité à adhérer à sa politique en matière de sécurité, de santé, d’environnement et de qualité. Pour l’ensemble de ses activités, TOTAL met en place, en matière de sécurité, santé, environnement et qualité, des politiques adaptées de maîtrise des risques, risques qui sont évalués périodiquement. De même, tout projet de développement, tout lancement de produit n’est engagé qu’après une évaluation des risques prenant en compte l’ensemble du cycle de vie. Les systèmes internes de gestion relatifs à la sécurité, à la santé, à l’environnement et à la qualité, adaptés à chaque activité, sont évalués périodiquement, en mesurant les résultats obtenus, en définissant des objectifs de progrès, en mettant en œuvre des plans d’action et en organisant le contrôle associé. TOTAL met en place des moyens et des plans d’intervention destinés à faire face aux différents types d’accidents ; ces dispositifs sont périodiquement mis à jour et sont vérifiés lors d’exercices organisés à intervalles réguliers. Chacun, à tout niveau, dans l’exercice de ses fonctions, doit être conscient de son rôle et de sa responsabilité personnelle concernant la prévention des risques d’accident, l’atteinte à la santé ou à l’environnement, la qualité des produits et services. La vigilance et la rigueur dans ces domaines sont des facteurs importants d’appréciation du travail de chacun et, en particulier, des responsables hiérarchiques. TOTAL adopte, en matière de sécurité, de santé, d’environnement et de qualité, une attitude constructive de transparence et de dialogue vis-à-vis des parties prenantes et des tiers. Il recherche tout particulièrement, à travers son engagement sociétal, à développer ses activités en harmonie avec les communautés environnantes. TOTAL veille à maîtriser ses consommations énergétiques, ses émissions de gaz à effet de serre, ses productions de déchets ultimes et ses impacts sur la biodiversité. Il développe de nouveaux procédés, produits et services à ses clients permettant d’améliorer l’efficacité énergétique et de réduire l’empreinte environnementale. Il est engagé dans la recherche et le développement de sources d’énergie complémentaires. TOTAL apporte ainsi activement sa contribution au développement durable. Au sein du secrétariat général du Groupe, les directions de la Sécurité industrielle, du Développement durable et de l’Environnement ainsi que de la Sûreté générale, apportent leur concours aux branches opérationnelles et veillent à ce qu’elles mettent en œuvre des politiques qui traduisent concrètement et efficacement les principes de cette charte. Conformément aux usages du secteur pétrolier et gazier (formalisés dans les reporting guidelines de l’IPIECA), les informations suivantes concernent les activités, les sites et les actifs industriels dont TOTAL, directement ou via une de ses filiales, est l’opérateur (c’est- à-dire opère ou s’est vu déléguer contractuellement la maîtrise des opérations). Une exception est faite pour l’information relative aux gaz à effet de serre (GES), également donnée en part patrimoniale pour tous les actifs dans lesquels TOTAL détient une participation. Enfin, la filiale SunPower n’a pu être prise en compte dans ces résultats pour l’année 2011 : elle devrait l’être à compter de 2012. Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 2.1. Santé et sécurité au travail Des directives Sécurité et Hygiène industrielle Santé explicitent les exigences de TOTAL en matière de sécurité et de santé au travail des personnels intervenant sur ses sites. Des indicateurs en mesurent les principaux résultats : le reporting mensuel des accidents au poste de travail (LTIR : Taux de fréquence des accidents avec arrêt ; TRIR : taux de fréquence des accidents déclarés) permet de suivre globalement et par site les performances, dans un domaine où TOTAL veille à ne faire aucune différence entre la sécurité de ses collaborateurs et de ceux des entreprises LTIR : nombre d’accidents avec arrêt par million d’heures travaillées 1,3 1,6 par million d’heures travaillées 2,2 2,6 SIR : nombre moyen de jours d’arrêt par accident avec arrêt 23,9 23,5 Les indicateurs ci-dessus incluent les accidents et les heures travaillées des salariés du Groupe et de ceux des entreprises Depuis 2010, un document de sécurité regroupe sous la forme de « Douze règles d’or de la sécurité au poste de travail » les règles de base à respecter rigoureusement par tous les personnels, salariés comme prestataires, dans tous les pays et les métiers du Groupe. Les statistiques internes au Groupe montrent que, dans plus de 90% des accidents graves ou à haut potentiel de gravité au poste de travail, au moins une des règles d’or n’avait pas été respectée. Une campagne de communication a accompagné durant toute l’année 2011 le déploiement des règles d’or, afin de s’assurer que chacun les connaît et les comprend parfaitement. Ces règles d’or, et plus généralement tous les enjeux en matière de sécurité au poste de travail, font l’objet de visites de terrain, présentations et séminaires réguliers organisés avec les partenaires Les directives du Groupe sont tout aussi exigeantes concernant la santé des salariés : sont prescrites entre autres la formalisation Les principales entités du Groupe sont dotées de directions ou de services Hygiène, Sécurité et Environnement (HSE) qui veillent à l’application tant des réglementations locales applicables que des exigences internes en la matière. Au total, plus de 780 équivalents temps plein consacrés à l’environnement sont dénombrés dans le Groupe en 2011. Des instances de pilotage Groupe, animées par la direction du Développement durable et de l’Environnement, sont chargées – suivre les performances environnementales de TOTAL, revues annuellement en Comité directeur et faisant l’objet d’objectifs d’amélioration fixés sur des périodes pluriannuelles ; d’une analyse des risques au poste de travail (qui peuvent être de nature chimique, physique, biologique ou psychosociale), l’établissement d’un plan d’actions de maîtrise des risques, ainsi que le suivi médical du personnel en fonction des risques auxquels il est exposé. Deux indicateurs principaux sont surveillés chaque année : Part des sociétés proposant un suivi médical régulier à leurs salariés (périmètre PSM) 96% 98% (selon les critères de la réglementation locale) par million d’heures travaillées 0,87 0,75 Les principales maladies professionnelles identifiées chez TOTAL – les troubles musculo-squelettiques, première cause de maladie professionnelle représentant près de la moitié des maladies – les pathologies liées à l’exposition à l’amiante (presque uniquement en France, du fait de la particularité de la législation Neuf établissements français proposent un questionnaire à leurs salariés lors des visites médicales périodiques, permettant de mesurer l’impact de la réaction aux facteurs de stress auxquels ils peuvent être confrontés. En interne, un « observatoire du stress » suit les résultats d’une étude réalisée en 2010 auprès de 3 000 salariés : celle-ci fait apparaître un seuil de stress inférieur à celui d’un panel Plus largement, TOTAL s’associe à la promotion de la santé individuelle et collective dans ses pays d’implantation (campagnes de vaccination antigrippale, de prévention ou dépistage de certaines maladies : sida, cancers, paludisme… ). Des actions de sensibilisation sur les risques liés au style de vie se multiplient également depuis quelques années (campagnes anti-tabac ou anti-alcool, prévention des troubles musculo-squelettiques, etc.). – traiter, en synergie avec les branches, des différentes thématiques dont elles sont responsables ; – promouvoir les normes internes à faire appliquer par les entités opérationnelles du Groupe en déclinaison de la charte. TOTAL promeut par ailleurs en interne la conformité de ses systèmes de management de l’environnement à la norme ISO 14001. En 2011, 284 sites du Groupe étaient couverts par un tel certificat sur un total de 860 sites opérés. Soixante sites sont les principaux contributeurs des émissions de leur secteur (l’ensemble de ces sites représentent environ 90% des émissions de GES, de SO2, de NOx et de prélèvements d’eau douce de TOTAL). Sur ces soixante sites, 97% ont un système de management certifié conforme à la norme ISO 14001 à fin 2011 (contre 92% en 2010). TOTAL s’est fixé comme objectif de certifier, d’ici fin 2012, la totalité 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement Tout projet d’investissement, de cession ou d’acquisition soumis à l’approbation du Comité exécutif, voit ses risques et ses impacts environnementaux évalués et revus préalablement à la décision finale. TOTAL fait partager à l’ensemble de son personnel ses exigences en matière de respect de l’environnement. Le cas échéant, des actions de formation sont réalisées afin que le personnel soit doté des compétences requises. TOTAL sensibilise également ses collaborateurs par le biais de campagnes de communication interne (revues internes, intranet, affichage, etc.) et les informe annuellement de la performance environnementale du Groupe, à l’occasion de la diffusion du rapport Société et Environnement. Deux formations de trois jours à l’ensemble des aspects HSE, sont par ailleurs mises à disposition des entités opérationnelles. Les sessions « HSE Implementation » s’adressent aux personnes dont la fonction est spécifiquement de s’occuper d’une ou de plusieurs thématiques HSE au sein d’une entité. La formation « HSE for managers » s’adresse quant à elle aux managers de haut niveau, en responsabilité actuelle ou future dans l’une des entités du Groupe. Plusieurs sessions de ce type ont eu lieu en 2011. TOTAL mène une politique active de mesure, de maîtrise et de réduction de l’impact de ses activités sur l’environnement. Dans ce cadre, les rejets de substances sont identifiés et quantifiés par milieu de rejet (air, eau, sols), de façon à mettre en œuvre des mesures adaptées pour les maîtriser. Les activités du Groupe génèrent des rejets chroniques tels que les rejets des fumées des installations de combustion, les émissions dans l’atmosphère des différents procédés de transformation, ou encore les rejets dans les eaux résiduaires. Afin de diminuer les quantités émises et, à tout le moins, de respecter les réglementations qui leur sont applicables, les sites de TOTAL sont équipés de systèmes de traitement qui incluent différents types de mesures : – des mesures organisationnelles (par exemple pour la maîtrise des pics d’émission de SO2 en fonction des données météorologiques, la conduite des procédés de combustion) ; – des mesures techniques (comme la création de stations Ces mesures peuvent être préventives, de manière à éviter la génération de la substance polluante (ainsi des brûleurs bas-NOx pour les installations de combustion) ou curatives (à l’instar du traitement biologique des eaux de procédé, pour diminuer les teneurs en hydrocarbures du rejet final). Pour assurer la qualité de ses effluents aqueux, TOTAL s’est fixé comme objectif de veiller à faire respecter, pour toutes ses opérations d’exploration et de production offshore, les exigences de concentration en hydrocarbures (inférieure à 30 mg / l) de la norme OSPAR obligatoire uniquement en mer du Nord. Pour la troisième année applicable consécutive, cet objectif a été atteint en 2011 par le Groupe en moyenne annuelle. Le tableau suivant indique l’évolution des rejets chroniques atmosphériques et de la qualité des eaux rejetées : Émissions de SO2 en milliers de tonnes 91 99 Émissions de NOx en milliers de tonnes 84 87 et spécialités de la Chimie) 50 74 rejetées par l’exploration-production, en mg / l 20 22 dans les eaux rejetées par la Chimie de Spécialités, en tonnes 320 355 La diminution des émissions de SO2 et de NOx est due majoritairement aux variations de périmètre, avec notamment la cession de la filiale TOTAL EP Cameroun début 2011, et à la baisse d’activité dans le secteur du raffinage. Les améliorations opérationnelles, parmi lesquelles les efforts réalisés sur le mix énergétique des raffineries, contribuent toutefois de manière significative à ces évolutions. La baisse sensible des rejets d’hydrocarbures dans les effluents aqueux provient essentiellement de l’amélioration continue dans l’exploitation des unités de traitement des eaux sur quatre raffineries. Les risques de contamination des sols liés aux activités de TOTAL proviennent essentiellement des déversements accidentels (se reporter au paragraphe 2.2.3. du présent chapitre) et des stockages de déchets (voir ci-dessous). L’approche du Groupe en matière de prévention et de maîtrise de ces pollutions repose sur quatre piliers : – la prévention des fuites, grâce à la mise en œuvre de standards au niveau des meilleures pratiques du secteur, tant en ingénierie – des opérations d’entretien à une fréquence adaptée, afin de minimiser les risques de fuite ; – une surveillance globale du milieu, pour identifier une augmentation éventuelle de la pollution des sols ; – la maîtrise des pollutions résultant d’activités passées, via des opérations visant à les confiner