1\. Données opérationnelles et de marché . . . . . . . . . . .1 2\. Informations financières sélectionnées . . . . . . . . . . . .2 3\. Informations sociétales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 et environnementales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .195 5\. Périmètres et méthodologie de reporting . . . . . . . . .197 6\. Rapport de l’organisme de vérification . . . . . . . . . . .200 1\. Histoire et évolution de TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 2\. Secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 3\. Secteur Raffinage-Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 4\. Secteur Marketing & Services . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 5\. Investissements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 6\. Organigramme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55 7\. Propriétés immobilières, usines et équipements . . .55 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2013 . . . .56 1\. Cotation boursière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .204 2\. Dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .208 3\. Rachats d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .210 4\. Actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .214 5\. Informations destinées aux actionnaires étrangers . .218 6\. Communication financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .220 1\. Examen de la situation financière et des résultats . .60 2\. Trésorerie et capitaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 3\. Recherche & Développement . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 4\. Tendances et perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71 5\. Changements significatifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 1\. Capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226 2\. Acte constitutif et statuts ; autres informations . . .230 et informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . .234 4\. Documents accessibles au public . . . . . . . . . . . . . .235 5\. Informations sur les participations . . . . . . . . . . . . .235 1\. Risques financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 2\. Risques industriels ou environnementaux . . . . . . . .82 3\. Autres risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 4\. Procédures judiciaires et d’arbitrage . . . . . . . . . . . .95 5\. Assurance et couverture des risques . . . . . . . . . . . .99 1\. Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) . . . . . . . .102 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) . . . . . . .134 3\. Direction générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135 4\. Contrôleurs légaux des comptes . . . . . . . . . . . . . .136 5\. Participation au capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 1\. Rémunération des administrateurs . . . . . . . . . . . . .142 2\. Rémunération des dirigeants mandataires sociaux .144 3\. Rémunération des principaux dirigeants . . . . . . . .150 5\. Tableau récapitulatif des éléments de la rémunération due ou attribuée au Président-directeur général . . .164 1\. Informations sociales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .170 la santé et l’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . .176 1\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés . . . . . . . . . . . . . . . . . . .238 2\. Compte de résultat consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . .239 3\. Résultat global consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .240 4\. Bilan consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .241 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé . . . . . . . . .242 6\. Variation des capitaux propres consolidés . . . . . . .243 7\. Annexe aux comptes consolidés . . . . . . . . . . . . . .244 au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .336 2\. Autres informations complémentaires . . . . . . . . . .352 1\. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés . . .356 sur les comptes annuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .358 3\. Comptes sociaux société mère . . . . . . . . . . . . . . . .359 4\. Annexe aux comptes sociaux . . . . . . . . . . . . . . . . .363 5\. Autres informations financières société mère . . . . .377 sur actions et attributions gratuites d’actions . . . .151 2\. Rapport des commissaires aux comptes « 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 391 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 2013 figure en page 238 du présent Document de référence et contient une observation. » Le présent Document de référence a été déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 27 mars 2014 conformément à l’article 212-13 de son règlement général. Il pourra être utilisé à l’appui d’une opération financière s’il est complété par une note d’opération visée par l’Autorité des marchés financiers. 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) 108,7 111,7 111,3 Marges de raffinage européennes ERMI ($ / t) 17,9 36,0 17,4 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) 2013 2012 2011 Résultat net ajusté dilué par action (en euro) (a) (b) 4,73 5,42 5,08 Dividende par action (en euro) (c) 2,38 2,34 2,28 Dette nette / capitaux propres (au 31 décembre) 23% 22% 23% Rentabilité des capitaux moyens employés (ROACE) (d) 13% 16% 16% Rentabilité des capitaux propres (ROE) 15% 18% 19% (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. (b) Calculé sur le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice. (c) Dividende 2013 : sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014. (d) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. Estimation au 31 décembre 2013, hors détention intra-Groupe, sur la base du TPI (Titres au porteur Estimation au 31 décembre 2013, hors détention intra-Groupe, sur la base du TPI (titres au porteur (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 Histoire et développement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 Stratégie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 Exploration-Production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 Gas & Power . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35 Raffinage-Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .40 Trading-Shipping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .45 4\. Secteur Marketing & Services 48 4.1. Marketing & Services . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 Énergies Nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51 Principaux investissements réalisés au cours de la période 2011-2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 Principaux investissements prévus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 Place de la Société au sein du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55 Filiales de la Société . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55 7\. Propriétés immobilières, usines et équipements 55 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2013 56 1\. Histoire et évolution de TOTAL TOTAL S.A., société anonyme de droit français créée le 28 mars 1924, forme aujourd’hui avec l’ensemble des sociétés du Groupe le cinquième groupe pétrolier intégré international coté dans le monde (1). Présent dans plus de 130 pays, TOTAL exerce ses activités dans tous les secteurs de l’industrie pétrolière : amont (exploration, développement et production de pétrole et de gaz naturel, gaz naturel liquéfié) et aval (raffinage, pétrochimie, chimie de spécialités, trading et transport maritime de pétrole brut et de produits pétroliers, distribution). En outre, TOTAL est actif dans le secteur de la production d’électricité et dans les énergies renouvelables et détient des participations dans des mines de charbon. 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 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 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 d’investissements – la croissance de ses activités d’exploration et de production d’hydrocarbures, et le renforcement de sa position mondiale parmi les leaders sur les marchés du gaz naturel et du GNL ; – l’élargissement progressif de l’offre énergétique en accompagnant la croissance des énergies nouvelles complémentaires ; – l’adaptation de son outil de raffinage et de pétrochimie à l’évolution des marchés, en s’appuyant sur quelques grandes plateformes compétitives et en maximisant les bénéfices de l’intégration ; – 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 2013. Le secteur Amont de TOTAL englobe les activités Exploration-Production et Gas & Power. Le Groupe mène des activités d’exploration et de production dans plus de cinquante pays et produit du pétrole et du gaz dans environ trente pays. Gas & Power mène des activités en aval de la production liées au gaz naturel, au gaz naturel liquéfié (GNL) et au gaz de pétrole liquéfié (GPL), ainsi qu’à la génération d’électricité, au trading et à d’autres activités. Depuis le 1er juillet 2012, le secteur Amont n’intègre plus l’activité Énergies Nouvelles, affectée au secteur Marketing & Services. En conséquence, l’information des périodes comparatives antérieures à ce changement a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur. (en millions d’euros) 2013 2012 2011 (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. d’euros en 2012, soit une baisse de 16%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Amont est en baisse de 13% à 12,4 milliards de dollars, en raison principalement d’un mix de production moins favorable, de la hausse des coûts techniques, en particulier des charges d’exploration, et de la hausse du taux moyen d’imposition de l’Amont. Le taux moyen d’imposition de l’Amont ressort à 60,1% en 2013 contre 58,4% l’année précédente. Les coûts techniques (2) des filiales consolidées, calculés conformément à l’ASC 932 (3), s’établissent à 26,1 $ / bep (4) en 2013, contre 22,8 $ / bep La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (5)) de l’Amont est de 14% en 2013 contre 18% en 2012. Prix de vente liquides et gaz (a) 2013 2012 2011 Prix moyen de vente liquides ($ / b) 103,3 107,7 105,0 Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 7,12 6,74 6,53 (a) Filiales consolidées, hors marges fixes. À partir du premier trimestre 2012, intègre les sous / sur-enlèvements d’hydrocarbures à la valeur de marché. Le prix moyen de vente des liquides a diminué de 4% sur l’année 2013 par rapport à 2012 et le prix moyen de vente du gaz de TOTAL a augmenté de 6% sur l’année 2013 par rapport à 2012. (1) Sur la base d’un prix du Brent de 108,02 $ / b. (2) (Coûts de production + charges d’exploration + amortissements) / production de l’année. (3) FASB Accounting Standards Codification 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 au coût de remplacement. Asie - CEI 3 497 Mbep En 2013, la production d’hydrocarbures a été de 2 299 kbep / j, stable par rapport à 2012, essentiellement en raison des éléments suivants : • +2,5% liés aux démarrages et à la croissance des nouveaux projets ; • -1% liés au déclin naturel des productions, partiellement compensé par la reprise de production sur Elgin-Franklin en mer du Nord et sur OML 58 au Nigeria ; • -0,5% liés aux variations de périmètre intégrant les cessions de participations au Nigeria, au Royaume-Uni, en Colombie et à Trinité-et-Tobago, nettes des productions correspondantes à la hausse de la participation détenue dans Novatek ; • -1% liés aux conditions de sécurité au Nigeria et en Libye, partiellement compensés par une amélioration de la situation Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 108,02 $ / b) s’élèvent à 11 526 Mbep au 31 décembre 2013. Au niveau de production moyen de 2013, la durée de vie des réserves est de plus de 13 ans. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (1), établies selon les règles de la SEC, ressort à 119%. Le taux de renouvellement organique des réserves prouvées (2) atteint pour sa part 109% dans un environnement de prix constant. Fin 2013, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (3) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2013 et des ressources (4) représentant une durée de vie (1) Variation des réserves hors productions : (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période. (2) Taux de renouvellement dans un environnement de prix constant, pour un prix du baril de 111,13 $ / b (prix de référence en 2012), si l’on exclut les acquisitions et les cessions. (3) En se limitant aux réserves prouvées et probables couvertes par des contrats d’Exploration-Production, sur des champs ayant déjà été forés et pour lesquels les études techniques mettent en évidence un développement économique dans un environnement de Brent à 100 $ / b, y compris les projets développés par des techniques minières. (4) Réserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers – 03 / 07). Dans le secteur Amont, TOTAL a pour ambition de maintenir une croissance des productions et une rentabilité sur le long terme au niveau des meilleurs acteurs de l’industrie. TOTAL évalue ses opportunités d’exploration en fonction de différents facteurs géologiques, techniques, politiques, économiques (y compris les questions d’ordre fiscal et contractuel), environnementaux et sociétaux, ainsi que des prévisions d’évolution des prix du pétrole et du gaz. Les découvertes de nouveaux champs et les extensions de champs existants ont apporté 2 260 Mbep de réserves prouvées supplémentaires au secteur Amont pour les trois années 2011, 2012 et 2013 (hors prise en compte, sur la même période, de la production et des prises ou cessions d’intérêts dans des réserves en terre). Le volume des révisions durant cette période de trois ans est proche de zéro (-11 Mbep) puisque les révisions positives sur une large majorité des champs ont été impactées significativement par l’augmentation du prix du baril de référence sur cette période (de 79,02 $ / b fin 2010 à 108,02 $ / b en 2013 pour le Brent), par la variation du prix de gaz onshore US (de 4,38 $ / Mbtu en 2010 à 4,21 $ / Mbtu en 2011, 2,85 $ / Mbtu en 2012 et 3,67 $ / Mbtu en 2013 pour le Henry Hub) et par un changement de périmètre sur quatre projets. En 2013, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe se sont élevés à 2 809 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés), réalisés principalement aux États-Unis, au Royaume-Uni, en Norvège, en Australie, en Irak, en Guyane française, en Angola, au Kenya, en Côte d’Ivoire et en Mauritanie. En 2012, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe s’étaient élevés à 2 634 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés) et avaient été réalisés principalement en Angola, au Royaume-Uni, aux États-Unis, en Norvège, en Irak, au Nigeria, au Brésil, en Malaisie, en République du Congo et en Guyane Française. En 2011, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe s’étaient élevés à 1 629 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés), réalisés notamment en Norvège, au Royaume-Uni, en Angola, au Brésil, en Azerbaïdjan, en Indonésie, au Brunei, au Kenya, en Guyane Les investissements de développement des filiales consolidées de l’Exploration-Production se sont élevés à 16 milliards d’euros en 2013\. Les principaux investissements ont été réalisés en Norvège, en Angola, en Australie, au Nigeria, au Canada, au Royaume-Uni, en République du Congo, au Gabon, en Indonésie, en Russie, aux États-Unis et au Kazakhstan. En 2012, les investissements de développement des filiales consolidées de l’Exploration-Production s’étaient élevés à 14 milliards d’euros, réalisés principalement en Angola, en Norvège, au Canada, en Australie, au Nigeria, au Royaume-Uni, au Gabon, au Kazakhstan, en Indonésie, en République du Congo, aux États-Unis et en Russie. En 2011, les investissements de développement s’étaient élevés à 10 milliards d’euros, réalisés principalement 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 Les définitions des réserves prouvées, prouvées développées et prouvées non développées de pétrole brut et de gaz naturel sont conformes à la norme 4-10 de la réglementation S-X de la United States Securities and Exchange Commission (SEC) telle que modifiée par le communiqué de la SEC Modernization of Oil and Gas Reporting du 31 décembre 2008. 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 Les réserves de pétrole et de gaz naturel de TOTAL sont consolidées au niveau du Groupe une fois par an en tenant compte, entre autres paramètres, des niveaux de production, du comportement des champs, des réserves supplémentaires issues des découvertes et acquisitions, des cessions et autres facteurs économiques. Sauf indications contraires, toute référence aux réserves prouvées, aux réserves prouvées développées, aux réserves prouvées non développées et à la production de TOTAL correspond à la part du Groupe dans lesdites réserves ou ladite production. Les réserves prouvées mondiales de TOTAL incluent les réserves prouvées de ses filiales consolidées, ainsi que sa quote-part dans les réserves prouvées des sociétés mises en équivalence. De plus amples informations concernant les réserves prouvées de TOTAL au 31 décembre 2013, 2012 et 2011, figurent dans le chapitre 11 (Informations complémentaires sur l’activité L’estimation des réserves implique des jugements subjectifs. Par nature, c’est un exercice sujet à révisions qui sont réalisées en respectant des procédures de contrôle bien établies. Le processus d’enregistrement des réserves impose entre autres : – 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 11 (Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées)). 2.1.3. Réserves prouvées pour les années La norme 4-10 de la réglementation S-X de la SEC telle que révisée, requiert de calculer les réserves prouvées au 31 décembre 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 2013, 2012 et 2011 sont respectivement 108,02$ / b, 111,13 $ / b et 110,96 $ / b Au 31 décembre 2013, les réserves prouvées de pétrole et de gaz de TOTAL atteignaient 11 526 Mbep (dont 49% de réserves prouvées développées). Les liquides (pétrole brut, condensats, liquides de gaz naturel et bitume) représentaient environ 47% de ces réserves et le gaz naturel 53%. Ces réserves étaient situées en Europe (principalement en Norvège et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Angola, au Gabon, au Nigeria et en République du Congo), en Amérique (principalement au Canada, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient (principalement au Qatar, aux Émirats arabes unis et au Yémen) et en Asie (principalement en Australie, au Kazakhstan et en Russie). Au 31 décembre 2012, les réserves prouvées de pétrole et de gaz de TOTAL atteignaient 11 368 Mbep (dont 51% de réserves prouvées développées). Les liquides (pétrole brut, condensats, liquides de gaz naturel et bitume) représentaient environ 50% de ces réserves et le gaz naturel 50%. 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 en République du Congo), en Amérique (principalement au Canada, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient (principalement au Qatar, aux Émirats arabes unis et au Yémen) et en Asie (principalement en Australie, au Kazakhstan et en Russie). 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, condensats, 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 en 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, 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 25% des réserves de TOTAL au 31 décembre 2013). 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 ont un impact sur les volumes de royalties au Enfin, pour tous les types de contrat, une baisse du prix de référence des produits pétroliers peut impliquer une réduction La production moyenne par jour de liquides et de gaz naturel a été en 2011. Les liquides ont représenté environ 51% et le gaz naturel 49% de la production globale de TOTAL en 2013. 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 Raffinage-Chimie a commercialisé en 2013, comme en 2012 et 2011, l’essentiel de la production de liquides du secteur Amont (voir tableau « Ressources et débouchés de pétrole brut » au point 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 varie sur différentes périodes. Néanmoins, TOTAL évalue le montant des quantités fixes et déterminables de gaz devant être livré sur la période 2014-2016 à 3 795 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 11, Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées). Liquides Gaz Total Liquides Gaz Total Liquides Gaz Total kb / j naturel kbep / j kb / j naturel kbep / j kb / j naturel kbep / j Cameroun - - - - - - 2 1 3 Iran - - - - - - - - - Syrie - - - - - - 11 218 53 Algérie - - - - - - 10 3 10 Angola - 16 3 - - - - - - Colombie - - - - - - 4 - 4 (a) Il s’agit uniquement de bitumes. Toute la production de bitume du Groupe se situe au Canada. 2.1.7. Présentation des activités de production 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 2013 (a) Kuito, BBLT, Tombua-Landana (bloc 14) (20,00%) (b) Zones 15, 16 & 32 (75,00%) (c) Zones 70 & 87 (75,00%) (c) Zones 129 & 130 (30,00%) (c) Zones 130 & 131 (24,00%) (c) Shell Petroleum Development Company (SPDC 10,00%) Plusieurs actifs dans la zone de Barnett Shale (25,00%)(d) Plusieurs actifs dans la zone de l’Utica Shale (25,00%) (d) Plusieurs actifs dans l’UJV GLNG (27,50%) (e) Plusieurs champs au travers de la participation Alwyn North, Dunbar, Ellon, Forvie North, Abu Dhabi-Abu Al Bu Khoosh (75,00%) Divers champs onshore (bloc 6) (4,00%) (k) Champ de Mukhaizna (bloc 53) (2,00%) (l) North Field-Qatargas 2 Train 5 (16,70%) 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 et en Oman (voir notes b à l ci-dessous). (b) Participation détenue par la société Angola Block 14 BV (TOTAL 50,01%). (c) Participation de TOTAL dans le consortium étranger. (d) Participation de TOTAL dans la joint venture avec Chesapeake. (e) Participation de TOTAL dans l’uncorporated joint venture. (f) Le champ de Islay s’étend partiellement en Norvège. Total E&P UK détient une participation de 94,49% et Total E&P Norge 5,51%. (g) TOTAL détient une participation indirecte de 46,17% via EFOG (société détenue à 100% par TOTAL). (h) Participation de 13,33% via ADMA (société mise en équivalence). TOTAL est également associé aux opérations de Abu Dhabi Marine Operating Company. (i) Participation de 9,50% via ADPC (société mise en équivalence). TOTAL est également associé aux opérations de Abu Dhabi Company For Onshore Oil Operation. (j) Total détient une participation de 18,75% dans le consortium. (k) TOTAL détient une participation indirecte de 4,00% dans Petroleum Development Oman LLC, opérateur du bloc 6 via sa participation de 10,00% dans Pohol. 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). (l) TOTAL détient une participation directe de 2,00% dans le bloc 53. En 2013, la production de TOTAL en Afrique s’est établie à 670 kbep / j, représentant 29% de la production totale du Groupe, contre 713 kbep / j en 2012 et 659 kbep / j en 2011. En Afrique du Sud, TOTAL a acquis en septembre 2013 une participation dans le permis 11B-12B (50%, opérateur). Ce permis, d’une superficie de 19 000 km2, est situé à environ 175 km au sud des côtes sud-africaines, par des profondeurs d’eau allant de 200 à 1 800 mètres. Le forage d’un puits d’exploration devrait Par ailleurs, en août 2013, le Groupe a reçu l’approbation des autorités sud-africaines pour transformer le permis de coopération technique du bloc Outeniqua (100%) en un permis d’exploration sous réserve de la cession par TOTAL de 20% de sa participation, lorsque le contrat de licence correspondant aura été négocié et signé. Le bloc Outeniqua, d’une superficie d’environ 76 000 km2, est situé au sud-ouest du permis 11B-12B, par des profondeurs d’eau variant de 400 à 4 000 mètres. Une campagne sismique 2D de 7 000 km et des carottages de fond de mer devraient être initiés. En Algérie, la production de TOTAL s’est établie à 21 kbep / j pour l’année 2013, contre 23 kbep / j en 2012 et 33 kbep / j en 2011. La baisse de la production entre 2011 et 2012 s’explique notamment par la cession de la participation de TOTAL dans CEPSA (48,83%) finalisée en juillet 2011. La production du Groupe provient intégralement des champs de la zone de TFT (Tin Fouyé Tabenkort, 35%). Par ailleurs, TOTAL détient des intérêts de 37,75% et de 47% respectivement dans les projets de développement gazier – Sur le champ de TFT, le plateau de production s’est maintenu – Le développement du champ de Timimoun s’est poursuivi en est au plateau de production (220 kbep / j). Le projet CLOV, lancé en 2010, conduira à l’installation d’un quatrième FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) d’une capacité de 160 kbep / j. Le démarrage de la production est prévu pour mi-2014. – Sur le bloc 32 (30%, opérateur), situé en offshore très profond, les études d’ingénierie de base pour le projet Kaombo sont achevées et la décision finale d’investissement devrait être prise au premier semestre 2014. Le projet permettra de développer les découvertes de la partie Sud-Est du bloc grâce à deux FPSO d’une capacité de plus de 100 kb / j chacun. – Sur le bloc 14 (20% (1)), la production provient des champs de Tombua-Landana, Kuito et du projet BBLT comprenant les champs de Benguela, Belize, Lobito et Tomboco. – Le bloc 14K (36,75%) correspond à la zone d’unitisation offshore entre l’Angola (bloc 14) et la République du Congo (permis Haute Mer). Le développement du champ de Lianzi, lancé en 2012, sera réalisé à l’aide d’un raccordement à la plateforme existante de BBLT (bloc 14). Le démarrage de la production est prévu pour 2015.Les intérêts de TOTAL dans la zone d’unitisation sont détenus à hauteur de 10% par Angola Block 14 BV et 26,75% – Sur le bloc 0 (10%), le développement de Mafumeira Sul a été approuvé par les partenaires et les autorités en 2012. Ce projet est la deuxième phase de développement du champ de Mafumeira. Le démarrage de la production est prévu pour 2016. – Sur le bloc 15 / 06 (15%), le développement d’un premier pôle de production regroupant les découvertes situées sur la partie Nord-Ouest du bloc a été lancé début 2012. En février 2014, TOTAL a signé un accord en vue de céder la totalité de ses intérêts dans le bloc 15 / 06. La finalisation de cette cession est prévue au cours du premier semestre 2014. 2013 et les réponses aux principaux appels d’offres (construction de l’usine et appareils de forage) ont été analysées. En février 2014, le contrat principal a été attribué. La production de gaz commercial pourrait démarrer en 2017 avec un plateau estimé à 1,6 Gm3 / an (160 Mpc / j). L’acquisition sismique 3D d’une superficie de 2 240 km2, démarrée en décembre 2012, s’est achevée en juillet 2013. L’analyse des données est en cours. TOTAL est présent sur les blocs d’exploration 33 (58,67%, opérateur), opérateur). Le Groupe envisage de forer des objectifs antésalifères sur ces trois derniers permis en 2014 dans le bassin de Kwanza en offshore profond. TOTAL a signé un accord de cession pour réduire sa participation à 40% dans le bloc 40. La finalisation de la cession est prévue au cours du premier semestre 2014. – Dans le cadre du projet Ahnet, les discussions se poursuivent entre les partenaires du projet et les autorités, notamment à la lumière des dispositions de la nouvelle loi pétrolière 13-02, plus incitatives pour le développement des hydrocarbures non conventionnels. Le plateau de production devrait être de 4 Gm3 / an (400 Mpc / j) à compter de 2018. 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 alimentée par le gaz associé aux productions des blocs 0, 14, 15, 17 et 18. Le démarrage de la production de GNL a eu lieu en juin 2013 mais en raison de divers incidents, l’usine n’a pas encore atteint sa pleine capacité (5,2 Mt). En Angola, la production du Groupe s’est établie à 186 kbep / j en 2013, contre 179 kbep / j en 2012 et 135 kbep / j en 2011. Elle provient des blocs 0, 14 et 17. Les dernières années ont été marquées par le lancement du projet CLOV en 2010, le démarrage de la production de Pazflor en 2011, de nombreuses découvertes sur les blocs 15 / 06 et 17 / 06, et enfin la prise de participations dans les blocs d’exploration 25, 39 et 40 du bassin de la Kwanza. – Le bloc 17 (40%, opérateur), principal actif du Groupe en Angola situé en offshore profond, est composé de quatre pôles majeurs : Girassol, Dalia, Pazflor, tous trois en production et CLOV actuellement en développement. Le projet Pazflor, composé des champs de Perpetua, Zinia, Hortensia et Acacia, Au Cameroun, TOTAL ne détient plus d’actifs d’exploration ni de production depuis la cession de sa participation dans sa filiale Total E&P Cameroun en 2011. La production s’était élevée à 3 kbep / j en 2011. En Côte d’Ivoire, TOTAL est présent sur quatre permis d’exploration (offshore profond) situés entre 50 et 100 km des côtes, s’étendant sur près de 5 200 km2 par des profondeurs d’eau comprises entre 1 000 et 3 000 mètres. TOTAL est opérateur dans le permis CI-100 (60%) dans le bassin de Tano et détient également des participations dans les permis CI-514 (54%, opérateur), CI-515 (45%) et CI-516 (45%) dans le (1) Participation détenue par la société Angola Block 14 BV (TOTAL 50,01%, INPEX Corporation 49,99% depuis février 2013). Sur le permis CI-100, une sismique 3D complète a été réalisée et un premier puits d’exploration (Ivoire-1X) a été foré début 2013 dans la partie Nord-Ouest du bloc par plus de 2 300 mètres de profondeur d’eau. Ce puits a mis en évidence un réservoir d’huile de bonne qualité. Les données acquises sont en cours d’analyse afin d’évaluer le potentiel des réservoirs découverts et de définir le programme d’exploration et de travaux complémentaires. Sur les permis CI-514, CI-515 et CI-516, une campagne d’acquisition sismique 3D couvrant l’intégralité des trois permis s’est achevée en décembre 2012. Les travaux d’interprétation se poursuivent. Après le forage d’un premier puits d’exploration sur le permis CI-514, deux autres forages sur les permis CI-515 et CI-516 devraient être réalisés courant 2014. En Égypte, TOTAL est opérateur du bloc 4 (East El Burullus Offshore) et a réduit sa participation dans ce permis de 90% à 50% en janvier 2013. Le permis, situé dans le bassin du Nil, 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 puits d’exploration (Kala-1) a été foré fin 2013 dont les résultats se sont avérés décevants. Au Gabon, la production du Groupe s’est élevée à 59 kbep / j en 2013 contre 57 kbep / j en 2012 et 58 kbep / j en 2011. 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 (capacité de production estimée à 20 kbep / j), la plateforme AGM Nord à partir de laquelle vingt et un puits de développement supplémentaires devraient être forés, a été installée en 2012. La production a démarré, comme prévu, avec deux puits en mars 2013. – Sur le permis offshore profond de Diaba, Total Gabon (opérateur) a cédé, en 2012, une partie de sa participation qui est désormais de 42,5%. Un premier puits d’exploration (Diaman-1B) a été réalisé courant 2013 par plus de 1 700 mètres de profondeur d’eau. Ce puits a mis en évidence une accumulation de gaz à condensats dans les réservoirs antésalifères de la formation de Gamba. Une analyse des données est en cours pour évaluer cette découverte et réévaluer les prospects environnants. – En 2012, le puits Nguongui-updip a été foré sur le permis de Mutamba-Iroru (50%) et a mis en évidence la présence d’hydrocarbures. Des travaux complémentaires sont en cours pour évaluer la commercialité de cette découverte. Sur le permis Nziembou (20%), une acquisition sismique 2D a été effectuée en 2012\. Les activités pour préparer le forage d’un premier puits d’exploration prévu en 2014 sont en cours. Au Kenya, TOTAL a acquis en 2011 une participation de 40% dans cinq permis offshore du bassin de Lamu, les permis L5, L7, L11a, L11b et L12 représentant une surface totale de plus de 30 600 km2, par des profondeurs d’eau comprises entre 100 et 3 000 mètres. À la suite de la campagne d’acquisition sismique 3D de 3 500 km2 réalisée pendant la période d’exploration initiale, 25% de la superficie des cinq blocs ont été rendus. En 2013, deux puits d’exploration ont été forés sur les blocs L7 et L11b sans résultat positif. Le Groupe a également acquis, en 2012, le permis offshore L22 (100%, opérateur) situé dans ce même bassin et s’étendant sur une superficie de plus de 10 000 km2, avec des profondeurs cédé 30% de ses intérêts détenus dans ce permis. Une campagne sismique 2D et des carottages de fond de mer sont prévus sur le En Libye, la production du Groupe s’est élevée à 50 kb / j en 2013, contre 62 kb / j en 2012 et 20 kb / j en 2011. TOTAL est partenaire 129 & 130 (30% (2)) et 130 & 131 (24% (2)) et bloc NC191 (100% (2), La production, qui avait retrouvé en 2012 son niveau antérieur aux événements de 2011, est affectée depuis mi-2013 par le blocage de la plupart des terminaux et pipelines du pays suite aux – Sur les zones onshore 70 et 87 (Mabruk), la production est affectée depuis août 2013 en raison du blocage du terminal d’exportation d’Es Sider. Le développement du champ de Garian a été approuvé en juillet 2013 et sa production devrait démarrer – Sur les zones onshore 129, 130 et 131, la production a été arrêtée en 2013 pendant plusieurs mois du fait du blocage des installations de production et de la conduite d’évacuation. La campagne sismique, arrêtée en 2011 sur force majeure, n’a pas pu être reprise. L’exploration de ces blocs s’est toutefois poursuivie en 2013 avec le forage de trois puits d’exploration. – Dans le bassin onshore de Murzuk, un plan de développement du bloc NC 191 a été soumis aux autorités en 2009. Après l’interruption liée aux événements de 2011, les discussions – Sur les zones offshore 15, 16 et 32 (Al Jurf), la production n’a pas été touchée par les troubles sociaux. Le démarrage du forage de deux puits d’exploration prévu au deuxième trimestre 2013 a été reporté pour des raisons techniques. Le forage du premier puits a démarré fin 2013. À Madagascar, TOTAL est présent sur le permis de Bemolanga 3102 (60%, opérateur). L’exploitation des grès bitumineux n’étant plus envisagée, TOTAL s’est réorienté vers l’exploration conventionnelle du bloc qui devrait se poursuivre en 2014 avec une sismique 2D après l’approbation d’une extension supplémentaire de deux ans de la phase d’exploration par les autorités malgaches. Au Maroc, l’autorisation de reconnaissance Anzarane offshore, couvrant une zone en mer de 100 000 km2, attribuée en décembre 2011 à TOTAL et à l’ONHYM (Office national des hydrocarbures et des mines), a été prorogée pour un an en décembre 2013. Une campagne d’acquisition sismique 3D de 5 900 km2 démarrée fin 2012 s’est achevée en juillet 2013. Les données recueillies sont en En Mauritanie, le Groupe est présent dans l’exploration sur les permis Ta7 et Ta8 (60%, opérateur), situés dans le bassin de Taoudenni. En 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 de Taoudenni. Courant 2013, TOTAL a cédé 18% de sa participation dans le bloc Ta29 mais reste opérateur avec 72% d’intérêts. (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%). (2) Participation de TOTAL dans le consortium étranger. – Sur le permis Ta7, à la suite de la campagne d’acquisition sismique 2D réalisée en 2011, le puits Ta7-1 a été foré en 2013. Des tests ont été réalisés mais ils n’ont pas permis de mettre en évidence des hydrocarbures en quantité commerciale. – Sur le bloc Ta29, une sismique 2D de 900 km2 a été acquise en 2012\. Le traitement et l’interprétation de ces données sismiques sont maintenant terminés. Des études sont en cours pour identifier un prospect sur ce bloc. – Sur le bloc C9, une campagne d’acquisition sismique 3D de 4 700 km2 a été réalisée en 2013. Les données sont en cours Au Mozambique, TOTAL a acquis en 2012 une participation de 40% dans le contrat de partage de production des blocs offshore zone 3 & zone 6. Situés dans le bassin de la Rovuma, ces deux