ou à les réduire. Les installations du Groupe qui ne sont plus en service (usines chimiques, stations-service, bourbiers ou lagunes résultant des activités d’extraction d’hydrocarbures, friches d’unités arrêtées de raffineries, etc.), marquent le paysage et peuvent, malgré toutes les précautions mises en œuvre, avoir été sources de pollutions chroniques ou accidentelles. C’est pourquoi TOTAL remet en état les sites dont il se retire, afin de permettre le développement de nouvelles activités une fois déterminé, en accord avec l’administration, l’usage futur des terrains. Cette activité continue est réalisée par différentes équipes au sein du Groupe, organisées sous forme de filiales pour certaines d’entre elles : RETIA mène ainsi la dépollution des anciens sites de la Chimie en Europe. TOTAL veille à maîtriser ses productions de déchets à tous les stades de son activité. Cet engagement s’articule autour de quatre axes, déclinés par priorité décroissante : 1\. réduire les déchets à la source, en concevant des produits et des procédés générant le moins de déchets possibles, mais également en minimisant la quantité de produits qui arrivent en fin de vie ; Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 2\. réutiliser les produits pour un usage similaire, afin d’éviter – la formation du personnel et la sensibilisation de toutes 3\. recycler les déchets résiduels ; 4\. revaloriser énergétiquement, autant que possible, les produits Pour ce faire, TOTAL s’appuie sur divers partenariats : – Avec Veolia, le Groupe s’est par exemple engagé dans le projet Osilub, qui prévoit la création, au Havre (France), d’une usine de retraitement des huiles de moteur usagées. Opérationnelle en 2012, l’usine (TOTAL, 35%) permettra d’en retraiter 120 000 tonnes par an (soit 50% de la collecte française d’huiles noires) ; les huiles recyclées permettront de fabriquer du Vacuum Gas Oil (VGO), à destination des raffineries pour la production de lubrifiants ou de carburants. – En mars 2011, Total Energy Ventures (véhicule d’investissement dans les énergies nouvelles et les technologies de protection de l’environnement) est entré de son côté au capital d’Agilyx : cette start-up américaine a mis au point un procédé innovant permettant de convertir des plastiques usagés en pétrole brut. La première unité de production, d’une capacité de l’ordre de dix tonnes de plastiques par jour, est d’ores et déjà en service. Au niveau des sites de production, la maîtrise de la gestion des déchets s’articule autour de quatre étapes fondamentales : – l’identification des déchets (technique et réglementaire) ; – leur stockage (protection des sols et gestion des rejets) ; – leur traçabilité, depuis la production jusqu’à l’élimination – leur traitement, avec la connaissance technique et réglementaire des filières, sous la responsabilité du site. TOTAL veille tout particulièrement à prévenir les déversements accidentels. Une méthodologie commune de maîtrise des risques technologiques permet de formaliser cette exigence au niveau de ses sites industriels. Cette méthodologie, qui s’applique progressivement à toutes les activités opérées du Groupe, impose une analyse de risques sur la base de scénarios d’accidents pour lesquels la gravité des conséquences et la probabilité d’occurrence sont évaluées. En fonction de ces paramètres, une matrice de décision définit le niveau de mitigation exigé. Concernant le domaine spécifique des transports maritimes, une politique interne au Groupe fixe les règles de sélection des navires. Ces règles s’appuient sur les recommandations de l’Oil Company International Marine Forum (OCIMF), association de l’industrie regroupant les principales compagnies pétrolières mondiales et promouvant les bonnes pratiques dans le transport maritime pétrolier, et sur son Ship Inspection Report (SIRE) Programme, système de contrôle et de partage des rapports Conformément aux usages de la profession, TOTAL suit tout liquides dont le volume unitaire est supérieur à 1 baril (159 litres). Ceux qui dépassent un certain seuil de gravité (que ce soit du fait du volume déversé, de la nocivité du produit concerné ou de l’environnement naturel atteint) font l’objet d’une revue mensuelle et une information statistique annuelle est transmise au Comité directeur du Groupe. Tout déversement accidentel est suivi d’une action de réparation visant un retour aussi rapide que possible TOTAL suit tout particulièrement les déchets dangereux traités Le tableau suivant indique le nombre et le volume des l’environnement et dont le volume unitaire est supérieur à 1 baril : à l’extérieur du Groupe, en kt 248 263 Les activités de TOTAL peuvent engendrer des nuisances pour les riverains de ses sites industriels, essentiellement du bruit et des odeurs mais également des vibrations ou encore du trafic routier, Les sites sont pour la plupart pourvus d’un système de recueil et de traitement des plaintes des riverains, afin de pouvoir autant que possible prendre celles-ci en compte et diminuer les nuisances. Des systèmes de surveillance peuvent également être mis en place, tels que des mesures de niveau sonore en clôture de site, ou encore des réseaux de « nez » permettant d’évaluer l’origine et Pour une information complémentaire, se reporter au point 2 du chapitre 4 « Facteurs de risque ». Outre la mise en place d’organisations et de systèmes de management, TOTAL s’efforce de minimiser les risques industriels et environnementaux inhérents à ses activités à travers : – la réalisation d’inspections et d’audits rigoureux ; ayant atteint l’environnement, en milliers de m3 1,8 NB : les sols des sites sont considérés comme faisant partie de l’environnement naturel sauf s’ils sont étanchéifiés. Les données 2010 ne sont pas publiées car la méthodologie appliquée était différente et les chiffres ne sont donc pas comparables. Bien que l’accent soit mis sur la prévention des risques, TOTAL s’exerce régulièrement à la gestion de crise sur la base Le Groupe s’est doté en particulier de plans et de procédures d’intervention dans l’hypothèse d’une fuite ou d’un déversement d’hydrocarbures. Propres à chaque filiale et adaptés à son organisation, ses activités ainsi que son environnement tout en restant en phase avec les recommandations Groupe, ces plans sont régulièrement revus et testés dans le cadre d’exercices. Également accessible aux filiales de TOTAL, le plan d’alerte PARAPOL (plan d’assistance à la mobilisation des ressources anti-pollution) permet de faciliter la gestion de crise au niveau du Groupe. Sa mission principale : mobiliser à tout moment, sur demande d’un site, les ressources tant internes qu’externes, humaines et matérielles, nécessaires pour répondre aux cas de pollution marine, côtière ou fluviale, sans restrictions géographiques. 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement TOTAL et ses filiales disposent de conventions d’assistance avec les principaux organismes spécialisés dans la gestion des déversements de pétrole comme le Oil Spill Response Limited, le CEDRE ou encore le Clean Caribbean & Americas. Ils ont vocation à fournir expertise, ressources et équipement dans toutes les zones géographiques où TOTAL conduit ses activités. 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, à la lumière de l’accident, les risques liés aux forages offshore et les solutions mises en place pour les limiter au niveau du Groupe. Le groupe de travail n°1 s’est intéressé à la sécurité des opérations de forage d’exploration et de production en offshore profond (architecture des puits, conception des blocs obturateurs de puits, formation du personnel s’appuyant sur les enseignements tirés des événements graves qui ont affecté l’industrie). Ses réflexions ont abouti à la mise en place de contrôles et d’audits encore plus stricts qu’auparavant sur les activités de forage. Les travaux du groupe n°2, en coordination avec le Global Industry Response Group (GIRG), mis en place par l’OGP (International Association of Oil and Gas Producers), portent sur le captage de pétrole en offshore profond et les opérations de confinement associées, au cas où surviendrait un événement de pollution en eaux profondes. Ces travaux permettront de disposer à court terme de dispositifs de captage dans plusieurs régions du monde où TOTAL est particulièrement présent en exploration-production (mer du Nord, golfe de Guinée). Le groupe de travail n°3 a travaillé à la révision des plans de lutte contre les déversements accidentels, afin de renforcer la capacité de TOTAL à répondre à une pollution majeure liée à une éruption incontrôlée ou une perte de confinement complète d’un FPSO. Ses travaux ont débouché en particulier sur une nette augmentation des stocks de dispersants disponibles au sein du Groupe. La répartition de l’eau douce disponible dans le monde se caractérise par sa très grande variabilité dans l’espace et le temps. La question de la consommation d’eau appelle donc une réponse différenciée en fonction des contextes géographiques et techniques. Afin d’identifier ses implantations concernées en priorité par cette problématique, TOTAL procède à la fois : – au recensement des prélèvements et des rejets d’eau sur tous – à l’identification des sites se trouvant dans des zones de « stress hydrique » (bassins versants qui, selon l’indicateur de Falkenmark, présenteront en 2025 moins de 1 700 m3 d’eau douce renouvelable disponible par an et par habitant) : pour ce faire, le Groupe recourt au Global Water Tool for Oil & Gas, un outil développé conjointement par le World Business Council for Sustainable Development et l’IPIECA. hors eaux de refroidissement, en millions de m3 142 147 hors Marketing, situés dans une zone à « stress hydrique » 44% ND Le guide « Optimisation de la consommation en eau des sites industriels » formalise les bonnes pratiques pour économiser et recycler l’eau sur les sites du Groupe. Dans les activités d’exploration et de production, la réinjection dans leur réservoir d’origine des eaux extraites en même temps que l’hydrocarbure est l’une des pratiques qui permet de maintenir la pression du réservoir. Les spécifications techniques en vigueur dans la branche E&P de TOTAL prévoient que cette option soit considérée en priorité, de préférence à d’autres méthodes pour traiter les eaux de production (se reporter au chapitre 4 du présent Dans les raffineries et les sites de pétrochimie, l’eau est utilisée principalement pour produire de la vapeur et assurer le refroidissement des unités. L’accroissement du recyclage et le remplacement de l’eau par l’air pour le refroidissement sont les deux approches privilégiées par TOTAL pour réduire Même si les volumes d’eau concernés sont moins importants, une part grandissante des stations-service françaises de marque TOTAL est équipée de portiques de lavage intégrant une unité de recyclage d’eau. Grâce à ce dispositif, seul le rinçage final est réalisé avec de l’eau du réseau public. Principale matière première du Groupe, les hydrocarbures sont une matière énergétique. Leur utilisation optimale relève donc de ce que l’on appelle « efficacité énergétique », décrite dans Depuis 2011, TOTAL mesure activité par activité le taux de pertes de matières premières, c’est-à-dire les matières premières transformées qui ne sont ni livrées à un client de l’activité, ni utilisées à des fins énergétiques. Taux de perte de matières premières 2011 TOTAL s’est donné pour but de mieux maîtriser ses consommations d’énergie. Des documents internes (feuilles de route et guides) en décrivent les enjeux, proposent des méthodologies et des pistes d’actions, voire des objectifs Un guide élaboré fin 2008, en particulier, comprend des recommandations pour améliorer la gestion de la performance énergétique dans les différents secteurs d’activité du Groupe. Depuis, ceux-ci se sont donnés des objectifs chiffrés de 1 à 2% Consommation nette d’énergie primaire, en TWh 158 157 Début 2011, l’organisation interne du Groupe autour des thématiques climat et énergie a été modifiée : – une instance décisionnelle a été créée : le Comité directeur CO2 / Efficacité énergétique (CODIR CO2 / EE), qui fait valider au Comité exécutif, lorsque nécessaire, ses orientations (en particulier ses objectifs sur les émissions de gaz à effet de serre (GES) et les Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement performances énergétiques) ; elle s’appuie sur un groupe de travail permanent consacré à l’efficacité énergétique (GTE2), voire le cas échéant sur des groupes de travail interbranches – les journées Réseau Énergie et le séminaire Énergie sont des lieux d’échanges internes, de réflexion et d’information. Dans le cadre du dispositif français des Certificats d’économies d’énergie (CEE), délivrés par la Direction Générale de l’Énergie et du Climat en échange de la réalisation d’actions en ce sens, TOTAL incite ses clients à réduire leur consommation d’énergie de 40 TWh (cumulés et actualisés sur l’ensemble de la vie du produit) sur la À travers le programme « Total Écosolutions », le Groupe développe par ailleurs des produits et services