blocs couvraient une superficie totale de 15 250 km2, par des profondeurs d’eau comprises entre 0 et 2 500 mètres. Un puits d’exploration a été foré en 2012, et la moitié de la superficie des deux blocs a été rendue en 2013 lors du passage en deuxième Au Nigeria, la production du Groupe s’est établie à 261 kbep / j en 2013, contre 279 kbep / j en 2012 et 287 kbep / j en 2011. Cette baisse s’explique principalement par la forte augmentation du détournement de pétrole et, en 2013, par le blocage de l’exportation des cargos de Nigeria LNG. En dépit des facteurs négatifs ayant affecté la production, le Nigeria reste le premier pays contributeur aux productions du Groupe. TOTAL, établi dans le pays depuis 1962, opère six permis de production (OML) sur les trente-huit auxquels il participe et un permis d’exploration (OPL) sur les quatre auxquels il participe. S’agissant des variations de domaines miniers : – TOTAL a obtenu l’accord des autorités en septembre 2013 pour porter sa participation de 26,67% à 60% dans le permis d’exploration OPL 285. En mai 2013, TOTAL a obtenu l’accord des autorités pour le renouvellement des licences OML 99, 100 et 102 pour une période de vingt ans. – Sur le permis OML 138 (20%), TOTAL a démarré la production sur le champ offshore d’Usan en 2012 (180 kb / j, capacité du FPSO) qui a atteint en 2013 le niveau de 130 kbep / j. Depuis février 2014, TOTAL n’est plus opérateur du permis OML 138. TOTAL a signé en 2012 un accord portant sur la vente de sa participation de 20% dans le bloc OML 138. L’approbation des autorités n’a pas été reçue à ce jour. – TOTAL a pris la décision de ne pas poursuivre son activité d’exploration sur le bloc 1 de la JDZ (48,6%, opérateur) à la suite de l’analyse des résultats des puits forés en 2012. Le bloc a été rendu en septembre 2013. De même, le bloc OPL 221 a été – TOTAL a cédé ses 10% d’intérêts dans les blocs OML 26 détenus indirectement au travers de l’association Shell Petroleum TOTAL, grâce à ses développements, continue de répondre à la croissance de la demande intérieure en gaz et de renforcer sa capacité à assurer l’approvisionnement des projets GNL auxquels – Dans le cadre de son association avec la Nigerian National Petroleum Company (NNPC), TOTAL poursuit le projet d’augmentation de capacité de production de gaz de 370 Mpc / j à 550 Mpc / j du permis OML 58 (40%, opérateur). – Sur le permis OML 102 (40%, opérateur), TOTAL poursuit le développement du projet Ofon phase 2 lancé en 2011, pour une capacité attendue de 70 kbep / j et un démarrage de la production prévu fin 2014. En 2011, le Groupe a réalisé la découverte d’Etisong North, située à 15 km du champ d’Ofon actuellement en production. La campagne d’exploration s’est poursuivie en 2012 avec le forage du puits d’Eben, également au sud d’Ofon. Les résultats positifs de ce puits renforcent l’attractivité du futur pôle de développement d’Etisong-Eben – Sur le permis OML 130 (24%, opérateur), le développement du champ d’Egina (capacité de 200 kbep / j) a été lancé en juin 2013 et les contrats ont été attribués. Le démarrage de la production – Sur le permis OML 99 (40%, opérateur), des études d’ingénierie sont en cours pour le développement du champ d’Ikike dont la production devrait démarrer en 2017 (capacité estimée de 55 kbep / j). – Sur les permis OML 112 / 117 (40%), les études de développement ont été suspendues dans l’attente de la résolution de discussions – TOTAL est également présent dans le GNL avec une participation de 15% dans la société Nigeria LNG, qui détient une usine de liquéfaction d’une capacité totale de 22 Mt / an. Par ailleurs, TOTAL détient une participation de 17% dans Brass LNG qui poursuit l’étude du projet d’usine de liquéfaction de gaz, avec deux trains d’une capacité de 5 Mt / an chacun. La production non opérée du Groupe au Nigeria provient en grande partie de la joint venture SPDC, dans laquelle TOTAL détient une participation de 10%. La forte augmentation du détournement de pétrole en 2013 a pénalisé la production onshore et a eu un impact sur l’intégrité des installations de la joint venture et sur Par ailleurs, TOTAL détient également un intérêt de 12,5% dans le permis OML 118 en mer profonde. Sur ce permis, le champ de Bonga a contribué en 2013 à hauteur de 15 kbep / j aux productions du Groupe. Les partenaires ont poursuivi en 2013 le développement du projet Bonga Nord-Ouest. Sur le permis OML 118, un accord de pré-unitisation a été signé en décembre 2013 concernant la En Ouganda, TOTAL est présent depuis 2012 et possède une participation de 33,33% dans les licences EA-1, EA-1A et EA-2 et la licence de Kingfisher. Toutes ces licences sont situées dans la région du Lac Albert où des ressources en huile ont déjà été mises en évidence. TOTAL est l’opérateur des licences EA-1 et EA-1A et – Sur la licence d’appréciation EA-1, une campagne de forages, des tests de production et une acquisition de sismique 3D sont en cours. Cinq plans de développement sont à remettre aux autorités d’ici la fin 2014 : Ngiri (remis en décembre 2013), Jobi-Rii (avril 2014), Mpyo, Gunya et Jobi East (décembre 2014). – La licence d’exploration EA-1A est arrivée à expiration en février 2013, à l’issue d’une campagne de forage de cinq puits d’exploration qui a permis de mettre en évidence une découverte (Lyec). À l’exception du périmètre relatif à cette découverte, la licence a été rendue aux autorités. – Sur la licence d’appréciation EA-2, la campagne de forages et les tests de production commencés en 2012 se sont poursuivis en 2013. Un puits supplémentaire devrait être foré en 2014. Deux plans de développement ont été remis aux autorités en juin 2013 (champs de Kasamene-Wahrindi et de Kigogole, – Le plan de développement du champ de Kingfisher situé sur la licence de production EA-3 a été approuvé par les autorités en septembre 2013. Les études d’ingénierie de base sont en – Le puits d’exploration de Kanywataba a été foré en juin 2012. La licence de Kanywataba a expiré en août 2012 et a été rendue aux autorités suite aux résultats négatifs du puits. À l’initiative du gouvernement ougandais, des discussions sont en cours pour la construction d’une raffinerie à développer en deux phases (30 kb / j dans un 1er temps et une seconde phase de +30 kb / j) et d’un pipeline d’export. En République du Congo, la production du Groupe s’est élevée 2011\. La baisse de production s’explique notamment par la fin du plateau de production sur Moho Bilondo mi-2010 et par un grand arrêt planifié sur le champ de Nkossa en 2013. – Le bloc 14K (36,75%), correspond à la zone d’unitisation offshore entre la République du Congo (permis Haute Mer) et l’Angola (bloc 14 situé en Angola). Le développement du champ de Lianzi, lancé en 2012, sera réalisé à l’aide d’un raccordement à la plateforme existante de BBLT (bloc 14). Le démarrage de la production est prévu pour 2015. Les intérêts de TOTAL dans la zone d’unitisation sont détenus à hauteur de 26,75% par Total E&P Congo et 10% par Angola Block 14 BV. – Le champ offshore Moho Bilondo (53,5%, opérateur) a atteint un plateau de production de 90 kbep / j mi-2010. Le déclin du champ est maintenant amorcé. Le lancement des projets Phase 1bis et Moho Nord a eu lieu en mars 2013 suite l’aménagement des conditions contractuelles et fiscales en 2012. Les démarrages de production sont envisagés respectivement en 2015 et 2016 avec une capacité de production estimée de 140 kbep / j (40 kbep / j pour la Phase 1bis ; 100 kbep / j pour Moho Nord). – La mise en production de Libondo (65%, opérateur), situé sur le permis d’exploitation Kombi-Likalala-Libondo a eu lieu en 2011. Le plateau de production a atteint 12 kbep / j en 2011. – En juillet 2013, TOTAL a obtenu le permis Haute Mer B (34,62%, opérateur) en association avec d’autres partenaires. – Dans le cadre du renouvellement de licence des permis de Loango et Zatchi, un accord portant sur l’aménagement des conditions contractuelles et fiscales a été signé en octobre 2013. Cet accord est soumis à l’approbation du Parlement. La participation de TOTAL sur ces permis passera respectivement de 50% à 42,50% sur Loango et de 35% à 29,75% sur Zatchi avec un effet rétroactif à octobre 2013. – En décembre 2013, dans le cadre d’une augmentation de capital de Total E&P Congo, Qatar Petroleum International Upstream (QPI) est entré à hauteur de 15% dans le capital de cette filiale. En République Démocratique du Congo, à la suite de l’ordonnance présidentielle approuvant en 2011 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, prorogée d’une année supplémentaire en raison du report de travaux résultant de la situation sécuritaire prévalant dans l’est du pays. Ce bloc est situé dans la région du lac Albert. TOTAL a acquis 6,66% supplémentaires sur ce bloc en mars 2012. Le programme de prospection prévu est limité à la partie Nord du permis qui se trouve en dehors du parc des Virunga. Une acquisition héliportée de données gravimétriques et magnétiques a été réalisée en août 2012 avec des résultats encourageants. La campagne sismique 2D préparée en 2013 devrait démarrer en 2014. En République du Soudan du Sud, TOTAL négocie avec les autorités du pays un nouveau contrat permettant la reprise des activités d’exploration dans une partie du bloc B. Depuis l’indépendance de la République du Soudan du Sud le 9 juillet 2011, TOTAL n’est plus présent au Soudan. En 2013, la production de TOTAL en Amérique du Nord s’est établie à 73 kbep / j, représentant 3% de la production totale du Groupe, contre 69 kbep / j en 2012 et 67 kbep / j en 2011. Au Canada, la production du Groupe s’est élevée à 13 kbep / j en 2013 contre 12 kbep / j en 2012 et 11 kbep / j en 2011. Le portefeuille du Groupe dans les sables bitumineux est organisé autour de deux grands pôles : d’une part, un pôle Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) axé sur la poursuite du développement de Surmont (50%) et, d’autre part, un pôle minier qui regroupe les projets miniers de Joslyn (38,25%, opérateur), de Fort Hills (39,2%) et de Northern Lights (50%, opérateur) ainsi que plusieurs permis de sables bitumineux détenus à 100% acquis lors de ventes aux – Sur le permis de Surmont, en 2013, des puits additionnels ont été forés afin d’optimiser la production. Dans le même but, le projet d’une unité de génération de vapeur complémentaire a été décidé. En 2014, le forage de puits additionnels devrait se poursuivre. 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 kbep / j. – Sur le projet Fort Hills (capacité de production estimée à 180 kb / j), la décision finale d’investissement a été prise en octobre 2013. Les travaux de préparation du site sont en cours avec une mise en production prévue pour fin 2017. – Sur le permis de Joslyn, des études d’ingénierie visant à optimiser la capacité de production du projet Joslyn North Mine sont en cours. – TOTAL a conclu en mars 2013 un accord pour la vente de sa participation de 49% dans le projet d’upgrader Voyageur. Aux États-Unis, la production du Groupe s’est établie à 60 kbep / j en 2013, contre 57 kbep / j en 2012 et 56 kbep / j en 2011. – Dans le golfe du Mexique : \- La phase 2 du champ d’huile de Tahiti (17%), situé en offshore profond, a été lancée en 2010. Elle comprend le forage de quatre puits injecteurs et de deux puits producteurs. L’injection d’eau a démarré en 2012. Le premier puits producteur a été mis en service à fin 2013, le deuxième puits producteur, actuellement en cours d’achèvement, devrait être mis en \- Le puits Chinook 4 sur le projet offshore profond Chinook (33,33%) a été mis en production au troisième trimestre 2012. Le puits Chinook 5 est entré en production début 2014. \- La campagne de forage d’exploration de l’alliance TOTAL (40%) – Cobalt (60%, opérateur), lancée en 2009, a repris en 2012 après la levée du moratoire sur les forages en eaux profondes décidée par l’administration américaine avec les forages des puits Ligurian 2 (puits sec) et North Platte sur lequel une importante découverte d’huile a été faite et pour laquelle des études sont en cours. Le puits Ardennes, foré en 2013, a donné des résultats décevants tout comme le puits Aegean qui s’est achevé en décembre 2013. Le puits Aegean est le dernier de cette campagne de forage. – TOTAL est présent dans la production de gaz de schiste au Texas et détient 25% du portefeuille de Chesapeake dans le bassin de Barnett Shale via une association. Compte tenu de la baisse des prix du gaz aux États-Unis, l’activité de forage a été fortement réduite à partir de 2012 (environ soixante puits forés en 2013 contre environ cent en 2012 et plus de trois cents en 2011). TOTAL est également présent dans la production de gaz de schiste en Ohio, dans l’Utica, via une association avec Chesapeake et Enervest (25%). En 2013, plus de deux cents puits, riches en liquide, ont été forés (contre une centaine en 2012) et environ cent quatre-vingt dix ont été raccordés et mis en production (contre quarante-sept en 2012). Des ingénieurs de TOTAL sont détachés dans les équipes de – Le Groupe détient une participation de 50% dans la société American Shale Oil LLC (AMSO), en vue de développer une technologie d’exploitation in situ des schistes bitumineux. Les premiers essais de chauffage in situ ont eu lieu et conduisent à – En 2012, TOTAL a finalisé une association 50 / 50 avec la société Red Leaf Resources pour le développement de schistes bitumineux ex situ et s’est engagé à financer un pilote de production avant tout développement à plus grande échelle. De plus, TOTAL a finalisé un accord pour l’achat d’environ 120 km2 supplémentaires dans les États du Colorado et de l’Utah en vue d’un développement des techniques de schistes bitumineux in situ (technique AMSO) ou ex situ (technique Red Leaf). 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 de cinq ans. En 2013, la production de TOTAL en Amérique du Sud s’est élevée à 166 kbep / j, représentant 7% de la production totale du Groupe, contre 182 kbep / j en 2012 et 188 kbep / j en 2011. En Argentine, TOTAL, présent depuis 1978, a opéré environ 30% (1) de la production de gaz du pays en 2013. La production du Groupe s’est établie à 78 kbep / j en 2013, contre 83 kbep / j en 2012 et 86 kbep / j en 2011. À partir de décembre 2012, dans le but d’encourager les investissements en Exploration-Production, le gouvernement argentin a conclu des accords sur le prix du gaz avec différents producteurs. Aux termes de ces accords, le gouvernement argentin garantit le prix du gaz pour les quantités supérieures à un niveau de production fixé, en contrepartie d’un objectif de production assorti de pénalités (Deliver or Pay). En février 2013, TOTAL a signé un accord de ce type pour une durée de cinq ans avec effet rétroactif au 1er décembre 2012. – En Terre de Feu, le Groupe opère notamment les champs offshore de Carina et d’Aries (37,5%). À la suite de la réévaluation des réserves du champ de Carina, trois puits supplémentaires devraient être forés à partir de la plateforme existante. Ces puits devraient permettre de maintenir le niveau de production, à partir des installations opérées par le Groupe en Terre de Feu, à environ 630 Mpc / j jusqu’à l’entrée en service prévue fin 2015 du champ de Vega Pleyade (37,5%, opérateur) dont le développement a été lancé en octobre 2013. – Dans le bassin du Neuquén, TOTAL a démarré en 2011 une campagne de forage sur son domaine minier afin d’en évaluer le potentiel en gaz et pétrole de schiste. Cette campagne qui a débuté sur les permis d’Aguada Pichana (27,3%, opérateur) a été étendue en 2012 et 2013 à l’ensemble des blocs opérés par le Groupe : San Roque (24,7%, opérateur), Rincón la Ceniza et La Escalonada (85%, opérateur), Aguada de Castro (42,5%, opérateur), Pampa de las Yeguas (42,5%, opérateur) ainsi qu’aux blocs opérés par des tiers : Cerro Las Minas (40%), Cerro Partido (45%), Rincón de Aranda (45%) et Veta Escondida (45%). Les premiers résultats, tous positifs, des tests de productions réalisés sur les puits forés au cours de cette campagne permettent d’envisager différents scénarios de développement dans la région. Un développement pilote destiné à tester le potentiel de production non-conventionnelle sur le bloc d’Aguada Pichana devrait rentrer en production fin 2014. En Bolivie, la production du Groupe, essentiellement gazière, s’est en 2011. TOTAL est présent sur sept permis : trois permis en production, San Alberto et San Antonio (15%) et bloc XX Tarija Oeste (41%), deux permis en phase de développement, Aquio et Ipati (60%, opérateur), et deux permis en phase d’exploration, Rio Hondo (50%) et Azero (50%, opérateur). – La production du champ de gaz à condensats d’Itaú, situé sur le bloc XX Tarija Oeste, a démarré en 2011. Elle est acheminée vers les infrastructures existantes du champ voisin de San Alberto. Fin 2013, la phase 2 du développement du champ est entrée – Le Groupe a découvert en 2004 le gisement de gaz d’Incahuasi, situé sur le bloc d’Ipati. En 2011 et en 2013, deux puits supplémentaires ont permis de confirmer l’extension de la découverte vers le nord sur le bloc adjacent d’Aquio ainsi que vers le sud sur le permis d’Ipati. En avril 2013, TOTAL a reçu l’approbation des autorités pour lancer le développement de la phase 1 du projet incluant la connexion de trois puits déjà forés à une usine de traitement d’une capacité de 6,5 Mm3 / j. Les principaux contrats portant sur la construction de l’usine et sa connexion au réseau d’exportation ont été attribués en octobre 2013\. En juillet 2013, TOTAL a cédé 20% de ses intérêts dans Aquio et Ipati, ramenant ainsi sa participation de 80% à 60%. – En août 2013, TOTAL a acquis une participation de 50% dans le permis d’exploration d’Azero situé dans le Piémont andin, à l’ouest des blocs d’Ipati et d’Aquio et s’étendant sur une surface de plus de 7 800 km2. (1) Source : ministère de la Planification fédérale, Investissement public et services, Secrétariat à l’Énergie. Au Brésil, le Groupe détient des participations dans quatorze – En octobre 2013, TOTAL a obtenu une participation de 20% dans le champ de Libra. Ce champ en phase d’appréciation, est le plus grand gisement pétrolier anté-salifère découvert à ce jour dans le bassin de Santos, au large du Brésil. Le champ est situé en eaux très profondes (2 000 mètres) à environ 170 km des côtes de Rio de Janeiro et couvre une superficie de 1 550 km2. Des travaux d’exploration complémentaires, comprenant les obligations contractuelles à réaliser d’ici fin 2017, et des études d’appréciation et de développement du champ ont été lancés. – À l’issue du onzième appel d’offres organisé par les autorités brésiliennes en mai 2013, TOTAL a acquis des participations dans dix nouveaux permis d’exploration. Le Groupe est opérateur avec une participation de 40% dans cinq blocs (FZA-M-57, FZA-M-86, FZA-M-88, FZA-M-125 et FZA-M-127) situés dans le bassin de la Foz do Amazonas et avec un intérêt de 45% dans un bloc (CE-M-661) situé dans le bassin de Ceara. TOTAL détient également une participation de 25% dans trois blocs (ES-M-669, ES-M-671 et ES-M-743) situés dans le bassin d’Espirito Santo et un intérêt de 50% dans un bloc (BAR-M-346) situé dans le bassin de Barreirinhas. – TOTAL possède également une participation dans le champ de Xerelete opéré par le Groupe depuis 2012, situé pour l’essentiel sur le bloc BC-2 (41,2%) et s’étendant sur le bloc BM-C-14 (50%). Le forage d’un puits ayant pour objectif des horizons antésalifères a démarré en janvier 2014. – Le champ de Gato Do Mato situé sur le bloc BM-S-54 (20%), découvert en 2010 dans le bassin de Santos, a fait l’objet d’un forage en 2012. Les résultats encourageants obtenus sont actuellement en cours d’analyse afin de définir les prochaines En Colombie, suite à la cession en 2012 de l’une de ses filiales, TEPMA BV, qui détenait la participation dans le champ de Cusiana, TOTAL n’a plus de production. La production s’était établie à 6 kbep / j en 2012 et 11 kbep / j en 2011. Sur le permis de Niscota (50%), après la découverte de Huron-1 en 2009 et le forage d’un deuxième puits Huron-2, testé positivement en avril 2013, un troisième puits Huron-3 a été foré avec des résultats décevants. Les études conceptuelles de développement ont été lancées pour une déclaration de commercialité prévue au cours Après avoir réduit en 2011 sa participation à 5,2% dans l’oléoduc d’Ocensa en cédant 10% de cet actif, TOTAL a vendu fin décembre 2013, la totalité de sa participation tout en conservant ses droits de transport. TOTAL n’a plus de participation dans les pipelines OAM et ODC, précédemment détenue par TEPMA BV. 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 24 000 km2 par des profondeurs d’eau allant de 200 à 3 000 mètres. Fin 2011, le permis de recherche a été prolongé jusqu’au 31 mai 2016 par En 2011, le forage du puits GM-ES-1, situé sur le prospect Zaedyus par plus de 2 000 mètres de profondeur d’eau, a permis de mettre en évidence deux colonnes d’hydrocarbures dans des réservoirs gréseux. En 2012, deux campagnes d’acquisition sismique 3D couvrant une superficie totale de plus de 5 000 km2 ont été conduites au centre et à l’extrême est du bloc. Une campagne de forage de quatre puits a été conduite de juillet 2012 à fin 2013. Les résultats de cette campagne n’ont pas permis de prouver l’extension d’un réservoir d’hydrocarbures exploitable mais ont apporté des informations complémentaires actuellement en À Trinité-et-Tobago, où TOTAL est présent depuis 1996, la production du Groupe s’est établie à 12 kbep / j en 2013 contre 16 kbep / j en 2012 et 12 kbep / j en 2011. En septembre 2013, TOTAL a cédé la totalité de ses actifs d’exploration et de production par la vente des sociétés Total E&P Trinidad BV et Elf Exploration Trinidad BV qui détenaient respectivement une participation de 30% dans le champ offshore d’Angostura situé sur le bloc 2C et une participation de 8,5% sur le bloc d’exploration adjacent 3A. Le Groupe ne détient plus d’actifs d’exploration ni de production En Uruguay, TOTAL possède une participation de 100% dans trois permis d’exploration (bloc 14 offshore, blocs B1 et B2 onshore). – En octobre 2013, TOTAL a signé deux contrats d’Exploration- Production sur les blocs B1 et B2 pour des thématiques non conventionnelles. Ces deux blocs, d’une superficie totale de 5 200 km2, sont situés principalement dans la province d’Artigas dans le nord-ouest du pays. Les engagements de travaux sur ces permis, portent sur des études géologiques, géochimiques – En 2012, TOTAL a acquis une participation dans le bloc 14, d’une superficie d’environ 6 700 km2 et situé à environ 250 km au large des côtes par des profondeurs d’eau allant de 2 000 à 3 500 mètres. TOTAL s’est notamment engagé à couvrir l’ensemble du bloc par une sismique 3D dont l’acquisition a été finalisée début 2014. Le Groupe s’est également engagé à forer un puits au cours de la première phase d’exploration d’une Au Venezuela, où TOTAL est présent depuis 1980, la production du Groupe s’est établie à 48 kbep / j en 2013, contre 50 kbep / j en 2012 et 54 kbep / j en 2011. TOTAL possède des participations dans PetroCedeño (30,3%), 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 intérieur, ainsi que dans le bloc 4 d’exploration offshore de Plataforma Deltana (49%). La phase de développement de la zone Sud du champ de PetroCedeño, lancée en 2011 se poursuit (quarante-trois puits producteurs ont été forés à fin 2013). Le report d’un projet de dégoulottage associé à une étude de la performance du champ menée en 2013, a donné lieu à une révision des réserves de PetroCedeño. Sur le champ de Yucal Placer, suite à la signature d’un avenant au contrat de vente de gaz, une nouvelle phase de développement avec comme objectif de porter la capacité de production de 100 Mpc / j à 300 Mpc / j a été lancée en 2012. En 2013, la production de TOTAL en Asie-Pacifique s’est élevée à 235 kbep / j, représentant 10% de la production totale du Groupe, contre 221 kbep / j en 2012 et 231 kbep / j en 2011. En Australie, le Groupe a produit 4 kbep / j en 2013 contre 5 kbep / j en 2012 et 4 kbep / j en 2011. TOTAL y possède des droits miniers depuis 2005. Le Groupe détient 30% du projet Ichthys, 27,5% du projet Gladstone LNG (GLNG), neuf permis d’exploration offshore, dont cinq opérés, au nord-ouest du pays dans les bassins de Browse, Bonaparte et Carnarvon et quatre permis d’exploration de gaz de schiste onshore dans la partie Sud du bassin de South Georgina. L’entrée dans le quatrième permis situé dans le Northern Territory reste soumise à l’approbation des autorités. – Début 2013, TOTAL a augmenté à 30% sa participation dans le projet Ichthys en acquérant un intérêt supplémentaire de 6%. Ce projet, lancé début 2012, consiste à développer le champ de gaz à condensats d’Ichthys, situé dans le bassin de Browse. Ce développement inclura une plateforme flottante conçue pour la production, le traitement et l’exportation du gaz, un FPSO (capacité maximum de 100 kb / j de condensats) permettant de stabiliser et exporter les condensats, un gazoduc de 889 km et une usine de liquéfaction (capacité de 8,4 Mt / an de GNL et de 1,6 Mt / an de LGN) implantée à terre, à Darwin. Le GNL a été vendu sous contrat long terme principalement à des acheteurs asiatiques. Le démarrage de la production est prévu fin 2016. – TOTAL détient une participation de 27,5% dans le projet GLNG. 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 début 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, la construction du gazoduc et de l’usine de liquéfaction sont en cours. – En juin 2013, les permis WA-492 et WA-493, situés dans le bassin de Carnarvon, ont été attribués à TOTAL (100%, opérateur). TOTAL s’est engagé à réaliser une sismique 2D sur ces permis dans les années à venir. Sur le bloc d’exploration CA1 (54%, opérateur), situé en offshore profond, des études permettant de réévaluer le potentiel du bloc sont en cours et devraient mener à une nouvelle stratégie d’exploration. En outre, diverses études et discussions sont engagées à propos des hydrocarbures mis à jour en 2012 au sud-est du bloc (puits Jagus East) et sur la découverte dans le bloc voisin opéré par BSP (Geronggong) en vue d’une unitisation éventuelle. 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 approuvé un plan de développement au terme duquel CNPC est l’opérateur, TOTAL détenant un intérêt de 49%. Les premiers puits de développement ont été forés et une première phase de test de production a commencé en août 2012. La production du Groupe s’est établie à 8 kbep / j en 2013, contre 1 kbep / j en 2012. En mars 2013, TOTAL a conclu avec Sinopec un accord d’étude conjointe du potentiel des gaz de schiste sur le permis de Xuancheng (4 000 km2) près de Nanjing. Des travaux d’acquisition sismique 2D ont été réalisés d’octobre 2013 à février 2014 (600 km). Une campagne de forage est prévue en 2014 et 2015. En cas de résultats favorables, un accord pourrait ensuite être négocié avec Sinopec pour l’exploitation à long terme de ces ressources. En Indonésie, où TOTAL est présent depuis 1968, la production du Groupe s’est établie à 131 kbep / j en 2013, contre 132 kbep / j en 2012 et 158 kbep / j en 2011. – TOTAL a réduit sa participation sur le permis WA-408 situé dans le bassin de Browse (50%, opérateur) fin 2012, en cédant 50% d’intérêt à des partenaires. Deux puits d’exploration ont été forés en 2013. Le premier puits, Bassett West 1, foré au cours du premier semestre 2013 a mis en évidence des hydrocarbures. Des études sont en cours. Le second, qui s’est achevé fin 2013, a été définitivement abandonné à la suite des résultats négatifs. 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. La capacité totale des huit trains de liquéfaction de cette usine s’élève à 22 Mt / an. – En 2012, TOTAL a signé un accord pour entrer dans quatre permis d’exploration de gaz de schiste situés dans le bassin de South Georgina au centre du pays. Cet accord, qui offre la possibilité à TOTAL de porter sa participation jusqu’à 68% et de devenir opérateur en cas de développement, a été finalisé. Les travaux ont commencé sur les trois blocs situés au Queensland courant 2013 avec une sismique 2D qui a été acquise durant le second semestre 2013. Les premiers puits d’exploration devraient être forés au cours de l’année 2014. En 2013, la production de gaz opérée par TOTAL s’est établie à 1 757 Mpc / j. Cette production est en retrait par rapport à celle de 2012 (1 871 Mpc / j) en raison de la maturité de la plupart des champs du permis de la Mahakam, même si le déclin a pu être ralenti en 2013 principalement grâce à la montée en production des champs de South Mahakam. 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 et d’huile provenant des champs de Handil et Bekapai. – Deux forages ont eu lieu en 2011 sur le permis WA-403 (60%, opérateur) situé dans le bassin de Bonaparte. Un puits ayant montré la présence d’hydrocarbures, des travaux d’évaluation supplémentaires ont été réalisés courant 2013 sur ce bloc incluant une sismique 3D dont les résultats sont en cours d’interprétation. 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 en 2011. Le gaz est livré à l’usine de liquéfaction de Brunei LNG. Les études du projet de développement commencées en 2010 pour la mise en production des réserves nouvelles découvertes dans le sud du gisement (Maharaja Lela South) ont été conduites à leur terme en 2013. Le projet a été officiellement lancé début 2014 avec la signature des principaux contrats industriels qui lui sont liés ainsi qu’avec la signature formelle de l’extension de vingt années du contrat pétrolier actuel. – Sur le permis de la Mahakam : \- Sur le champ de Tunu, en 2013, des puits supplémentaires de développement ont été forés dans le réservoir principal ainsi que dans les réservoirs de gaz peu enfouis. \- Sur le champ de Peciko, les forages de la phase 7 débutés en \- Sur South Mahakam, mis en production en 2012 et qui comprend les champs de gaz à condensats Stupa, West Stupa et East Mandu, d’autres puits de développement sont en cours de forage. \- 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 – Sur le permis de Sebuku (15%), la mise en production du champ de gaz de Ruby a eu lieu en octobre 2013. La capacité de production est estimée à 100 Mpc / j. La production de Ruby est acheminée par pipeline pour traitement et séparation au terminal – Sur le bloc d’exploration Sageri (50%), le forage du premier puits d’exploration (Lempuk-1X), achevé début 2012, s’est révélé négatif. Le permis est en cours d’abandon. – Sur le bloc d’exploration South East Mahakam (50%, opérateur), le forage du puits d’exploration Tongkol South-1, achevé en septembre 2013, s’est révélé négatif. – En 2013, TOTAL a entrepris les démarches nécessaires auprès des autorités pour se retirer des blocs Sadang (30%), Arafura Sea (24,5%) et Amborip VI (24,5%). Par ailleurs, à la suite du retrait des autres partenaires, la participation du Groupe est passée de 45% à 100% (opérateur) dans le bloc South Sageri et de 33% à 49,3% dans le bloc South Mandar. – En février 2013, TOTAL a cédé 10% dans le bloc d’exploration South West Bird’s Head (90%, opérateur). Ce bloc est situé à terre et en mer dans le bassin de Salawati dans la province de Papouasie Occidentale. Le forage du puits d’exploration Anggrek Hitam 1, achevé en septembre 2013, s’est révélé négatif. – En 2012, TOTAL a acquis une participation de 100% dans le bloc d’exploration Bengkulu – Mentawai, situé dans le bassin offshore de Bengkulu au sud-ouest de Sumatra. Les travaux préparatoires du puits d’exploration Rendang 1 ont débuté fin 2013 et le démarrage du forage est prévu au cours du premier semestre 2014. Le Groupe a également pris une participation dans le bloc d’exploration Telen (100%, opérateur), situé dans le bassin offshore de Kutai dans la province de Kalimantan Est. – En 2011, le Groupe a acquis une participation de 18,4% dans un bloc de Coal Bed Methane (CBM) – Kutai II, situé dans la province de Kalimantan Est ainsi qu’une participation de 50% sur le bloc de même nature de Kutai Timur. En Malaisie, sur le bloc d’exploration SK 317 B (85%, opérateur) situé dans l’offshore profond du Sarawak, à la suite de l’interprétation de la sismique 3D, le forage d’un puits d’exploration a démarré en décembre 2013. A la suite de résultats d’exploration décevants sur le plan géologique, TOTAL s’est retiré début 2011 du bloc d’exploration offshore PM303 et devrait faire de même sur le permis PM324 (50%, opérateur) à l’issue de sa période d’exploration, en mai 2014. L’obligation de forer un second puits d’exploration sur ce dernier bloc fait l’objet d’un accord avec le régulateur pour transférer cet engagement sur d’autres blocs d’exploration. Au Myanmar, la production du Groupe s’est élevée à 16 kbep / j en 2013 contre 16 kbep / j en 2012 et 15 kbep / j en 2011. TOTAL 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 deux gazoducs construits et opérés par la TOTAL a acquis en 2012 une participation de 40% dans le contrat de partage de production qui porte sur le bloc offshore M-11, situé dans le bassin de Martaban. Le forage du premier puits d’exploration (Manizawta-1) réalisé en 2013 s’est révélé négatif. En Papouasie-Nouvelle-Guinée, TOTAL a acquis en 2012 des participations de 40% dans les permis offshore PPL234 et PPL244, 50% dans le permis offshore PRL10, et une option sur 35% des permis onshore PPL338 et PPL339. Deux puits d’exploration ont été forés sur le PPL244 dont les résultats sont négatifs. Une acquisition sismique 2D a été réalisée onshore en 2013. En mars 2014, TOTAL a acquis une participation dans le bloc PRL-15 (40,1%) et l’option de prendre un intérêt sur les blocs d’exploration PPL-474, PPL-475, PPL-476 et PPL-477 et sur la découverte de Triceratops (PRL-39) situés dans la même zone. L’État de Papouasie-Nouvelle-Guinée garde le droit d’entrer sur la licence (à la FID) à hauteur de 22,5%. Dans ce cas, la participation de TOTAL serait ramenée à 31,1%. Le bloc PRL-15 comprend les deux découvertes majeures d’Elk et d’Antelope. Aux Philippines, TOTAL détient depuis 2012 une participation de 75% dans le permis SC56 situé au sud de la mer de Sulu. Le programme de travaux prévoit le retraitement de lignes sismiques plus anciennes et une nouvelle campagne sismique qui a été réalisée début 2013. Les données recueillies sont en En Thaïlande, la production du Groupe s’est élevée à 63 kbep / j en 2013 contre 55 kbep / j en 2012 et 41 kbep / j en 2011. Elle provient du champ offshore de gaz à condensats de Bongkot (33,33%). PTT achète la totalité de la production de condensats et de gaz naturel. – Sur la partie Nord du champ de Bongkot, 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 plateformes-puits), a démarré comme prévu \- la phase 3K (deux plateformes-puits), a démarré comme prévu \- la phase 3L (deux plateformes-puits), approuvée en 2012 pour un démarrage prévu en 2014 ; \- la phase 3M (quatre plateformes-puits), approuvée en mars 2013 pour un démarrage prévu en 2015 ; \- la quatrième série de compresseurs pour basse pression, permettant d’augmenter la production de gaz, a été approuvée en 2012 pour un démarrage prévu fin 2014. – La partie Sud du champ (Greater Bongkot South) fait également l’objet d’un développement par phases. Il comprendra à terme une plateforme de traitement, une plateforme d’habitation et \- la phase 4A (six plateformes-puits) a commencé à produire en \- la phase 4B (quatre plateformes-puits) se poursuit avec une mise en production prévue en 2014 ; \- la phase 4C (trois plateformes-puits) sera développée à la suite L’exploration sur ces permis se poursuit avec le forage chaque année de plusieurs puits (sept en 2013). Au Vietnam, le Groupe ne détient plus d’actifs d’exploration suite à la cession en août 2013 de sa participation dans le bloc offshore 2.1.7.5. Communauté des États indépendants (CEI) En 2013, la production de TOTAL dans la CEI s’est établie à 227 kbep / j, représentant 10% de la production totale du Groupe, contre 195 kbep / j en 2012 et 119 