innovants dont le bilan global, sur le plan environnemental et / ou énergétique, est meilleur que celui des produits et services à fonction équivalente disponibles sur le marché. À fin 2011, trente deux produits et services (Marketing et Chimie) bénéficient du label « Total Écosolutions ». Le Polypropylène PPC 9612, qui permet d’alléger de façon significative (jusqu’à 35%) les caisses d’emballage, a ainsi permis à Total Petrochemicals de recevoir l’Oscar de l’emballage 2011 dans la catégorie « matériaux, section plastique ». Le carburant Total Excellium Diesel, qui permet d’économiser 2,5% de consommation en moyenne, a également été labellisé TOTAL utilise de façon marginale les énergies renouvelables pour Le Groupe a cependant recours à la biomasse pour le chauffage de bâtiments tertiaires tels que celui inauguré en 2011 par TIGF, à Cugnaux (France) et a installé des panneaux photovoltaïques sur plusieurs de ses bâtiments (Pau : CSTJF, Lacq : parking, etc.) et sur certaines installations de tête de puits isolées. Émissions de gaz à effet de serre (GES) TOTAL a fait de la réduction des émissions de GES une de ses priorités. Des objectifs chiffrés ont été définis à cette fin : – réduction du brûlage de moitié en 2014 par rapport à 2005 ; – augmentation de l’efficacité énergétique de 1% par an dans le raffinage et de 2% dans la pétrochimie et l’exploration- de gaz brûlés en Mm3 par jour 10,0 14,5 en Mt CO2 équivalent (100% des émissions des sites opérés par le Groupe) 46 52 de GES, en Mt CO2 équivalent 53 59 En 2011, les efforts du Groupe ont permis une nouvelle diminution de ses émissions directes opérées de GES, de l’ordre de 5,2 Mt, soit une baisse de 10% par rapport à 2010. Les variations de périmètre (cessions de TEP Cameroun, du bloc 3 en Angola et le fait que la SARA ne fasse pas partie du domaine opéré en 2011) expliquent 3,6 Mt de cette diminution. Le reste résulte d’une meilleure maîtrise opérationnelle des sources d’émission ainsi que d’une baisse d’activité de certains secteurs, – Dans les activités d’exploration et de production de TOTAL, le brûlage représente l’essentiel des émissions de GES opérées. C’est pourquoi des actions volontaristes ont été menées ces dernières années sur la conception des projets et la réduction du brûlage lié aux aléas opérationnels, en particulier à la défaillance temporaire de certains matériels (comme les compresseurs), dont la fiabilité a été améliorée. Ces efforts ont permis une réduction d’environ 1,7 Mt des émissions de GES dues au brûlage des gaz associés, compensée par une hausse de 0,7 Mt du fait de l’énergie nécessaire pour réinjecter le gaz dont le brûlage a été évité et par une hausse de 0,4 Mt (éq CO2) de la mise à l’atmosphère de méthane. – Dans le raffinage, la réduction d’activité liée principalement à un nombre plus élevé de grands arrêts a eu pour conséquence directe une baisse des émissions de GES de 0,7 Mt en 2011 – Dans la Chimie, les émissions de GES ont également diminué de 0,3 Mt, en particulier grâce à la maîtrise des émissions Parallèlement à la maîtrise de ses procédés, TOTAL investit dans la recherche et le développement de technologies nouvelles et de solutions innovantes pour réduire par d’autres moyens les émissions directes de GES dans l’atmosphère. Le Groupe entend notamment développer les techniques liées au captage, au transport et au stockage de CO2. Depuis plusieurs années déjà, il travaille sur les technologies connues sous le nom de CSC (captage et stockage du carbone) afin d’être en mesure de les utiliser sur ses sites industriels lorsque les conditions économiques et réglementaires seront réunies. À ce jour, deux des sites de production dans lesquels TOTAL détient une participation, les champs de Sleipner et de Snøhvit, en Norvège, y ont recours. Le programme de recherche se poursuit, à travers notamment le pilote de Lacq, en France, qui teste le captage par oxycombustion, le transport et le stockage du CO2 dans un gisement de gaz naturel épuisé. Les travaux scientifiques, tels que rassemblés dans les publications du Groupe intergouvernemental d’experts sur l’évolution du climat (GIEC), et notamment les rapports d’évaluation ainsi que le rapport spécial sur les événements climatiques extrêmes, tendent à montrer que l’évolution climatique pourrait se traduire par davantage Le Groupe veille à évaluer la vulnérabilité de ses installations existantes ou futures, en tenant compte des prévisions en matière scientifiques sur les prévisions climatiques, dont une étape sera la publication par le GIEC à partir de l’automne 2013, d’un nouveau rapport d’évaluation, est dès lors très attendu. Les conditions climatiques sont prises en compte dans la conception des installations industrielles sur la base des extrêmes observés par le passé. Si les installations sont dimensionnées pour résister à de telles conditions, des marges de sécurité additionnelles sont Au-delà des aspects d’adaptation, la limitation des effets anthropiques sur le climat doit rester pour tous une priorité. En la matière, TOTAL prône des actions concertées, en particulier l’émergence d’un accord international qui soit équilibré, progressif et n’induise pas de distorsion de concurrence entre industries ou régions du monde. 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement En raison de leur nature, et notamment parce que les nouveaux projets d’exploration-production sont localisés dans des environnements naturels qui peuvent être sensibles, les opérations de TOTAL sont susceptibles d’avoir des impacts sur la biodiversité. – des impacts liés aux chantiers de construction, aux voies d’accès, aux infrastructures linéaires, etc., qui peuvent avoir pour résultat la fragmentation d’habitats ; – des impacts physico-chimiques entraînant une altération des milieux et des habitats, ou pouvant affecter ou perturber – une contribution à la propagation d’espèces invasives, dans les milieux terrestres et marins. Conscient de ces enjeux, TOTAL s’assure de la prise en compte de la biodiversité dans ses référentiels, et ce à différents niveaux : – la charte sécurité santé environnement qualité (se reporter au point 2 du présent chapitre), qui spécifie à l’article 10 : « TOTAL veille à maîtriser (…) ses impacts sur la biodiversité » ; – une politique biodiversité qui détaille les principes d’action du Groupe en ce sens : 1\. minimiser l’impact des activités sur la biodiversité pendant toute la durée d’existence des installations ; 2\. intégrer la préservation de la biodiversité dans le système de management environnemental, en particulier dans les études d’état initial et dans les études d’impact sociétal 3\. porter une attention spécifique aux opérations dans les régions dont la diversité biologique est particulièrement 4\. informer et sensibiliser les collaborateurs, les clients et le public en contribuant à améliorer la compréhension La mise en œuvre de cette politique s’appuie sur un ensemble d’outils et de règles. Dans l’Exploration & Production, des règles et des spécifications encadrent ainsi la réalisation des états de référence et des études d’impact environnemental à terre et en mer. Depuis 2011, un outil de cartographie détaillée des aires protégées dans le monde, sur la base des données fournies par l’UNEP-WCMC (World Conservation Monitoring Center), est à la disposition de l’ensemble des entités du Groupe. Les nouveaux projets de TOTAL font l’objet par ailleurs de plans d’action biodiversité basés sur l’approche « éviter, réduire, compenser » : le premier plan mis en œuvre en France, développé par TIGF pour le chantier « Artère de Béarn » (transport de gaz naturel), a permis non seulement d’éviter les secteurs sensibles et les stations d’espèces protégées, mais de réduire les impacts des travaux par le recours à des techniques spécifiques pour le déboisement et les traversées de rivières. TOTAL s’implique enfin dans des initiatives sectorielles comme celles de l’IPIECA : celles-ci ont donné lieu, en 2010, à la publication d’un guide sur la problématique des espèces invasives, préconisant par exemple la prise en compte des saisons dans la planification des travaux ou la vérification de la provenance des équipements utilisés (se reporter également au paragraphe 3.3. 2.3. Santé et sécurité des consommateurs De nombreux produits commercialisés par TOTAL sont susceptibles de présenter un risque sanitaire s’ils sont mal utilisés. C’est pourquoi le Groupe veille à remplir ses obligations – présentes et à venir – en matière d’information et de prévention, afin de minimiser les risques tout au long du cycle de vie de ses produits. Divers référentiels permettent à TOTAL de s’assurer que les indispensables mesures mises en place en faveur de la santé et de la sécurité des consommateurs sont respectées : – la charte sécurité santé environnement qualité (articles 1 et 5 ; se reporter au point 2 du présent chapitre) ; – une politique santé détaillant les principes d’action du Groupe en matière de prévention et de protection de la santé des personnes en contact direct ou indirect avec ses produits, sur l’ensemble du cycle de vie : clients, utilisateurs et toute autre personne – une directive explicitant les exigences minimales à respecter pour la mise sur le marché des produits partout dans le monde, afin d’éviter ou de réduire les risques potentiels sur la santé TOTAL veille ainsi à identifier et évaluer les dangers inhérents à ses produits et ceux liés à leurs utilisations, puis à informer clients et utilisateurs de ces dangers ainsi que des mesures de prévention et de protection à appliquer. Les fiches de données de sécurité qui accompagnent chaque produit mis sur le marché par le Groupe (dans au moins une des langues d’usage du pays), ainsi que l’étiquetage des produits, sont deux éléments clés d’information à cet égard. Pour tout nouveau produit, les exigences réglementaires des pays et des marchés auxquels ils sont destinés Dans le cadre de la première phase de la réglementation européenne REACH (Registration, Evaluation, Authorisation and Restriction of Chemicals), TOTAL a enregistré un total de 214 substances. Cette réglementation vise à protéger la santé des consommateurs et des professionnels par une évaluation rigoureuse des effets toxicologiques pour chaque scénario d’utilisation de substances puis par la mise en œuvre des mesures de mitigation adaptées. Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12… En cohérence avec les valeurs et les principes formalisés dans son code de conduite, sa charte Éthique et sa charte Sécurité Santé Environnement Qualité (se reporter au point 2 du présent chapitre), TOTAL place son engagement sociétal au cœur de sa responsabilité d’industriel. Cette démarche, qui concerne toutes les branches et entités du Groupe, rassemble les actions menées en vue d’une meilleure intégration dans les territoires où il est présent. L’ambition de TOTAL est d’agir et d’être reconnu comme : – un industriel plaçant le respect, l’écoute, le dialogue continu et la transparence vis-à-vis des parties prenantes au cœur – un opérateur acceptable sur le long terme, responsable et exemplaire dans la gestion des impacts liés à ses activités ; – un partenaire du développement humain, économique et social durable des communautés et des territoires où il est implanté ; – un acteur de référence dans l’accès à l’énergie. Formalisée en 2011 à travers la démarche interne « Societal Lab », et assortie d’une directive pour en faciliter la mise en application dans le Groupe, cette politique sociétale est l’un des piliers de TOTAL pour répondre aux défis du développement durable. Sur les trois dernières années, les dépenses sociétales du Groupe ont représenté un montant annuel supérieur à 200 millions d’euros. 3.1. Relations avec les parties prenantes Depuis une vingtaine d’années, l’évolution du cadre réglementaire incite à l’ouverture d’un processus d’information, de consultation ou de concertation en amont des décisions ayant un fort impact sur l’environnement. Par-delà son souci de la conformité réglementaire, TOTAL met en place des structures de dialogue avec les parties prenantes à tous les niveaux du Groupe. Au Siège, une personne est notamment chargée des relations avec les ONG. Afin de professionnaliser la démarche sociétale de ses sites et filiales, TOTAL déploie par ailleurs, depuis 2006, l’outil interne SRM+ (Stakeholder Relationship Management : gestion de la relation avec les parties prenantes). Son objectif : identifier et cartographier les principales parties prenantes, planifier des rencontres avec elles et consigner les attentes exprimées, puis élaborer un plan d’action permettant de construire une relation dans la durée. Les communautés voisines des sites de TOTAL s’interrogent souvent sur les impacts des activités du Groupe sur la sécurité, la santé ou encore l’environnement. Instaurer un dialogue avec les riverains permet d’apporter des réponses à ces préoccupations légitimes. Outre SRM+, des dispositifs de dialogue adaptés aux pays d’implantation ou aux secteurs d’activité de TOTAL sont mis en place tels que : – les Community Advisory Panels aux États-Unis, développés à l’initiative du Conseil américain de la Chimie ; – les Comités locaux d’information et de concertation en France, en application de la loi sur la prévention des risques – la démarche « Terrains d’entente », initiée en 2002 au sein de la branche Chimie de TOTAL pour renforcer le dialogue entre les sites industriels et leur environnement ; – la conférence riveraine, mise en place en 2007 par la raffinerie de Feyzin en France, en partenariat avec la mairie de Feyzin : cette instance de dialogue composée de riverains permet d’améliorer les conditions de vie des habitants et leurs relations avec le site. Elle a été reconnue par le préfet comme un acteur de concertation dans le cadre du plan de prévention des risques – le lancement en 2011, dans la région Lorraine (France), d’une démarche collective de consultation des parties prenantes de toutes les branches du Groupe présentes dans cette région. Conscient des spécificités des « peuples autochtones et tribaux » (selon la formule consacrée par la convention n°169 de l’Organisation internationale du travail), TOTAL a également mis en place, hors OCDE, une charte des principes et lignes d’action directrices à adopter vis-à-vis des communautés qui se trouvent au contact de ses filiales. En vertu de cette charte ainsi que de son Code de conduite, le Groupe s’efforce d’en connaître et comprendre et des territoires où TOTAL est implanté Partout où il est implanté, TOTAL a une responsabilité particulière dans le développement socio-économique des communautés vivant à proximité de ses installations. Cette ambition se concrétise – en premier lieu, une exigence de pertinence dans ses investissements et de transparence dans sa contribution financière (à travers les impôts, taxes et redevances qu’il verse) au développement des territoires d’accueil, dans le respect des – la création d’emplois directs et indirects locaux à la faveur d’une politique contractuelle adaptée, dans une démarche pérenne d’éducation et de formation ; – le soutien volontaire à la mise en œuvre de programmes socio- économiques dans les pays en développement : en fonction 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale des attentes des populations, ces programmes, menés en partenariat avec les organisations et les institutions locales, peuvent être accompagnés d’initiatives dans les domaines de la santé et de l’éducation. Dans toutes ses actions, TOTAL veille à ne pas se substituer aux autorités locales : dans une démarche de concertation avec les pouvoirs publics, le Groupe complète ou démultiplie leurs initiatives – donner toute leur légitimité aux actions socio-économiques – éviter la dépendance à la présence de TOTAL, en privilégiant l’autonomie plutôt que sur l’assistance ; – garantir la réussite des projets qui nécessitent une connaissance des cultures locales que ses équipes n’ont pas nécessairement. Le savoir-faire du Groupe s’appuie sur une professionnalisation continue de ses équipes d’ingénierie sociétale. Structuration des projets, définition d’objectifs, indicateurs de suivi et d’évaluation : autant d’outils qui ont permis de passer d’une logique d’assistance à une démarche de co-construction, où les communautés TOTAL bénéficie à cet égard du concours d’ONG spécialistes de l’action sociétale, dotées d’une vraie expérience de terrain. Elles lui permettent d’augmenter l’efficacité des programmes à prendre en compte l’ensemble du cycle de vie des projets du Groupe, depuis leur conception jusqu’à l’arrêt de l’activité. Au Siège ou dans les filiales de l’Exploration & Production, plus de trois cents personnes y travaillent déjà à temps plein. Afin d’aider les Français en situation de précarité énergétique, TOTAL a signé en septembre 2011 une convention avec l’Agence nationale de l’habitat pour participer au programme « Habiter mieux », sous l’égide du ministère de l’Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement. L’engagement de TOTAL : soutenir des travaux de rénovation thermique dans 16 000 logements d’ici 2013. Les activités de TOTAL génèrent des centaines de milliers d’emplois directs et indirects à travers le monde. Les seuls achats du Groupe représentent autour de 25 milliards d’euros. Autant d’enjeux en termes d’impact environnemental, social et sociétal dont TOTAL tient compte dans sa relation avec ses fournisseurs (se reporter au paragraphe 3.4 du présent chapitre). Au-delà des emplois générés par ses activités, le Groupe mène une politique volontaire de « solidarité entrepreneuriale » en direction des Petites et Moyennes Entreprises (PME) en France et dans le monde, en particulier via la structure Total Développement Régional (TDR). Son objectif : favoriser la création d’emplois et le partage des compétences en soutenant des projets de création, de développement ou de reprise d’entreprises. Si cette démarche est d’abord conduite en dehors de toute urgence économique et sociale, elle peut également venir à l’appui d’opérations programmées de revitalisation de bassins d’emploi, pour accompagner le redéploiement des activités du Groupe. Ce soutien, qui constitue un volet majeur de la responsabilité sociétale et économique de TOTAL, se traduit par différents – appui financier à la création, à la reprise et au développement des PME et aide à la revitalisation ; – accompagnement à l’exportation et au développement – appui technologique et aides aux PME innovantes ; – autres formes d’appui telles que des formations à la gestion ou à la comptabilité, préalables à tout appui financier et adaptées au contexte spécifique de chaque pays. Ces dix dernières années, TDR s’est ainsi engagé financièrement à hauteur de plus de 60 millions d’euros auprès de 1 000 PME, soutenant près de 15 000 emplois. De plus en plus, TOTAL tend à internationaliser sa politique de développement régional en Europe mais également dans les pays en développement où il est présent. 3.3. Actions de partenariat et de mécénat Les actions de mécénat du Groupe sont coordonnées principalement par deux entités : la Fondation d’entreprise TOTAL, créée en 1992 au lendemain du « Sommet de la terre » de Rio, et la direction du Mécénat du Groupe. Initialement consacrés à l’environnement et à la biodiversité marine, les statuts de la Fondation TOTAL ont été modifiés en 2008 afin de pouvoir couvrir les autres domaines d’actions de mécénat du Groupe. La Fondation qui fête en 2012 ses vingt ans intervient désormais dans quatre domaines : la biodiversité marine ; le patrimoine et la culture ; la santé ; la solidarité. Pour son quatrième exercice, elle est dotée d’un plan d’action quinquennal – Dans le domaine de l’environnement, la Fondation soutient des programmes visant à une meilleure connaissance des espèces et des écosystèmes marins et côtiers, ainsi qu’à leur préservation et à leur valorisation. En 2011, ces actions ont bénéficié d’une dotation de 3 millions d’euros. – Dans le domaine du patrimoine et de la culture, la Fondation accompagne des expositions favorisant le dialogue des cultures tant en France que dans ses pays hôtes. Aux côtés de la Fondation du patrimoine, elle soutient des programmes de restauration du patrimoine culturel, industriel et artisanal dans les régions françaises d’implantation du Groupe. En 2011, 4 millions d’euros ont été consacrés à ces actions. – Concernant la santé, la Fondation accompagne l’Institut Pasteur dans la lutte contre les maladies infectieuses. Sous l’égide du Professeur Françoise Barré-Sinoussi, prix Nobel de Médecine en 2008 et référent scientifique de ce partenariat, les programmes de recherche et d’actions de terrain engagés représentent un budget de 2 millions d’euros par an. Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12… – Enfin, dans le domaine de la solidarité, la Fondation encourage l’implication citoyenne des collaborateurs du Groupe au travers d’initiatives diverses : parrainage, soutien à des projets d’intérêt général portés par des associations dans lesquelles les salariés sont impliqués à titre personnel et bénévole, etc. En complément, de grands partenariats institutionnels sont portés par la direction du Mécénat du Groupe. En 2009, TOTAL s’est notamment engagé, à hauteur de 50 millions d’euros sur six ans, dans le Fonds d’expérimentation pour la jeunesse piloté par le ministère de l’Éducation nationale en France. Son but : soutenir et évaluer des actions sociales innovantes, susceptibles d’inspirer des politiques publiques en faveur de la réussite scolaire et de l’insertion sociale et professionnelle des jeunes. Depuis 2008, TOTAL accompagne également, à hauteur de 10 millions d’euros sur cinq ans, la Société nationale de sauvetage en mer pour concevoir et mettre en place des équipements de sécurité de pointe. En 2011, les dépenses de l’ensemble des actions de mécénat de TOTAL S.A. (y compris sa Fondation d’entreprise) se sont élevées Convaincu de l’importance d’une politique de « localisation », TOTAL entend permettre aux collaborateurs des pays hors de France d’accéder à des postes à responsabilité dans leurs filiales d’origine. Pour ce faire, le Groupe propose, dans le cadre de ses programmes sociaux, des bourses locales et internationales en amont du recrutement. Des milliers d’étudiants ont ainsi la possibilité de poursuivre leurs études dans leur pays d’origine ou dans les plus grandes universités du monde. En parallèle, Compte tenu de la diversité des contextes géographiques rencontrés et de l’importance des investissements engagés, l’industrie pétrolière se doit d’être particulièrement vigilante aux risques de corruption et de fraude. Environ un quart des effectifs de TOTAL travaille dans des pays où ce risque est considéré comme élevé. Le renforcement de l’intégrité ainsi que la prévention de la corruption et de la fraude, constituent donc un enjeu majeur pour le Groupe et l’ensemble de ses collaborateurs. La démarche de TOTAL dans ce domaine repose sur des principes clairs, énoncés dès 2000 dans son Code de conduite : « TOTAL rejette la corruption sous toutes ses formes, publique et privée, Le Code de conduite présente l’ensemble des principes d’action et de comportement individuel que chacun doit observer dans ses prises de décisions quotidiennes, ainsi que dans ses relations avec les parties prenantes de l’entreprise. TOTAL y rappelle notamment son adhésion aux principes directeurs de l’OCDE à l’intention des entreprises multinationales et au Pacte mondial de l’Organisation des Nations Unies, dont le dixième principe invite les entreprises à agir contre la corruption sous toutes ses formes. Le rejet de la corruption a également fait l’objet d’un engagement clair du Directeur Général de TOTAL en mai 2008, dans l’introduction au Guide pratique de l’intégrité. Cet engagement s’est traduit concrètement par diverses actions : le programme de bourse internationale de TOTAL a permis à plus de cinq cents étudiants originaires de vingt-six pays de préparer en France des diplômes d’ingénieurs, masters, MBA et doctorats. Par ailleurs, avec le soutien d’autres grands groupes, TOTAL, Paris Tech et l’École Polytechnique ont lancé à la rentrée universitaire 2011 un Master 2 « Sciences et technologies des énergies renouvelables ». Cette formation de haut niveau s’adresse aux étudiants du monde entier issus de grandes universités internationales. TOTAL a également signé une convention de mécénat de trois ans avec l’Institut d’études politiques (Sciences Po, France) pour former et recruter les meilleurs étudiants issus de milieux défavorisés. Autre initiative phare du Groupe en faveur de l’éducation : la troisième édition du Total Energy and Education Seminar, qui s’est tenue à Paris début 2011, a réuni cinquante professeurs représentant quarante-cinq universités et vingt-deux pays. Ces professeurs ont eu la possibilité d’échanger avec une vingtaine de dirigeants de TOTAL et d’experts externes sur des problématiques telles que l’avenir énergétique, le changement climatique, les relations entre universités et entreprises, ou encore les impacts de la mondialisation sur l’éducation et la gestion des ressources humaines. La sixième édition de la Total Summer School s’est quant à elle tenue à Paris en juillet 2011. Elle a accueilli cent vingt étudiants de troisième cycle originaires de vingt-quatre pays, afin de débattre sur les enjeux En Afrique, la branche Aval du Groupe développe actuellement des partenariats universitaires avec quelques établissements-cibles d’envergure régionale. Le but : préparer les talents nécessaires à la réalisation de ses ambitions sur le continent. En juin 2011, un troisième partenariat régional a ainsi été signé au Sénégal avec le Centre africain d’études supérieures en gestion. – la création d’une direction Conformité et Responsabilité sociétale au sein de la direction Juridique Groupe, désormais relayée par un réseau de plus de trois cents responsables de la conformité dans les différentes branches, entités et filiales du Groupe ; – l’édition du Guide pratique de l’intégrité, distribué à 50 000 exemplaires et disponible en version interactive