kbep / j en 2011. En Azerbaïdjan, TOTAL est présent depuis 1996 sur le champ de Shah Deniz (10%), avec une production s’établissant à 20 kbep / j en 2013, en progression régulière d’une année sur l’autre depuis 2010. TOTAL détient également 10% du gazoduc de South Caucasus Pipeline Company (SCP) qui achemine le gaz produit sur Shah Deniz vers les marchés turc et géorgien. TOTAL détient aussi 5% de l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan (BTC) qui relie Bakou à la mer Méditerranée et évacue entre autres les condensats du gaz de Shah Deniz. Les livraisons de gaz à la Turquie et à la Géorgie ont continué tout au long de l’année 2013, à un rythme moins soutenu pour la Turquie en raison d’une plus faible demande qu’initialement prévu. SOCAR, la compagnie nationale d’Azerbaïdjan, a continué comme en 2012 à enlever des quantités de gaz supérieures à celles prévues contractuellement permettant aux installations de fonctionner au maximum de leur capacité. À la suite des accords signés en 2011 portant sur la vente de volume de gaz additionnels à la Turquie et sur les conditions de transit des volumes destinés aux marchés européens, la décision finale d’investissement pour la seconde phase de développement de Shah Deniz a été prise en décembre 2013. Des contrats de ventes de gaz ont été signés en septembre 2013 avec des acheteurs européens pour un volume total de plus de 10 Gm3 / an. Le transport de ces volumes devrait se faire à partir de 2021 via le Trans Anatolian pipeline (TANAP) à travers la Turquie, projet conduit par SOCAR et par le Trans Adriatic Pipeline (TAP) qui devrait relier la Turquie à l’Italie et dans lequel TOTAL a acquis en juillet 2013, une Concernant le bloc d’Absheron en mer Caspienne, TOTAL (40%) est l’opérateur pendant la phase d’exploration jusqu’à la phase de développement et de production où une société conjointe conduira les opérations. Une déclaration de découverte et de commercialité a été déposée en 2012, à la suite de la découverte significative de 2011\. Le plan de développement du champ est en cours de préparation. Des discussions sont en cours pour permettre la construction d’un appareil de forage en mer Caspienne afin de préparer le développement de cette découverte. Au Kazakhstan, TOTAL est présent depuis 1992 via sa participation de 16,81% dans le permis Nord Caspienne qui couvre Le projet Kashagan prévoit un développement du champ par phases successives. La production de la première phase (300 kb / j) a démarré le 11 septembre 2013 et a été arrêtée, une première fois le 24 septembre 2013 puis, après avoir redémarré, une seconde fois le 9 octobre 2013, en raison de fuites détectées sur le pipeline d’export du gaz. Des investigations sont en cours pour déterminer l’origine de ces défaillances techniques afin de redémarrer En novembre 2012, TOTAL a acquis une participation de 75% dans deux blocs d’exploration onshore, les blocs Nurmunai « Nord » et « Sud ». Ces deux blocs couvrent une superficie de 14 600 km2 et sont situés dans le sud-ouest du pays. Une campagne sismique 2D a été réalisée en 2013 sur chacun des blocs. L’interprétation des données est en cours et un puits devrait être foré en 2014. En Russie, où TOTAL est présent au travers de sa filiale depuis 1991, la production du Groupe s’est élevée à 207 kbep / j en 2013, contre 179 kbep / j en 2012 et 105 kbep / j en 2011. Elle provient du champ de Kharyaga et de la participation de TOTAL dans Novatek société russe cotée à Moscou et Londres. – Sur le champ de Kharyaga (40%, opérateur), les travaux relatifs au plan de développement des phases 3 et 4 se poursuivent. Ce plan vise le maintien du plateau de production d’huile au-dessus de 30 kbep / j. La phase 3 devrait s’achever en 2015 avec la fin – Selon l’accord de partenariat stratégique signé en 2011 avec Novatek, TOTAL a continué d’augmenter sa participation dans Novatek pour atteindre 16,9636% au 31 décembre 2013 et a l’intention de porter cette participation jusqu’à 19,4%. Avec Novatek, TOTAL participe actuellement à deux projets : Termokarstovoye : ce gisement de gaz et de condensats est situé à terre, dans la région des Yamalo-Nenets. La licence de développement et de production sur le champ de Termokarstovoye est détenue par ZAO Terneftegas, joint venture entre Novatek (51%) et TOTAL (49%). Le développement de ce champ a été lancé fin 2011, avec un démarrage de la production prévu pour mi-2015 et une capacité de 65 kbep / j. Yamal LNG : ce projet, déclaré d’intérêt national par les autorités russes, vise à développer le gisement de gaz et de condensats de South Tambey situé à terre en zone arctique dans la péninsule de Yamal et à construire une usine de liquéfaction de gaz de trois trains d’une capacité de 16,5 Mt / an de GNL. La première production est attendue fin 2017. La production de GNL devrait être vendue en Europe et en Asie et des méthaniers brise-glace seront utilisés. La décision finale d’investissement a été prise en décembre 2013. La société Yamal LNG est détenue par Novatek (60%), TOTAL (20%) et depuis janvier 2014 par CNPC (20%). En janvier 2014, Novatek a augmenté sa participation dans la société Severenergia (production de 100 kbp / j en 2013) en rachetant les parts d’ENI via la société Articgaz (JV 50 / 50 Novatek / Gazpromneft). En décembre 2013, Novatek a échangé ses parts détenues dans Sibneftegas contre la totalité des intérêts de Rosneft dans Severenergia. Depuis juin 2013, Novatek détient une participation de 50% dans le champ de Nortgaz. – En 2013, TOTAL a réalisé des études conceptuelles montrant que des solutions techniques nouvelles pourraient permettre un développement économique de Shtokman. Des échanges sont nécessaires avec Gazprom pour trouver une solution technique, contractuelle et économique pour le développement du champ Au Tadjikistan, TOTAL a acquis au premier semestre 2013 une participation de 33,3% dans le bloc Bocktar. Cet accord marque l’entrée de TOTAL au Tadjikistan. Des études environnementales et sociétales ont démarré début 2014. La première phase d’une campagne sismique de 800 km est prévue en 2014 dans la perspective d’un premier forage fin 2015. En 2013, la production de TOTAL en Europe s’est élevée à 392 kbep / j, représentant 17% de la production totale du Groupe, contre 427 kbep / j en 2012 et 512 kbep / j en 2011. En Bulgarie, la licence Khan Asparuh, qui couvre 14 220 km2 en mer Noire, a été octroyée à TOTAL en 2012. En mars 2013, TOTAL a cédé 60% d’intérêts et conserve 40% de ce bloc. TOTAL sera opérateur à partir d’avril 2014. Une campagne d’acquisition sismique 3D et 2D a été menée de juin 2013 à janvier 2014. Les travaux de traitement des données et d’interprétation devraient être réalisés en 2014 de façon à définir les objectifs qui seront forés en 2015 et 2016. À Chypre, TOTAL est présent depuis février 2013 dans les blocs d’exploration 10 (100%, opérateur) et 11 (100%, opérateur) situés au sud-ouest de Chypre dans l’offshore profond. L’acquisition sismique 3D a été réalisée en 2013 sur le bloc 11 et une campagne 2D a démarré en février 2014 sur le bloc 10. Au Danemark, TOTAL détient depuis 2010 une participation de (Nordsjaelland, ex-Frederoskilde). Ces licences onshore, dont le potentiel en gaz de schiste est en cours d’évaluation, couvrent Sur la licence 1 / 10, à la suite des études géosciences conduites en 2011, le forage d’un puits a été décidé. Initialement prévu courant 2013, celui-ci devrait être réalisé en 2014 en raison d’études environnementales complémentaires demandées par les autorités locales. Sur la licence 2 / 10, les études géosciences sont en cours et une acquisition gravimétrique a été réalisée en 2013. En France, la production du Groupe s’est établie à 9 kbep / j en 2013, contre 13 kbep / j en 2012 et 18 kbep / j en 2011. 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 mis en production en 1957, un pilote de captage, d’injection et de stockage du CO2, est entré en service en 2010\. Dans le cadre de ce projet, une chaudière a été modifiée pour fonctionner en oxycombustion et le CO2 produit est injecté dans le gisement déplété de Rousse. Ce projet, qui s’inscrit dans la politique de développement durable du Groupe, a permis de tester dans son ensemble l’une des voies envisageables pour réduire les émissions de CO2. La plupart des objectifs de l’expérimentation ayant été atteints, l’injection de CO2 a pris fin au premier trimestre 2013 (pour une information complémentaire, se reporter au chapitre 7). Comme anticipé, TOTAL a mis fin à l’exploitation commerciale du gaz de Lacq en octobre 2013. Les accords de cession des actifs Itteville, Vert-le-Grand, Vert-le-Petit, La Croix Blanche ont été signés en 2011, et pour les actifs Dommartin Lettrée, Vic-Bilh, Lacq, Lagrave et Pécorade en 2012. L’approbation des autorités a été obtenue pour tous ces permis hors Lacq pour lequel elle est attendue en 2014. Le permis exclusif de recherche de Montélimar, attribué à TOTAL en 2010 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 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. Le recours déposé en décembre 2011 devant la juridiction administrative afin de demander l’annulation par le juge de l’abrogation du permis est En Italie, TOTAL détient des participations dans deux licences d’exploration et un intérêt dans le champ de Tempa Rossa (50%, opérateur), découvert en 1989 et situé sur la concession de Gorgoglione (région Basilicate). Les travaux de préparation des sites ont débuté en 2008, mais une procédure judiciaire diligentée par le procureur du tribunal de Potenza à l’encontre de Total Italia avait conduit à leur arrêt (pour une information complémentaire sur ce litige, se reporter au chapitre 4, point 4, Procédures judiciaires et d’arbitrage). Après avoir repris les travaux de préparation des sites, la décision finale d’investissement a été prise en juillet 2012 et la mise en production est prévue en 2016 avec une capacité de 55 kbep / j. À la suite des appels d’offres, tous les contrats de génie civil et de construction ont été attribués en 2012 et sont en cours. Le forage de Gorgoglione 2 a été testé en 2012, confirmant les résultats des autres puits. Le forage d’un sidetrack sur le puits TR-2 a débuté en novembre 2013 En mars 2013, TOTAL a finalisé un accord de cession de 25% d’intérêts acquis dans Tempa Rossa en 2011. Le transfert des intérêts, portant ainsi sa participation de 75% à 50%, est intervenu avec l’approbation par les autorités italiennes en juin 2013. En Norvège, où le Groupe est présent depuis le milieu des années soixante, TOTAL détient des intérêts dans cent-quatre permis de production sur le plateau continental maritime norvégien, dont trente et un opérés. La production du Groupe s’est élevée à 243 kbep / j en 2013 dont 74 kbep / j sont issus de Greater Ekofisk Area situé dans le secteur Sud de la mer du Nord, 103 kbep / j des secteurs Central et Nord de la mer du Nord et 66 kbep / j de la région de l’Haltenbanken (en mer de Norvège) et de la mer de Barents. La production du Groupe s’était établie à 275 kbep / j en 2012 et 287 kbep / j en 2011. La baisse de production entre 2011 et 2013 s’explique principalement par le déclin des champs matures. La production devrait remonter à environ 300 kbep / j à l’horizon 2017 grâce à la mise en production de nouveaux champs dont les développements ont été lancés (Martin Linge, Ekofisk South, Eldfisk II). – En mer du Nord norvégienne, la contribution la plus importante à la production du Groupe, essentiellement non opérée, provient de l’ensemble Greater Ekofisk Area (Ekofisk, Eldfisk, Embla, etc.). • Au sud de la mer du Nord norvégienne : Sur Greater Ekofisk Area, le Groupe détient une participation de 39,9% dans les champs d’Ekofisk et d’Eldfisk. Les projets Ekofisk South et Eldfisk 2 (capacité 70 kbep / j chacun) ont été lancés en 2011. La production d’Ekofisk South a démarré en octobre 2013 et celle d’Eldfisk 2 est attendue début 2015. La construction et l’installation de la plateforme abritant les nouveaux quartiers d’habitation et le centre de services Ekofisk sont maintenant terminées et les quartiers d’habitations sont • Sur la partie centrale de la mer du Nord norvégienne : Les démarrages des productions de gaz des champs d’Atla, situé sur la licence PL102C (40%, opérateur), et de Beta West (10%), satellite de Sleipner, ont eu lieu respectivement en octobre Le développement de la structure de Gina Krog (38%), anciennement nommée Dagny et située au nord de Sleipner a été approuvé en 2013. La production devrait démarrer en 2017. Sur la licence PL036D (24,24%), le développement accéléré de Vilje Sud a été lancé en 2011. Le démarrage de la production est • Sur la partie septentrionale de la mer du Nord norvégienne : Le champ d’Islay (100%, opérateur) a été mis en production en 2012\. Ce champ s’étend de part et d’autre de la frontière entre la Grande-Bretagne et la Norvège. La participation du Groupe sur la partie norvégienne s’élève à 5,51%. Les champs de Stjerne situé sur la licence PL104 (14,7%) et de Visund South situé sur la licence PL120 (7,7%) ont été mis en production respectivement en juillet 2013 et en novembre 2012 Sur la licence PL120 (7,7%), le développement accéléré de Visund North, lancé fin 2011, a permis de mettre le champ en Sur Greater Hild Area (51%, opérateur) situé au nord, le schéma de développement de Martin Linge a été approuvé par les autorités en 2012 pour un démarrage de la production prévu fin 2016 avec une capacité estimée de 80 kbep / j. Sur les licences de production PL104 et PL79, le projet Oseberg Delta phase 2 (14,7%) a été approuvé par les autorités en octobre 2013\. Le démarrage de la production est prévu en 2015. – En mer de Norvège, la région de l’Haltenbanken regroupe les champs de Tyrihans (23,2%), Linnorm (20%), Mikkel (7,7%) et Kristin (6%) ainsi que le champ d’Åsgard (7,7%) et ses satellites 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 approuvé par les autorités norvégiennes en 2012. Tous les principaux contrats ont été signés. Le développement du champ de gaz de Linnorm est toujours en cours d’étude suite aux résultats inférieurs aux attentes du puits d’exploration Onyx South foré en 2013. Il était prévu d’exporter le gaz de Linnorm vers le terminal onshore de Nyhamna grâce à l’installation d’un nouveau gazoduc (projet Polarled). Le projet Polarled (5,11%) a été sanctionné en décembre 2012. Le projet consiste en l’installation d’un gazoduc de 481 km de long reliant le champ d’Aasta Hansen au terminal Nyhamna – En mer de Barents, un projet d’amélioration des performances de l’usine de liquéfaction de gaz de Snøhvit (18,4%, capacité de 4,2 Mt / an) a été lancé en 2012. Cette usine est alimentée par la production des champs de gaz de Snøhvit, d’Albatross et Plusieurs puits d’exploration ont été forés avec succès pendant la période 2011-2013 sur diverses licences, mettant en évidence la présence d’hydrocarbures dans les structures de Smørbukk North (PL479, 7,68%) et de Rhea (PL120, 7,68%) en 2013, de Garantiana (PL554, 40%, opérateur) et de King Lear (PL146 et 333, 22,2%) en 2012, et d’Alve North (PL127, 50%, opérateur) et de Norvarg (PL535, 40%, opérateur) en 2011. Le puits foré en 2013 sur Novarg a confirmé la présence de gaz dans la structure mais les résultats du puits, dont l’analyse est en cours au 31 décembre 2013, Par ailleurs, le Groupe poursuit l’optimisation de son portefeuille d’actifs en Norvège en entrant sur de nouvelles licences et en 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 2013, la production du Groupe s’est établie à 35 kbep / j, contre 33 kbep / j en 2012 et 38 kbep / j en 2011. – Suite à l’acquisition d’intérêts complémentaires fin 2013, TOTAL détient maintenant 50% dans le bloc K5b et 60% dans les blocs, K1b / K2a et K2c. TOTAL est opérateur de ces trois blocs. – Une campagne d’acquisition sismique 3D sur plusieurs permis offshore et couvrant une superficie de 3 500 km2 a été réalisée en 2012. L’interprétation de cette campagne est en cours. – En août 2013, le projet de développement K4-Z (50%, opérateur) est entré en production. Lancé en 2011, ce projet de développement comprend deux puits sous-marins reliés aux installations existantes de production et de transport. – En 2012, le champ L4-D (55,66%, operateur) est entré en – La production du projet K5-CU (49%, opérateur) a démarré En Pologne, TOTAL est entré début 2012 à hauteur de 49% dans deux concessions d’exploration, Chelm et Werbkowice, pour en évaluer le potentiel en gaz de schiste. Sur le permis de Chelm, un forage a été réalisé et le puits a été testé en 2011. Les résultats de ce puits ont été analysés en 2012 et 2013. En décembre 2013, à la suite du départ de l’opérateur, TOTAL a porté sa participation dans ce permis à 100% et en est devenu l’opérateur. Le permis Werbkowice a été rendu en 2012. Au Royaume-Uni, où TOTAL est présent depuis 1962, la production du Groupe s’est établie à 105 kbep / j en 2013 contre 106 kbep / j en 2012 et 169 kbep / j en 2011. 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. En 2012, elle a été fortement impactée par l’arrêt des champs d’Elgin, de Franklin et de West Franklin suite à la fuite de gaz survenue sur le puits G4 d’Elgin. Ces trois champs ont été redémarrés en mars 2013. – Sur la zone d’Alwyn (100%), la mise en production de satellites ou de nouveaux compartiments des réservoirs permet de compenser partiellement la baisse naturelle du potentiel de production. Ainsi les puits N54 et N53 ont été mis en production respectivement en 2012 et 2011. Le puits N55, foré en 2012 sur le panneau Brent South West, devrait être mis en production Sur le champ de Dunbar (100%), une nouvelle campagne de forage (Dunbar phase IV) devrait commencer durant le second trimestre 2014 incluant trois reconditionnements de puits et Le champ d’Islay (100%, opérateur) a été mis en production en 2012\. Ce champ s’étend de part et d’autre de la frontière entre la Grande-Bretagne et la Norvège. La participation du Groupe sur la partie britannique s’élève à 94,49%. En 2012, TOTAL a finalisé la cession de sa participation dans le – Dans le Central Graben, 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 (46,2%, opérateur). En raison d’une fuite de gaz survenue sur le champ d’Elgin en mars 2012, la production des champs d’Elgin, Franklin et West Franklin a été arrêtée. En mai 2012, TOTAL a confirmé le succès de l’intervention visant à stopper la fuite du puits G4 et, fin octobre 2012, le puits G4 a été définitivement sécurisé après la mise en place de cinq bouchons de ciment. L’enquête interne menée par TOTAL a permis d’identifier clairement les causes de l’accident et de définir de nouveaux critères d’intégrité pour les puits, ainsi que les mesures à prendre pour permettre le redémarrage de la production d’Elgin / Franklin en totale sécurité. La production de la zone d’Elgin / Franklin a redémarré en mars 2013 après l’approbation du dossier de sécurité par l’Autorité de régulation britannique (HSE). La production a atteint progressivement un débit de 55 kbep / j (environ 25 kbep / j en part du Groupe), soit 40% du potentiel de production des champs. Afin de retrouver d’ici à 2015 le niveau de production attendu avant l’accident, un projet de redéveloppement prévoyant le forage de nouveaux puits intercalaires sur Elgin et Franklin a été lancé en juillet 2013. Les forages devraient démarrer sur Elgin début 2015. Par ailleurs, le développement de West Franklin Phase se poursuit avec un démarrage de la production prévu mi-2014. – Venant s’ajouter à Alwyn et au Central Graben, une troisième zone, West Shetland, est en cours de développement. Celle-ci couvre les champs de Laggan et Tormore (80%, opérateur), et le permis P967 (50%, opérateur) qui comprend la découverte de gaz de Tobermory. La décision de développer les champs de Laggan et Tormore est intervenue en 2010 et la production devrait démarrer en 2014 avec une capacité prévue de 90 kbep / j. Le schéma de développement comprend des installations de production sous-marines, un traitement des effluents (gaz à condensats) dans une usine construite près du terminal de Sullom Voe, dans les îles Shetland à 150 km de distance, et un nouveau gazoduc connecté à la ligne de Frigg (FUKA) pour l’export du gaz vers le terminal de Saint-Fergus. Début 2011, une découverte de gaz à condensats a été réalisée sur la licence d’Edradour Est (75%, opérateur), à proximité de Laggan et Tormore. Le développement d’Edradour Est, en utilisant les infrastructures mises en place, a été décidé fin 2012. Le schéma de développement d’Edradour Est est en cours d’optimisation afin d’intégrer d’éventuels autres champs de la même zone. Un second puits (Spinnaker), à proximité de la découverte d’Edradour, est en cours de forage à fin 2013. TOTAL possède également des participations dans trois actifs opérés par des tiers : les champs de Bruce (43,25%), de Keith (25%) et de Markham (7,35%). Les participations du Groupe dans les autres champs opérés par des tiers (Seymour, Alba, Armada, Maria, Moira, Mungo / Monan et Everest) ont été cédées en 2012. Neuf nouvelles licences (trois au nord de la mer du Nord, trois en Central Graben, trois en West Shetland) ont été attribuées à TOTAL lors du vingt-septième round d’exploration en 2012. Début 2014, TOTAL a acquis un intérêt de 40% dans deux permis d’exploration et de production de gaz de schiste (PEDL 139 et 140) situés dans le bassin du Gainsborough Trough dans la région des East Midlands, et a signé un accord lui permettant d’acquérir 50% dans le permis PEDL 209 situé dans la même zone. En 2013, la production de TOTAL au Moyen-Orient s’est établie à 536 kbep / j, représentant 23% de la production totale du Groupe, contre 493 kbep / j en 2012 et 570 kbep / j en 2011. Aux Émirats arabes unis, où TOTAL est présent depuis 1939, la production du Groupe s’est élevée à 260 kbep / j en 2013, contre 246 kbep / j en 2012 et 240 kbep / j en 2011. En 2013, le pays a maintenu un rythme de production soutenu ce qui a permis d’augmenter la part de production de TOTAL. La croissance de production en 2013 s’explique essentiellement par des productions en hausse pour Abu Dhabi Company for onshore Oil Operations 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 d’Abou Dabi, ainsi qu’une participation de 13,3% dans Abu Dhabi Marine (ADMA) qui exploite deux champs offshore. Par ailleurs, TOTAL détient 15% d’Abu Dhabi Gas Industries (GASCO), société qui produit des LGN (liquides de gaz naturel) et des condensats issus du gaz associé produit par ADCO ainsi que du gaz à condensat et du gaz associé produits par ADMA. TOTAL détient aussi 5% d’Abu Dhabi Gas Liquefaction Company (ADGAS), société qui traite du gaz associé d’ADMA pour produire du GNL, du LGN et des condensats et également 5% de National Gas Shipping Company (NGSCO), société qui possède huit méthaniers et exporte le GNL d’ADGAS. La licence d’ADCO a expiré en janvier 2014. Les autorités d’Abou Dabi ont lancé un appel d’offres pour le renouvellement de la licence à compter du 1er janvier 2015. Le Groupe détient 24,5% de la société Dolphin Energy Ltd. en partenariat avec la société Mubadala détenue par le gouvernement 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. FERTIL 2 a démarré en juillet 2013 et permet à FERTIL de plus que doubler sa capacité de production à 2 Mt / an. En Irak, la production du Groupe s’est établie à 7 kbep / j en 2013 contre 6 kbep / j en moyenne sur l’année 2012. TOTAL détient une participation de 18,75% dans le consortium qui a acquis le contrat de développement et de production du champ de Halfaya situé dans la province de Missan. La production de la phase 1 du projet, d’une capacité de 100 kb / j a démarré en juin 2012. La phase 2 en cours de construction permettra d’atteindre 200 kb / j durant le second semestre 2014. Le plan de développement définitif permettant d’atteindre un plateau de 535 kb / j a été approuvé par les autorités en août 2013. Début 2013, TOTAL a pris une participation de 80% et est devenu opérateur du bloc d’exploration de Baranan (729 km2), situé au sud-est de Souleimaniye, dans la région du Kurdistan. L’acquisition d’une sismique 2D de 213 km s’est achevée en janvier 2014. Les données de cette sismique devraient permettre de forer un TOTAL détient depuis 2012 une participation de 35% dans les blocs d’exploration Safen et Harir (respectivement 424 km2 et 705 km2, au nord-est d’Erbil), ainsi que 20% dans le bloc Taza (505 km2, au sud-ouest de Souleimaniye). Sur l’année 2013, quatre puits d’exploration ont été forés, débouchant sur deux découvertes sur le bloc Taza et sur le bloc Harir. Le forage de cinq nouveaux puits est prévu en 2014 sur trois de ces quatre blocs. Début 2014, la participation de TOTAL sur le bloc Safen est montée à 80%, En Iran, le Groupe n’a plus aucune production depuis 2010. Pour une information complémentaire sur TOTAL et l’Iran, se reporter au En Oman, la production du Groupe s’est établie à 37 kbep / j en 2013, stable par rapport à 2012 et 2011. TOTAL est présent dans la production d’huile essentiellement sur le bloc 6 (4%) (1), mais également sur le bloc 53 (2%) (2). Le Groupe produit également du GNL à travers ses participations dans le complexe de liquéfaction de Oman LNG (5,54%) / Qalhat LNG (2,04%) (3), d’une capacité globale de 10,5 Mt / an. En décembre 2013, TOTAL a obtenu la licence du bloc 41 situé en eaux très profondes. Au Qatar, où TOTAL est présent depuis 1936, la production du Groupe s’est élevée à 137 kbep / j en 2013, contre 139 kbep / j en 2012 et 155 kbep / j en 2011. Le Groupe détient des participations dans le champ d’Al Khalij (40%), dans le bloc NFB (20%) du North Field ainsi que dans l’usine de liquéfaction de Qatargas 1 (10%), et dans le train 5 de Qatargas 2 (16,7%). (1) TOTAL détient une participation indirecte de 4% dans Petroleum Development Oman LLC, opérateur du bloc 6 via sa participation de 10% dans Pohol. (2) TOTAL détient une participation directe de 2% dans le bloc 53. (3) Participation indirecte de TOTAL via l’intérêt d’Oman LNG dans Qalhat LNG. – En 2012, TOTAL et la société nationale Qatar Petroleum ont signé un nouvel accord prolongeant de vingt-cinq ans leur partenariat sur le champ d’Al Khalij à partir de 2014. Selon les termes de ce contrat, TOTAL restera l’opérateur (40%) aux côtés – Le contrat pour la production du projet gazier Dolphin, signé en 2001 avec Qatar Petroleum, prévoit la vente de 2 Gpc / j de gaz en provenance du North Field pour une période de vingt-cinq ans. Ce gaz est traité dans l’usine Dolphin de Ras Laffan puis acheminé vers les Émirats arabes unis par un gazoduc long de – La capacité de production du train 5 de Qatargas 2 s’élève à 8 Mt / an. TOTAL est actionnaire de ce train depuis 2006. Un accord de mutualisation des deux trains de liquéfaction du projet Qatargas 2 (train 4 et train 5) a été signé en 2011. Cet accord prévoit le partage à parts égales de la production physique des deux trains ainsi que des coûts opératoires et des investissements. 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 est partenaire depuis 2011 sur le permis d’exploration BC (25%) en offshore. Le premier puits d’exploration devrait être En Syrie, TOTAL a une participation de 100% dans le permis de Deir Ez Zor, opéré par la société mixte DEZPC détenue à 50% par TOTAL et 50% par la compagnie nationale SPC. En outre TOTAL est titulaire du contrat Tabiyeh entré en vigueur en 2009. Le Groupe n’a eu aucune production en 2013 ni en 2012 contre 53 kbep / j en 2011\. En décembre 2011, TOTAL a, en effet, suspendu ses activités contribuant à la production d’hydrocarbures en Syrie, conformément à la réglementation de l’Union européenne. Pour une information complémentaire, se reporter au chapitre 4 Au Yémen, où TOTAL est présent depuis 1987, la production du Groupe s’est établie à 95 kbep / j en 2013, contre 65 kbep / j en 2012 et 86 kbep / j en 2011. TOTAL détient une participation de 39,62% dans l’usine de liquéfaction de Yemen LNG (capacité de 6,7 Mt / an) située à Balhaf, sur la côte Sud du pays, alimentée par le gaz du bloc 18 situé dans la région de Marib au centre du Yémen, au travers d’un gazoduc de 320 km. L’usine de Balhaf a subi deux attaques à la roquette en décembre 2013 et janvier 2014 mais la production n’a pas été impactée car l’une des roquettes n’a occasionné que des dégâts matériels légers et l’autre s’est abîmée en mer. Les mesures de sécurité ont depuis été adaptées du fait de l’évolution des risques. TOTAL est également actif sur 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 cinq permis d’exploration onshore : 40% dans les blocs 69 et 71, 50,1% dans le bloc 70 (opérateur), 36% dans le bloc 72 (opérateur) et 40% dans le bloc 3 Superficie non Superficie Superficie non Superficie Superficie non Superficie développée (a) développée développée (a) développée développée (a) développée (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. (nombre de puits) brut net (a) (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. 2.1.10. Nombre de puits producteurs et secs forés (nombre de puits) Puits Puits Total des Puits Puits Total des Puits Puits Total des producteurs secs forés puits nets producteurs secs forés puits nets producteurs secs forés puits nets forés nets (a) (b) nets (a) (c) forés(a) (c) forés nets(a) (b) nets (a) (c) forés (a) (c) forés nets (a) (b) nets (a) (c) forés (a) (c) Europe 1,5 0,2 1,7 0,9 3,3 4,2 1,5 1,7 3,2 Afrique 1,5 5,1 6,6 4,9 2,8 7,7 2,9 1,5 4,4 Amériques 2,9 1,4 4,3 3,9 0,6 4,5 1,2 1,3 2,5 Moyen-Orient 0,6 0,7 1,3 - - - 1,2 0,8 2,0 Asie 1,6 4,3 5,9 2,4 1,4 3,8 2,1 3,7 5,8 Total 8,1 11,7 19,8 12,1 8,1 20,2 8,9 9,0 17,9 Europe 6,9 0,3 7,2 6,0 0,7 6,7 7,5 - 7,5 Afrique 19,7 0,4 20,1 22,7 - 22,7 24,7 - 24,7 Amériques 98,0 - 98,0 70,6 - 70,6 113,1 - 113,1 Moyen-Orient 42,7 0,3 43,0 43,3 - 43,3 32,6 2,6 35,2 Asie 198,0 - 198,0 127,8 - 127,8 118,4 - 118,4 Total 365,3 1,0 366,3 270,4 0,7 271,1 296,3 2,6 298,9 Total 373,4 12,7 386,1 282,5 8,8 291,3 305,2 11,6 316,8 (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. (b) Inclut certains puits d’exploration abandonnés mais qui auraient pu produire des hydrocarbures en quantité suffisante pour justifier leur complétion. (c) Pour information : les puits de services et les puits stratigraphiques forés dans le cadre des opérations au Canada (sable bitumineux) ne sont pas reportés dans ce tableau (86,2 puits en 2013, 131,7 en 2012 et 82,2 en 2011). 2.1.11. Puits d’exploration et de développement en cours de forage (y compris les puits temporairement suspendus) (a) À partir de 2013, inclut les puits forés pour lesquels les installations de surface permettant la production n’ont pas encore été construites. De tels puits sont aussi comptabilisés dans le tableau « Nombre de puits producteurs et secs forés », ci-dessus, pour l’année où ils ont été forés. (b) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. 2.1.12. Participation dans les oléoducs et les gazoducs Le tableau suivant présente les participations de TOTAL dans les oléoducs et les gazoducs au 31 décembre 2013. Pipeline(s) Origine Destination % intérêt Opérateur Liquides Gaz Central Graben Liquid Export Line (LEP) Elgin-Franklin Alwyn North, Bruce et autres Saint Fergus (Écosse) Porto Alegre via São Paulo 9,67 (a) Intérêt de 100% détenu par Total Gabon, la participation financière du Groupe dans Total Gabon étant de 58,28%. Gas & Power a pour objectif premier de contribuer à la croissance du Groupe en assurant des débouchés pour ses réserves et productions actuelles ou futures de gaz naturel. Afin de valoriser au mieux ces ressources gazières, notamment de gaz naturel liquéfié (GNL), les activités de Gas & Power englobent le trading et le marketing de gaz naturel, de gaz naturel liquéfié, de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et d’électricité, ainsi que le transport maritime. Gas & Power participe également au capital de sociétés d’infrastructures (terminaux de regazéification, transport et stockage de gaz naturel, centrales électriques) nécessaires à la mise en place Gas & Power est aussi en charge d’un pôle d’activité Charbon, allant de la production jusqu’à la commercialisation. Pionnier de l’industrie du GNL, TOTAL est aujourd’hui un des acteurs majeurs (1) du secteur dans le monde grâce à des positions solides et diversifiées aussi bien dans l’amont que dans l’aval de la chaîne GNL. Le développement du GNL est un élément-clé de la stratégie du Groupe qui renforce sa présence dans la plupart des grandes zones de production ainsi que sur les principaux marchés. À travers ses participations dans des usines de liquéfaction (2) au Qatar, aux Émirats arabes unis, en Oman, au Nigeria, en Norvège, au Yémen, en Angola et son accord de fourniture de gaz à l’usine de Bontang LNG en Indonésie, le Groupe commercialise du GNL sur l’ensemble des marchés mondiaux. En 2013, la quote-part de production de GNL vendue de TOTAL s’est élevée à 12,3 Mt, en hausse de plus 7% par rapport aux ventes 2012 (11,4 Mt). Cette hausse s’explique notamment par l’amélioration des performances de l’usine Yemen LNG en 2013. Les projets de liquéfaction du Groupe à venir, notamment en Australie et en Russie, devraient permettre la croissance de la quote-part de production de GNL vendue du Groupe au cours des prochaines années. Gas & Power a la responsabilité des activités GNL en aval des usines de liquéfaction. Elle est en charge de la commercialisation du GNL pour le compte de l’Exploration-Production, du développement du portefeuille aval GNL pour ses activités de trading, de marketing et de transport ainsi que des terminaux 2.2.1.1. Achats GNL long terme du Groupe TOTAL se porte acquéreur de volumes long terme de GNL, qui proviennent le plus souvent des usines de liquéfaction dans lesquelles le Groupe possède une participation. Ces volumes viennent alimenter son portefeuille mondial de ressources GNL. Au Nigeria, dans le cadre du projet Nigeria LNG dans lequel le Groupe détient une participation de 15%, TOTAL 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 de 0,23 Mt / an à laquelle s’est ajoutée 0,94 Mt / an au démarrage du train 6 en 2007. TOTAL détient également une participation de 17% dans le projet Brass LNG qui poursuit l’étude d’une usine de liquéfaction de gaz, prévoyant la construction de deux trains de GNL de 5 Mt / an chacun. TOTAL a signé en 2006 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 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 de GNL ont commencé en 2007. Au Qatar, TOTAL a signé en 2006 des contrats d’achat de GNL du train 5 (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. Les livraisons de GNL ont commencé en 2009. Au Yémen, TOTAL a signé en 2005 avec la compagnie Yemen LNG Ltd (39,62%) un accord d’achat de 2 Mt / an de GNL pendant vingt ans initialement destiné à être livré aux États-Unis et en Europe. Les livraisons de GNL ont démarré en 2009. 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. Les nouvelles sources de GNL présentées ci-dessous devraient assurer la croissance du portefeuille de ressources GNL du Groupe. En Australie, TOTAL a augmenté début 2013 sa participation de 24% à 30% dans le projet Ichthys LNG. Ce projet a été lancé début 2012 et prévoit la construction de deux trains de GNL de 4,2 Mt / an chacun. Par ailleurs, TOTAL a signé en 2011 un contrat d’achat de GNL de 0,9 Mt par an pendant quinze ans. Les enlèvements de En Russie, TOTAL détient une participation de 20% dans la société Yamal LNG qui porte le projet visant à développer le gisement de gaz et de condensats de South Tambey et à construire une usine de liquéfaction de gaz de trois trains permettant de produire 16,5 Mt / an de GNL. La décision finale d’investissement a été prise en décembre 2013\. Parallèlement à cette participation, TOTAL a signé des contrats d’achat de GNL pour un volume total de 4 Mt par an Aux États-Unis, TOTAL a conclu en 2012 avec Kogas (la compagnie nationale coréenne de gaz naturel), un contrat d’achat de 0,7 Mt / an de GNL, pour une durée de vingt ans, à partir du train 3 du terminal gazier de Sabine Pass (Louisiane). Les enlèvements de GNL devraient débuter en 2017. Parallèlement, TOTAL a également conclu un contrat d’achat de 2 Mt / an de GNL, pour une durée de vingt ans, avec la société Sabine Pass Liquefaction LLC, à partir du train 5 du terminal de Sabine Pass. Les enlèvements de GNL commenceront à la date de mise en service du train 5 prévue en 2018. Cet accord reste entre autres conditionné à l’obtention des autorisations d’exportation et de construction d’un cinquième train par Sabine Pass Liquefaction LLC (le propriétaire et opérateur du terminal), ainsi qu’à la décision (1) Données société sur la base du portefeuille GNL amont et aval en 2013. (2) L’Exploration-Procduction est en charge des activités de production et liquéfaction de gaz naturel. 