sur les sites – l’approbation par le Comité exécutif, en 2009, du texte formalisant la politique de prévention de la corruption et le programme de conformité qui inclut la mise en place d’une – la décision du Comité exécutif, en 2011, de renforcer les moyens de prévention de la fraude et de la corruption par la mise en place d’une politique et d’un programme d’intégrité : un ambitieux programme d’apprentissage en ligne a notamment été lancé sur ce thème (se reporter également au paragraphe Bien que la responsabilité première en la matière incombe aux États, les activités des entreprises peuvent avoir des incidences multiples sur les droits de l’homme pour les employés, les partenaires ou les communautés avec lesquels elles interagissent. Au-delà d’un engagement éthique pour TOTAL, Groupe. La confidentialité des saisines du Comité est absolue ; elle ne peut être levée qu’avec l’accord de la personne 4\. Des outils d’évaluation : des outils permettent d’évaluer régulièrement les pratiques des filiales en matière de droits de l’homme et les risques auxquels elles peuvent être confrontées. Ils analysent les conséquences d’un projet au niveau local (audit sociétal) ou contrôlent la conformité des pratiques des filiales aux standards du Groupe (étude de conformité). La mise en œuvre de certains de ces outils est confiée à des experts indépendants, tels GoodCorporation ou le Danish Institute for Human Rights, et font l’objet d’un plan d’action et d’une revue de suivi visant à tenir compte des Dans son Code de conduite, TOTAL indique qu’il attend de ses fournisseurs qu’ils respectent des principes équivalents à ceux définis pour lui-même. Un document intitulé « Principes fondamentaux dans les achats » précise les engagements du Groupe en matière notamment de prévention de la corruption, de conformité aux règles de libre concurrence, de respect des droits fondamentaux au travail, de protection de la santé, de préservation de l’environnement, ainsi que de promotion du développement économique et social. Les règles précisées par ce document sont communiquées aux fournisseurs de TOTAL et font l’objet de clauses contractuelles spécifiques lors des appels Des questionnaires ciblant les enjeux environnementaux et sociétaux permettent d’étudier plus en détail avec un fournisseur la façon dont il traite ces sujets, soit en phase de pré-qualification, soit lors d’un audit. De façon ponctuelle, la relation fournisseur peut être regardée sous cet angle dans le cadre d’évaluations éthiques des filiales ou entités du Groupe réalisées par GoodCorporation. Par ailleurs, un groupe de travail transverse consacré aux achats durables, rassemblant les différentes branches ainsi que les directions Achats et Développement durable, a été mis en place en 2011. Sa mission : renforcer la politique de TOTAL dans ce domaine en s’appuyant sur les initiatives développées dans chaque branche. Sa feuille de route a été validée par TOTAL a également engagé une collaboration avec le Danish Institute for Human Rights pour améliorer ses outils et processus d’évaluation des fournisseurs quant à leur approche des impacts environnementaux et sociétaux. Ces travaux prennent la forme de pilotes, sur des catégories d’achat précises et dans une logique 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale l’adoption d’une démarche proactive vis-à-vis des droits de l’homme au sein de l’entreprise est essentielle pour son bon fonctionnement. Cette démarche contribue à établir et à maintenir des relations de qualité avec l’ensemble de ses parties prenantes. Dans son Code de conduite, TOTAL rappelle ainsi son adhésion aux principes de la Déclaration universelle des droits de l’homme de 1948, aux conventions fondamentales de l’Organisation internationale du travail, aux principes directeurs de l’OCDE à l’intention des entreprises multinationales ainsi qu’aux principes du Pacte mondial de l’ONU (Global Compact). Par ailleurs, le Groupe participe activement à de nombreuses initiatives et groupes de travail interentreprises sur les droits de l’homme. Ainsi TOTAL participe, au sein du Pacte mondial, au groupe de travail sur les droits de l’homme, au groupe d’experts sur l’investissement responsable en zones de conflit, et au groupe de travail sur le dixième principe relatif à l’anti-corruption. Depuis sa création en 2010, le Global Compact LEAD (Initiative for Sustainable Leadership) comprend cinquante-quatre membres parmi lesquels TOTAL est la seule entreprise française participante. En interne, afin de préciser les positionnements et actions du Groupe dans ce domaine, un comité de coordination droits de l’homme a été mis en place, dont l’organisation a été confiée au président du Comité d’éthique. Cette plate-forme d’échanges, qui réunit tous les deux mois des membres des directions Ressources humaines, Affaires publiques, Juridique, Sûreté ou encore Développement durable, permet de coordonner les actions menées au sein des différentes entités opérationnelles du Groupe. Lors de ces réunions, sont principalement abordées les questions relatives aux initiatives internationales, aux outils « droits de l’homme » en développement ainsi qu’aux projets de la Société civile. La mise en place de politiques et de procédures internes spécifiques (en cours ou à venir) y est également évoquée. En lien avec les principes directeurs de l’Organisation des Nations unies relatifs aux liens entre entreprise et droits de l’homme, la démarche de TOTAL en faveur de ces droits repose sur plusieurs leviers : 1\. Des principes écrits : en conformité avec son Code de conduite, le Groupe a adopté des principes adaptés aux opérations et aux pays où il travaille, dont certains sont énumérés dans le Guide pratique de l’entreprise sur les droits de l’homme, 2\. Des opérations de sensibilisation : pour s’assurer de la diffusion interne de ces principes, TOTAL sensibilise ses collaborateurs via les canaux de communication internes (intranet Éthique et Sûreté, par exemple) et par des formations spécifiques adaptées aux enjeux rencontrés sur le terrain ; ces formations sont référencées dans les catalogues Responsabilités éthique, environnementale et sociétale de l’Université TOTAL. 3\. Des structures d’écoute et de conseil : deux structures spécifiques, le Comité d’éthique et la direction Conformité et Responsabilité sociétale, sont à la disposition des collaborateurs pour les conseiller et coordonner les efforts en faveur du respect des droits de l’homme. Tout salarié qui serait confronté à un manquement relatif au Code de conduite doit en premier lieu faire appel à sa ligne managériale et à sa hiérarchie ; le cas échéant, il peut contacter la direction des Ressources humaines, voire saisir le Comité d’éthique. Structure centrale et indépendante où sont représentés l’ensemble des secteurs d’activité de TOTAL, le Comité d’éthique joue un rôle clé d’écoute, d’assistance et de conseil auprès des salariés mais aussi des personnes extérieures au Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12… Autres informations sociales, sociétales et environnementales 4.1. TOTAL et les sables bitumineux canadiens Avec le développement de cinq projets majeurs dans les sables bitumineux canadiens, TOTAL devrait produire d’ici dix à quinze ans 200 kb / jour environ de bitume. La prise en compte des enjeux environnementaux et en particulier de l’impact sur l’eau, de la réhabilitation des sols et des écosystèmes affectés, ainsi que des émissions de GES est essentielle. Depuis plusieurs années, TOTAL participe activement aux diverses initiatives de recherche collaborative engagées par l’industrie canadienne sur ces sujets, et y investit chaque année plus de 20 millions de dollars canadiens. Afin de limiter sa consommation d’eau dans le projet in situ de Surmont (TOTAL, 50%), le Groupe a travaillé avec l’opérateur pour optimiser l’utilisation et le recyclage de l’eau. Pour la phase 2 du projet, l’option choisie ira plus loin encore en prélevant l’eau prioritairement dans des aquifères salins et non dans les aquifères d’eau douce ou les rivières, ce qui entraînera un coût additionnel de traitement. Sur Joslyn North, TOTAL (38,25%, opérateur), s’est engagé à construire un stockage d’eau douce couvrant quatre-vingt-dix jours de production, afin de limiter le recours à la rivière Athabasca en période d’étiage (période de l’année où le débit du cours d’eau atteint son point le plus bas). Par ailleurs, le Groupe participe aux travaux de l’industrie pour améliorer la gestion des résidus associés à la mise en valeur des mines de sables pétrolifères, historiquement stockés dans des lagunes de décantation. Pour Joslyn North, TOTAL prévoit ainsi d’utiliser des procédés de séparation des flux de résidus, d’épaississement des résidus les plus fins, voire de floculation et de centrifugation, afin de réduire significativement la taille des lagunes de décantation et d’assurer leur consolidation en quelques années. 4.2. TOTAL et les gaz de schiste TOTAL possède des participations soit en tant qu’opérateur soit en tant que partenaire dans plusieurs permis de gaz de schiste en Pologne, au Danemark, aux États-Unis et en Argentine. Dans chacun de ces pays, les chartes environnementale et sociétale du Groupe adossées à la législation locale fournissent le cadre adéquat réclamé par ces opérations. Parmi les enjeux environnementaux associés au développement des gaz de schiste, figurent la réduction de la quantité et de l’impact des additifs chimiques, l’optimisation de la gestion de l’eau, la réduction des nuisances résultant des opérations et de leur impact sur les paysages. Total place ces enjeux environnementaux au cœur du développement de ses opérations et, fort de son expertise technologique, mobilise ses équipes de recherche et développement afin de trouver les solutions technologiques les plus adaptées. En Europe, où TOTAL a des participations au Danemark, en tant qu’opérateur, et en Pologne comme partenaire, les efforts du Groupe vont vers une plus grande écoute pour que ses opérations L’exploitation des sables bitumineux par extraction minière à ciel ouvert perturbant par ailleurs les sols et les écosystèmes, TOTAL s’est engagé à les reconstruire de manière durable tout au long de ses opérations, en tenant compte des spécificités de la forêt boréale : 60% des travaux de réhabilitation de Joslyn North devraient être achevés à la fin de l’activité minière et le reste, Au-delà des efforts de l’industrie canadienne pour réduire les émissions de GES de la chaîne complète de production des sables bitumineux (supérieures d’environ 10 à 15% à la moyenne des bruts conventionnels sur un cycle de vie complet « du puits à la roue », selon les estimations du Groupe), TOTAL prévoit d’installer des unités de cogénération sur ses mines. Le Groupe participe également à des projets d’études sur le captage et le stockage Soucieux d’assumer la responsabilité qui lui incombe à l’égard de ses parties prenantes et de ses voisins, en particulier les First Nations, TOTAL a par ailleurs ouvert un bureau de représentation à Fort Mc Murray dès 2006. Depuis, le Groupe a négocié des accords socio-économiques avec les First Nations de Fort McKay, d’Athabasca Chipewyan, de Mikisew Cree ainsi qu’avec la municipalité de Wood Buffalo. Ces accords reflètent l’engagement de TOTAL à dialoguer et à créer de la valeur ajoutée partagée avec les communautés qui vivent à proximité de ses installations (se reporter au paragraphe 3.1. du présent chapitre). http:/ / www.total-ep-canada.com / csr / responsibility.asp puissent se dérouler dans un cadre acceptable par l’ensemble des parties prenantes. TOTAL est convaincu que les gaz de schiste ont leur place dans le mix énergétique européen et qu’ils constituent une opportunité économique appréciable grâce au développement de services et d’industries dédiés qui en résulteront. Aux États-Unis, TOTAL est partenaire pour l’appréciation ou le développement de permis de gaz de schiste dans les bassins du Barnett (Texas) et de l’Utica (Ohio). Chesapeake, l’opérateur, qui agit conformément à la législation propre à chaque État, s’est engagé à réduire le plus possible son empreinte environnementale, à publier la liste des produits chimiques utilisés, à favoriser le recyclage de l’eau de production, et à limiter les émissions de gaz à l’atmosphère. En Argentine, où TOTAL possède des participations, soit en tant qu’opérateur soit en tant que partenaire, dans plusieurs permis d’exploration du bassin de Neuquén, les opérations sont également conduites dans le respect des règlementations locales et des L’autre axe est le solaire : TOTAL est convaincu de son potentiel de développement très important. Son empreinte environnementale est faible par rapport aux énergies fossiles et la baisse rapide des coûts qui est en train de se produire dans l’industrie en fera d’ici quelques années un moyen compétitif pour produire de l’électricité, la parité réseau étant déjà atteinte sur certains marchés (Californie,… ). Cette transition vers un marché mature nécessite de maintenir les efforts du Groupe en R&D et dans la baisse des En 2011, TOTAL a concrétisé ses engagements dans le solaire pour devenir l’un des tout premiers acteurs mondiaux dans ce domaine. Cela s’est traduit par : – L’entrée au capital (60%) de SunPower en juin 2011, qui produit les panneaux solaires les plus performants du marché. – La prise de contrôle de 100% de Tenesol fin 2011 et l’intégration de Tenesol à SunPower en janvier 2012. Suite à cette opération, – La construction en cours à Saint-Avold en Moselle (France) d’une nouvelle usine de panneaux (44 MWc) utilisant la technologie de pointe de SunPower. La mise en service est prévue en 2012. 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale Autres informations sociales, sociétales et environnementales 4.3. TOTAL et les énergies nouvelles Même si les hydrocarbures d’origine fossile sont destinés à jouer encore un rôle central dans les décennies à venir, toutes les énergies devront être mobilisées à terme pour faire face à la demande mondiale. Elles seront donc complémentaires les unes par rapport aux autres. TOTAL a décidé de longue date d’investir dans les énergies nouvelles avec une stratégie qui repose sur deux axes principaux : le solaire et les bioénergies. Dans le secteur des transports, les biocarburants, en particulier ceux de 2e ou 3e génération, devraient pouvoir répondre aux enjeux de réduction des émissions de gaz à effet de serre tout en augmentant l’offre globale de carburant. A ce jour, les biocarburants représentent la seule façon de remplacer le kérosène utilisé par le transport aérien. Concrètement, TOTAL est partenaire de plusieurs sociétés aux – Amyris depuis juin 2010 avec pour objectif de développer et commercialiser d’ici 2016 du biodiesel, du biojet et des biolubrifiants grâce à sa plateforme avancée de biotechnologie synthétique. Amyris possède des laboratoires de recherche et une unité pilote en Californie ainsi qu’une unité de production opérationnelle et une autre en cours de construction au Brésil. Fin 2011, TOTAL et Amyris ont annoncé le renforcement de leur partenariat stratégique avec l’élaboration d’un programme de R&D conjoint et la création d’une joint venture : \- Intensification des efforts de R&D afin de mettre au point un biodiesel ainsi qu’un biojet. TOTAL s’est engagé à participer à hauteur de 105 millions de dollars au financement de ce programme estimé à 180 millions de dollars. \- Création d’une joint venture (50 / 50) qui détiendra les droits exclusifs de production et de commercialisation des biodiesels et biojets fuels dans le monde entier ainsi que des droits non exclusifs pour d’autres produits d’origine renouvelable tels que les fluides de forage, les solvants, les polymères – Futurol (inauguration du pilote en octobre 2011), projet de bioéthanol de deuxième génération dans la Marne (France). TOTAL est présent au comité scientifique et apporte son expertise industrielle dans le domaine de l’incorporation de bio-composants dans les carburants existants. – BioTfueL (novembre 2011), projet pilote visant à développer et à commercialiser une chaîne de fabrication de biodiesel et de biokérosène de deuxième génération. L’un des deux pilotes (gazéification, purification, synthèse) sera installé sur le site TOTAL de Flandres (France) avec une perspective Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12… 5\. Rapports des organismes de vérification 5.1. Avis portant sur les données des secteurs E&P et Raffinage, sur une partie des assertions et sur la consolidation Groupe Rapport d’examen de l’organisme tiers indépendant exprimant une assurance modérée sur les informations sociales et environnementales. Exercice clos le 31 décembre 2011 À la suite de la demande qui nous a été faite, en application des dispositions de l’article L.225-102-1 du code du commerce (Loi Grenelle du 12 juillet 2010), nous vous présentons notre rapport sur la vérification des informations sociales et environnementales sélectionnées par votre société et figurant dans le rapport sur la gestion du Groupe établi au titre de l’exercice clos le 31 décembre 2011. Il appartient au Conseil d’administration d’établir un rapport sur la gestion du Groupe comprenant des informations sociales et environnementales (les « Informations »), de définir les référentiels utilisés (les « Référentiels ») pour l’établissement des données chiffrées (1) (les « Données ») et d’en assurer la mise à disposition. Le(s) « Référentiel(s) » disponibles sur demande au siège du Groupe, et un résumé figure dans la note méthodologique disponible sur le site Notre indépendance est définie par le code éthique de l’IFAC (International Federations of Accountants). Il nous appartient, sur la base de nos travaux : – d’attester la présence dans ce rapport de toutes les Informations prévues par le projet de décret de janvier 2012 et de signaler, le cas échéant celles omises et non assorties des explications prévues ; – d’émettre un avis sur la sincérité des Informations et un avis d’assurance modérée sur les Données présentées dans le Chapitre 12 du rapport de gestion du Groupe. Nous avons effectué nos travaux selon la doctrine professionnelle applicable en France et conformément à la norme ISAE 3000 (International Standard on Assurance Engagements). Nous avons mis en œuvre des diligences limitées conduisant à exprimer une assurance modérée sur le fait que les Données sélectionnées ne comportent pas d’anomalies significatives. Une assurance de niveau supérieur aurait nécessité des travaux de vérification plus étendus. Nos travaux ont consisté notamment à : – prendre connaissance de l’exposé des orientations en matière de développement durable, en fonction des conséquences sociales et environnementales liées à l’activité de la société, et de ses engagements sociétaux, et le cas échéant des actions ou programmes qui en découlent et comparer la liste des informations mentionnées avec la liste prévue par le projet de décret de janvier 2012. En particulier, nos travaux ont couvert les thèmes suivants : \- pour les informations environnementales : changement climatique, politique générale en matière environnementale, pollution et gestion \- pour les informations sociales : égalité de traitement, emploi, formation, organisation du travail, relation sociale, respect des conventions des déchets, utilisation durable des ressources, \- les informations relatives à la santé et la sécurité. – apprécier le caractère approprié des Référentiels retenus par la Société au regard de leur pertinence, leur exhaustivité, leur neutralité, leur clarté et leur fiabilité, en prenant en considération, le cas échéant, les bonnes pratiques du secteur ; – s’assurer de la mise en place, par la Société, d’un processus de collecte visant à l’exhaustivité et la cohérence des informations présentées par le Conseil d’administration ; identifier les personnes qui en sont responsables ; s’enquérir de l’existence des procédures de contrôle interne et de gestion des risques mises en place par la Société ; – au niveau du Groupe et, pour les Données environnementales, de la branche Exploration & Production et du Raffinage, mener des entretiens sur l’application des Référentiels, mettre en œuvre des procédures analytiques, des tests de cohérence et vérifier la centralisation ainsi que la consolidation des données ; (1) Données chiffrées de 2011 figurant dans les tableaux des chapitres «Informations Sociales» et «Informations sur la sécurités, la santé et l’environnement», à l’exception des données relatives aux LTIR, TRIR et SIR du sous-chapitre «Santé et sécurité au travail» pour lesquelles seul le processus de consolidation a été revu. 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale – sélectionner en fonction de leur activité, leur contribution aux données consolidées du Groupe, leur implantation et des résultats de nos travaux effectués lors des précédents exercices : \- 6 sites (1) ou filiales pour les indicateurs environnementaux, \- 4 sites ou filiales (2) pour les indicateurs sociaux. La contribution des entités sélectionnées aux Informations Groupe représente 24% des émissions de gaz à effet de serre et 3,5% des effectifs consolidés du Groupe : – au niveau des sites sélectionnés, évaluer la compréhension et l’application des Référentiels, mener des tests de détails sur la base de sondages consistant à vérifier les formules de calcul et à rapprocher les données avec les pièces justificatives ; – prendre connaissance des conclusions des vérifications effectuées dans les branches Chimie, Gaz et Énergies Nouvelles et du Marketing ; – et mener des tests de cohérence sur la consolidation de ces Informations. Observations sur les Référentiels et les Données Des précisions sur la manière dont les Données ont été établies sont apportées dans la note méthodologique disponible sur le site internet Les Référentiels et les Données appellent de notre part les commentaires suivants : – Le reporting social du Groupe est déployé via un outil informatique mis en place sur l’ensemble des entités du périmètre. Cet outil permet de fiabiliser la collecte des données sociales, en particulier par l’automatisation des contrôles et lors de la consolidation. – La part de salariés ayant la possibilité de travailler à temps partiel ou pouvant bénéficier du télétravail est reportée de manière binaire par les filiales et ne rend pas compte de la proportion réelle des salariés pouvant bénéficier de ces aménagements du temps de travail – Les Référentiels Groupe sont déclinés au niveau de chaque branche et secteur afin d’adapter le processus de reporting aux différentes – Les règles de calcul des personnels en équivalents temps plein consacrés à l’environnement diffèrent d’une filiale à l’autre et ne sont pas – Les quantités de gaz à effet de serre émis en part patrimoniale sont évaluées sur la base de projections théoriques en cas d’absence de communication des données précises de la part des opérateurs des actifs dans lesquels le Groupe a des intérêts sans en être l’opérateur, générant une imprécision sur le montant final de ces émissions. – Sur l’Exploration & Production (E&P), les méthodes de mesure des consommations d’eau douce sont peu fiables et entraînent une imprécision sur les données reportées. Nous estimons que les travaux que nous avons effectués et les éléments que nous avons collectés sont suffisants et appropriés pour motiver la conclusion exprimée ci-dessous. (1) Exploration & Production : filiales Total E&P Congo (Congo), Total E&P Indonesia (Indonésie) et Total E&P Bornéo B.V (Brunei) ; Raffinage : filiales Total Raffinaderij Antwerpen (Belgique), sites Total Raffinerie de Feyzin (France) et Total Raffinerie de Provence (France ). (2) Exploration & Production : filiales Total E&P Congo (Congo), Total E&P Indonesia (Indonésie) et Total E&P Bornéo B.V (Brunei) ; Raffinage : filiale Total Raffinaderij Antwerpen (Belgique). Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12 Nous attestons la présence dans le rapport sur la gestion du Groupe de toutes les informations prévues dans la liste établie sous la responsabilité du Conseil d’administration sur la base de projet de décret de janvier 2012 ; hormis l’information sur l’utilisation des sols, dont l’explication donnée par le Groupe quant à son manque de pertinence au regard de ses activités nous est apparue correcte. Avis sur les Informations et les Données Les Informations sociales et environnementales et les Données figurant dans le rapport sur la gestion du Groupe et les explications relatives appellent de notre part les réserves suivantes : – Le nombre et le volume des déversements d’hydrocarbures ayant atteint l’environnement sont reportés en utilisant des critères et des méthodes de mesure différents suivant les sites. De ce fait les données consolidées ne sont pas homogènes. – Pour les indicateurs relatifs au nombre de jours de formation nous avons constaté dans certaines entités auditées des incompréhensions sur les types de formation à prendre en compte et les modalités de comptage, altérant la fiabilité des informations reportées. Sur la base de nos travaux et sous les réserves mentionnées ci-dessus, nous n’avons pas relevé d’anomalie significative de nature – que les Données chiffrées ont été établies, dans tous leurs aspects significatifs, conformément aux Référentiels, – la sincérité des Informations sociales et environnementales. Paris La Défense, le 22 février 2012 12 Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 5.2. Avis portant sur les données des secteurs GEN, Marketing et Chimie Exercice clos le 31 décembre 2011 Rapport d’examen sur la sincérité des informations sociales et environnementales À la suite de la demande qui nous a été faite, nous avons effectué un examen visant à nous permettre d’exprimer un avis sur la sincérité des informations sociales et environnementales produites par TOTAL dans le Document de référence, et un avis d’assurance modérée sur les données quantitatives que nous avons revues. Nous avons plus précisément examiné les éléments suivants, dans le cadre de la mise en œuvre du projet d’application de l’article 225 de la