2.2.1.2. Ventes GNL long terme du Groupe petcoke de la raffinerie de Port Arthur (États-Unis) depuis 2011. TOTAL a signé des contrats de vente de GNL provenant du portefeuille mondial de ressources GNL du Groupe : En Chine, TOTAL a signé un contrat de vente de GNL avec CNOOC (China National Offshore Oil Company). Au titre de cet accord, entré en vigueur en 2010, TOTAL fournit à CNOOC jusqu’à 1 Mt / an de GNL sur une période de quinze ans. 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. 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 2011, TOTAL a signé un contrat pour l’affrètement long terme d’un deuxième méthanier, le Meridian Spirit (anciennement Maersk Meridian), d’une capacité de 165 000 m3, pour renforcer ses capacités de transport dans le cadre de ses engagements d’enlèvement en TOTAL commence également à développer sa flotte. Le Groupe a ainsi conclu en avril 2013 un accord d’affrètement à long-terme avec SK Shipping et Marubeni pour deux méthaniers de 182 000 m3. Les navires serviront les contrats d’achat de Total Gas & Power notamment en provenance du projet australien Ichthys LNG, et du projet américain Sabine Pass. Les navires seront parmi les plus grands méthaniers en mesure de passer le canal de Panama après l’élargissement prévu en 2015 et seront livrés en 2017. Au 31 décembre 2013, le Groupe détenait 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 2013, sur une flotte mondiale estimée à 369 méthaniers (1), 262 méthaniers en circulation étaient équipés de cuves à membranes construites sous licence GTT. TOTAL a cédé une partie de sa participation dans le cadre de l’introduction en bourse de GTT sur Euronext Paris fin février 2014. En excluant l’option de surallocation, la participation résiduelle de TOTAL dans GTT est de 11,5%. En 2013, 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 aux marchés traditionnels (structurés autour de contrats à long terme) comme 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 des 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 Parallèlement, le Groupe est présent dans le trading d’électricité ainsi que dans la commercialisation de GPL et de charbon. Enfin, TOTAL assure la commercialisation de la production de Les équipes de trading de Gas & Power sont implantées à Londres, Houston, Genève et Singapour, et exercent leur activité en particulier à travers les filiales Total Gas & Power, Total Gas & Power North America et Total Gas & Power Asia, détenues à 100% par 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 de gaz ainsi que les autres activités du Groupe. En Europe, TOTAL a commercialisé 33,8 Gm3 (1 194 Gpc) de gaz naturel en 2013 contre 42,1 Gm3 (1 488 Gpc) en 2012 et 42,5 Gm3 (1 500 Gpc) en 2011, dont environ 13,8% en provenance des productions du Groupe. TOTAL a par ailleurs livré 53,0 TWh d’électricité en 2013 (contre 53,3 TWh en 2012 et 24,2 TWh en 2011), essentiellement issus de ressources externes. En Amérique du Nord, TOTAL a commercialisé 26,6 Gm3 (938 Gpc) (1 694 Gpc) en 2011, qu’il s’agisse de productions du Groupe ou 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 2.2.1. Depuis 2009, de nouveaux contrats d’achat (Qatargas 2, Yemen LNG) et de vente (Chine, Inde, Japon, Corée du Sud) 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. En 2013, TOTAL a acheté quatre-vingt-neuf cargaisons contractuelles en provenance du Qatar, du Yémen, du Nigeria, de Norvège et neuf cargaisons spot en provenance de la France, de Trinidad et Tobago et du Nigeria, contre respectivement quatre-vingt-sept et huit en 2012 et quatre-vingt-dix-neuf et dix en 2011. En 2013, TOTAL a négocié et commercialisé près de 5,6 Mt de GPL (butane et propane) dans le monde, contre 6 Mt en 2012 et 5,7 Mt en 2011. Près de 23% de ces quantités proviennent de champs ou de raffineries exploités par le Groupe. Cette activité de négoce a été exercée au moyen de 11 bateaux en affrètement à temps, ce qui a représenté 233 voyages en 2013, et d’environ 65 bateaux utilisés sur une base spot. TOTAL a commercialisé 8,5 Mt de charbon sur le marché international en 2013, comme en 2012 et contre 7,5 Mt en 2011. Plus de 80% de ce charbon provenait d’Afrique du Sud. Environ 60% des volumes ont été vendus en Asie, où le charbon est principalement destiné à la génération d’électricité. Les autres volumes sont commercialisés TOTAL commercialise du petcoke produit par le coker de la raffinerie de Port Arthur depuis 2011. Près de 1,2 Mt de petcoke ont été vendues sur le marché international en 2013 contre 1,1 Mt en 2012 et 0,6 Mt en 2011, principalement au Mexique, au Brésil, en Turquie, en Chine, en République dominicaine et dans d’autres pays d’Amérique latine, à destination de cimenteries et de producteurs d’électricité. Afin de valoriser les productions du Groupe, TOTAL développe 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. Fin 2012, le Groupe a élargi ses positions en Europe avec la création de deux nouvelles filiales marketing, Total Gas & Power Belgium (précédemment dénommée Total Gas & Power North Europe) en Belgique et Total Gas & Power Nederland B.V. aux Pays-Bas. Ces deux filiales ont démarré leur 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 2013, les volumes de gaz vendus se sont élevés à 4,0 Gm3 (142 Gpc), contre 4,2 Gm3 (146 Gpc) en 2012 et 4,6 Gm3 (162 Gpc) en 2011. Les ventes d’électricité se sont élevées à près de 4,7 TWh en 2013, contre 3,9 TWh en 2012 et En France, TOTAL intervient sur le marché du gaz naturel au travers de sa filiale de marketing Total Énergie Gaz (TEGAZ) dont les ventes globales se sont établies à 4,0 Gm3 (141 Gpc) en 2013, contre 5 Gm3 (176 Gpc) en 2012 et 5,9 Gm3 (208 Gpc) en 2011. Le Groupe assure également la commercialisation de charbon auprès de ses clients français, via sa filiale CDF Énergie, avec des ventes s’établissant à près de 0,81 Mt en 2013, contre 0,97 Mt en 2012 et 1,2 Mt en 2011. 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 2013, les volumes de gaz vendus ont atteint 2,9 Gm3 (101 Gpc), comme en 2012 et contre 2,4 Gm3 En Allemagne, Total Énergie Gas GmbH, filiale marketing de TOTAL créée en 2010, a commercialisé 2,2 Gm3 (76 Bcf) de gaz en 2013 au secteur industriel et commercial, contre 0,15 Gm3 (5 Gpc) en 2012. 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 est amené à développer des réseaux de transport de gaz naturel, des installations de stockage de gaz, sous forme liquide ou gazeuse, et des terminaux stockage de gaz naturel et de GPL En France,TOTAL, au travers de sa participation de 29,5% dans Géométhane, détient un stockage de gaz naturel en cavité saline d’une capacité de 0,3 Gm3 (10,5 Gpc) situé à Manosque. Une augmentation de la capacité de stockage de 0,2 Gm3 (7 Gpc) devrait être mise en service en 2018. TOTAL a finalisé en juillet 2013 la cession de sa filiale TIGF (Transport Infrastructures Gaz France) au consortium réunissant Snam, EDF et GIC. TIGF regroupe l’ensemble des activités de transport de gaz situées dans le sud-ouest de la France et opère un réseau de transport de 5 000 km de gazoducs. 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 pipelines 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. GasAndes, société dans laquelle TOTAL détient une participation de 56,5%, est toutefois parvenue à re-négocier de nouveaux 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 2013, les bateaux reçus ont acheminé 940 kt de GPL, contre 950 kt en 2012 et 850 kt en 2011. 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 27,54% dans la société Fosmax et a, via sa filiale Total Gas & Power Ltd, une capacité de regazéification de 2,25 Gm3 / an (79 Gpc / an). Le terminal a reçu cinquante-trois navires en 2013, comparé à cinquante-six en 2012 TOTAL a pris en 2011 une participation de 9,99% dans la société Dunkerque LNG pour développer un projet de terminal méthanier d’une capacité de 13 Gm3 / an (459 Gpc / 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. Le chantier est en cours et l’entrée en service du terminal est 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 avec une capacité totale de 21 Gm3 / an (742 Gpc / an) et dispose d’un droit d’utilisation du terminal équivalent. Le terminal a regazéifié en 2013 cinquante-deux cargaisons, comparé à soixante-huit en 2012 et près de cent en 2011. 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 Aux États-Unis, TOTAL a réservé une capacité de regazéification d’environ 10 Gm3 / an (353 Gpc / an) dans le terminal de Sabine Pass (Louisiane) pour une période de vingt ans jusqu’en 2029. En 2012, le terminal de Sabine Pass a reçu l’autorisation d’exporter du GNL à partir de quatre trains de liquéfaction, ce qui impliquerait dans le futur la transformation des installations de regazéification en installations de liquéfaction. TOTAL a alors négocié avec Cheniere, l’opérateur du terminal, une compensation financière, liée à la mise en service En Inde, TOTAL détient une participation de 26% dans le terminal d’Hazira dont la capacité de regazéification de gaz naturel a été portée à 6,9 Gm3 / an (244 Gpc / an) en 2013. 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. Les fortes prévisions de croissance du marché indien conduisent à étudier un projet d’extension visant à porter la capacité du terminal à 9,7 Gm3 (343 Gpc / an) en 2018. 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. En Abou Dabi, la centrale électrique au gaz de Taweelah A1, détenue par la société Gulf Total Tractebel Power Cy (20%), associe génération d’électricité et dessalement d’eau de mer. En exploitation depuis 2003, la centrale 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 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 – La centrale électrique Afam VI, au travers de la joint venture Shell Petroleum Development Company (SPDC) dans laquelle TOTAL détient un intérêt de 10%. Cette centrale électrique en cycle combiné d’une capacité de 630 MW est en production depuis fin 2010 ; – Le développement potentiel d’une nouvelle centrale électrique (40%, opérateur) en cycle combiné d’une capacité de 417 MW, située près de la ville d’Obite (delta du Niger) dans le cadre du 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. Depuis près de trente ans, TOTAL, à travers sa filiale Total Coal South Africa (TCSA), produit et exporte du charbon depuis l’Afrique du Sud principalement vers l’Europe et l’Asie. En 2013, TCSA a TCSA possède et opère cinq mines en Afrique du Sud en poursuivant l’étude d’autres projets de développement de ses 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 TCSA détient 4,8%. Le Raffinage-Chimie constitue un grand pôle industriel regroupant les activités de raffinage, de pétrochimie et de chimie de spécialités. Ce secteur, crée le 1 er janvier 2012 (1) à la suite de la réorganisation des secteurs Aval et Chimie, intègre également les activités de Trading-Shipping. Sur l’année 2013, les volumes raffinés sont en baisse de 4% par rapport à 2012, reflétant essentiellement le grand arrêt sur la plateforme d’Anvers, un niveau élevé de maintenances à Donges, des réductions volontaires de traitement en raison de la faiblesse des marges en fin d’année et la fermeture de la raffinerie de Rome à la fin du troisième trimestre 2012. (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Dont Chimie de spécialités 440 383 424 (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. Sur l’année 2013, l’ERMI a atteint 17,9 $/t, soit une baisse de 50% par rapport à 2012. Les marges pétrochimiques sont restées à un niveau élevé, en particulier aux États-Unis. synergies et d’efficacité opérationnelle et, d’autre part, par un environnement de la pétrochimie plus favorable ayant permis de compenser la forte dégradation des marges de raffinage en Europe. Sur l’année 2013, le résultat opérationnel net ajusté du secteur d’euros en 2012 et 842 millions d’euros en 2011. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie atteint 1,9 milliard de dollars, en hausse de 5% par rapport à 2012 alors que les marges de raffinage sont en baisse de 50%. Cette hausse s’explique, d’une part, par les effets concrets des plans de Par ailleurs, l’année 2013 a été marquée par les premières expéditions commerciales de la plateforme intégrée de SATORP en Arabie saoudite, après la mise en route réussie Le ROACE (3) du secteur Raffinage-Chimie est de 9% en 2013, (1) L’information des périodes comparatives antérieures à ce changement a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur. (2) Données sociétés, sur la base du chiffre d’affaires consolidé 2012. (3) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. Les activités Raffinage-Chimie regroupent le raffinage, la pétrochimie ainsi que les activités de chimie de spécialités. La pétrochimie comprend la pétrochimie de base (oléfines et aromatiques) et les dérivés polymères (polyéthylène, polypropylène, polystyrène). Les activités de chimie de spécialités comprennent la transformation des élastomères, les adhésifs et la chimie de métallisation. La dimension des activités du Raffinage-Chimie fait de TOTAL l’un des dix plus grands producteurs intégrés au monde (1). Dans un contexte de croissance de la demande pétrolière et pétrochimique mondiale, portée par les pays non-OCDE, la stratégie du Raffinage-Chimie repose, outre la priorité donnée à la sécurité et à la protection de l’environnement sur : – l’adaptation des capacités de production à l’évolution de la demande en Europe en concentrant les investissements en priorité sur les plateformes intégrées ; – la consolidation de l’outil industriel et la recherche d’opportunités – le développement des positions de TOTAL en Asie et au Moyen-Orient pour accéder en particulier à des ressources pétrolières et gazières à coût avantageux et bénéficier de la croissance des marchés. Cette stratégie est soutenue par un effort de différenciation par la technologie et l’innovation dans les produits et procédés, et s’accompagne de la poursuite du recentrage du portefeuille d’activités. Le Raffinage-Chimie a engagé depuis 2012 un vaste programme d’amélioration de l’efficacité opérationnelle et de développement des synergies entre ses activités de raffinage et pétrochimie. Quatre priorités industrielles ont en particulier été définies pour les activités de Raffinage-Pétrochimie : la sécurité, la disponibilité des installations, la maîtrise des coûts et l’efficacité énergétique. Associés aux projets de développement sur ses grandes plateformes intégrées, aux effets de périmètre et à la croissance de la Chimie de spécialités, ces plans d’actions devraient permettre d’améliorer la rentabilité des opérations en tirant le meilleur parti des actifs du Raffinage-Chimie. En juin 2013, TOTAL a finalisé la vente de son activité Fertilisants (chimie de base) en Europe à travers essentiellement la cession de ses actions dans GPN S.A. (100%), premier producteur français d’engrais azotés, et dans la société belge Rosier S.A. (56,86%) (2). Au 31 décembre 2013, la capacité de raffinage de TOTAL s’est 2011\. Les ventes de produits raffinés du Groupe dans le monde (activités de négoce comprises) se sont élevées à 3 418 kb / j en TOTAL détient des participations dans vingt et une raffineries (dont neuf opérées directement) situées en Europe, aux États-Unis, aux Antilles françaises, en Afrique, au Moyen-Orient et en Chine. Le secteur Raffinage-Chimie gère les activités de raffinage situées en Europe (hors joint venture TotalErg en Italie), aux États-Unis, au Moyen-Orient et en Asie pour une capacité de 1 953 kb / j à fin 2013, soit 96% de la capacité totale du Groupe (3). Les activités de pétrochimie sont essentiellement situées en Europe, aux États-Unis, au Qatar, en Corée du Sud et en Arabie saoudite. Reliées par des pipelines aux raffineries du Groupe ou situées sur des sites voisins, les activités pétrochimiques bénéficient, dans la grande majorité, d’une intégration avec les activités Raffinage. L’année 2013 a été marquée par les premières productions de la raffinerie SATORP en Arabie saoudite. Ce projet décidé en 2009 permet désormais au Groupe de détenir, aux côtés de Saudi Aramco, une participation dans une des plateformes de raffinage- pétrochimie les plus compétitives au monde. Par ailleurs, TOTAL a annoncé en 2013 le lancement d’un investissement majeur de modernisation de la plateforme d’Anvers en Belgique et un projet d’adaptation de la plateforme pétrochimique de Carling en France afin de restaurer sa compétitivité à horizon 2016. TOTAL a finalisé en 2011 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, cette cession portait essentiellement sur quatre raffineries espagnoles (Huelva, Algesiras, Tenerife, Tarragone) et dans la pétrochimie, sur des activités aromatiques et leurs dérivés. TOTAL est le premier raffineur en Europe de l’Ouest (4). L’Europe de l’Ouest représente 85% de la capacité de raffinage et 1 787 kb / j fin 2011. La baisse survenue en 2012 correspondait essentiellement à l’arrêt de la raffinerie de Rome. Le Groupe opère huit raffineries en Europe de l’Ouest (une à Anvers en Belgique, cinq en France à Donges, Feyzin, Gonfreville, Grandpuits et la Mède, une au Royaume-Uni à Immingham et une en Allemagne à Leuna) et détient des intérêts dans la raffinerie de Schwedt en Allemagne, de Zeeland aux Pays-Bas et de Trecate en Italie au travers de sa participation dans TotalErg. Les principaux sites pétrochimiques du Groupe sont situés en Belgique à Anvers (vapocraqueurs, aromatiques, polyéthylène), à Feluy (polyoléfines, polystyrène) et en France à Carling (vapocraqueur, aromatiques, polyéthylène, polystyrène), à Feyzin (vapocraqueur, aromatiques), à Gonfreville (vapocraqueurs, aromatiques, styrène, polyoléfines, polystyrène) et à Lavéra (vapocraqueur, aromatiques, polypropylène). L’Europe représente 54% de la capacité pétrochimique fin 2011. La baisse survenue en 2013 est due essentiellement à la fermeture d’un vapocraqueur sur le site d’Anvers. La hausse en 2012 était principalement due à l’acquisition de 35% de Fina Antwerp Olefins. − En France, où il détient cinq raffineries, le Groupe poursuit l’adaptation de ses capacités de raffinage, le rééquilibrage de ses productions au profit du diesel et l’amélioration de son efficacité opérationnelle dans un contexte de baisse structurelle de la consommation de produits pétroliers en Europe et (1) Données sociétés sur la base des capacités de production à fin 2012. (2) La cession ne concernant pas la société Grande Paroisse S.A., TOTAL conserve l’ensemble des obligations liées aux anciennes activités de Grande Paroisse, notamment celles relatives (3) Le résultat relatif aux actifs de raffinage en Afrique, aux Antilles françaises et de la joint venture TotalErg est reporté dans les résultats du secteur Marketing & Services. (4) Données sociétés, sur la base des capacités de raffinage et des quantités vendues en 2012. Depuis 2009, le Groupe a développé son projet visant à faire évoluer le schéma industriel de la raffinerie de Normandie (Gonfreville). Il consiste à moderniser la raffinerie et rééquilibrer les productions au profit du diesel. À cet effet, les investissements ont permis de réduire la capacité de distillation annuelle de 16 Mt à 12 Mt, d’augmenter la taille de l’unité d’hydrocraquage de coupes gazole lourds et d’améliorer l’efficacité énergétique en réduisant simultanément les émissions de CO2. L’essentiel du nouveau schéma a été mis en place début 2013 après un grand arrêt complet de la raffinerie et l’ensemble devrait être finalisé mi-2014 avec la mise en route d’une nouvelle unité de désulfuration des gazoles. Parallèlement, le projet de modernisation des activités pétro - chimiques de la plateforme de Normandie s’est achevé début 2012\. Il a notamment permis d’améliorer l’efficacité énergétique du vapocraqueur et de l’unité de polyéthylène haute densité. Dans la pétrochimie, le Groupe a annoncé en septembre 2013 le lancement d’un plan d’investissement pour la plateforme de Carling en Lorraine, afin d’adapter ses capacités et restaurer sa compétitivité. Ce projet prévoit d’y développer de nouvelles activités de production de résines d’hydrocarbures et de polymères et d’arrêter l’activité de vapocraquage au second semestre 2015. – En Belgique, le Groupe a annoncé en mai 2013 le lancement d’un projet majeur de modernisation de sa plateforme d’Anvers. Ce projet se décompose en deux parties : \- la construction de nouvelles unités de conversion pour répondre à l’évolution de la demande vers des produits pétroliers plus légers et à très basse teneur en soufre, \- la construction d’une nouvelle unité convertissant les gaz récupérés lors du processus de raffinage en matière première Dans le cadre de ce plan de modernisation, deux unités de production parmi les plus anciennes du site seront arrêtées : un vapocraqueur en 2013 et une ligne de production de TOTAL a construit à Feluy une nouvelle unité de fabrication de polystyrène expansé de nouvelle génération qui sera démarrée en 2014 et dont la production sera destinée au marché de En 2012, TOTAL a acquis 35% de Fina Antwerp Olefins, deuxième usine européenne de production de pétrochimie − Au Royaume-Uni, la mise en service en 2011 de l’unité d’hydrodésulfuration (HDS) à la raffinerie de Lindsey a permis à la raffinerie d’accroître sa flexibilité de traitement de brut (jusqu’à 70% de bruts à haute teneur en soufre contre 10% auparavant), et sa production de diesel à très basse teneur En 2013, TOTAL a décidé de fermer son site de production de polystyrène de Stalybridge d’une capacité de 70 kt / an, tout en maintenant son activité commerciale de polymères − En Italie, TotalErg (49%) détient une participation de 24,45% Les principaux sites du Groupe sont situés au Texas à Port Arthur (raffinerie, vapocraqueur), à Bayport (polyéthylène), à La Porte (polypropylène) et en Louisiane à Carville (styrène, polystyrène). TOTAL a achevé en 2011 un programme de modernisation de la raffinerie de Port Arthur qui comprenait la construction d’une unité de désulfuration, d’une unité de distillation sous vide, d’une unité de conversion profonde (coker) et d’autres unités associées. Cette modernisation 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. TOTAL et BASF ont racheté en 2011 à Shell les parts que cette dernière possédait dans Sabina, une usine de traitement de butanes, et l’ont apportée à BTP (40%), leur filiale commune détenant le vapocraqueur de Port Arthur. Cette nouvelle structure a renforcé les synergies entre la raffinerie et le vapocraqueur implantés sur le même site de Port Arthur. Par ailleurs, à la suite d’investissements d’adaptation de ses fours, le craqueur de BTP a depuis avril 2013 la possibilité de produire près de 40% de son éthylène à partir d’éthane et 40% à partir de butane et de propane, ce qui lui permet de bénéficier des conditions de marché favorables aux États-Unis. La construction en cours d’un nouveau four sur éthane permettra en 2014 d’augmenter de près de 15% la capacité de production du vapocraqueur. TOTAL poursuit ses développements dans les zones de croissance et développe des positions bénéficiant d’un accès plus favorable 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), détenue à hauteur de 62,5% par Saudi Aramco et de 37,5% par TOTAL, en vue de la construction à Jubail d’une raffinerie d’une capacité de 400 kb / j. Saudi Aramco possède l’option d’introduire 25% en bourse sur le marché saoudien et de conserver ainsi une participation de 37,5%. La mise en service progressive des diverses unités de SATORP s’est déroulée pour l’essentiel en 2013 et les premières expéditions commerciales de produits pétroliers ont eu lieu en septembre 2013. Il est prévu que toutes les unités de raffinage et de pétrochimie soient opérationnelles à la fin du premier trimestre 2014. La production devrait atteindre sa pleine capacité vers mi-2014. Le schéma de cette raffinerie lui permet de traiter des bruts lourds produits en Arabie saoudite 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 est en outre intégrée avec des unités pétrochimiques : unité de paraxylène d’une capacité de 700 kt / an, unité de propylène de 200 kt / an et unité de benzène de 140 kt / an. En Chine, TOTAL détient une participation de 22,4% dans la société WEPEC qui opère une raffinerie située à Dalian et produit dans la raffinerie de Trecate. La raffinerie de Rome, dans laquelle TotalErg avait une participation de 100%, a été transformée Le Groupe est également présent au travers de son usine de polystyrène de Foshan (région de Guangzhou), dont la capacité a été doublée début 2011 pour atteindre 200 kt / an. Une nouvelle unité de polystyrène (1) Données sociétés, sur la base des capacités de production à fin 2012. compounds a été démarrée sur ce site au premier trimestre 2013. TOTAL a lancé la construction d’une nouvelle usine de polystyrène à Ningbo dans la région de Shanghaï d’une capacité de 200 kt / an dont la mise en production est prévue au deuxième semestre 2014. En Corée du Sud, TOTAL possède une participation de 50% dans la société Samsung Total Petrochemicals Co., Ltd. qui opère le site pétrochimique de Daesan (séparateur de condensats, vapocraqueur, styrène, paraxylène, polyoléfines). La joint venture a achevé mi-2011 la première phase du dégoulottage visant à amener les unités du site de Daesan au maximum de leurs capacités. Cette première phase incluait l’augmentation des capacités du vapocraqueur portées à 1 000 kt / an, et des unités polyoléfines pour les porter à 1 150 kt / an. Une deuxième phase a été 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 projets majeurs sont en cours de construction 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 nouveau séparateur de condensats qui produira également du kérosène (1,5 Mt / an) et du diesel (1,0 Mt / an). La capacité de production de paraxylène du site sera ainsi portée à 1,8 Mt / an. Au total, ces projets devraient se traduire par un doublement de la capacité de production du site entre 2011 et 2015. Au Qatar, le Groupe détient des participations (2) dans deux vapocraqueurs sur base éthane (Qapco, RLOC) et quatre lignes de polyéthylène (Qapco, Qatofin) dont l’unité de polyéthylène linéaire basse densité de capacité de 450 kt / an opérée par Qatofin à Messaied et une ligne de polyéthylène basse densité d’une capacité de 300 kt / an opérée par Qapco démarrée en 2012. TOTAL détient une participation de 10% dans la raffinerie de condensats de Ras Laffan, d’une capacité de 146 kb / j. Le projet de doublement de la capacité de la raffinerie a été décidé en avril 2013 et devrait s’achever en 2016. Le projet comprend également la construction d’une nouvelle unité d’hydrogénation de diesel qui devrait entrer en service en 2014. 3.1.1.4. Capacité de raffinage de pétrole brut Le tableau suivant présente la capacité journalière de raffinage de pétrole brut de TOTAL (3) : (en milliers de barils par jour) 2013 2012 2011 Neuf raffineries opérées par des sociétés du Groupe Autres raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations (a) 272 278 326 (a) Quote-part détenue par TOTAL dans les onze raffineries dans lesquelles TOTAL détient des intérêts compris entre 10% et 55% (une aux Pays-Bas, en Allemagne, en Chine, au Qatar, en Italie, en Martinique, et cinq en Afrique). Arrêt de la raffinerie de Rome en 2012. La plateforme SATORP à Jubail en Arabie saoudite (TOTAL 37.5%), en cours de démarrage au 31 décembre 2013, n’a pas été prise en compte dans le tableau de capacités ci-dessus. En 2014, une fois entièrement opérationnelle, la quote-part de capacité de TOTAL dans cette raffinerie sera de 145 kb / j. 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) 2013 2012 2011 Carburants pour l’aviation (b) 146 153 158 Gazole et combustibles 739 734 804 (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. (1) Copolymères d’éthylène et d’acétate de vinyle. (2) Participations TOTAL : Qapco (20%) ; Qatofin (49%) ; Ras Laffan Olefin Cracker (22,5%). (3) Capacité calculée sur la base de la capacité journalière des unités de distillation atmosphérique dans des conditions de fonctionnement normal, déduction faite de l’impact moyen des arrêts pour l’entretien et la maintenance des installations. Les tableaux suivants présentent les taux d’utilisation des raffineries du Groupe : Sur brut et autres charges (a) (b) 2013 2012 2011 Reste de l’Europe (c) 87% 88% 78% Asie - Moyen Orient 75% 67% 67% (a) Y compris raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Brut + charges à craquer / capacité de distillation en début d’année. (c) Y compris CEPSA (pour les sept premiers mois de 2011) et TotalErg. Sur brut (a) (b) 2013 2012 2011 (a) Y compris quote-part des raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Brut / capacité de distillation en début d’année. NB : la contribution de Ras Laffan (Moyen Orient) est prise en compte dans les taux d’utilisation ci-dessus à partir de l’année 2013. 3.1.1.7. Pétrochimie : répartition des principales capacités de production de TOTAL (en milliers de tonnes) 2013 2012 2011 Europe Amérique Asie et Total Total Total du Nord Moyen-Orient (a) monde monde monde (a) Dont participations au Qatar et 50% des capacités de Samsung Total Petrochemicals Co., Ltd. La plateforme SATORP à Jubail en Arabie saoudite (TOTAL 37,5%), en cours de démarrage au 31 décembre 2013, n’a pas été prise en compte dans le tableau de capacités ci-dessus. En 2014, une fois entièrement opérationnelle, la quote- part de capacités pétrochimiques de TOTAL dans cette plateforme sera de 390 kt (75 kt oléfines et 315 kt aromatiques). (b) Ethylène + Propylène + Butadiène. (d) Principalement Monoéthylène Glycol (MEG) et Cyclohexane. de production de carburants et polymères En plus de l’optimisation des procédés existants, TOTAL explore les nouvelles voies de valorisation des ressources carbonées, conventionnelles ou non conventionnelles (gaz naturel, charbon, biomasse, déchets). Un certain nombre de projets novateurs sont à l’étude et consistent à définir l’accès à la ressource (nature, localisation, mode d’approvisionnement, transport), la nature des molécules et des marchés visés (carburants, lubrifiants, pétrochimie, chimie de spécialité), ainsi que le ou les procédés de transformation les mieux adaptés, les plus efficaces et respectueux de l’environnement. TOTAL continue de développer son savoir-faire dans le domaine de la conversion du gaz naturel en carburant. Pour des projets de grande taille (supérieurs à 10 kbep / j), TOTAL maintient une compétence sur les schémas de conversion les plus efficaces et participe au développement de solutions innovantes, notamment par le développement de nouveaux catalyseurs Fischer-Tropsch. TOTAL étudie également les concepts petite-échelle, notamment TOTAL a développé un savoir-faire sur les différentes filières de valorisation du charbon par gazéification. Ces travaux permettent de mieux comprendre les enjeux technologiques propres à chacune des voies, Fischer-Tropsch, méthanol, Di-Méthyl Ether (DME) ou méthane, en particulier sur l’optimisation énergétique, la consommation d’eau et la capture du CO2. TOTAL étudie un projet de conversion de charbon en oléfines (CTO) qui serait situé en Mongolie intérieure (Chine) en partenariat avec l’électricien China Power Investment. Ce projet, d’une capacité de 800 kt / an d’oléfines intègrerait le procédé novateur MTO / OCP (Méthanol To Olefins) dont la qualification industrielle a été réussie en 2013 dans l’unité de démonstration de Feluy (Belgique). Après l’obtention de l’accord des autorités chinoises en novembres 2013, le projet est désormais engagé dans une phase d’études approfondies. En parallèle, TOTAL poursuit un programme de développement de nouvelles technologies de captage et de stockage de CO2 pour diminuer l’impact des projets industriels du Groupe à base d’énergie fossile. TOTAL participe à ce titre, en collaboration avec l’Institut IFP Énergies Nouvelles, basé en France, à un programme de R&D portant sur la boucle chimique, procédé novateur 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 sur le site de Solaize TOTAL est actif dans le développement de procédés consacrés ou participants à la conversion de biomasse en polymères. Il s’agit principalement du développement d’une technologie de production d’acide polylactique (PLA) dans le cadre de Futerro, co-entreprise avec Galactic, un producteur d’acide lactique ainsi que du développement d’une technologie de déshydratation de bio-alcools en oléfines (des monomères pour la fabrication des grands polymères conventionnels), en collaboration avec l’IFPen / Axens. TOTAL est membre du consortium BioTfuel qui vise à la mise au point d’une chaine de conversion de la lignocellulose en produits liquides fongibles et non soufrés, par voie de gazéification et synthèse via le procédé Fischer-Tropsch. Afin de bénéficier des économies d’échelle, il est prévu de pouvoir transformer la charge lignocellulosique en mélange avec des ressources fossiles. Ce développement passe par une première étape de démonstration pilote. En 2013, le Groupe a incorporé : – Dans les essences, 549 kt d’éthanol (1) dans ses raffineries européennes et plusieurs dépôts (2), contre 531 kt en 2012 et 494 kt en 2011 (3). – Dans les gazoles, 1 951 kt d’EMHV (4) dans ses raffineries européennes et plusieurs dépôts (5), contre 1 927 kt en 2012 et 1 859 kt en 2011(3). Les activités de chimie de spécialités comprennent la transformation des élastomères (Hutchinson), les adhésifs (Bostik) et la chimie de métallisation (Atotech). Elles servent 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. Le chiffre d’affaire mondial consolidé de ces activités de chimie de spécialités (hors activités Résines) se monte à 5,7 milliards d’euros en 2013, stable par rapport à 2012 et en hausse de 7% par rapport à 2011. Les activités résines de revêtement de Cray Valley et résines photoréticulables de Sartomer ont été cédées en 2011. Les activités maintenues, résines d’hydrocarbures et résines de structure, ont été 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 (6), 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-vingt-quatre sites de production dans le monde, dont cinquante-six en Europe, dix-sept en Amérique du Nord, six en Asie, quatre en Amérique du Sud et un en Afrique. Le chiffre d’affaires d’Hutchinson s’est établi à 3,28 milliards d’euros en 2013, en hausse de 3% par rapport à 2012. Malgré les difficultés du marché automobile européen le chiffre d’affaires de l’activité automobile a enregistré une hausse de 5% grâce à la croissance des marchés d’Asie et Amérique du nord et au gain de parts de marché en Europe. Sur les marchés industriels, le chiffre d’affaires est en hausse de 1% principalement grâce à la hausse des ventes sur les marchés de l’aéronautique civile qui a compensé la contraction Pour renforcer sa position dans le secteur aéronautique, Hutchinson a acquis en 2011 la société allemande Kaefer spécialisée dans l’équipement intérieur des cabines d’avion (isolation, conduits d’aération,…) et, fin 2012, la société canadienne Marquez spécialisée dans les circuits d’air conditionné. Dans le secteur automobile, Hutchinson a réalisé en 2011 l’acquisition de la société sud-coréenne Keum-Ah spécialisée dans les transferts de fluides. Hutchinson a fermé fin 2012 le site d’Oyartzun en Espagne. En juillet 2013, Hutchinson a cédé 30% de son activité de flexibles de freins pour l’automobile à Palamos (Espagne) par la constitution d’une joint venture avec la société japonaise Nichirin, l’un des leaders mondiaux dans ce segment. Par ailleurs, également en juillet 2013, Hutchinson a acquis Gasket International, société basée en Italie et en Chine spécialisée dans la production d’éléments d’étanchéité pour vannes destinées au marché du pétrole et du gaz. Hutchinson poursuit sa croissance dans les zones à fort potentiel de développement et auprès des clients les plus dynamiques. Hutchinson s’appuie sur un effort constant d’innovation et leur propose les matériaux performants et les solutions à forte valeur ajoutée capables de remplir les fonctions les plus exigeantes. Bostik est l’un des principaux acteurs dans le secteur des adhésifs, 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 dix-huit en Europe, neuf en Amérique du Nord, huit en Asie, six en Australie et Nouvelle-Zélande, trois en Amérique du Sud et (1) Y compris éthanol contenu dans l’ETBE (Ethyl-tertio-butyl-éther) et biométhanol contenu dans le bio-MTBE (Méthyl-tertio-butyl-éther), exprimés en équivalent éthanol. La référence pour les teneurs bio de l’ETBE et du bio-MTBE est la directive RED. (2) PCK et Zeeland Refinery inclus (à hauteur de la participation TOTAL). (3) PCK et Zeeland Refinery inclus (à hauteur de la participation TOTAL). TotalErg inclus (en 100%). (4) EMHV : Ester méthylique d’huile végétale. Y compris HVO (huile végétale hydrotraitée). (5) Y compris les raffineries / dépôt de Rome et Trecate et les dépôts de TotalErg en Italie (TotalErg en 100%). PCK et Zeeland Refinery inclus (à hauteur de la participation TOTAL). (6) Données sociétés, sur la base du chiffre d’affaires consolidé en 2013. Atotech dispose de dix-sept sites de production dans le monde, dont sept en Asie, six en Europe, trois en Amérique du Nord et un Le chiffre d’affaires d’Atotech s’est établi à 0,89 milliard d’euros en 2013, en baisse de 8% par rapport à 2012, en raison essentiellement de la baisse sur le segment des ventes d’équipements de métallisation et de la cession d’une de ses activités de revente de commodités En 2013, Atotech a poursuivi avec succès sa stratégie de différenciation s’appuyant, d’une part, sur un service complet offert à ses clients en termes d’équipement, de procédés, de conception d’installations et de produits chimiques et, d’autre part, sur la mise au point de technologies innovantes et « vertes » qui réduisent l’impact sur l’environnement. Cette stratégie s’appuie sur une couverture géographique mondiale assurée par des centres techniques situés 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. De plus, l’ouverture d’un nouveau site de production d’équipements est prévue en Chine pour le troisième trimestre 2014. Atotech entend poursuivre son développement en Asie où il réalise déjà environ 65% de son chiffre d’affaires mondial. En 2013, le chiffre d’affaires s’est établi à 1,51 milliard d’euros, en baisse de 3% par rapport à 2012. Bostik continue de renforcer son positionnement technologique dans les secteurs de la construction et de l’industrie, d’accélérer son programme de différenciation axé principalement sur l’offre de solutions de collage innovantes, de poursuivre son développement dans les pays en forte croissance et d’améliorer sa performance Ainsi, après le démarrage d’une nouvelle unité de production en Égypte et l’ouverture d’un nouveau centre technologique pour l’Asie à Shanghai en 2012, Bostik a inauguré en 2013 une nouvelle unité de production en Chine, à Changshu, qui sera à terme la plus grande usine de Bostik au monde. Bostik a poursuivi la rationalisation de son outil industriel avec l’arrêt en 2013 de la production sur les sites de Dublin en Irlande, Barcelone en Espagne, Lisbonne au Portugal et Zhuhai en Chine. Un atelier a également été arrêté à Leicester au Royaume-Uni. Enfin, Bostik a lancé fin 2013 sa nouvelle identité visuelle afin de faire de Bostik une marque mondiale, plus visible, et destinée à remplacer progressivement une quarantaine de marques locales. Atotech est le premier acteur mondial sur les technologies de métallisation (1). Son activité est répartie entre le marché et les applications générales de traitement de surface – la vente de la production de pétrole brut ; – l’approvisionnement des raffineries du Groupe en pétrole brut ; – les importations et exportations de produits pétroliers et raffinés 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. Le Trading-Shipping exerce ses activités mondialement à travers plusieurs filiales détenues à 100% par le Groupe, dont TOTSA Total Oil Trading S.A., Atlantic Trading & Marketing Inc., Total Trading Asia Pte, Total Trading and Marketing Canada L.P., Total Trading Atlantique S.A., et Chartering & Shipping Services S.A. Les activités de Trading-Shipping ont pour mission première de répondre aux besoins du Groupe et comprennent essentiellement : 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 le Trading du Groupe au titre des Les volumes physiques négociés de pétrole brut et de produits raffinés se sont établis à 4,5 Mb / j en 2013. (1) Données sociétés, sur la base du chiffre d’affaires consolidé en 2013. Ressources et débouchés de pétrole brut et ventes de produits raffinés du Trading (a) (en kb / j) 2013 2012 2011 Achats Trading à l’Exploration-Production 916 976 960 Le 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 Les informations relatives aux positions des instruments dérivés de Trading- Shipping sont présentées dans les notes 30 (Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret) et 31 (Risques de marché) de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de Toutes les activités de Trading du Groupe sont exercées dans le cadre d’une politique rigoureuse de contrôle interne et de fixation de limites En 2013, le marché pétrolier mondial a été équilibré et les prix du pétrole ont été légèrement en baisse par rapport à 2012. La structure des prix des bruts a subi une augmentation de la backwardation (1). Les prix des bruts en Amérique du Nord ont bénéficié d’une forte réduction de l’écart de prix entre le prix du brut marker WTI (West Texas Intermediate, enclavé dans le centre des États-Unis et subissant un surplus local de production) et le prix du Brent Daté (livré en mer du Nord et accessible au marché international du brut). Les taux de fret ont diminué en 2013 du fait d’une disponibilité toujours croissante de la capacité d’affrètement. Brent ICE - 1st Line (a) ($ / b) 108,70 111,68 110,91 -2,7% 97,69 (17 avril) 118,90 (08 fév.) Brent ICE - 12th Line (b) ($ / b) 103,04 106,66 108,12 -3,4% 95,95 (17 avril) 110,50 (13 fév.) Backwardation time structure (1st-12th) ($ / b) 5,67 5,01 2,79 13,1% 11,37 (03 sept.) 1,74 (17 avril) WTI NYMEX - 1st Line (a) ($ / b) 98,05 94,15 95,11 4,1% 86,68 (13 fév.) 110,53 (04 mai) WTI vs. Brent 1st Line ($ / b) -10,66 -17,53 -15,80 -39,2% -23,18 (08 fév.) -0,02 (19 juil.) Gasoil ICE - 1st Line (a) ($ / t) 918,98 953,42 933,30 -3,6% 822,75 (01 mai) 1 030,75 (08 fév.) ICE Gasoil vs ICE Brent ($ / b) 14,65 16,30 14,36 -10,1% 9,20 (02 mai) 19,62 (11 fév.) (a) 1st Line : cotation moyenne sur ICE ou NYMEX Futures pour livraison sur le mois M+1. (b) 12th Line : cotation moyenne sur ICE Futures pour livraison sur le mois M+12. En 2013, les activités Trading ont été affectées par un environnement économique mondial décrit ci-dessous. Après un premier trimestre 2013 où la croissance économique mondiale annuelle s’est ralentie, elle est repartie à la hausse progressivement, permettant à la zone euro de sortir de six trimestres de récession au deuxième trimestre 2013\. L’amélioration timide s’est tassée au troisième trimestre, affectée par des fluctuations importantes de taux de change dans les marchés émergents et par le débat budgétaire aux États-Unis. Dans ce contexte, l’augmentation de la demande pétrolière (+1,1Mb / j (2)) quasi identique à 2012) a néanmoins persisté. Le gasoil et l’essence ont tiré la croissance (+0,4 Mb / j chacun) alors que la demande de fuel a diminué (-0,2 Mb / j) du fait des gains d’efficacité réalisés par les armateurs et d’une demande réduite des électriciens japonais. L’augmentation de la demande pétrolière s’est concentrée en Asie et au Moyen-Orient (+0,6 Mb / j au global), alors que la demande en Europe s’est contractée (-0,2 Mb / j). L’offre pétrolière mondiale estimée a stagné en 2013, n’augmentant que de +0,2 Mb / j après une hausse de +2,7 Mb / j en 2012. La production non-OPEP a augmenté d’environ +1,0 Mb / j, avec une hausse de +1,2 Mb / j en Amérique du Nord (États-Unis et Canada) compensant le déclin ou la stagnation de l’offre dans d’autres pays. La production de l’Opep a diminué de -1,0 Mb / j (dont brut -1,1Mb / j). D’importantes capacités de production de brut ont été rendues indisponibles (plus de 3 Mb / j au troisième trimestre contre environ 2 Mb / j au début de l’année 2013), limitant ainsi l’offre de certains pays du fait notamment des régimes de sanctions en Iran, des conflits en Libye et des actes de sabotage au Nigeria et en Irak. (1) La backwardation se définit comme la situation de marché où le prix futur pour la livraison d’une denrée est inférieur au prix au comptant (spot). Le contango est la situation inverse. L’Arabie saoudite a augmenté sa production durant l’année 2013 pour assurer l’équilibre du marché, réduisant fortement l’excédent Le différentiel entre l’offre et la demande s’est réduit en 2013 passant de +1,2 Mb / j en 2012 à +0,3 Mb / j, du fait de la hausse de la demande et de la stagnation de l’offre, ralentissant d’autant l’augmentation estimée des stocks mondiaux de pétrole. Les prix de brut ont commencé l’année 2013 en hausse, culminant à un point maximal du Brent daté pour l’année de 119,03 $ / b le 8 février. Par la suite, les prix ont chuté régulièrement poussés à la baisse par la détérioration de l’environnement économique en Europe et un marché de brut sur-approvisionné, jusqu’au point le plus bas atteint le 17 avril à 96,83 $ / b. Durant le deuxième trimestre 2013, le prix du Brent daté s’est stabilisé entre 100 $ / b et 105 $ / b. Au troisième trimestre, la tension du marché a tiré le prix du Brent daté à nouveau à la hausse (117,12 $ / b le 6 septembre). Depuis, les prix se sont stabilisés sous la barre des 110 $ / b. Sur le marché à terme, la backwardation des prix des contrats Brent s’est accentuée avec les mêmes tensions de l’offre qui ont tiré à la hausse les prix spot (Brent daté) au premier trimestre 2013. La backwardation s’est réduite considérablement au deuxième trimestre du fait de la baisse saisonnière de la demande de brut due principalement aux arrêts de maintenance de raffineries. Puis, la reprise post-maintenance des activités de raffinage et de nouvelles tensions sur l’offre ont poussé la backwardation à un pic de 11 $ / b à la fin du mois d’août, avant de diminuer à nouveau en fin d’année. L’année 2013 a été également marquée par une réduction de l’écart de prix entre le brut WTI et le Brent daté. Entre janvier et avril, l’extension de la capacité du pipeline Seaway entre Cushing, Oklahoma, et le Golfe du Mexique au Texas, ainsi que la mise en service d’autres pipelines de la région du Permian Basin dans l’ouest du Texas vers le Golfe du Mexique, au deuxième trimestre, ont permis de rééquilibrer le marché du centre des États-Unis. Ainsi l’écart de prix entre le brut WTI et le Brent daté de l’ordre de 20 $ / b en janvier / février 2013 s’est réduit pour se fixer à environ 4 $ / b en juillet / août. L’écart de prix s’est creusé à nouveau dès la fin du troisième trimestre avec la montée rapide et persistante de l’offre de brut domestique aux États-Unis face à une hausse de demande plus modérée. Tandis que la capacité mondiale de raffinage a augmenté d’environ +0,9 Mb / j en 2013, les traitements de bruts n’ont augmenté que d’environ +0,4 Mb / j, pénalisés par des marges de raffinage dégradées. Cette dégradation reflète l’excédent croissant de capacité mondiale de raffinage. Les raffineurs asiatiques ont dominé l’augmentation des traitements en raffineries tout comme celle de la capacité (+0,6 Mb / j et +1,0 Mb / j respectivement). Trading-Shipping assure le transport maritime du pétrole brut et des produits raffinés nécessaires aux activités du Groupe. Ces besoins sont satisfaits par un recours équilibré au marché spot et à l’affrètement à temps. Il applique une politique rigoureuse de sécurité, grâce en particulier à une sélection stricte des navires qu’il affrète. 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 aux fluctuations du marché. Trading-Shipping a réalisé plus de 3 000 affrètements au cours de l’exercice 2013, pour un volume transporté de 115 millions de tonnes de pétrole brut et produits raffinés. Au 31 décembre 2013, la flotte affrétée à temps, en moyen ou long terme, est composée de quarante- six navires (en incluant sept navires GPL), dont aucun n’est à simple coque. La moyenne d’âge de cette flotte est d’environ cinq ans. Coût de fret moyen de trois routes représentatives du transport de Brut VLCC Ras Tanura Chiba-BITR (a) ($ / t) 11,83 12,82 11,99 8,95 (29 janv.) 18,99 (20 nov.) Suezmax Bonny Philadelphia-BITR ($ / t) 13,41 14,44 13,86 9,45 (2 oct.) 25,58 (18 déc.) Aframax Sullom Voe Wilhemshaven-BITR ($ / t) 7,02 6,48 6,51 6,04 (1er fév.) 14,16 (24 déc.) (a) VLCC : Very Large Crude Carrier (grand pétrolier transporteur de brut). BITR : Baltic International Tanker Routes. L’année 2013 a été jusqu’à la fin du troisième trimestre une période difficile pour les activités du transport maritime de pétrole particuliè - rement pour les plus grosses tailles de navires de brut. Les navires transporteurs de produits pétroliers ont connu pour leur part une conjoncture plus favorable. Dans le même temps, les soutes (fioul marin) sont restées à des prix élevés et ont continué à peser sur La demande mondiale de transport de brut s’est stabilisée en 2013, après une année 2012 qui avait connu une augmentation de plus de 5% sur les grandes tailles de navire. Cette situation s’explique principalement par une diminution des importations nord-américaines, sous l’effet de la forte augmentation des productions locales de cette zone, qui ont été compensées par les besoins en croissance de l’Asie et plus particulièrement de la Chine, qui diversifient leurs approvisionnements à partir de zones lointaines (Amérique du Sud, Ouest Afrique). La croissance de la flotte a continué à être soutenue, dégradant encore l’équilibre offre / demande à un niveau historique. Ceci s’est traduit par des taux de fret historiquement déprimés sur les VLCC jusqu’à la fin du troisième trimestre. Les derniers mois de 2013 ont connu un retournement des taux de fret sur les bruts qui ont atteint un record annuel grâce à une demande particulièrement soutenue des enlèvements dans le bassin atlantique à destination de l’Asie. Concernant le marché du transport maritime de produits pétroliers, la situation a été globalement meilleure que sur le marché du transport maritime de brut. La demande de transport de produits pétroliers a été particulièrement soutenue avec des arbitrages en faveur de routes longues, essentiellement à destination de l’Asie (notamment des flux de naphta de l’Europe vers l’Asie sur des navires de grande taille). Depuis le début de l’année 2013, les taux de fret ont poussé les armateurs à reprendre des commandes de navires de produits pétroliers (des MR et des LR2 (1)), dont les croissances avaient Le Marketing & Services, créé le 1er janvier 2012 à la suite de la réorganisation des secteurs Aval et Chimie, comprend les activités mondiales d’approvisionnement et de commercialisation dans le domaine des produits pétroliers ainsi que, depuis le 1er juillet 2012, l’activité Énergies Nouvelles(1). Ventes de produits raffinés en 2013 (a) (a) Hors négoce international (Trading) et ventes massives Raffinage et y compris quote-part dans TotalErg et, jusqu’au 31 juillet 2011, dans CEPSA. Sur l’année 2013, la hausse des volumes de vente de 2% par rapport à 2012 s’explique par une progression en Afrique et en Amérique partiellement compensée par un recul en Europe. Données financières du secteur Marketing & Services (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Dont Énergies Nouvelles (2) (169) (197) (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. par zone géographique : 1 749 kb / j (a) Sur l’année 2013, le chiffre d’affaires hors Groupe du secteur Marketing & Services s’est établi à 83,5 milliards d’euros, en baisse de 4% par rapport à 2012. Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services d’euros en 2012, soit une progression de 39%. Cette hausse reflète essentiellement l’amélioration de la performance dans les Énergies Nouvelles, dont le résultat était nettement déficitaire pendant l’année 2012, ainsi que la progression globale dans le marketing de produits pétroliers tirée en particulier par les marchés Le ROACE (3) du secteur Marketing & Services est de 16% en 2013 (1) L’information des périodes comparatives antérieures à ces changements a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur. (2) Données publiées par les sociétés, 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. (a) Hors négoce international et ventes massives Raffinage et y compris quote-part dans TotalErg. TOTAL est l’un des principaux distributeurs en Europe de l’Ouest (1). Le Groupe est également leader (2) en Afrique ainsi que dans certains TOTAL commercialise une large gamme de produits, issus notamment de ses raffineries, dans près de 150 pays (3). Le Groupe est un acteur majeur sur le marché des produits de spécialités, en particulier les lubrifiants, le GPL, les carburants pour l’aviation, les fluides spéciaux, les bitumes, les combustibles lourds et les soutes marines. TOTAL fournit également de nombreux services à destination de ses clients particuliers et professionnels, dans les secteurs de la mobilité, de l’habitat et de l’industrie. Dans le cadre de ses activités, le Marketing & Services détient des participations dans cinq raffineries en Afrique, une en Europe au travers de sa participation dans TotalErg (49%) et une dans Le Marketing & Services poursuit une stratégie de développement volontariste, essentiellement organique, avec un rééquilibrage des positions vers les zones de croissance. TOTAL dispose d’un réseau de plus de 8 850 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%). Le Groupe est un acteur majeur dans le domaine des cartes pétrolières, avec près de 3,8 millions de cartes émises dans vingt-sept pays européens. Dans les produits de spécialités, le Groupe bénéficie d’une vaste présence au sein du continent européen et s’appuie sur de nombreuses unités industrielles pour la fabrication de lubrifiants (principalement Rouen en France et Ertvelde en Belgique), de fluides spéciaux (Oudalle en France), de bitumes (Brunsbüttel en Allemagne) et de graisses (Baisieux en France). En Europe de l’Ouest, TOTAL a poursuivi en 2013 l’optimisation – En France, le réseau de stations-service bénéficie d’un maillage dense avec plus de 1 600 stations à la marque TOTAL, 600 stations à la marque Total Access (concept de stations-service alliant des prix bas à la qualité des carburants et des services de la marque TOTAL) ainsi que 1 550 stations à la marque Elan, Dans le domaine de la logistique pétrolière, le Marketing & Services a finalisé fin 2012 la mise en place d’une nouvelle organisation. À la suite de cette adaptation, TOTAL détient des participations dans vingt-trois dépôts dont sept opérés. – En Italie, TotalErg (49%) détient plus de 3 000 stations-service, et se positionne comme troisième opérateur dans le pays. Dans le cadre de l’optimisation de ses actifs, TotalErg a arrêté la production de la raffinerie de Rome fin 2012. Le site a été converti en pôle de stockage de produits pétroliers. – Au Royaume-Uni, TOTAL conserve des activités de spécialités, en particulier dans les lubrifiants et l’aviation. Le Groupe a cédé en 2011 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. En Europe du Nord, Centrale et Orientale, TOTAL a poursuivi l’expansion de sa présence directe en 2013 sur les marchés porteurs d’Europe de l’Est, en particulier dans les domaines des lubrifiants et des bitumes. Le Groupe a en particulier accéléré la croissance de ses activités de spécialités en Russie, notamment les bitumes, et a ouvert une filiale de distribution au Kazakhstan. TOTAL opère également sous la marque AS24 un réseau de 731 stations-service destinées aux transporteurs routiers dans vingt-sept pays européens. En 2013, le Groupe a poursuivi le développement de son activité en ouvrant une nouvelle filiale en Turquie. La croissance d’AS24 devrait continuer principalement autour du bassin méditerranéen et en Russie, ainsi qu’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 et dans certains pays du Moyen-Orient, avec en moyenne 13% (5) de parts de marché en 2013. Sur ces marchés en forte croissance, le Groupe exploite plus de 4 700 stations-service réparties dans plus de quarante pays et opère notamment des réseaux importants en Afrique du Sud, en Turquie, au Nigeria, au Kenya, en Égypte et au Maroc. En Égypte, TOTAL a signé des accords avec Shell (mai 2013) et Chevron (août 2013) en vue d’acquérir les activités réseau de stations-service et commerce de gros. La finalisation de ces accords permettra au Groupe de devenir le deuxième opérateur privé sur le plus gros marché d’Afrique avec 14% de part de marché réseau (6). Par ailleurs, l’offre GR (cartes carburant et services) a été enrichie en 2013, permettant à TOTAL de renforcer sa position de leader dans les solutions apportées aux professionnels de la route. Dans le cadre de l’optimisation de son portefeuille, le Groupe a entamé un processus d’ouverture du capital de certaines filiales à des investisseurs locaux pour renforcer son empreinte locale. Sur le marché du fioul de chauffage en France, TOTAL est leader (4) au travers de ses sept filiales de proximité couvrant l’ensemble du territoire. En 2013, TOTAL a poursuivi sa stratégie de diversification avec la commercialisation de granulés de bois et la vente en ligne de fioul au travers de fioulmarket.fr, premier site lancé en France pour les particuliers. En Jordanie, TOTAL poursuit le développement de son réseau de stations-service et de ses activités de commerce de gros à la suite de l’acquisition en 2012 d’une licence de distribution. TOTAL poursuit sa stratégie de croissance des produits de spécialités. Le Groupe, qui s’appuie notamment sur l’usine de production (1) Données sociétés, sur la base des quantités vendues en 2013. (2) PFC Energy et données Société. (3) Y compris via des distributeurs nationaux. (4) CPDP 2013, et données Société. (5) Part de marché dans les pays où le Groupe est présent, données sociétés 2013 sur la base des quantités vendues. de lubrifiants de Dubaï, a mis en service de nouvelles usines en 2012 en Égypte et en octobre 2013 en Arabie saoudite. Par ailleurs, TOTAL devient un partenaire de référence pour les clients miniers en fournissant des solutions d’approvisionnement et de gestion des carburants et de lubrifiants. À fin 2013, TOTAL est présent dans plus de vingt pays de la zone Asie-Pacifique, où le Groupe renforce ses positions dans la distribution de carburants et produits de spécialités. Dans le domaine des lubrifiants en particulier, TOTAL poursuit sa dynamique de croissance dans la zone avec une progression de 6,3% des ventes de lubrifiants en 2013 par rapport à 2012. TOTAL opère des réseaux de stations-service en Chine, au Pakistan, aux Philippines, au Cambodge, en Indonésie et est un acteur significatif En Chine, le Groupe opère près de 200 stations-service à fin 2013 au travers de deux joint ventures avec Sinochem et une filiale détenue à 100%. En octobre 2013, le Groupe a inauguré sa troisième usine de production de lubrifiants en Chine. Cette usine de pointe, située à Tianjin, dispose d’une capacité de 200 kt / an. Au Pakistan, TOTAL, avec son partenaire local PARCO, a annoncé l’acquisition en août 2013 du réseau de distribution de Chevron. Cette acquisition, qui reste soumise à l’approbation des autorités compétentes, englobe la gestion de plus de 500 stations-service, l’activité carburants et les sites de stockage. En Inde, TOTAL continue de renforcer ses positions dans les lubrifiants et le GPL avec l’extension de son réseau GPL à trente- trois stations en 2013. TOTAL a inauguré en 2012 son premier centre d’assistance technique en dehors de l’Europe pour les lubrifiants, bitumes, fluides spéciaux et additifs. Au Vietnam, TOTAL continue de renforcer sa présence dans les produits de spécialités. Le Groupe est devenu l’un des leaders du marché vietnamien du GPL à la suite de l’acquisition de Vinagas À Singapour, TOTAL a annoncé en mars 2013 la construction d’une usine de production de lubrifiants d’une capacité de 310 kt / an qui servira à satisfaire les besoins en lubrifiants terrestres et marins En Amérique latine et dans les Caraïbes, TOTAL est directement présent dans une vingtaine de pays et indirectement (au travers de distributeurs) dans une dizaine d’autres pays sur les marchés de produits de spécialités – lubrifiants et fluides spéciaux – ainsi que pour les carburants (réseau de stations-service, commerce de gros, aviation). Dans les Caraïbes, le Groupe dispose d’une position significative (1) dans la distribution de carburants. Aux États-Unis et au Canada, TOTAL commercialise principalement des produits de spécialités, notamment des lubrifiants, des carburants pour l’aviation et des fluides spéciaux. Pour se renforcer dans cette dernière activité, le Groupe s’est engagé dans le projet de construction d’une usine de production de fluides spéciaux près de Houston (Texas) qui devrait être opérationnelle début 2015. Sur l’ensemble des Amériques, TOTAL opère un nombre significatif d’unités industrielles (fabrication de lubrifiants, stockage et condition - nement de GPL) et détient une participation de 50% dans la SARA (Société anonyme de la raffinerie des Antilles) en Martinique. Le tableau suivant présente les ventes de produits raffinés (en milliers de barils par jour) 2013 2012 2011 Europe hors France (a) 564 594 881 Reste du monde 198 190 172 Ventes massives raffinage 514 532 437 (a) Y compris quote-part du Groupe dans CEPSA (jusqu’à fin juillet 2011). Pour les données sur les biocarburants, se référer au chapitre 2, 4.1.6. Répartition du réseau de stations-service Le tableau suivant présente le nombre de stations-service (a) Stations-service sous les marques TOTAL, Total Access, Elf et Elan. TOTAL a poursuivi en 2013 ses partenariats techniques et R&D en Formule 1 avec Renault Sport F1, en Rallyes WRC avec Citroën Racing et en endurance avec Toyota. Ces partenariats ont vocation à illustrer le savoir-faire technique de TOTAL dans la formulation de carburants et lubrifiants en conditions extrêmes et sous contrainte de réduction des consommations. En 2013, la marque TOTAL a été associée à deux titres mondiaux en Formule 1. TOTAL a poursuivi son partenariat « Clean Energy Partnership » (CEP) en Allemagne, axé sur la distribution d’hydrogène. Aujourd’hui, TOTAL dispose de cinq stations de démonstration pour la distribution d’hydrogène en Allemagne. Au cours du premier semestre de 2014, (1) Présence dans plusieurs îles des Caraïbes, dont Porto Rico, Jamaïque, Haïti, Martinique et Guadeloupe. une nouvelle station hydrogène devrait être ouverte près du nouvel aéroport de Berlin. En 2013, TOTAL a signé un accord avec Daimler pour le développement commun de huit nouvelles stations dans le cadre du CEP. En outre, TOTAL a signé, avec ses partenaires de l’initiative « H2 Mobility », un pré-contrat portant sur la mise en œuvre d’un plan d’actions visant la construction d’un réseau de stations hydrogène sur le territoire allemand. Ce réseau comprendrait environ 400 stations d’ici 2023 sous condition d’un déploiement de plus de 250 000 véhicules à pile à combustible. TOTAL dispose aujourd’hui d’une vingtaine de stations de recharge aux Pays-Bas, en Belgique, en Allemagne et en France. Les démonstrations de distribution d’électricité à destination des véhicules électriques (recharge rapide) se sont poursuivies en 2013 dans ces stations. L’activité Énergies Nouvelles est engagée dans le développement d’énergies renouvelables qui, en complément des hydrocarbures, permettent d’offrir un bouquet énergétique plus diversifié et moins émetteur de CO2. Dans cette perspective, TOTAL privilégie deux axes de développement : l’énergie solaire qui bénéficie de ressources énergétiques illimitées en particulier sur des zones géographiques où le Groupe est fortement présent et la transformation de la biomasse par la voie biotechnologique avec pour objectif le développement de nouvelles solutions de produits bio-sourcés pour le transport et la chimie. Les autres énergies renouvelables font l’objet d’une veille de la part du Groupe, mais n’apparaissent pas comme des champs de développement prioritaires. TOTAL développe une activité de production industrielle en amont et une activité de commercialisation en aval dans la filière photo - voltaïque du silicium cristallin. Le Groupe poursuit par ailleurs ses activités de R&D dans cette filière grâce à plusieurs partenariats Le secteur est en cours de stabilisation après deux années de forte baisse des prix ayant entrainé la disparition de nombreux acteurs. La compétitivité de l’énergie solaire photovoltaïque s’en est trouvée renforcée et les importants progrès techniques ont permis l’apparition des premiers marchés rentables sans subvention. TOTAL détient, au 31 décembre 2013, 64,65% de SunPower, société américaine cotée (NASDAQ : SPWR) basée à San José en Californie. Acteur intégré, SunPower conçoit, fabrique et fournit des modules solaires à très haut rendement, les plus performants du marché (se reporter au chapitre 7, point 2., efficacité énergétique, pour une information complémentaire). SunPower est présent sur la chaîne solaire depuis la production de cellules photovoltaïques à base de silicium cristallin jusqu’à la conception et la construction clé en main de grandes centrales, ainsi que la commercialisation de solutions solaires pour les marchés résidentiel et commercial. En amont, SunPower produit l’intégralité de ses cellules en Asie (Philippines, Malaisie) avec une capacité totale de production de 1 300 MW / an, et poursuit l’adaptation de ses procédés de fabrication afin d’en réduire le coût tout en maintenant son leadership technologique via son important programme de R&D. Les cellules sont ensuite assemblées en modules (panneaux En 2013, TOTAL a approfondi ses investigations dans ses filiales européennes sur le potentiel du GNL comme carburant pour les poids lourds. Le développement d’au moins deux stations pilotes Afin de répondre aux évolutions des marchés mondiaux et préparer les relais de croissance de demain, TOTAL a développé et testé auprès de ses clients particuliers et entreprises en 2013 cinq nouvelles offres d’optimisation énergétique reposant sur la production multi- énergies (carburants, gaz, photovoltaïque, bois) et sur les services solaires) dans des usines situées en Asie, aux États-Unis, au Mexique, en Europe et en Afrique du Sud. Une extension de capacité de 350 MW a été décidée fin 2013 pour une mise En aval, SunPower commercialise ses panneaux mondialement, aussi bien dans les activités de toitures résidentielles que pour les grandes centrales solaires de production d’électricité. En 2013, aux États-Unis, SunPower a achevé la construction de la centrale solaire California Valley Solar Ranch (CVSR, 314 MWc) et a démarré celle de la plus grande ferme solaire au monde, Solar Star (709 MWc), vendues respectivement à NRG Energy et MidAmerican au moment de la décision d’investissement. Par ailleurs, TOTAL et SunPower ont lancé en 2013 de nouveaux développements de centrales solaires au Chili et en Afrique du Sud. Au Chili, SunPower est à la fois fournisseur des panneaux et constructeur de la centrale de Salvador (70 MWc), en coopération avec TOTAL, actionnaire (20%) du projet financé à 70% par la banque de développement américaine OPIC. L’électricité produite sera vendue sur le marché spot et fournie au réseau électrique chilien. En Afrique du Sud, TOTAL et SunPower ont été sélectionnés par le gouvernement sud-africain, à l’issue d’un appel d’offres, pour la construction d’une centrale solaire au sol de 86 MWc. TOTAL est actionnaire à hauteur de 27%, et SunPower fournira les panneaux solaires et construira la centrale. Celle-ci revendra l’électricité produite dans le cadre d’une convention d’achat d’énergie. En Asie, SunPower a été retenu en septembre 2013 pour être le principal fournisseur de panneaux (69 MWc) de la plus grande centrale solaire du Japon située dans la préfecture d’Aomori. La centrale solaire Shams 1 (109 MW de solaire concentré parabolique) à Abou Dabi a été mise en service en septembre 2013 et sa production est vendue à l’Abu Dhabi Water Electricity Company (ADWEC). TOTAL (20%) participera à son exploitation pendant vingt-cinq ans. TOTAL détient une participation de 50% de la société française Sunzil, qui commercialise des panneaux photovoltaïques en Outre-mer. Par ailleurs, 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 Photovoltech, société belge (50%), spécialisée dans la production de cellules photovoltaïques multicristallines a été mise en liquidation en octobre 2013 suite à sa cessation d’activité fin 2012. Afin de consolider sa position de leader technologique dans la filière du silicium cristallin, et en complément de sa coopération avec SunPower en R&D, Énergies Nouvelles travaille en partenariat avec de grands laboratoires et instituts de recherche en France et à l’étranger. Ces travaux consistent à développer et optimiser la chaîne du solaire photovoltaïque (du silicium aux systèmes, en passant par les wafers, les cellules et les modules) en réduisant les coûts de production, en augmentant l’efficacité et la fiabilité des composants, et en élargissant les applications et solutions Ainsi TOTAL travaille avec le centre de recherche IMEC (Interuniversity MicroElectronics Center – Belgique) et le Laboratoire de physique des interfaces et couches minces (LPICM) de l’École Polytechnique, spécialiste notamment des procédés de dépôt par plasma à basse température. Dans la continuité de ce partenariat, le Groupe, en association avec le CNRS, l’École Polytechnique et EDF principalement, a signé en octobre 2013 une convention de financement avec l’Agence Nationale de la Recherche (ANR) relative à l’Institut Photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF) qui, avec près de 200 chercheurs, a l’ambition de devenir à terme l’un des plus grands centres de recherche mondiaux sur les dispositifs solaires photovoltaïques de nouvelle génération. Dans le domaine du stockage d’électricité, TOTAL poursuit son programme de R&D avec des instituts de renom principalement le Massachussetts Institute of Technology (MIT) aux États-Unis notamment, pour développer une nouvelle technologie de batteries, et investit dans des start-ups : Ambri (11%) issue de ce même laboratoire, Lightsail et Enervault également basées aux États-Unis. TOTAL explore plusieurs voies de valorisation des ressources de la biomasse selon sa nature, son accessibilité et son caractère durable. Son ambition est de commercialiser des molécules performantes pour les marchés visés (carburants, lubrifiants, polymères spéciaux, chimie, etc.). Énergies Nouvelles se focalise sur le procédé de conversion biochimique de cette biomasse. Amyris Inc., société américaine cotée (NASDAQ : AMRS), a été la première prise de participation importante de TOTAL dans les biotechnologies. À fin 2013, TOTAL détient 17,9% de la société. Un accord de collaboration avec Amyris, incluant la mise en place d’une