loi sur le Grenelle : – la sincérité des informations quantitatives et qualitatives relatives aux données des branches Gaz & Énergies Nouvelles, Chimie, et du Marketing, et leur bonne prise en compte dans la consolidation complète au niveau Groupe ; – les affirmations qualitatives du Document de référence et du rapport de développement durable, pour les parties Informations sociétales, sociales (maladies professionnelles, respect des conventions fondamentales) et environnementales (prévention des risques, Les informations revues concernent l’exercice 2011. Nous déclarons que cet avis a été élaboré de manière indépendante, et en toute impartialité, et que les travaux menés ont été conduits conformément aux pratiques professionnelles de la tierce partie indépendante, en adéquation avec le Code d’éthique de Bureau Veritas, et sous surveillance de notre comité externe d’impartialité. Les informations quantitatives et qualitatives ont été préparées sous la responsabilité et la coordination de la direction du Développement durable et de l’Environnement et de la direction des relations sociales de TOTAL conformément : – à la procédure corporate pour le reporting de la performance environnementale du Groupe ; – au protocole de reporting social relatif à la réalisation du Panorama Social Mondial, d’une part, et du reporting semestriel des effectifs d’autre part ; ci-après nommés « les référentiels », consultables au siège du Groupe. La note méthodologique relative à la mise en œuvre de ces référentiels au sein du Groupe est disponible sur le site Internet du Groupe. Nous avons développé les travaux suivants : – apprécié les référentiels au regard de leur pertinence, leur fiabilité, leur caractère compréhensible et leur exhaustivité, notamment vis-à-vis des exigences du projet de décret d’application de l’article 225 de la loi n°2010-788 du 12 juillet 2010 appelée « Grenelle » ; – mené au niveau du Groupe et des branches Chimie, Gaz & Énergies Nouvelles, et du Marketing, des entretiens auprès des personnes responsables du reporting environnemental et / ou social afin de vérifier la bonne application des référentiels ; – conduit au niveau du Groupe plusieurs entretiens avec des personnes en charge de thématiques environnementales, sociales et sociétales ; – réalisé une revue analytique des informations et effectué des vérifications, sur la base de sondages, depuis la collecte jusqu’à la – sélectionné, avec l’accord de notre client TOTAL un échantillon de neuf sites ou filiales, en fonction de leur activité, leur contribution aux données consolidées du Groupe, leur implantation et des résultats des travaux effectués lors des précédents exercices : six sites pour les informations environnementales et cinq filiales pour les données sociales (1). La contribution des entités sélectionnées aux informations Groupe représente 1,3% des émissions de gaz à effet de serre et 5% des effectifs consolidés du Groupe. – conduit au niveau du Groupe des vérifications des informations qualitatives, sous forme : \- d’entretiens avec les directions ou entités en charge de thématiques environnementales, sociales et sociétales : la direction du Développement durable et environnement, le Comité d’éthique, la Fondation d’entreprise TOTAL, la direction du Mécénat, Total Développement Régional, la direction des Achats, la direction des Affaires publiques France et ONG, la direction des Affaires \- de consultation par sondage de dossiers et documents traités par ces directions ou entités , \- de confrontation des affirmations avec des données publiques. Au niveau des sites et entités sélectionnés, nous avons vérifié la compréhension et la correcte application des référentiels, et mené des tests de détail sur la base de sondages, consistant à vérifier les calculs effectués et à rapprocher les données avec des pièces justificatives. Sur ce dernier point, il est à noter qu’une clarification des définitions d’indicateurs, notamment au niveau des données relatives à la formation, aux absences pour cause de maladie, et celles relatives aux personnes dédiées à l’environnement, permettraient de réduire (1) Pour les informations environnementales : sites de Bayport (USA), La Porte (USA), Bostik (UK), Grand Quevilly (France), Dépôt de Dijon (France), et filiale TIGF (France) ; pour les informations sociales : filiales Total Petrochemicals USA, Bostik (UK), TIGF (France), Paulstra SNC (France), Total Lubrifiants (France). Responsabilité sociale, environnementale et sociétale 12… Présence et sincérité des informations prévues par le projet de décret relatif aux obligations de transparence des entreprises en matière sociale et environnementale Toutes les informations prévues dans le projet de décret d’application de l’article 225 de la loi sur le Grenelle II, tel que porté à notre connaissance à ce jour, sont présentes à l’exception de « utilisation des sols », soit quarante-deux des quarante-trois informations – Pour les informations quantitatives, les tests par sondage réalisés par Bureau Veritas Certification n’ont pas mis en évidence d’erreur significative ayant un impact au niveau du Groupe. – Pour les informations qualitatives développées, les travaux menés par les vérificateurs, n’ont pas révélé de distorsion ni d’affirmation erronée. Sur la base de nos travaux, nous n’avons pas relevé d’anomalie significative de nature à remettre en cause la sincérité des informations communiquées par TOTAL dans son Document de référence, pour les données revues par Bureau Veritas Certification. 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. Groupement de compagnies sans création d’une nouvelle société dotée de la personnalité juridique. Dans le cadre d’une association pétrolière, chaque membre a des droits indivis sur la zone spécifique attribuée par le contrat (PSC, concession, buy back, etc.) et des 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. 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. Combustible liquide ou gazeux utilisé pour le transport et produit Fraction biodégradable des produits, des déchets et des résidus d’origine biologique provenant de l’agriculture (y compris les substances végétales et animales), de la sylviculture et des industries connexes, y compris la pêche et l’aquaculture, qui par transformation chimique peuvent devenir des molécules d’intérêt (molécules carbonées) pour la production de carburants Ensemble des sources d’énergies utilisées pour répondre à la Qualité de pétrole brut (38°API) produite en mer du Nord, issue du gisement de Brent et des champs voisins. 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. Capacité de traitement (annuel, journalier) de pétrole brut des unités de distillation atmosphérique d’une raffinerie. Captage et stockage du dioxyde de carbone (CSC) Technologie destinée à réduire l’émission des gaz à effet de serre dans l’atmosphère lors de la combustion de matières fossiles, consistant à capturer, comprimer, transporter puis injecter le dioxyde de carbone (CO2) dans des formations géologiques profondes pour stockage permanent. Lorsque, dans la production de CO2, de l’oxygène est utilisé en remplacement de l’air, on parle d’oxycombustion. Substances favorisant les réactions chimiques durant le processus de raffinage, utilisées dans les unités de conversion (réformeur, 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. Forme la plus avancée de centrale solaire thermique qui concentre les rayons du soleil à l’aide de miroirs pour chauffer un liquide et produire de l’électricité. Cette technologie se compose essentiellement de centrales à tour et de centrales cylindro-paraboliques. Centrale à tour / à capteurs cylindro-paraboliques Type de centrale solaire thermique constituée d’un champ de miroirs solaires – les héliostats – qui concentrent les rayons du soleil vers une chaudière située au sommet d’une tour. Dans une centrale à capteurs cylindro-paraboliques (en référence à leur forme), les miroirs suivent automatiquement le soleil dans le sens de la hauteur. Production simultanée d’énergie électrique et thermique à partir d’un combustible (gaz, fioul ou charbon). Fractions de gaz naturel qui existent dans le pétrole brut – soit en phase gazeuse, soit en solution – 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 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 (PSA, PSC) 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. Opération de raffinage visant à transformer les produits lourds (fioul lourd) en produits plus légers ou moins visqueux (essences, Conversion des sources énergétiques (ici le plus souvent biomasse) par des transformations biologiques (réactions dans des organismes vivants). Ex. : les transformations par fermentation (en présence Conversion des sources énergétiques (gaz, charbon, biomasse) par des transformations dites thermiques (réactions chimiques portées surtout par la chaleur). Ex. : gazéification, combustion, 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 contractuel - lement pour le remboursement des dépenses d’exploration, de développement, d’exploitation, de restitution des sites Processus de raffinage qui consiste à transformer les molécules d’hydrocarbures de grandes dimensions, complexes et lourdes, en molécules plus simples et plus légères, en recourant à la chaleur, à la pression et parfois à un catalyseur. On distingue le craquage catalytique du vapocraquage réalisé sans catalyseur à l’aide de la chaleur. Le vapocraquage permet alors d’obtenir notamment de Modification d’une installation permettant d’en augmenter la 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. Ensemble des opérations entreprises en vue de la mise en production d’un champ, incluant notamment la construction des infrastructures nécessaires à la production des hydrocarbures. 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. Zones sur lesquelles s’exercent les 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. Correspond au rapport des réserves en fin de période, sur la part nette de production commercialisable de l’année écoulée. Énergies produites à partir de pétrole, gaz naturel et charbon. Se dit d’une source d’énergie dont les stocks se reconstituent ou sont inépuisables, comme le solaire, l’éolien, l’hydraulique, Gaz combustible, incolore et inodore, que l’on peut trouver dans les gaz naturel et les gaz du pétrole. Egalement appelé alcool éthylique ou communément alcool, l’éthanol s’obtient par fermentation de sucre (betterave, canne à sucre) ou d’amidon (céréales,… ). L’éthanol a de nombreuses applications d’ordre alimentaire, chimique ou énergétique Produits pétrochimiques issus du craquage et indispensables dans la fabrication du polyéthylène et du polypropylène, deux matières plastiques fréquemment utilisées dans les emballages, l’industrie automobile, l’électroménager, le sanitaire et le textile. Études de FEED (Front-End Engineering Design) Ensemble des études de définition du projet et de préparation de son exécution. Dans le processus de TOTAL, cela couvre les phases d’avant-projet et de basic engineering. Ensemble des opérations permettant de mettre en évidence Le farnesane est obtenu par hydrogénation du farnesène. C’est un hydrocarbone saturé (alcane) qui peut être incorporé dans le gazole. Molécule hydrocarbone (iso-oléfine comportant 15 atomes carbone), le farnesène est une molécule très proche des hydrocarbures fossiles, et peut donc être utilisé pour la fabrication de carburant ou de composés chimiques. La société Amyris a développé un procédé pour le fabriquer par fermentation du sucre. 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. Technique permettant de fracturer la roche pour en améliorer Gaz libéré lors de la production de pétrole. Essence lourde utilisée comme base en pétrochimie. 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 présent dans les gisements de charbon. Gaz naturel piégé dans une roche très compacte et peu Gaz naturel, principalement du méthane, qui a été liquéfié par 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. Hydrocarbures, pétrole et gaz qui ne peuvent être produits ou extraits en utilisant des techniques classiques. Ces hydrocarbures comprennent généralement les gaz de schiste, les gaz de charbon, le gaz situé dans des réservoirs très peu perméables, les bruts extra lourds et les sables et schistes bitumineux. Procédé de raffinage catalytique à l’hydrogène permettant la conversion de charges lourdes en fractions plus légères. La lignocellulose compose la paroi des cellules des végétaux. Dans le secteur des biocarburants, ce terme est utilisé pour désigner le bois et la paille, deux ressources utilisables pour la production de biocarburants. La lignocellulose peut être gazéifiée (conversion thermochimique) ou fractionnée en ses composants élémentaires (sucres issus de la cellulose et lignine) pour les Le MTO (Methanols to Olefins) consiste à transformer du méthanol en oléfines. Ensuite, l’OCP (processus de craquage d’oléfines) permet de transformer ces oléfines en matières plastiques. 