équipe de R&D commune, a en outre été signé. Il porte sur la recherche, le développement, la production et la commercialisation de molécules bio-sourcées. Amyris dispose d’une plateforme de biologie de synthèse industrielle de pointe qui permet d’améliorer et optimiser des micro-organismes capables de transformer des sucres en molécules d’intérêt par fermentation, d’un laboratoire de recherche et d’unités pilote en Californie et au Brésil. Amyris a démarré début 2013 son site de production industriel de farnesène destinée à la production de diesel et de kérosène renouvelables de Brotas, dans l’État de São Paulo au Brésil. Fin 2013, TOTAL a créé une joint venture (50-50) avec Amyris. Cette entité, dénommée Total Amyris Biosolutions, détiendra désormais les droits exclusifs et la propriété intellectuelle du farnesène. Par ailleurs, le Groupe poursuit le développement d’un réseau de collaborations de R&D au niveau mondial visant à développer des technologies complémentaires de la plateforme d’Amyris : déconstruction de la lignocellulose, biologie synthétique, ingénierie du métabolisme. On peut notamment citer les partenariats avec Joint BioEnergy Institute (JBEI, États-Unis), Novogy (États-Unis), Gevo Inc. (NASDAQ : GEVO, États-Unis), l’université de Wageningen (Pays-Bas) et le consortium Toulouse White Biotechnology Le Groupe étudie également le potentiel à plus long terme de développement d’un procédé économique de production de biomolécules par la voie des phototrophes : bio-ingénierie des microalgues avec les procédés associés. Un accord de recherche exploratoire avec le CEA de Grenoble a été conclu fin 2013 et deux projets de développement sont en cours avec le consortium Dans le domaine éolien, le Groupe possède une centrale à Mardyck à proximité de Dunkerque (France) d’une capacité de 12 MW, Dans le domaine de l’énergie marine, TOTAL détient une participation de 26,7% dans la société Scotrenewables Tidal Power (îles Orcades, Écosse). Les tests d’un prototype d’une puissance de 250 kW ont été réalisés avec succès. Le modèle commercial (2 MW) est 5.1. Principaux investissements réalisés au cours de la période 2011-2013 (1) (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Les investissements organiques, y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, se sont établis en 2013 à 28,3 milliards de dollars (21,3 milliards d’euros (2)), contre 23,8 milliards de dollars en 2012 (18,5 milliards d’euros). Cette hausse s’explique par l’augmentation des investissements dans l’Amont liée aux nombreux projets En 2013, dans l’Amont, les investissements ont été principalement consacrés au développement de nouvelles installations de production d’hydrocarbures ainsi qu’aux activités d’exploration. Les investissements de développement ont en particulier été consacrés aux projets suivants : GLNG et Ichthys en Australie, Surmont et Fort Hills au Canada, les zones d’Ekofisk et Eldfisk en Norvège, les projets de Laggan Tormore au Royaume-Uni, Moho Nord au Congo, CLOV en Angola, Ofon et Egina au Nigeria et Yamal en Russie. Dans le secteur Raffinage-Chimie, les investissements ont été 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 2013 a été marquée par l’annonce du projet de modernisation de la raffinerie d’Anvers en Belgique et d’un projet d’adaptation de la plateforme pétrochimique de Carling en France et par les premières productions de la raffinerie SATORP Dans le secteur Marketing & Services, en 2013, les investissements ont concerné essentiellement le réseau, la logistique et les installations de production et de stockage de produits de spécialités. Tout en poursuivant en 2013 le développement de ses grands projets dans l’Exploration-Production, le Groupe a également renforcé ses perspectives au-delà de 2017 avec son entrée dans des actifs prometteurs, au Brésil notamment, et l’extension de son domaine minier avec l’obtention de permis dans des zones d’exploration prometteuses. Ainsi, les acquisitions ont représenté 4,5 milliards de dollars (3,4 milliards d’euros), essentiellement constituées de l’acquisition d’une participation dans le champ de Libra au Brésil, de 6% supplémentaires dans le projet d’Ichthys en Australie, de 1,6% supplémentaire au capital de Novatek (3), de portage dans les gisements de gaz à condensats de l’Utica aux États-Unis et de bonus d’entrée sur des permis d’exploration en Afrique du Sud, au Mozambique et au Brésil. Les investissements bruts (y compris acquisitions et variations de prêts non courants) ont donc augmenté de 27,8 milliards de dollars en 2012 (21,7 milliards d’euros) à 32,8 milliards de dollars en 2013 L’année 2013 a par ailleurs été marquée par un montant de cessions d’actifs de 4,7 milliards de dollars (3,6 milliards d’euros), contre 5,9 milliards de dollars (4,6 milliards d’euros) en 2012, incluant essentiellement la vente de TIGF (4), d’un intérêt de 25% dans le champ de Tempa Rossa en Italie, de la participation dans le projet d’upgrader Voyageur au Canada, d’activités de fertilisants et de l’ensemble des actifs Exploration et Production à Trinité-et-Tobago. Les investissements nets ressortent à 25,9 milliards de dollars (19,5 milliards d’euros) en 2013, en hausse de 18% par rapport à leur niveau de 21,9 milliards de dollars (17,1 milliards d’euros) en 2012\. Ils comprennent les montants relatifs à l’entrée de partenaires dans le capital de Total E&P Congo et dans le bloc 14 en Angola, inclus dans le flux de trésorerie de financement pour un total de 2,2 milliards de dollars (1,6 milliard d’euros). Après un pic à 28,3 milliards de dollars atteint en 2013, le budget d’investissements organiques est ramené à 26 milliards de dollars en 2014, dont plus de 80% seront consacrés à l’Amont. Les investissements dans l’Amont devraient atteindre 22 milliards de dollars et être essentiellement consacrés aux grands projets de développement dont GLNG et Ichthys en Australie, Surmont et Fort Hills au Canada, les zones d’Ekofisk et Eldkisk en Norvège, les projets de Laggan Tormore au Royaume-Uni, Moho Nord au Congo, CLOV en Angola, Ofon et Egina au Nigeria et Yamal en Russie. Une partie significative du budget du secteur sera (1) Y compris acquisitions. Le détail des principales acquisitions des exercices 2011-2013 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 2013 de 1,3281 $ / €. (3) L’intérêt du Groupe au capital de Novatek atteint 16,96% à fin 2013. (4) Le détail des principales cessions des exercices 2011-2013 figure à la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de référence. par ailleurs consacrée aux travaux de maintenance et d’intégrité sur des actifs déjà en production. Dans le Raffinage-Chimie, un budget d’investissements de plus de 2 milliards de dollars devrait être consacrés aux activités de raffinage, pétrochimie et chimie de spécialités. L’année 2014 devrait en particulier être marquée par les premiers travaux de modernisation de la plateforme intégrée d’Anvers en Belgique. Une partie significative du budget du secteur sera par ailleurs consacrée aux investissements de maintenance et de sécurité nécessaires à ce type d’activités industrielles. Dans le secteur Marketing & Services, un budget d’investissements de près de 2 milliards de dollars devrait 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 le développement de ses activités dans les Énergies Nouvelles. La majeure partie du budget d’investissement du Marketing & Services sera allouée aux zones de croissance Au-delà de 2014, TOTAL envisage des investissements en ligne avec une croissance post-2017 plus modérée sur une base de production élargie. Par ailleurs, tous les secteurs du Groupe sont mobilisés pour maitriser leurs investissements et réduire leurs coûts opératoires en continuant d’accorder la priorité 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 10, 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 10, point 7.). Toutefois, les investissements pour lesquels des joint ventures sont mises en place entre TOTAL et des partenaires extérieurs au Groupe font généralement l’objet de Par ailleurs, le Groupe confirme l’objectif de céder 15 à 20 milliards de dollars d’actifs sur la période 2012-14. Alors que TOTAL a d’ores et déjà cédé 13 milliards de dollars d’actifs (1) à fin 2013, les projets de cessions en cours de négociation et à l’étude devraient permettre d’atteindre l’objectif fixé en 2014, et éventuellement de le dépasser. 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 10, 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 En novembre 2012, TOTAL a annoncé la vente de la participation dans le bloc offshore OML 138 au Nigeria comprenant le champ de Usan, puis en février 2014 la signature d’un accord de cession à Sonangol E&P de sa participation de 15% dans le bloc offshore 15 / 06 en Angola pour une valeur de 750 millions de dollars. L’approbation des autorités n’a pas été reçue à ce jour pour la cession de sa participation dans le bloc OML 138. La finalisation de la cession de participation dans le bloc 15/06 est prévue au cours du premier (1) Y compris les autres opérations avec des intérêts minoritaires. 6.1. Place de la Société au sein du Groupe TOTAL S.A. est la société mère du Groupe. Au 31 décembre 2013, il existe 898 sociétés intégrées dans le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A., dont 809 sociétés par intégration globale et 89 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 2013, de restriction limitant de manière significative le versement, à TOTAL S.A., des dividendes mis Les activités du Groupe sont organisées selon le schéma d’organisation figurant au point 8. du présent chapitre. Les secteurs d’activités du Groupe bénéficient de l’assistance des directions fonctionnelles (Finances, Juridique, Éthique, Assurances, Stratégie et Intelligence économique, Ressources humaines et Communication), regroupées au sein de la société mère TOTAL S.A. 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 10, 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, Raffinage- 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 10, 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 10, 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 7, Informations sociales, environnementales et sociétales du présent Document de référence. Schéma d’organisation au 31 décembre 2013 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2013 Schéma d’organisation au 31 décembre 2013 Les éléments du rapport de gestion figurant aux points 1. à 4. ont été arrêtés par le Conseil d'administration le 11 février 2014 et n'ont pas été 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 2013 pour TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60 1.2. Résultats du Groupe pour l’année 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 1.3. Résultats du secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 1.4. Résultats du secteur Raffinage-Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 1.5. Résultats du secteur Marketing & Services . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 1.6. Résultats de TOTAL S.A. en 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 1.7. Proposition de dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 2.1. Capitaux à long terme et à court terme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 2.2. Source et montant des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 2.3. Conditions d’emprunt et structure de financement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 2.4. Conditions d’utilisation des financements externes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 2.5. Sources de financement attendues . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 3.1. Secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 3.2. Secteur Raffinage-Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 3.3. Secteur Marketing & Services . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 3.4. Environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70 3.5. Dispositif de Recherche & Développement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70 4.1. Perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71 4.2. Risques et incertitudes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71 4.3. Sensibilités des résultats 2014 aux paramètres d’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71 Examen de la situation financière et des résultats 1\. Examen de la situation financière et des résultats 1.1. Panorama de l’exercice 2013 pour TOTAL L’année 2013 a été marquée par la sortie de récession de la zone Euro au deuxième trimestre et la stabilité des pays émergents. Cette amélioration s’est atténuée au troisième trimestre sous l’effet de fluctuations importantes de taux de change dans les marchés émergents et du débat budgétaire aux États-Unis. Dans ce contexte, la demande mondiale de pétrole a connu une augmentation importante de +1,1 Mb /j (1), contre +0,8 Mb / j en 2012, tirée par la demande en Asie et au Moyen-Orient. L’offre pétrolière mondiale a augmenté modérément en 2013 de +0,4 Mb / j après une hausse de +2,3 Mb / j en 2012. Les marchés sont restés suffisamment approvisionnés grâce notamment à la hausse de la production de pétrole essentiellement non-conventionnel en Amérique du Nord, alors que la persistance de facteurs géopolitiques, en particulier en Libye, au Nigeria et en Irak, faisait peser des tensions sur la production de l’Opep. Ainsi, l’environnement pétrolier en 2013 est resté relativement stable avec un prix du Brent à 108,7 $ / b, contre 111,7 $ / b en 2012. En Asie, les prix spot du gaz sont restés stables en 2013, soutenus par la demande, et se sont établis en moyenne à 16 $ / Mbtu. En Europe, les prix spot du gaz ont augmenté de plus de 20% passant de 9 $ / Mbtu en 2012 à 11 $ / Mbtu en 2013. De même, aux États-Unis, après une forte chute liée à l’abondance de l’offre de gaz naturel provenant de l’exploitation du gaz de schiste, les prix spot du gaz ont augmenté de plus de 30% en 2013 pour atteindre en moyenne 4 $ / Mbtu, contre 3 $ / Mbtu en 2012. Dans l’aval, l’année 2013 a connu une forte dégradation des marges de raffinage européennes partiellement compensée par un environnement plus favorable de la pétrochimie. Ainsi affecté par les surcapacités, le maintien d’un prix du Brent à un niveau élevé et une demande atone, l’European Refining Margin Indicator (2) s’est établi à 17,9 $ / t en 2013, contre 36,0 $ / t en 2012. Les marges de la pétrochimie en Europe ainsi qu’aux États-Unis ont quant à elles augmenté en moyenne d’environ 25% sur l’année bénéficiant de prix de matières premières en baisse, naphta en Europe et en Asie, Dans ce contexte, le résultat net ajusté de TOTAL s’établit à 10,7 milliards d’euros, en légère baisse par rapport à 2012. Ce résultat reflète essentiellement la baisse du résultat de l’Amont, compensée partiellement par la hausse du résultat du Le résultat opérationnel net ajusté (3) de l’Amont a atteint 9,4 milliards d’euros en 2013, en baisse de 16% par rapport à l’an passé, affecté par un mix de production moins favorable, la hausse des coûts techniques, en particulier des charges d’exploration, et la hausse du taux moyen d’imposition. Le secteur Raffinage-Chimie a bénéficié en 2013 des effets concrets des plans de synergies et d’efficacité opérationnelle et d’un environnement de la pétrochimie plus favorable, qui ont permis de compenser la forte dégradation des marges de raffinage en Europe, et affiche ainsi un résultat opérationnel net ajusté stable par rapport à 2012. Enfin, le secteur Marketing & Services a vu son résultat opérationnel net ajusté augmenter de 39% par rapport à 2012 notamment grâce à l’amélioration de la performance dans les Énergies Nouvelles, dont le résultat était nettement déficitaire en 2012, et à la progression globale dans le Marketing de produits pétroliers tirée, en particulier, par les marchés émergents. Les acquisitions ont représenté 3,4 milliards d’euros en 2013, essentiellement constituées de l’acquisition d’une participation de 20% dans le champ de Libra au Brésil, de 6% supplémentaires dans le projet d’Ichthys en Australie, de 1,6% supplémentaire au capital de Novatek (4), de portage dans les gisements de gaz à condensats de l’Utica aux États-Unis et de bonus d’entrée sur des permis d’exploration en Afrique du Sud, au Mozambique et au Brésil. Les cessions se sont élevées à 3,6 milliards d’euros, incluant essentiellement la vente de TIGF, d’un intérêt de 25% dans le champ de Tempa Rossa en Italie, de la participation de 49% dans le projet d’upgrader Voyageur au Canada, d’activités fertilisants et de l’ensemble des actifs Exploration et Production à Trinité-et-Tobago. Ainsi, sur les 15 à 20 milliards de dollars de cessions annoncés sur la période 2012-2014, le Groupe a d’ores et déjà cédé 13 milliards de dollars (5) d’actifs à fin 2013 (6). Comme annoncé, la phase d’investissements intensive décidée afin de transformer le profil de production du Groupe à l’horizon 2017 atteint un pic de 28 milliards de dollars (21,3 milliards d’euros) en 2013\. TOTAL a financé ses investissements ainsi que ses dividendes tout en conservant un bilan solide et présente un taux d’endettement au 31 décembre 2013 de 23%. Fort de cette solidité financière et fidèle à sa politique de retour compétitif à l’actionnaire, le Conseil d’administration a décidé de proposer à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014 la distribution d’un dividende de 2,38 euros / action au titre de 2013, qui comprend un solde sur dividende en Sur le plan opérationnel, la production du Groupe a été affectée par des problèmes de sûreté en Libye et au Nigeria, dont les effets ont été compensés partiellement par l’amélioration de la situation au Yémen et le redémarrage d’Elgin-Franklin en mer du Nord et Avec responsabilité et transparence, TOTAL réaffirme la priorité absolue portée à la sécurité des opérations et son engagement en faveur de la protection de l’environnement. Ainsi, le Groupe a poursuivi l’amélioration de ses performances sécurité illustrée par un TRIR (7) en baisse de 14% par rapport à 2012. 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. Dans l’Amont, l’année 2013 a été marquée par les lancements de projets majeurs au Congo, au Nigeria, au Canada et en Russie et l’entrée dans des actifs prometteurs, au Brésil notamment avec (1) Données AIE, hors biofuels et gains de raffinage. (2) Indicateur de marge de TOTAL. (3) Les résultats ajustés se définissent comme les résutats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents, hors effet des variations de juste valeur à compter du 1er janvier 2011. (4) La participation du Groupe au capital de Novatek atteint 16,96% à fin 2013. (5) Chiffres en dollars obtenus à partir des chiffres en euros convertis sur la base du taux de change moyen de 1,3281 $/ en 2013. (6) Y compris les autres opérations avec des intérêts minoritaires. Examen de la situation financière et des résultats l’acquisition d’une participation de 20% dans le champ de Libra. Ainsi TOTAL confirme ses objectifs de croissance de production et renforce ses perspectives au-delà de 2017. Le Groupe a également poursuivi son programme d’exploration ambitieux et réalisé des découvertes significatives en Irak et en Argentine. En 2013, l’extension du domaine minier s’est poursuivie avec l’obtention de permis dans des zones d’exploration prometteuses, notamment en Irak, au Brésil, en Bolivie et en Afrique du Sud. Dans les activités du Raffinage-Chimie, les effets concrets des plans de synergies et d’efficacité opérationnelle se sont matérialisés permettant au secteur, conjointement à un environnement de la pétrochimie plus favorable, d’afficher un résultat stable malgré un environnement du raffinage en Europe fortement dégradé. L’année 2013 a également été marquée par les premières productions de la raffinerie SATORP en Arabie saoudite et l’annonce du lancement d’un investissement majeur de modernisation de la plateforme d’Anvers en Belgique et d’un projet d’adaptation de la plateforme pétrochimique de Carling en France visant à restaurer sa compétitivité. Dans le Marketing & Services, la stratégie du Groupe consiste à optimiser ses activités en Europe, à renforcer ses positions de leader sur le continent africain et au Moyen-Orient et à se développer sur le marché mondial des lubrifiants, tout en maintenant un objectif de rentabilité au delà de 17%. Ainsi, en 2013, le Groupe a renforcé ses positions de leader en Europe en faisant croître sa part de marché réseau avec notamment 600 stations-service Total Access désormais déployées en France. TOTAL a également poursuivi son développement sur les marchés à forte croissance et développé ses positions en Égypte et au Pakistan. L’année 2013 a vu le secteur de l’énergie solaire photovoltaïque se stabiliser après deux années de forte baisse des prix. Dans ce contexte, les Énergies Nouvelles ont renforcé leur compétitivité et TOTAL et SunPower (64,65%) ont annoncé de nombreux succès, en particulier le démarrage de la centrale solaire California Valley Solar Ranch et le lancement de nouveaux développements de centrales solaires au Chili et en Afrique du Sud. La dynamique de croissance des budgets de recherche et développement engagée depuis 2004 a été maintenue avec des dépenses qui se sont élevées à 949 millions d’euros en 2013, en hausse de près de 20% par rapport à 2012. Ces dépenses devraient permettre, en particulier, de poursuivre la constante amélioration de l’expertise technologique du Groupe dans l’exploration et 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. 1.2. Résultats du Groupe pour l’année 2013 (1) (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Résultat net ajusté dilué par action (en euro) (a) (b) 4,73 5,42 5,08 Dividende par action (en euro) (c) 2,38 2,34 2,28 Dette nette / capitaux propres (au 31 décembre) 23% 22% 23% Rentabilité des capitaux moyens employés (ROACE) (d) 13% 16% 16% Rentabilité des capitaux propres (ROE) 15% 18% 19% (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. (b) Calculé sur le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice. (c) Dividende 2013 : sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014. (d) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. Brent ($ / b) 108,7 111,7 111,3 Marges de raffinage européennes ERMI (a) ($ / t) 17,9 36,0 17,4 (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. (1) Conformément à l’application de la norme IAS19 révisée applicable au 1er janvier 2013, les informations comparatives des années 2012 et 2011 ont été retraitées sans impact significatif Examen de la situation financière et des résultats (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Éléments non récurrents du résultat opérationnel (1 237) (2 342) (873) Charges de restructuration (284) (2) - Dépréciations exceptionnelles (792) (1 474) (781) Effet des variations de juste valeur (56) (9) 45 Effet de stock (écart FIFO / coût de remplacement) (a) (802) (234) 1 215 Total des éléments d’ajustement du résultat opérationnel (2 095) (2 585) 387 (a) Voir note 1N de l’annexe aux comptes consolidés. Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Éléments non récurrents du résultat net (part du Groupe) (1 712) (1 503) (14) Plus-values de cession (72) 581 1 538 Charges de restructuration (428) (77) (122) Dépréciations exceptionnelles (586) (1 112) (1 014) Effet des variations de juste valeur (44) (7) 32 Effet de stock (écart FIFO / coût de remplacement (a)) (549) (157) 834 Total des éléments d’ajustement du résultat net (part du Groupe) (2 305) (1 667) 852 (a) Voir note 1N de l’annexe aux comptes consolidés. 1.2.3. Résultats nets part du Groupe Le chiffre d’affaires consolidé de l’année 2013 s’établit à 189 542 millions d’euros (251 731 millions de dollars), contre 200 061 millions d’euros en 2012, soit une baisse de 5%. En moyenne, l’environnement pétrolier de l’Amont est resté stable par rapport à l’année précédente avec un prix du Brent à 108,7 $ / b contre 111,7 $ / b en 2012, et un prix moyen de vente du gaz des filiales consolidées du Groupe qui a augmenté de 6% à 7,12 $ / Mbtu contre 6,74 $ / Mbtu en 2012. Dans l’aval en revanche, l’indicateur ERMI des marges de raffinage en Europe a affiché une nette baisse en s’établissant à 17,9 $ / t en moyenne contre 36,0 $ / t en 2012. La parité euro-dollar s’est établie à 1,33 $ / € contre 1,28 $ / € en Dans ce contexte, le résultat opérationnel ajusté des secteurs d’activité ressort à 20 779 millions d’euros, soit une baisse de 16% par rapport à 2012 (1). Exprimé en dollars (2), le résultat opérationnel ajusté des secteurs atteint 27,6 milliards de dollars, en baisse de 14% par rapport à 2012 qui s’explique par la baisse du résultat de l’Amont, compensée partiellement par une hausse dans le Marketing & Services. Le taux moyen d’imposition (3) des secteurs est de 55,5% contre Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs d’activité s’établit à 11 925 millions d’euros contre 13 351 millions d’euros en 2012, en baisse de 11%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté des secteurs est en baisse de 8%. Le résultat net ajusté est en baisse de 12% et s’élève à 10 745 millions d’euros contre 12 276 millions d’euros en 2012. Exprimé en dollars, le résultat net ajusté est en baisse de 10% par rapport à 2012 à 14,3 milliards de dollars. Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les effets des variations de juste valeur et les éléments non récurrentes : – L’effet de stock après impôt ressort à -549 millions d’euros contre -157 millions d’euros en 2012. – Les effets de variations de juste valeur ont été de -44 millions d’euros en 2013 comparé à -7 millions d’euros en 2012. – Les autres éléments non récurrents du résultat net ont eu un impact de -1 712 millions d’euros en 2013, constitués essentiellement de la perte nette liée à la cession de la participation dans le projet d’upgrader Voyageur au Canada, de la dépréciation des actifs Amont du Barnett aux États-Unis et en Syrie et de charges et de dépréciations associées à la restructuration d’actifs pétrochimiques en France, partiellement compensées par les plus-values réalisées sur les cessions de TIGF et d’actifs Amont en Italie. Les autres éléments non récurrents s’étaient élevés à -1 503 millions d’euros en 2012. Le taux moyen d’imposition du Groupe s’établit à 56,8% en 2013 Au 31 décembre 2013, le nombre dilué d’actions est de 2 275,9 millions contre 2 270,4 millions au 31 décembre 2012. En 2013, le résultat net ajusté dilué par action, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 271,5 millions, s’élève à 4,73 euros contre 5,42 euros en 2012, soit une baisse de 13%. Exprimé en dollars, le résultat net ajusté dilué par action est de 6,28 dollars contre 6,96 dollars en 2012, soit une baisse de 10%. (1) Les éléments non récurrents du résultat opérationnel des secteurs d’activités ont eu un impact de -1 237 millions d’euros en 2013. Ils avaient eu un impact de -2 342 millions d’euros en 2012. (2) Chiffres en dollars obtenus à partir des chiffres en euros convertis sur la base du taux de change moyen €-$ de la période : 1,3281 $ / € en 2013, 1,2848 $ / € en 2012 et 1,3920 $ / € en 2011. (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 + impôt sur le résultat opérationnel ajusté). Les investissements hors acquisitions, y compris variation des prêts non courants, se sont établis à 21,3 milliards d’euros (28,3 milliards de dollars) en 2013 contre 18,5 milliards d’euros (23,8 milliards de dollars) en 2012, une hausse expliquée par l’augmentation des investissements dans l’Amont liée aux nombreux projets Les acquisitions ont représenté 3,4 milliards d’euros (4,5 milliards de dollars) en 2013, essentiellement constituées de l’acquisition d’une participation dans le champ de Libra au Brésil, de 6% supplémentaires dans le projet d’Ichthys en Australie, de 1,6% supplémentaire au capital de Novatek (1), de portage dans les gisements de gaz à condensats de l’Utica aux États-Unis et de bonus d’entrée sur des permis d’exploration en Afrique du Sud, Les cessions en 2013 se sont élevées à 3,6 milliards d’euros (4,7 milliards de dollars), incluant essentiellement la vente de TIGF, d’un intérêt de 25% dans le champ de Tempa Rossa en Italie, de la Prix de vente liquides et gaz (a) 2013 2012 2011 Brent ($ / b) 108,7 111,7 111,3 Prix moyen de vente liquides ($ / b) 103,3 107,7 105,0 Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 7,12 6,74 6,53 Prix moyen des hydrocarbures ($ / bep) 74,8 77,3 74,9 (a) Filiales consolidées, hors marges fixes. À partir du premier trimestre 2012, intègre les sous / sur-enlèvements d’hydrocarbures à la valeur de marché. TOTAL a bénéficié de conditions de marché relativement stables dans l’Amont en 2013 par rapport à 2012. Les prix moyens de vente des liquides du Groupe et de gaz des filiales consolidées du Groupe ont respectivement baissé de 4% et augmenté de 6% sur l’année 2013 par rapport à 2012. En 2013, la production d’hydrocarbures a été de 2 299 kbep / j, stable par rapport à 2012, essentiellement en raison des éléments • +2,5% liés aux démarrages et à la croissance des nouveaux • -1% lié au déclin naturel des productions, partiellement compensé par la reprise de production sur Elgin-Franklin en mer du Nord et sur OML 58 au Nigeria, • -0,5% lié aux variations de périmètre intégrant essentiellement les cessions de participations au Nigeria, au Royaume-Uni, en Colombie, Examen de la situation financière et des résultats participation dans le projet d’upgrader Voyageur au Canada et de l’ensemble des actifs de l’Exploration-Production à Trinité-et-Tobago. Les investissements nets ressortent à 19,5 milliards d’euros (25,9 milliards de dollars) en 2013, en hausse de 14% par rapport à leur niveau de 17,1 milliards d’euros (21,9 milliards de dollars) en 2012. Ils incluent les montants relatifs à l’entrée de partenaires dans le capital de Total E&P Congo et dans le bloc 14 en Angola reportés dans le flux de trésorerie de financement pour un total de 1,6 milliard d’euros (2,2 milliards de dollars). Exprimés en dollars, les investissements nets en 2013 sont en hausse de 18%, en raison notamment de la hausse des investissements organiques dans le secteur Amont. Le ROACE en 2013 est de 13% pour le Groupe, en baisse par rapport à 2012. La rentabilité des capitaux propres (Return On Equity, ROE) s’établit à 15% en 2013, contre 18% en 2012. et à Trinité-et-Tobago, nettes des productions correspondantes à la hausse de la participation détenue dans Novatek, • -1% lié aux conditions de sécurité au Nigeria et en Libye, partiellement compensé par une amélioration de la situation Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 108,02 $ / b) s’élèvent à 11 526 Mbep au 31 décembre 2013. Au niveau de production moyen de 2013, la durée de vie des réserves est de plus de 13 ans. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (2), établies selon les règles de la SEC, ressort à 119%. Le taux de renouvellement organique des réserves (3) atteint pour sa part 109% dans un environnement de prix constant. Fin 2013, 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 2013 et des ressources (5) représentant une durée de vie d’environ 50 ans. Depuis le 1er juillet 2012, le secteur Amont n’intègre plus l’activité Énergies Nouvelles, affectée au secteur Marketing & Services, anciennement Supply & Marketing. En conséquence, l’information des périodes comparatives antérieures à ce changement a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur. (1) La participation du Groupe au capital de Novatek atteint 16,96% à fin 2013. (2) Variation des réserves hors productions : (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période. (3) Taux de renouvellement dans un environnement de prix constant, pour un prix du baril de 111,13 $ / b (prix de référence en 2012), 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). Examen de la situation financière et des résultats (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Rentabilité des capitaux moyens employés 14% 18% 21% (a) Conformément à l’application de la norme IAS19 révisée applicable au 1er janvier 2013, les informations comparatives des années 2012 et 2011 ont été retraitées sans impact significatif Sur l’ensemble de l’année 2013, le résultat opérationnel net ajusté d’euros en 2012, soit une baisse de 16%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont est en baisse de 13% à 12,4 milliards de dollars, en raison principalement d’un mix de production moins favorable, de la hausse des coûts techniques, en particulier des charges d’exploration, et de la hausse du taux moyen d’imposition de l’Amont. Le taux moyen d’imposition de l’Amont ressort à 60,1% en 2013 contre 58,4% l’année précédente. Les coûts techniques des filiales consolidées, calculés conformément à l’ASC 932 (1), s’établissent à 26,1 $ / bep en 2013 contre 22,8 $ / bep en 2012, une hausse qui s’explique notamment par la hausse des amortissements des immobilisations corporelles à la suite des démarrages de grands projets, ainsi que par la hausse des dépenses d’exploration passées en charge. La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (2)) de l’Amont est de 14% en 2013 contre 18% en 2012. Données opérationnelles (a) 2013 2012 2011 (a) Y compris quote-part de CEPSA jusqu’au 31 juillet 2011 et dans TotalErg. Le résultat relatif aux raffineries en Afrique du Sud, aux Antilles Françaises et en Italie est reporté dans le Sur l’année 2013, les volumes raffinés sont en baisse de 4% par rapport à 2012 reflétant essentiellement le grand arrêt sur la plateforme d’Anvers, un niveau élevé de maintenance à la raffinerie de Donges, des réductions volontaires de traitement en raison de la faiblesse des marges en fin d’année et la fermeture de la raffinerie de Rome à la fin du troisième trimestre 2012. (en millions d’euros) 2013 2012 2011 dont chimie de spécialités (a) 440 383 424 Rentabilité des capitaux moyens employés 9% 9% 5% (a) Conformément à l’application de la norme IAS19 révisée applicable au 1er janvier 2013, les informations comparatives des années 2012 et 2011 ont été retraitées sans impact significatif Sur l’année 2013, l’ERMI atteint 17,9 $ / t, soit une baisse de 50% par rapport à 2012. Les marges pétrochimiques sont restées à un niveau élevé, en particulier aux États-Unis. Sur l’ensemble de l’année 2013, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie est de 1 404 millions d’euros en hausse par rapport à 1 376 millions d’euros en 2012. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur atteint 1,9 milliards de dollars, en hausse de 5% par rapport à 2012 alors que les marges de raffinage sont en baisse de 50%. Cette hausse s’explique d’une part par les effets concrets des plans de synergies et d’efficacité opérationnelle et d’autre part par un environnement de la pétrochimie plus favorable, ayant permis de compenser la forte dégradation des marges de raffinage en Europe. Par ailleurs, la plateforme intégrée de SATORP en Arabie saoudite a réalisé ses premières expéditions, après la mise en route réussie de Le ROACE (2) du Raffinage-Chimie est de 9%, stable par rapport (1) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries – Oil and Gas. (2) 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 1.5. Résultats du secteur Marketing & Services Données opérationnelles (a) 2013 2012 2011 (a) Hors négoce international (Trading) et ventes massives Raffinage et y compris quote-part dans TotalErg et, jusqu’au 31 juillet 2011, dans CEPSA. Globalement sur l’année 2013, la hausse des volumes de vente de 2% par rapport à 2012 s’explique par une progression en Afrique et en Amérique partiellement compensée par un recul en Europe. Depuis le 1er juillet 2012, le secteur Marketing & Services intègre l’activité Énergies Nouvelles. En conséquence, l’information des périodes comparatives antérieures à ce changement a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur. (en millions d’euros) 2013 2012 2011 dont Énergies Nouvelles (a) (2) (169) (197) Rentabilité des capitaux moyens employés 16% 12% 13% (a) Conformément à l’application de la norme IAS19 révisée applicable au 1er janvier 2013, les informations comparatives des années 2012 et 2011 ont été retraitées sans impact significatif Sur l’ensemble de l’année 2013, le chiffre d’affaires hors Groupe du secteur Marketing & Services s’établit à 83,5 milliards d’euros, en baisse de 4% par rapport à 2012. Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services d’euros en 2012, soit une progression de 39%. Cette hausse reflète essentiellement l’amélioration de la performance dans les Énergies Nouvelles, dont le résultat était nettement déficitaire pendant l’année 2012, ainsi que la progression globale dans le Marketing de produits pétroliers tirée en particulier par les marchés émergents. Le ROACE (1) du Marketing & Services est de 16% en 2013 contre 1.6. Résultats de TOTAL S.A. en 2013 Le bénéfice issu des comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère, s’établit à 6 031 millions d’euros pour l’exercice 2013 contre 6 520 millions d’euros pour l’exercice 2012. Le Conseil d’administration, après avoir arrêté les comptes, a décidé de proposer à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014 la distribution d’un dividende de 2,38 euros par action au titre de 2013, qui comprend un solde sur dividende en hausse de 3,4% (2). Compte tenu des acomptes trimestriels votés par le Conseil d’administration au titre des trois premiers trimestres 2013, le solde du dividende au titre de l’année 2013 s’élèverait à 0,61 euro par action et serait payé en numéraire le 5 juin 2014. Le taux de distribution de TOTAL en 2013, calculé sur la base du résultat net ajusté, ressortirait ainsi à 50%. (1) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. (2) Le détachement du solde du dividende aura lieu le 2 juin 2014 et la mise en paiement le 5 juin 2014. 2.1. Capitaux à long terme et à court terme (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (1 028) (1 626) (1 976) (a) Hypothèse de distribution d’un dividende au titre de 2013 de 2,38 euros par action. (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Actifs financiers courants nets (260) (1 386) (533) Trésorerie et équivalents de trésorerie (14 647) (15 469) (14 025) 2.2. Source et montant des flux de trésorerie (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Investissements (25 922) (22 943) (24 541) Autres opérations avec des intérêts minoritaires 1 621 1 (573) Dividendes versés (5 485) (5 288) (5 312) Ratio dette nette sur capitaux propres au 31 décembre 23% 22% 23% Le flux de trésorerie d’exploitation s’élève à 21 473 millions d’euros (28,5 milliards de dollars) en baisse de 4% par rapport à celui de 2012, en raison de l’évolution du résultat net, partiellement compensé par la variation du besoin en fonds de roulement entre Le flux de trésorerie d’exploitation ajusté (2) s’établit à 20 345 millions d’euros, en baisse de 6%. Exprimé en dollars, le flux de trésorerie d’exploitation ajusté est de 27,0 milliards de dollars, une diminution de 3% par rapport à 2012. Le cash flow net (1) du Groupe ressort à 1 986 millions d’euros (2,6 milliards de dollars) contre 5 391 millions d’euros (6,9 milliards Le ratio de dette nette sur fonds propres s’établit à 23,3% au 31 décembre 2013 contre 21,9% au 31 décembre 2012. (1) Cash flow net = flux de trésorerie d’exploitation – investissements nets (y compris les autres opérations avec des intérêts minoritaires). (2) Flux de trésorerie d’exploitation au coût de remplacement, avant variation du besoin en fonds de roulement. 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 ou en euros selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. Les dettes financières non courantes sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars ou en euros, soit dans des devises échangées contre des dollars ou des euros selon les besoins généraux du Groupe, par le biais 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 TOTAL S.A.), s’élève à 11 581 millions de dollars au 31 décembre 2013 (contre 11 328 millions de dollars au 31 décembre 2012), dont 11 421 millions de dollars ne sont pas utilisés (10 921 millions de dollars non utilisés au 31 décembre 2012). 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. 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 (contre 10 519 millions de dollars au 31 décembre 2012), dont 11 031 millions de dollars ne sont pas utilisés (10 463 millions de dollars non utilisés au 31 décembre 2012). 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 2013, 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, par l’émission nette d’emprunts. Pour les années ultérieures et sur la base des conditions actuelles de financement offertes par les marchés financiers, la Société entend maintenir cette politique de financement des investissements En 2013, TOTAL a engagé 949 millions d’euros dans la Recherche & Développement (R&D), contre 805 millions d’euros en 2012 et 776 millions d’euros en 2011. La dynamique de croissance des budgets de R&D engagée depuis 2004 a été maintenue. Les effectifs consacrés aux activités de R&D se sont élevés à 4 684 personnes en 2011. Les évolutions du périmètre du Groupe sont la 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, 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) ainsi que la valorisation des déchets 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 ; – le développement et l’industrialisation de technologies du solaire, – la maîtrise et l’utilisation de technologies innovantes, de la biomasse et du captage et stockage du CO2 visant à contribuer à préparer l’avenir énergétique ; – le développement de matériaux et produits fonctionnels, innovants et compétitifs qui répondent aux besoins spécifiques des clients, facilitent l’émergence de fonctionnalités et de systèmes nouveaux, permettent le remplacement des matériaux actuels par des matériaux plus performants et intègrent les enjeux liés à l’amélioration de l’efficacité énergétique des utilisateurs, à la réduction de leur impact environnemental et de leur toxicité, et à la meilleure gestion de leur cycle de vie et de la Outre l’optimisation continue des développements en offshore profond et de la valorisation des ressources gazières, TOTAL poursuit l’amélioration sur le long terme de ses outils d’exploration, d’acquisition et de traitement sismiques, de caractérisation des réservoirs d’hydrocarbures 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’activité de la R&D s’intensifie dans le domaine des ressources non conventionnelles, avec une attention toute particulière sur la gestion de l’eau dans l’ensemble du cycle de production et sur la recherche d’alternatives à la fracturation hydraulique. Une inflexion est donnée pour renforcer l’activité en offshore profond vers de plus grandes profondeurs d’eau d’une part, et sur de plus grandes distances de transport des productions multiphasiques d’autre part, en plein accord avec les objectifs ambitieux de l’Exploration-Production, et en support d’actifs majeurs à fort contenu technologique tels que Libra au Brésil (se reporter au point 2.1.7.3. du chapitre 2). comme les biotechnologies, les sciences des matériaux, les nanotechnologies, le calcul haute performance, les technologies de l’information et de communication ou les techniques Ces enjeux sont abordés en synergie au sein du portefeuille de projets. Ils se déclinent de façon différenciée selon les secteurs. Depuis 2009 la structure en charge du développement de PME spécialisées dans les technologies innovantes dans le domaine de l’énergie et des cleantech gère un portefeuille en croissance régulière. L’amélioration de la récupération des huiles dans les réservoirs matures ainsi que la récupération des huiles lourdes et des bitumes et la réduction de leurs impacts environnementaux restent deux sujets de recherche très actifs. De plus, de nouvelles technologies d’exploitation des schistes bitumineux par pyrolyse sont en cours de développement, tant in situ qu’ex situ. Le projet de captage par oxycombustion et stockage de CO2 dans le réservoir déplété de Rousse à Lacq (France) est désormais en phase de monitoring suite à la fin de l’injection, effective en avril 2013\. La méthodologie de caractérisation des réservoirs dans ce contexte d’injection est maitrisée. De nouvelles voies de captage plus économes et plus efficaces font l’objet de projets nouveaux. Enfin, les technologies de la gestion des eaux associées à la production des hydrocarbures font toujours l’objet d’un effort soutenu de R&D. Ce sujet est désormais intégré dans un grand Le programme de développement de nouvelles solutions pour le La R&D a pour mission de soutenir le développement à moyen et long terme de l’activité Raffinage-Chimie. Elle contribue ainsi à la différentiation technologique de cette activité par l’élaboration, la mise en place et la valorisation de programmes de R&D performants qui ouvrent la voie à l’industrialisation des connaissances, En cohérence avec la stratégie du Raffinage-Chimie, la R&D porte une attention toute particulière aux quatre grands défis suivants : tirer profit des charges différenciées, mieux valoriser les actifs, continuer à mettre au point des produits innovants, et développer des produits bio-sourcés. Les orientations à moyen terme du portefeuille de projet, et son plan de déploiement contribueront à la Afin de tirer profit des charges différenciées, la part des activités de R&D consacrée au traitement de bruts plus diversifiés est considérablement renforcée, à travers une meilleure compréhension de l’effet produit par les charges sur les équipements et les procédés au niveau moléculaire. La R&D lance de nouveaux programmes ambitieux afin de mettre au point des technologies différenciées permettant de produire des carburants liquides, des monomères et intermédiaires à partir de gaz. La R&D développe savoirs et technologies afin de mieux valoriser les actifs. Les efforts fournis se concentrent sur les programmes axés sur la flexibilité et la disponibilité des installations. La modélisation avancée des charges et des procédés permet aux unités de surmonter leurs contraintes liées au traitement et de fonctionner en tenant compte de ces contraintes en temps réel. Les recherches menées sur les catalyseurs permettent d’augmenter leur résistance aux poisons, d’améliorer la stabilité catalytique et d’allonger la durée de cycle à moindre coût. Des programmes sont mis en place afin de mieux valoriser les résidus lourds. Pour répondre aux préoccupations liées à l’acceptabilité sociale et environnementale, la R&D concentre ses efforts sur la réduction des émissions, avec pour objectif d’aboutir à des installations dont l’impact sur l’environnement serait limité. Anticipant les problèmes qui se posent sur le long terme et la valeur du CO2, la R&D met au point des technologies visant à réduire de manière significative les émissions de gaz à effet de serre, à travers le captage et la conversion du CO2. L’offre de produits innovants est un enjeu essentiel de la recherche sur les polymères. La R&D s’appuie sur sa connaissance des métallocènes et de la bimodalité pour mettre au point des polymères différenciés de grande consommation, présentant des propriétés exceptionnelles qui leur permet de remplacer des matériaux plus lourds et de concurrencer les polymères techniques. Des polymères de niche à valeur ajoutée sont également mis au point, qu’il s’agisse de mélanges, de compounds ou de composites. Les efforts de diversification vers des produits « verts » se concentrent principalement sur les bioproduits plébiscités par le marché : biomonomères, biointermédiaires et biopolymères. La R&D mise sur l’acide polylactique pour lancer sur le marché de nouveaux polymères disposant de propriétés améliorées. Par ailleurs, la mise au point de mélanges, de compounds et de composites permet d’élargir le champ d’application des polymères à base d’acide En ce qui concerne les biocarburants, la R&D s’est concentrée sur la gazéification et le co-traitement pour produire des carburants liquides à partir de la biomasse. La R&D prête également une attention particulière aux questions relatives aux mélanges et à la qualité des produits que soulève l’utilisation de biomolécules. L’utilisation efficace des ressources et la gestion des plastiques en fin de cycle de vie sont des sujets qui suscitent de plus en plus l’intérêt. La R&D met donc au point des technologies permettant d’utiliser de manière plus efficace les plastiques comme charges. La R&D en chimie est stratégique pour les produits de spécialités. Elle se développe en étroite relation avec les besoins des filiales et Hutchinson organise sa R&D autour de deux axes majeurs : – matériaux, avec la mise au point d’alliages thermoplastiques de nouvelle génération, de formules caoutchouc Haute performance, la dynamique du respect de l’environnement – évolution des produits vers des systèmes, en s’appuyant sur des fonctionnalités avancées telles que gestion thermique ou 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. En 2013, pour répondre à la feuille de route et au nouveau périmètre du Marketing & Services, la R&D a réorganisé ses domaines d’activités. En anticipation de l’évolution des technologies, les principaux axes de recherche portent sur la conception de nouveaux produits de qualité supérieure, de haute performance et différentiants pour accompagner le développement mondial des métiers : Fuel Economy (carburants, lubrifiants, additifs), efficacité énergétique (bitumes), anticipation des évolutions règlementaires (lubrifiants Marine) et incorporation de molécules bio-sourcées (carburants aviation et fluides spéciaux), Les travaux de développement de la future gamme des carburants Excellium, principalement orientés sur les axes Fuel Economy et propreté « moteur », ont permis de valider et d’intégrer de nouvelles molécules (modificateur de friction / anti-lacquering) ainsi qu’une nouvelle technologie détergente développée en interne. La gamme Fuel Eco-des lubrifiants s’est fortement développée avec de nombreux nouveaux produits répondant aux cahiers des charges des constructeurs cibles pour le métier Total Lubrifiants. De nouveaux lubrifiants marins pour moteurs deux temps sont développés pour anticiper les évolutions des exigences fuel (très bas taux de soufre en zone côtière) et émissions. Pour répondre aux enjeux d’efficacité énergétique par réduction des températures d’application, un nouveau bitume a été développé et introduit sur le marché européen. Les travaux de formulation d’un bitume de spécialité sans soufre, visant à réduire l’exposition des utilisateurs à l’H2S, se sont poursuivis. De nouvelles formulations d’additifs de tenue au froid à plus large spectre d’action incorporant un booster exclusif pour distillats ont été développées et sont en voie de commercialisation. Le projet multipartenaire CAER (carburants alternatifs pour l’aéronautique) labellisé par la Direction générale de l’Aviation est lancé. Ce projet vise à comprendre le comportement de nouveaux composants depuis la logistique en Amont jusqu’au fonctionnement des La détermination des conditions d’hydrotraitement de charges locales a été réalisée en support aux futures unités de production des fluides spéciaux ainsi que les premiers tests sur pilotes de Enfin le savoir-faire et l’expertise des chercheurs s’est aussi exprimé dans le domaine de la compétition en développant des produits inédits (carburants et lubrifiants pour des écuries qui ont été à nouveau championnes du Monde en 2013), produits ou technologies qui sont ensuite déclinés dans les gammes grand public. En ce qui concerne les énergies nouvelles, l’effort de R&D concerne à la fois les procédés de production des cellules de SunPower, visant à une baisse accélérée de leurs coûts de production, et les futures générations de cellules photovoltaïques, dans le cadre de plusieurs partenariats stratégiques avec des instituts de recherche universitaires reconnus et avec des start-up. En particulier, TOTAL est partenaire d’un important projet d’Institut appelé IPVF qui se met en place au sein de l’Université Paris-Saclay. La production d’énergie à partir de la biomasse est l’autre volet important de R&D dans les énergies nouvelles. Ainsi, au travers de sa propre équipe de recherche en biotechnologie, le Groupe participe à un programme de développement de divers procédés 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. Le partenariat principal est celui de la société Amyris dont le Les enjeux environnementaux sont communs à l’ensemble du Groupe et pris en compte dans chacun des projets. L’effort de R&D vise à assurer la gestion optimale du risque environnemental notamment en ce qui concerne : – 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 locale, nationale – la réduction des émissions de gaz à effet de serre en améliorant l’efficacité énergétique et le suivi du captage et de stockage de CO2 et de ses éventuels effets sur le milieu naturel ; 3.5. Dispositif de Recherche & Développement – 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 et la – l’évolution des différents produits du Groupe et la maîtrise de leur cycle de vie, notamment en relation avec la directive REACH. Pour une information plus détaillée, se reporter au chapitre 7. Le Groupe vise à accroître l’effort de R&D dans tous les secteurs et sur des thèmes et technologies abordés de façon transverse. Une attention constante est portée aux synergies de R&D entre Le Groupe dispose de vingt-et-un centres de R&D dans le monde et participe en routine 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. Le partenariat de longue durée avec des universités et des laboratoires universitaires jugés stratégiques en Europe, aux États-Unis, au Japon ou en Chine, et le partenariat avec des PME innovantes font partie des approches du Groupe. Chaque secteur 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 parte - naires. En 2013, plus de 250 brevets ont été déposés par le Groupe. Après un pic à 28 milliards de dollars atteint en 2013, le budget d’investissements organiques est ramené à 26 milliards de dollars en 2014, dont plus de 80% seront consacrés à l’Amont. Par ailleurs, tous les secteurs du Groupe sont mobilisés pour maîtriser leurs investissements et réduire leurs coûts opératoires en continuant d’accorder la priorité absolue aux impératifs de sécurité. Sur les 15 à 20 milliards de dollars de cessions annoncés sur la période 2012-14, le Groupe a d’ores et déjà cédé 13 milliards de dollars d’actifs à fin 2013 (1). Les projets de cessions en cours de négociation et à l’étude doivent permettre d’atteindre l’objectif fixé en 2014, et éventuellement de le dépasser. Dans l’Amont, TOTAL confirme ses objectifs de croissance de production de 2,6 millions de barils équivalents par jour en 2015 et un potentiel de 3 millions de barils équivalents par jour en 2017. Les projets contribuant à ce potentiel sont désormais en quasi- totalité en production ou en phase de développement. En 2014, après l’expiration de la licence d’Adco, les productions bénéficieront du ramp-up des projets récemment démarrés et du démarrage des projets opérés de CLOV en Angola, de Laggan-Tormore au Royaume-Uni et d’Ofon Phase 2 au Nigeria. TOTAL poursuit son programme d’exploration ambitieux avec un budget stable à 2,8 milliards de dollars. Ce programme comprend en particulier des forages à forts enjeux au Brésil, dans le bassin de la Kwanza en Angola, en Côte d’Ivoire et en Afrique du Sud. Dans le Raffinage-Chimie, les gains de productivité et synergies dégagés par la restructuration en cours devraient se poursuivre en 2014 et contribuer, à environnement constant, à l’augmentation de la rentabilité du secteur. L’année 2014 sera également marquée par le démarrage des dernières unités de SATORP à Jubail en Arabie saoudite, rendant cette nouvelle plateforme intégrée pleinement Le Marketing & Services développera ses positions sur les marchés les plus porteurs et continuera d’optimiser ses positions en Europe. Les Énergies Nouvelles, à l’équilibre en 2013, devraient continuer de bénéficier des efforts permanents de SunPower en matière de Depuis le début de l’année 2014, l’environnement reste favorable dans l’amont tandis que les marges de raffinage ont continué de se Le Groupe confirme son engagement en faveur d’une politique compétitive de retour à l’actionnaire, en cohérence avec ses 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 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 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 reporter également au rapport du Président du Conseil d’administration au point 1.10. du chapitre 5. 4.3. Sensibilités des résultats 2014 aux paramètres d’environnement (a) Paramètres Scénario Variation Impact estimé sur le résultat Impact estimé sur le résultat Dollar 1,30 $ / € +0,1 $ par € -1,65 G€ -0,95 G€ Brent 100 $ / b +1 $ / b +0,30 G$ +0,15 G$ Marges de raffinage européennes ERMI 30 $ / t +1 $ / t 0,08 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 sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2014. Les résultats réels peuvent varier significativement des estimations qui résulteraient de l’application de ces sensibilités. 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 70%. Les impacts restants proviennent essentiellement du Raffinage-Chimie. (1) Y compris les autres opérations avec des intérêts minoritaires (entrée de partenaires dans le capital de Total E&P Congo et dans le bloc 14 en Angola). Le 4 février 2014, TOTAL a signé un accord de cession à Sonangol E&P de sa participation de 15% dans le bloc offshore 15 / 06 en Angola. La valeur de la transaction se monte à 750 millions de dollars et demeure soumise à l’approbation des autorités. Ces informations viennent en complément des informations données au chapitre 2 qui présentent les activités du Groupe en Angola (point 2.1.7.1.) et au paragraphe E) de la note 4 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice 2013 (chapitre 10, point 7.). Les effets comptables de cette cession, survenue postérieurement à l’arrêté des comptes consolidés relatif à l’exercice clos le 31 décembre 2013 par le Conseil d’administration, seront traduits dans les états financiers consolidés intermédiaires du 1er trimestre À l’exception des événements mentionnés ci-dessus dans le rapport de gestion du Conseil d’administration (chapitre 3), dans la description des activités du Groupe (chapitre 2) ou dans la présentation des litiges (chapitre 4, point 4.), aucun changement significatif de la situation financière ou commerciale du Groupe n’est à ce jour survenu depuis le 31 décembre 2013, date de clôture du dernier exercice pour lequel des états financiers vérifiés ont été publiés par la Société. 1.1. Sensibilité aux paramètres d’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.2. Risques relatifs aux marchés des hydrocarbures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.3. Risques relatifs aux marchés financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .75 1.4. Gestion du risque de contrepartie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.5. Gestion du risque de change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.6. Gestion de la position de taux à court terme et des liquidités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.7. Gestion du risque de taux sur la dette à long terme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.8. Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.9. Risques relatifs aux marchés boursiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78 1.10. Risques de liquidité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78 1.11. Risques de crédit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80 2\. Risques industriels ou environnementaux 82 2.1. Nature des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 2.2. Gestion et suivi des risques industriels et environnementaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .84 3.1. Environnement économique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 3.2. Risques liés à l’exploration et la production pétrolière et gazière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 3.3. Projets majeurs et croissance de la production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87 3.4. Sociétés mises en équivalence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 3.5. Risques associés à des facteurs économiques ou politiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 3.6. Risques éthiques et de non conformité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 3.7. Aspects juridiques des activités du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 3.8. Services informatiques critiques et sécurité de l’information . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .90 3.9. Pays sous sanctions économiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91 3.10. Risques liés à la concurrence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .94 4\. Procédures judiciaires et d’arbitrage 95 4.1. Enquêtes sur la concurrence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95 4.2. Grande Paroisse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96 4.3. Blue Rapid et Comité olympique russe – Régions russes et Interneft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96 4.4. Iran . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .97 4.5. Libye . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .97 4.6. Pétrole contre nourriture . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .97 4.7. Italie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .97 4.8. Rivunion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98 4.9. Total Gabon . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98 4.10. Kashagan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98 5\. Assurance et couverture des risques 99 5.1. Organisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99 5.2. Politique de gestion des risques et assurances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99 5.3. Politique d’assurance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99 Les risques financiers sont détaillés dans la note 31 de l’annexe aux comptes consolidés (point 7. du chapitre 10). 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 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 2014, 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 0,12 milliard d’euros (0,15 milliard de dollars (1)) et inversement. L’impact d’une variation des prix du pétrole sur les activités aval dépend de la rapidité avec laquelle s’ajustent les prix des produits finis de ce secteur. Le Groupe estime qu’une appréciation de l’indicateur des marges de raffinage européennes (ERMI) de 1 dollar par tonne entraînerait une hausse du résultat opérationnel net ajusté de l’année de 0,04 milliard d’euros (0,05 milliard de dollars (1)) et 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. Résumé Scénario Variation Impact estimé sur le résultat Impact estimé sur le résultat €-$ 1,30 $ / € +0,10 $/€ -1,65 G€ -0,95 G€ Brent 100 $ / b +1 $ / b +0,23G€/ 0,30 G$ +0,12 G€ / 0,15 G$ Marges de raffinage européennes ERMI 30 $ / 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 au secteur Amont pour respectivement environ 80% et 70%. Les impacts restants proviennent essentiellement du secteur Raffinage-Chimie. Les sensibilités indiquées sont des estimations préparées sur la base de la vision actuelle de TOTAL de son portefeuille 2014. 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’activité Trading-Shipping mesure son exposition au risque de marché relatif aux activités de négoce de pétrole brut, de produits raffinés et de taux de fret, c’est à dire la perte potentielle en juste valeur, en mettant en œuvre une méthode d’évaluation de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque de marché découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché sur une période d’une journée de cotation. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les 400 derniers jours ouvrés pour tous les instruments et échéances dans les activités internationales de négoce. Les options sont systématiquement réévaluées en utilisant des modèles appropriés. La probabilité de variation de juste valeur correspond à un intervalle de confiance de la valeur en risque de 97,5%. Cela signifie que le portefeuille n’enregistrerait une perte supérieure au montant de la valeur en risque qu’une seule fois sur une période de 40 jours ouvrés si l’exposition au risque du portefeuille restait inchangée. (1) Avec une hypothèse de parité de 1,30 dollar pour 1 euro. 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 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. 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 Une limite globale d’encours autorisé est définie pour chaque banque et répartie entre les filiales et les entités centrales de trésorerie du Groupe en fonction des besoins pour les activités financières. Pour réduire le risque de valeur de marché sur ses engagements, en particulier sur les swaps mis en place dans le cadre des émissions obligataires, la direction Financement-Trésorerie a également développé un système d’appel de marge mis en place avec ses Le Groupe s’efforce de minimiser le risque de change de chaque entité par rapport à sa monnaie fonctionnelle (principalement l’euro, le dollar, la livre sterling et la couronne norvégienne). Pour le risque de change généré par l’activité commerciale, la couverture des revenus et coûts en devises étrangères s’effectue essentiellement par des opérations de change au comptant et parfois à terme. Le Groupe ne couvre que rarement des flux prévisionnels et il peut notamment dans ce cas, avoir recours à des options. Pour les risques de change liés aux actifs à long terme comptabilisés dans une autre devise que l’euro, le Groupe a une politique de couverture permettant de réduire le risque de change associé, en adossant un financement dans cette autre devise. L’exposition nette au risque de change court terme est suivie régulièrement, en référence à un dispositif de limites définies par Les dettes financières non courantes décrites dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars ou en euros soit dans des devises échangées contre des dollars ou des euros selon les besoins généraux du Groupe, par le biais de swaps d’émission. Le produit de cet endettement est prêté à des filiales dont les comptes sont tenus en dollars ou en euros. Il en résulte que la sensibilité nette de ces positions au risque de change 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 de la position de change. 1.7. Gestion du risque de taux sur la dette à long terme La politique du Groupe vise à s’endetter à long terme, principalement à taux variable, ou à taux fixe en cas d’opportunité lors de l’émission en fonction du niveau des taux d’intérêt, en dollars ou en euros, selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. 1.8. 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 Variation de la valeur de marché Actif / (Passif) Valeur nette Valeur de (en millions d’euros) comptable marché de base de base Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (24 028) (24 629) 39 (39) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (236) (236) - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 1 028 1 028 - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe - actif et passif 792 792 (28) 27 Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux (1) (1) (1) 1 Swaps de change et contrats à terme de devises 13 13 - - Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (21 346) (21 545) 97 (97) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (11) (11) - - Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux - - 2 (2) Swaps de change et contrats à terme de devises (50) (50) - - 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 - - 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) 2013 2012 2011 Coût de la dette nette (606) (571) (440) Translation des taux d’intérêt de : \+ 10 points de base (11) (11) (10) \+ 100 points de base (113) (106) (103) En raison de la politique de gestion du risque de change décrite précédemment, la sensibilité du Groupe au risque de change est principalement influencée par la situation nette des filiales dont les monnaies fonctionnelles sont le dollar et, dans une moindre proportion, la livre sterling et 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 : Au 31 décembre 2013 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (4 385) - (2 524) (931) (930) instruments non dénoués - - - - - Capitaux propres - aux taux de change Au 31 décembre 2012 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (1 504) - (782) (837) 115 instruments non dénoués - - - - - Capitaux propres - aux taux de change Au 31 décembre 2011 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (978) - 120 (931) (167) instruments non dénoués (26) - (25) (1) - Capitaux propres - aux taux de change 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 6 millions d’euros en 2013, gain de 26 millions d’euros en 2012, gain de 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 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 2013 s’élève à 11 031 millions de dollars, dont 11 031 millions de dollars ne sont pas utilisés. Les contrats relatifs aux lignes de crédit accordées à TOTAL S.A. ne contiennent pas de dispositions conditionnant les termes et modalités du crédit octroyé aux ratios financiers de la Société, à la notation de sa solidité financière par les agences spécialisées ou à la survenance d’événements susceptibles d’avoir un impact significativement défavorable sur sa situation financière. Pour information, le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.) s’élève à 11 581 millions de dollars au 31 décembre 2013, dont 11 421 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 2013, 2012 et 2011 (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). (principal hors intérêts) - (3 370) (3 284) (3 015) (3 162) (11 210) (24 041) Dettes financières courantes (8 116) - - - - - (8 116) Autres passifs financiers courants (276) - - - - - (276) Actifs financiers courants 536 - - - - - 536 Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés 130 - - - - - 130 Montant net avant charges financières 6 921 (3 370) (3 284) (3 015) (3 162) (11 210) (17 120) non courantes (729) (661) (554) (508) (447) (1 294) (4 193) Montant net 6 542 (3 747) (3 738) (3 547) (3 689) (13 019) (21 198) (principal hors intérêts) - (3 832) (3 465) (2 125) (3 126) (8 100) (20 648) Dettes financières courantes (11 016) - - - - - (11 016) Autres passifs financiers courants (176) - - - - - (176) Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés (756) - - - - - (756) Montant net avant charges financières 5 083 (3 832) (3 465) (2 125) (3 126) (8 100) (15 565) financières non courantes (746) (625) (519) (405) (352) (1 078) (3 725) Montant net 4 708 (4 122) (3 760) (2 424) (3 416) (9 215) (18 228) (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) Par ailleurs, le Groupe garantit la dette bancaire et les contrats de location 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 2013, 2012 et 2011 (voir la note 28 de l’annexe aux comptes consolidés). Actif / (Passif) 2013 2012 2011 Fournisseurs et comptes rattachés (21 958) (21 648) (22 086) Autres dettes d’exploitation (5 941) (5 904) (5 441) dont instruments dérivés d’énergie (passif) (615) (456) (548) Total (3 724) (2 188) (11) 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) 2013 2012 2011 Actifs financiers courants (note 20) 536 1 562 700 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 2013, le montant reçu, net des versements, au titre de ces appels de marge s’élève à 801 millions d’euros 1 682 millions d’euros au 31 décembre 2011). 