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 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. On parle également de raffinerie opérée par un partenaire donné lorsque la conduite des activités est confiée à ce dernier pour le compte de l’ensemble des partenaires de l’association propriétaire 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 sur lequel il n’existe pas de réserves prouvées. Permis sur lequel il existe des réserves prouvées. Produit résiduel du procédé d’amélioration des coupes très lourdes du pétrole. Ce produit solide et noir se compose majoritairement de carbone, et peut être utilisé comme combustible, dans un usage Niveau moyen stabilisé de production d’hydrocarbures d’un champ Molécule constituée de monomères unis les uns aux autres par des liaisons dites covalentes, tels que l’amidon et les protéines. Ils sont le plus souvent organiques (ADN), artificiel ou synthétique (comme le polystyrène). Les polyoléfines constituent la plus grande famille Quantité totale d’hydrocarbures produite sur les champs opérés Ensemble des procédés de fabrication des différents produits dérivés du pétrole à partir de pétrole brut (distillation, reformage, à partir de champs reconnus (forés) par application de projets de développement et dans des conditions économiques définies. 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. Élément le plus abondant dans la croûte terrestre après l’oxygène. Il n’existe pas à l’état libre mais sous forme de composés comme la silice, utilisée depuis très longtemps comme composé essentiel du verre. Le polysilicium (ou silicium cristallin), obtenu par purification du silicium et constitué de cristaux d’aspect métallique, est employé pour la construction des panneaux solaires photovoltaïques. 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. Installation qui permet, par craquage de résidus de distillation, d’obtenir des produits légers (gaz, essence, diesel) et du coke. Installation dans laquelle est effectué le processus d’élimination du soufre ou des composés sulfurés des mélanges d’hydrocarbures 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 plusieurs Unité de raffinage où se fait, par craquage et hydrogénation, la valorisation de produits pétroliers tels que les huiles lourdes. 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 – les réserves prouvées non développées sont celles qui devraient être récupérées à la suite de nouveaux investissements 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. Elles incluent les projets développés par techniques Formation rocheuse souterraine poreuse et perméable qui contient du pétrole ou du gaz naturel. Somme des réserves prouvées et probables et des ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues) – Society of Petroleum Engineers – 03 / 07. 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 Technique utilisée dans la production des sables bitumineux et des huiles lourdes qui consiste à injecter de la vapeur d’eau afin d’augmenter la température du bitume et des huiles lourdes et d’en réduire leur viscosité, facilitant ainsi leur extraction. Table de concordance du Document de référence, permettant d’identifier les informations prévues par l’annexe 1 du règlement CE n° 809/2004 du 29 avril 2004 Informations prévues à l’annexe 1 Document de référence 2011 5.1.1. Raison sociale et nom commercial 5.1.3. Date de constitution et durée de vie 5.1.4. Siège social, forme juridique, législation applicable, pays d’origine, adresse et numéro de téléphone du siège social 5.1.5. Événements importants dans l’exercice des activités 5.2.1. Principaux investissements réalisés au cours des 3 derniers exercices les principales activités ou les principaux marchés Dépendance à l’égard de certains contrats Place de l’émetteur dans le Groupe Examen de la situation financière et du résultat 9.2.1. Facteurs importants influençant sensiblement le revenu d’exploitation 9.2.2. Explication de l’évolution du chiffre d’affaires net ou des produits nets 9.2.3. Facteurs externes ayant influencé (ou pouvant influencer) sensiblement les activités Informations sur les capitaux (à court terme et à long terme) 10.2. Source, montant et description des flux de trésorerie 10.3. Conditions d’emprunt et structure de financement 10.4. Restrictions à l’utilisation de capitaux ayant une influence sensible sur les opérations 10.5. Sources de financement prévues pour les principaux investissements envisagés et charges majeures pesant sur les immobilisations corporelles les plus significatives Recherche et développement, brevets et licences 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 Tendances connues, incertitudes, demandes, engagements ou événements susceptibles d’influencer significativement les perspectives de l’exercice en cours des organes d’administration et de direction 14.2. Conflits d’intérêts, engagements relatifs aux nominations, restrictions aux cessions de participations dans le capital social de l’émetteur 15.1. Rémunérations versées et avantages en nature octroyés Sommes provisionnées ou constatées aux fins de pensions, Fonctionnement des organes d’administration et de direction 16.1. Date d’expiration des mandats actuels et dates d’entrée en fonction 16.2. Contrats avec l’émetteur ou ses filiales prévoyant l’octroi d’avantages au terme de tels contrats et le Comité de rémunération de l’émetteur 16.4. Conformité au régime de gouvernement d’entreprise en vigueur en France 3 1.1. à 1.6. et 4. 3 1.1. à 1.6. et 4. 5 1.1. à 1.4. et 5.3. 9 7. (note 24 et 25) Organes d’administration, de direction et de surveillance et Direction générale Effectif à la clôture des 3 derniers exercices ; répartition géographique et par type d’activité 17.2. Participations au capital et stock-options des salariés dans le capital de l’émetteur 18.1. Participations détenues au-delà des seuils 18.2. Droits de vote des principaux actionnaires excédant 18.3. Contrôle exercé sur l’émetteur par un ou plusieurs actionnaires 18.4. Accord, connu de l’émetteur, dont la mise en œuvre pourrait entraîner ultérieurement un changement de son contrôle la situation financière et les résultats de l’émetteur Vérification des informations financières historiques annuelles 20.4.1. Vérifications des informations financières historiques 20.4.2. Autres informations figurant dans le Document de référence et vérifiées par les contrôleurs légaux 20.4.3. Informations financières figurant dans le Document de référence et non tirées des états financiers certifiés de l’émetteur 20.5. Date des dernières informations financières vérifiées 20.6.1. Informations financières trimestrielles ou semestrielles établies depuis la date des derniers états financiers vérifiés 20.6.2. Informations financières intermédiaires des six premiers mois de l’exercice qui suit la fin du dernier exercice vérifié 20.7. Politique de distribution des dividendes 20.9. Changement significatif de la situation financière ou commerciale 21.1.1. Capital souscrit et capital autorisé 21.1.2. Actions non représentatives du capital 21.1.3. Actions détenues par l’émetteur ou par ses filiales 21.1.4. Valeurs mobilières donnant accès à terme au capital social de l’émetteur 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 21.1.6. Capital de tout membre du Groupe faisant l’objet d’une option 21.1.7. Historique du capital social de l’émetteur au cours des 3 derniers exercices 21.2.2. Dispositions statutaires et chartes concernant les membres des organes d’administration, de direction et de surveillance 21.2.3. Droits, privilèges et restrictions attachés à chaque catégorie d’actions existantes 21.2.4. Actions nécessaires pour modifier les droits des actionnaires 21.2.5. Convocation des assemblées générales d’actionnaires et conditions d’admission 21.2.6. Dispositions statutaires, charte ou règlement de l’émetteur pouvant retarder, différer ou empêcher un changement de son contrôle 21.2.7. Déclarations de franchissements de seuils statutaires 21.2.8. Conditions plus strictes que la loi pour la modification du capital social (autres que les contrats conclus dans le cadre normal des affaires) Informations provenant de tiers, déclarations d’experts et déclarations d’intérêts Table de concordance du Document de référence, permettant d’identifier les informations qui constituent le rapport financier annuel La table de concordance ci-après permet d’identifier, dans le présent Document de référence, les informations qui constituent le rapport financier annuel en application des articles L. 451-1-2 du Code monétaire et financier et 222-3 du règlement général de l’Autorité des marchés financiers. Rapport financier annuel Document de référence 2011 Rapport de gestion (au sens du Code monétaire et financier) Informations visées aux articles L. 225-100 et L. 225-100-2 du Code de commerce Analyse des résultats, de l’évolution des affaires, de la situation financière et de la situation d’endettement Utilisation des instruments financiers par l’entreprise Indicateurs clés de performance financière et non financière Principaux risques et incertitudes auxquels la Société et l’ensemble des entreprises comprises dans la consolidation sont confrontés Tableau récapitulatif des délégations en cours en matière d’augmentations de capital Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce : éléments susceptibles d’avoir une incidence en cas d’offre publique Informations visées par l’article L. 225-211 du Code de commerce : rachats par la Société de ses propres actions Rapports des contrôleurs légaux des comptes sur les comptes sociaux et les comptes consolidés Honoraires des contrôleurs légaux des comptes Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) Rapport des commissaires aux comptes sur le rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-235 du Code de commerce) Déclaration des personnes responsables du rapport financier annuel Table de concordance du Document de référence, permettant d’identifier les informations qui constituent le rapport de gestion au sens du Code de commerce Rapport de gestion du Conseil d’administration Document de référence 2011 au sens du Code de commerce Situation et activité de la Société et du Groupe au cours de l’exercice Analyse de l’évolution des affaires, des résultats et de la situation financière de la Société et du Groupe Indicateurs clés de performance de nature financière et non financière Évolution prévisible de la situation de la Société et du Groupe, perspectives Événements importants survenus depuis la clôture de l’exercice Activités en matière de recherche et de développement Prises de participations ou de contrôle significatives dans des sociétés ayant leur siège en France Montant des dividendes distribués au titre des 3 derniers exercices et des revenus distribués Injonctions ou sanctions pour pratiques anticoncurrentielles Information sur les délais de paiements des fournisseurs ou des clients de la Société Description des principaux risques et incertitudes auxquels la Société et les sociétés du Groupe sont confrontés Indication de l’utilisation des instruments financiers par la Société et le Groupe Exposition de la Société aux risques de prix, de crédit, de liquidité et de trésorerie Conséquences sociales et environnementales de l’activité ; engagements sociétaux en faveur du développement durable Activités polluantes ou à risque (Seveso seuil haut) Mandats et fonctions exercées dans toute société par chacun des mandataires sociaux durant l’exercice écoulé Mode d’exercice de la Direction générale de la Société Rémunérations et avantages de toute nature de chacun des mandataires sociaux Obligations de conservation d’actions imposées aux dirigeants mandataires sociaux Récapitulatif des opérations réalisées par les dirigeants sur les titres de la Société Informations relatives à la répartition du capital social Informations visées par l’article L. 225-211 du Code de commerce relatives aux opérations de rachat par la Société de ses propres actions Aliénations d’actions intervenues à l’effet de régulariser les participations croisées État de la participation des salariés au capital social au dernier jour de l’exercice Ajustements des bases de conversion et des conditions de souscription ou d’exercice des valeurs mobilières donnant accès au capital ou des options de souscription ou d’achat d’actions Modifications apportées au mode de présentation des comptes annuels Observations faites par l’AMF sur les propositions de nomination ou de renouvellement Tableau des résultats au cours de chacun des cinq derniers exercices Tableau et rapport sur les délégations en matière d’augmentation de capital Information prévue à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce concernant les éléments susceptibles d’avoir une incidence en cas d’offre publique Rapport du Président du Conseil d’administration établi en application de l’article L. 225-37 du Code de commerce La 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 Photographie en couverture : © Divaldo Gregorio / TOTAL Conception et réalisation : Agence Marc Praquin 2, place Jean Millier - La Défense 6 Capital social : 5 909 418 282,50 euros