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 l’activité Gas & Power L’activité Gas & Power 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 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 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. Le risque de crédit porte essentiellement sur les créances commerciales. Les procédures internes du Raffinage- Chimie comportent des règles de la gestion de crédit décrivant les fondamentaux de contrôle interne dans ce domaine. Chaque business unit décline les procédures de la branche dans la gestion et les méthodes de provisionnement en fonction de la taille des filiales et des marchés relativement différenciés 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 dossiers contentieux et des retards de paiement (la provision peut aussi être calculée sur base statistique). Les contreparties 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 crédits autorisés. Les limites des contreparties sont appréciées en fonction de données quantitatives et qualitatives sur leur solidité financière, et s’adossent également aux informations venant du marché ou de tiers extérieurs comme les agences de rating et les compagnies d’assurances. 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, 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 Les risques de crédit dépassant les niveaux autorisés sont couverts par des lettres de crédit et d’autres types de garanties, par des dépôts de trésorerie et des assurances. Les risques sur dérivés sont couverts par des contrats d’appel de marge lorsque cela Les procédures internes du Marketing & Services 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, 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. TOTAL est exposé à des risques liés à la sécurité et la sûreté TOTAL mène un large éventail d’activités qui inclut notamment le forage, la production d’hydrocarbures, le traitement sur champ, le transport, le raffinage et la pétrochimie, le stockage et la distribution de produits pétroliers, la chimie de spécialités et l’énergie solaire. Ces activités comportent des risques opérationnels multiples, parmi lesquels figurent notamment les explosions, les incendies, les accidents, les pannes d’équipement, les fuites de produits toxiques, les émissions ou rejets dans l’air, l’eau ou le sol, et les risques environnementaux et sanitaires liés. Dans le domaine du transport, la nature des risques dépend non seulement de la dangerosité des produits transportés, mais aussi des modes de ferroviaires, routiers ou par pipelines), des quantités concernées et, enfin, de la sensibilité des zones traversées (qualité des infrastructures, densité de population, environnement). La plupart des activités du Groupe nécessiteront également à terme la fermeture et le démantèlement de sites et leur réhabilitation sur le plan environnemental 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 Émissions Sécurité et explosion produits accidentelle des sols et dans l’air, l’eau santé des toxiques sous-sols (a) et les sols consommateurs 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 Énergie solaire x x x x x - (a) Pollutions des sols et sous-sols du fait de l’historique accumulé sur des périodes longues d’exploitation des sites (passifs environnementaux). Les événements industriels qui pourraient avoir l’impact le plus – un accident industriel majeur (incendie, explosion, fuite de – une pollution accidentelle de grande ampleur ou sur un site Chacun des risques décrits correspond à des événements susceptibles de porter atteinte à la vie ou à la santé humaine, à des biens, à des activités économiques ou de provoquer des dommages environnementaux. Les personnes atteintes peuvent être des salariés du Groupe, des personnels d’entreprises contractées, des riverains des installations ou des consommateurs. Les biens atteints peuvent être les installations du Groupe 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 actes de terrorisme à l’encontre des usines et sites, pipelines, systèmes de transport ou systèmes informatiques du Groupe sont également susceptibles d’affecter fortement les activités et de causer des dommages aux personnes, à l’environnement et aux biens. Comme la plupart des groupes industriels, TOTAL est concerné par des déclarations de maladies professionnelles notamment liées à une exposition passée des salariés du Groupe à l’amiante. L’exposition à l’amiante fait l’objet d’un suivi attentif dans tous les secteurs du Groupe. Les coûts estimés au 31 décembre 2013 pour l’ensemble des déclarations en cours ou à venir ne sont pas susceptibles d’avoir un impact significatif sur la situation financière Certains secteurs ou activités du Groupe comportent des risques Les activités du secteur Amont sont notamment exposées à des risques liés aux caractéristiques physiques des champs pétroliers ou gaziers. Parmi ces risques figurent les éruptions de pétrole ou de gaz, la découverte de réservoirs d’hydrocarbures présentant une pression anormale, les effondrements des abords de puits, les fuites qui peuvent provoquer des dommages environnementaux et les explosions ou incendies. Ces événements, qui sont susceptibles de provoquer des blessures y compris mortelles ou de causer des ou détruire les puits de pétrole ou de gaz ainsi que les équipements et autres biens, conduire à l’interruption des activités du Groupe ou réduire ses productions. De plus, les activités d’exploration et de production du Groupe peuvent se situer sur des sites sensibles d’un point de vue écologique (par exemple, dans des forêts tropicales ou dans un environnement marin) imposant de déployer pour chaque site une approche fondée sur une analyse des risques pour éviter ou minimiser l’impact sur la santé, la flore et la faune, les écosystèmes et la biodiversité. Lorsque l’opérateur n’est pas une entité du Groupe, l’influence et la supervision du Groupe sur les tiers peuvent être limitées et la capacité du Groupe à gérer et contrôler ces risques Les activités des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services présentent également des risques spécifiques en matière de santé, sécurité et environnement, qui sont liés au cycle de vie des produits fabriqués, ainsi qu’aux matières premières utilisées dans le processus de fabrication telles que les catalyseurs, les additifs et les monomères. Ces risques peuvent être issus des caractéristiques intrinsèques des produits impliqués (produit inflammable, toxique, ou ayant des impacts à long terme sur l’environnement), de leur utilisation (y compris par les clients), des émissions et des rejets émanant de leur processus de fabrication (tels que les émissions de gaz à effet de serre), ainsi que du traitement des matériaux et des déchets (valorisation par recyclage, régénération ou autre procédé, ou Les contrats auxquels les entités du Groupe sont parties peuvent comporter des obligations d’indemnisation du contractant ou des tiers, soit à la charge de TOTAL, soit à son profit, notamment en cas de survenance d’événements entraînant des décès, des dommages Concernant les joint ventures dans lesquelles une entité du Groupe détient une participation et dont les actifs sont opérés par cette entité du Groupe en vertu d’un contrat d’operating entre la joint venture et cette entité, les termes contractuels prévoient, en règle générale, que cette entité assume l’entière responsabilité des dommages causés par une négligence grave ou une faute Concernant les joint ventures dans lesquelles une entité du Groupe détient une participation, mais dont les actifs sont opérés par une société tierce, les termes contractuels indiquent, en règle générale, que cet opérateur assume l’entière responsabilité des dommages causés par une négligence grave ou une faute intentionnelle En l’absence de négligence grave ou de faute intentionnelle de l’opérateur, les autres causes de responsabilité sont, en règle générale, supportées par la joint venture et financièrement assumées par les partenaires de la joint venture, Concernant les fournisseurs de biens et de 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 de leurs clients, les entités du Groupe s’assurent que leurs produits répondent aux spécifications applicables et veillent à se conformer à toutes les lois de protection des consommateurs applicables. Leur non-respect pourrait entraîner des atteintes aux personnes et à l’environnement et des pertes de clientèle qui pourraient impacter défavorablement les résultats des opérations du Groupe, sa Les systèmes de gestion de crise sont nécessaires pour répondre efficacement aux situations d’urgence, éviter les éventuelles interruptions des activités et des opérations du Groupe et minimiser les impacts sur les tiers ou sur TOTAL a mis en place des plans de gestion de crise pour faire face aux urgences. Ces plans ne peuvent toutefois permettre d’exclure le risque que les activités et les opérations du Groupe puissent être fortement perturbées en situation de crise ni d’assurer l’absence d’impacts sur les tiers ou sur l’environnement. TOTAL s’est également doté de plans de continuité des activités afin de poursuivre ou de reprendre les opérations à la suite d’une mise à l’arrêt ou d’un incident. Une incapacité à restaurer ou remplacer les capacités de production en temps utile pourrait prolonger l’impact des arrêts de production et avoir des conséquences défavorables sur les activités ou les opérations du Groupe. Pour plus d’informations sur les systèmes de gestion de crise du Groupe, se TOTAL est soumis dans de nombreux pays à des lois strictes en matière d’environnement, de santé et de sécurité dont le respect peut imposer d’engager des coûts significatifs. Les collaborateurs de TOTAL comme les tiers sont exposés aux risques induits par les opérations du Groupe (atteinte à la vie humaine, dommages corporels et matériels, dommages environnementaux), pouvant donner lieu à des actions sur le plan judiciaire et à la mise en cause de la responsabilité juridique des entités du Groupe et de ses dirigeants, et susceptibles de porter TOTAL engage et continuera d’engager des dépenses importantes pour se conformer aux législations et règlementations de plus en plus complexes en matière de protection de la santé, de la sécurité des travailleurs et de protection de l’habitat naturel. – les coûts engagés pour prévenir, contrôler, éliminer ou réduire certains types d’émissions dans l’air et dans l’eau, y compris les coûts liés aux mesures prises pour lutter contre le changement – les mesures correctives en cas d’atteinte à l’environnement ou d’accidents sur les sites, y compris ceux détenus par des tiers ; – l’indemnisation des personnes et des entités ayant subi des dommages causés par des accidents ou par les activités du – les coûts additionnels de production et les coûts liés aux changements de spécifications des produits ; – les coûts relatifs au démantèlement des plateformes de forage et Les dépenses engagées pourraient affecter significativement les résultats des opérations du Groupe ainsi que sa situation financière De plus, dans les pays où le Groupe opère ou envisage d’opérer, l’adoption de nouvelles lois ou règlementations, l’application ou l’interprétation plus stricte de lois et règlementations existantes, ou le durcissement des conditions d’obtention des permis ou licences, pourraient également conduire les entités du Groupe à supporter des coûts plus élevés pour se conformer aux lois et réglementations applicables, pouvant requérir notamment : – la modification de la conduite des opérations ; – l’installation d’équipements de contrôle de pollution ; – la mise en œuvre de mesures de sécurité complémentaires ; – la remise en état de sites. Du fait, notamment, de l’adoption de nouvelles lois et réglementations, le Groupe pourrait également être contraint d’écourter, de modifier ou de cesser certaines opérations ou de mettre en œuvre des fermetures temporaires de sites, ce qui pourrait conduire à une baisse de productivité et avoir un impact défavorable et significatif sur les résultats des opérations du Toutes les entités de TOTAL assurent le suivi des évolutions légales et 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’activités, 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 10). 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 10). Des lois et règlementations relatives au changement climatique et ses effets physiques sont susceptibles d’affecter Dans un certain nombre de pays, la préoccupation croissante concernant les émissions de gaz à effet de serre et le changement climatique, tout comme la multiplication de réglementations plus strictes dans ce domaine, pourraient avoir un impact défavorable sur les activités du Groupe, affecter les ventes de produits et La réglementation relative au marché des quotas d’émission de CO2 en Europe, EU-ETS (European Union Emissions Trading System) est entrée depuis le 1er janvier 2013 dans sa troisième phase. Celle-ci met fin à l’allocation généralisée de quotas d’émission gratuits : certaines émissions, comme celles liées à la production d’électricité, ne bénéficient plus de quotas gratuits, d’autres sont confrontées à une réduction importante de quotas gratuits alloués. Dorénavant, les allocations gratuites sont fixées en fonction du niveau d’émission des installations les plus performantes à l’intérieur d’un même secteur (« benchmark premier décile ») et les installations moins performantes doivent acheter au prix de marché les quotas nécessaires pour couvrir leurs émissions au-delà de ces allocations gratuites. En outre, les installations du Groupe devront supporter indirectement le coût des quotas pour l’électricité consommée (y compris celle générée en interne dans Compte tenu de ces nouvelles règles et de la décision de la Commission européenne d’appliquer un « facteur de correction trans-sectoriel » (CSCF) qui réduit le montant total des allocations gratuites, tous secteurs confondus, de 11,6% en moyenne sur la phase 3 (2013-2020), le Groupe estime qu’ environ 30% de ses émissions soumises à l’EU-ETS ne seront pas couvertes par des quotas gratuits sur la période 2013-2020. Le Groupe étudie les voies de recours possibles contre le mode de détermination de ce Le risque financier lié à l’achat prévisible de ces quotas sur le marché devrait rester faible pour le Groupe si les cours de quotas d’émission restent proches de leur niveau actuel (5 € / t CO2). Si des changements importants dans la réglementation devaient intervenir en cours de phase 3, comme l’autorisation donnée à la Commission européenne d’intervenir de manière discrétionnaire sur le calendrier de mise aux enchères des quotas (backloading), les cours du quota de CO2 pourraient faire l’objet de variations significatives à la hausse, susceptibles d’entraîner un impact négatif sensible sur les résultats des activités raffinage du Groupe. Enfin, la révision en 2014 de la liste des secteurs exposés aux fuites de carbone constitue une autre incertitude réglementaire, qui, si elle affectait le secteur du raffinage en Europe, pourrait également avoir un impact négatif significatif sur les résultats des activités raffinage Par ailleurs, la production de TOTAL à l’avenir pourrait de plus en plus provenir de sources non conventionnelles afin de pouvoir répondre à la demande énergétique croissante dans le monde. Dans la mesure où l’intensité énergétique de la production de pétrole et de gaz provenant de sources non conventionnelles peut être supérieure à celle de la production issue de source conventionnelle, les émissions de CO2 générées par les activités du Groupe pourraient augmenter. Par conséquent, TOTAL pourrait devoir supporter des coûts supplémentaires sur certains projets. Enfin, TOTAL exerce ses activités dans diverses régions où les effets physiques potentiels du changement climatique, y compris les changements des modèles climatiques, sont largement incertains et pourraient avoir un impact significatif défavorable sur 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 chapitre 7, point 2.) qui précise 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 ses 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). Dans la plupart des pays, les activités de TOTAL sont soumises à des réglementations dans le domaine de la protection de l’environnement, de la santé et de la sécurité, auxquelles TOTAL veille à se conformer. Les principales réglementations incluent : 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 Authorization and Restriction of Chemicals) et CLP 2) En France : les réglementations sur les risques naturels et 3) Aux États-Unis : la réglementation de sécurité et d’exploitation des activités industrielles à risques, OSHA / PSM (Occupational Safety and Health Administration / Process safety management of highly hazardous materials), Clean Air Act, Clean Water Act and Liablity Act (également appelé CERCLA ou Superfund). Dans le cadre de sa politique, TOTAL évalue les risques et les impacts de ses activités dans les domaines de la sécurité industrielle (en particulier les 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, Plan de prévention des risques technologiques – PPRT en France) ; – préalablement à la mise sur le marché de nouvelles substances (études toxicologiques et écotoxicologiques, analyses de cycle – en tenant compte des obligations réglementaires des pays dans lesquels le Groupe exerce ses activités et des pratiques Dans les pays qui prévoient des procédures d’autorisation et de contrôle du déroulement des projets, aucun projet n’est lancé avant que les administrations compétentes n’accordent les autorisations en fonction des études qui leur sont présentées. TOTAL s’est en particulier doté d’une méthodologie commune d’analyse des risques technologiques qui s’applique progressivement à toutes les activités opérées par les sociétés du Groupe (se reporter au chapitre 7, point 2.2.3.). 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 Outre la mise en place d’organisations et de systèmes de management mentionnés précédemment, TOTAL s’efforce 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 Par ailleurs, des indicateurs de performance (notamment 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 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 (se reporter au chapitre 7, point 2.). Au niveau du Groupe, TOTAL a mis en place le plan d’alerte PARAPOL (Plan d’assistance à la mobilisation des ressources anti- 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 du Groupe et son principal objectif est de faciliter l’accès aux experts internes et En outre, la Société et ses filiales sont actuellement adhérentes 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 le Groupe conduit ses activités, dont en particulier Oil Spill Response Limited et le CEDRE (Centre de documentation, de recherche et d’expérimentations sur les pollutions accidentelles 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), développe des systèmes de captage de pétrole en offshore profond et planifie des opérations de confinement correspondantes en cas de survenance d’un événement de pollution en eaux profondes. Plusieurs de ces dispositifs ont été positionnés en 2013 en différents points du monde et l’un d’eux a été testé par TOTAL en novembre 2013 à l’occasion d’un exercice de grande ampleur en Angola. Le sujet du 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). Cela a abouti en particulier à une nette augmentation des moyens de dispersion La plupart de ces travaux a été finalisée en 2012 et le Groupe a poursuivi la mise en place de solutions pour limiter ces risques. Les actions mises en œuvre dans les domaines de la sécurité et de la préservation de l’environnement sont présentées de façon détaillée 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. Pour maîtriser les risques opérationnels auxquels le Groupe est confronté, TOTAL souscrit une police d’assurance responsabilité mondiale qui couvre l’ensemble de ses filiales. En outre, TOTAL souscrit des couvertures d’assurance contre le risque de dommages matériels du Groupe et / ou de pertes d’exploitation des principaux sites du raffinage et de la pétrochimie. Les politiques de gestion des risques et d’assurance de TOTAL sont décrites au point 5. du présent chapitre (« Assurance et couverture des risques »). Les résultats opérationnels et le taux de croissance futurs du Groupe sont sensibles à l’évolution des prix des matières Les prix du pétrole et du gaz naturel ont connu par le passé d’importantes fluctuations en raison de facteurs sur lesquels TOTAL n’a pas de contrôle, tels que : – l’offre et la demande en énergie, mondiale et régionale ; – les évolutions politiques et économiques sur le plan international et régional dans les régions productrices de ressources naturelles notamment au Moyen-Orient, en Afrique et en Amérique du Sud ; – la capacité des pays de l’Opep (Organisation des pays exportateurs de pétrole) et des autres pays producteurs à exercer une influence sur les niveaux et les prix de la production mondiale ; – les prix des énergies non conventionnelles ainsi que les évolutions des dispositifs de valorisation des sables bitumineux, qui peuvent affecter les prix de vente du Groupe notamment dans le cadre de ses contrats à long terme de vente de gaz, et les évaluations de ses actifs, en particulier en Amérique du Nord ; – le coût et la disponibilité des nouvelles technologies ; – les réglementations et les actions gouvernementales ; – la conjoncture économique mondiale et les conditions des – les guerres et autres conflits ; – les changements démographiques et notamment les taux de croissance des populations et les modifications des préférences – les conditions météorologiques défavorables (ouragans, par exemple) pouvant perturber les approvisionnements ou interrompre les activités des installations du Groupe. Une baisse importante ou prolongée des prix du pétrole et du gaz naturel peut avoir un impact défavorable sur les résultats des opérations de TOTAL et réduire ses bénéfices. La sensibilité aux paramètres d’environnement est plus amplement détaillée au point Outre l’effet négatif sur le chiffre d’affaires, les marges et la rentabilité que peut entraîner une baisse des prix du pétrole et du gaz naturel, une période prolongée de prix ou d’autres indicateurs de faible niveau peut conduire le Groupe à revoir l’évaluation de ses actifs et réserves de pétrole et de gaz naturel. Ces revues reflètent la vision de la Société fondée sur des estimations, des prévisions et des hypothèses, et peuvent conduire à des ajustements à la baisse des réserves publiées par le Groupe et / ou à des dépréciations d’actifs susceptibles d’avoir un impact négatif significatif sur les résultats du Groupe de la période au cours de laquelle ces dépréciations sont constatées. Des périodes prolongées avec des cours de pétrole et de gaz naturel plus faibles peuvent également limiter la rentabilité économique de projets prévus ou en développement, impacter négativement le programme de cession d’actifs du Groupe et réduire la trésorerie, restreignant ainsi la capacité du Groupe à financer des investissements et / ou pouvant le conduire à annuler ou reporter des projets d’investissements. Si TOTAL n’était plus en mesure de poursuivre ses projets d’investissement, les opportunités du Groupe en termes de croissance future du chiffre d’affaires et de rentabilité pourraient s’en trouver réduites, ce qui pourrait avoir un impact défavorable significatif sur la situation financière du Groupe. Inversement, dans un environnement où les prix du pétrole et du gaz sont élevés, le Groupe peut être confronté à des augmentations significatives de coûts et de prélèvements fiscaux et, dans le cadre de certains contrats de partage de production, voir ses droits sur les réserves réduits. Une hausse des cours peut également se traduire par une réduction de la demande en produits du Groupe. Les résultats du Groupe dans les secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services dépendent principalement de l’offre et de la demande en produits raffinés et des marges associées sur la vente de ces produits ; l’évolution des cours du pétrole et du gaz naturel se répercute sur les résultats dans ces secteurs en fonction de la vitesse d’ajustement des prix des produits raffinés aux variations des cours du pétrole et du gaz. 3.2. Risques liés à l’exploration et la production pétrolière et gazière La rentabilité à long terme du Groupe dépend de sa capacité à réaliser des découvertes et à acquérir et développer de nouvelles réserves économiquement viables ; à défaut, les résultats de ses opérations et la situation financière du Groupe Une part élevée du chiffre d’affaires du Groupe et la majorité de son résultat d’exploitation proviennent de la vente de pétrole et de gaz extraits de réserves développées dans le cadre de ses activités Amont. Les activités de développement des champs pétroliers et gaziers, de construction des installations, et de forage des puits de production ou d’injection requièrent d’importants investissements, nécessitent l’utilisation de technologies de pointe et, compte tenu de l’évolution permanente des conditions de marché et des enjeux environnementaux majeurs, sont soumises à des incertitudes en termes de prévision de coûts. Afin de préserver la rentabilité de ses activités Amont, le Groupe doit renouveler ses réserves par de nouvelles réserves prouvées susceptibles d’être produites de manière économiquement viable. Cependant, différents facteurs peuvent entraver la capacité de TOTAL à découvrir, acquérir et développer de nouvelles réserves, par nature incertaines, dont : – la nature géologique des champs pétroliers et gaziers, et tout particulièrement les conditions de forage imprévues, comme la pression ou l’irrégularité des formations géologiques ; – le risque de forages de puits sans découverte d’hydrocarbures ou l’impossibilité de trouver les quantités commerciales – les pannes d’équipements, incendies, éruptions (blow outs) – l’impossibilité pour le Groupe de développer ou déployer de nouvelles technologies permettant d’accéder à des champs – l’absence d’anticipation des évolutions du marché ; – les conditions météorologiques défavorables ; – le respect des exigences gouvernementales, anticipées ou non, y compris des réglementations américaines et européennes pouvant donner un avantage compétitif aux entreprises non – les pénuries ou retards de disponibilité ou de livraison des – la concurrence de compagnies pétrolières et gazières cotées et étatiques en matière d’acquisition et de développement d’actifs et de licences, ainsi que celle d’autres grandes compagnies pétrolières internationales (se reporter au point 3.10. « Risques liés à la concurrence ») ; – la hausse des impôts et royalties, y compris celles liées à des – les contestations liées aux titres de propriété. Un seul de ces facteurs pourrait entraîner des dépassements de coûts et empêcher le Groupe de réaliser des découvertes et des acquisitions, de mener à bien ses projets de développement ou d’assurer la viabilité économique de sa production. Il est impossible de garantir que de nouvelles réserves de pétrole et de gaz seront découvertes en quantités suffisantes pour remplacer les réserves actuellement développées, produites et commercialisées par le Groupe. Par ailleurs, certains de ces facteurs peuvent également affecter les projets et installations du Groupe en aval de la chaîne pétrolière et gazière. Si TOTAL ne parvenait pas à développer régulièrement de nouvelles réserves de manière rentable, les résultats des opérations du Groupe, y compris ses bénéfices et sa situation financière, pourraient être significativement impactés. Les données relatives aux réserves de pétrole et de gaz du Groupe sont des estimations et des ajustements ultérieurs à la baisse sont possibles. Si la production effective issue de ces réserves se révélait plus faible que les estimations, les résultats des opérations du Groupe et sa situation financière Les données relatives aux réserves prouvées du Groupe sont des estimations réalisées selon les normes de reporting applicables. Les réserves prouvées sont celles qui, par l’analyse de données de géosciences et d’ingénierie, peuvent être, avec une certitude raisonnable, estimées (à compter d’une certaine date, à partir de gisements connus et selon les conditions économiques, méthodes récupérables avant la date d’expiration des contrats accordant le droit d’exploitation à moins que des éléments n’attestent que le renouvellement de ce droit est quasiment assuré, et ce, quelle que soit la méthode, déterministe ou probabiliste, utilisée pour cette estimation. Les réserves sont estimées par des équipes composées d’ingénieurs spécialisés dans les géosciences et le pétrole, ainsi que d’ingénieurs projet, tous qualifiés, expérimentés et formés, chargés d’examiner rigoureusement et d’analyser en détail l’ensemble des données de géosciences et d’ingénierie disponibles (par exemple, données sismiques, électriques, carottes, fluides, pressions, débits, paramètres des installations). Ce processus implique des jugements subjectifs, notamment en ce qui concerne l’estimation de la quantité d’hydrocarbures présents à l’origine, les niveaux de production initiaux et le taux de récupération fondés sur les données géologiques, techniques et économiques disponibles. Les évaluations de réserves ne sont pas des mesures exactes et sont sujettes à révision. Elles peuvent en outre être affectées par différents facteurs que le Groupe ne peut contrôler et qui peuvent avoir pour effet d’entraîner dans le futur une révision à la baisse de ces estimations ou une production réelle plus faible que le niveau des réserves prouvées publiées. Ces facteurs sont principalement les suivants : – une baisse du prix du pétrole ou du gaz rendant l’exploitation des réserves non économiquement viable ; ces réserves ne pouvant de ce fait être comptabilisées en réserves prouvées ; – une hausse du prix du pétrole ou du gaz, pouvant réduire les réserves auxquelles le Groupe a droit en vertu de contrats de partage de production ou de service à risques ou en vertu – une modification des règles fiscales ou d’autres réglementations gouvernementales rendant l’exploitation des réserves non – les performances de production réelles des gisements du Groupe. Les estimations des réserves du Groupe peuvent donc faire l’objet d’importantes révisions à la baisse s’il apparaît que les jugements subjectifs du Groupe fondés sur les données de géosciences et d’ingénierie disponibles n’étaient pas suffisamment prudents ou si les hypothèses du Groupe concernant les facteurs ou variables hors de son contrôle se révèlent erronées au fil du temps. Les révisions à la baisse des estimations de réserves peuvent impliquer des volumes de production futurs plus faibles, et de ce fait avoir des conséquences négatives sur les résultats des opérations du Groupe, y compris sur ses bénéfices et sa situation financière. 3.3. Projets majeurs et croissance de la production La croissance de la production du Groupe dépend de sa capacité à mener à bien ses projets de développement majeurs. – les négociations avec les partenaires, gouvernements, L’objectif de croissance de production du Groupe repose fortement sur la réussite de ses projets de développement majeurs, qui sont complexes et requièrent d’importants investissements. Ces projets majeurs peuvent être affectés par un certain nombre de difficultés, – les dépassements de coûts et retards liés au manque de disponibilité d’une main-d’œuvre qualifiée, aux retards de fabrication et de livraison d’équipements essentiels ou aux – les difficultés techniques imprévues pouvant retarder le lancement des projets ou entraîner des arrêts inopinés ; – les performances réelles du gisement et le déclin naturel du champ ; – l’obtention ou le renouvellement dans les délais des permis et À défaut de mener à bien les projets majeurs soutenant la production du Groupe ou la croissance de sa production, la performance financière du Groupe pourrait être significativement affectée. Par ailleurs, un nombre important des projets de TOTAL actuellement en développement sont plus vastes et plus complexes que ses précédents projets majeurs, ce qui augmente le risque potentiel lié à son exécution. Un nombre important des projets du Groupe sont réalisés par l’intermédiaire de sociétés mises en équivalence, pour lesquels le niveau de contrôle du Groupe et sa capacité à identifier et gérer les risques peuvent être ainsi limités. Un nombre important et croissant des projets du Groupe sont réalisés par l’intermédiaire de sociétés mises en équivalence. Dans les cas où les sociétés du Groupe ne sont pas opérateurs, leur influence et leur contrôle sur l’orientation, les performances et les coûts du partenariat peuvent être limités, tout comme leur capacité à maitriser les risques ; en cas d’incident, les sociétés du Groupe peuvent être poursuivies par les autorités ou des plaignants. En outre, les partenaires des sociétés du Groupe sont susceptibles de ne pas respecter leurs obligations, notamment financières, ce qui peut nuire à la viabilité des projets. Il est également possible que les partenaires du Groupe ne disposent pas des capacités financières nécessaires pour indemniser le Groupe entièrement en cas d’incident. 3.5. Risques associés à des facteurs économiques ou politiques TOTAL a une part importante de sa production et de ses réserves situées dans des zones caractérisées par une instabilité politique, sociale et économique, où les probabilités d’interruption des activités du Groupe sont relativement élevées. 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 et / ou conduire certains investisseurs à réduire leur participation dans TOTAL. Une part importante de la production et des réserves de pétrole et de gaz de TOTAL se trouve dans des pays situés hors de l’Organisation de coopération et de développement économique (OCDE). Au cours des dernières années, certains de ces pays ont connu au moins une des situations suivantes, à des degrés divers : instabilité économique et politique, guerre civile, conflit violent, troubles sociaux et actions de groupes terroristes. 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 d’entraîner des baisses importantes de la production. En outre, dans ces régions, les incertitudes relatives à l’application des droits contractuels pourraient entraîner des conséquences négatives sur les résultats du Groupe. En Afrique, d’où provient 29% de la production combinée de liquides et de gaz du Groupe en 2013, certains pays dans lesquels le Groupe a une activité de production, ont récemment connu certaines de ces situations, notamment le Nigeria qui est le principal pays contributeur aux productions du Groupe depuis 2012, et la Libye. Le Moyen-Orient, d’où provient 23% de la production combinée de liquides et de gaz du Groupe en 2013, a récemment connu une instabilité politique accrue, associée à des conflits violents et des troubles sociaux, notamment en Syrie, pays contre lequel l’Union européenne et les États-Unis ont édicté des sanctions économiques interdisant ainsi à TOTAL d’y produire des hydrocarbures depuis 2011, et au Yémen. En Amérique du Sud, d’où provient 7% de la production combinée de liquides et de gaz du Groupe en 2013, plusieurs pays dans lesquels TOTAL exerce une activité de production, ont récemment connu certaines des situations mentionnées précédemment, notamment l’Argentine et le Venezuela. 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 TOTAL mène actuellement des projets de grande envergure. La survenance et l’ampleur d’incidents liés à l’instabilité TOTAL, à l’instar de plusieurs autres grandes entreprises internationales du secteur de l’énergie, 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. Les activités du Groupe dans les pays émergents sont sujettes à l’intervention des gouvernements de ces pays, susceptible d’entraîner des conséquences négatives sur les résultats des TOTAL mène un grand nombre d’activités d’exploration et de production, et dans certains cas de raffinage, de marketing ou de chimie, dans des pays émergents dont le cadre gouvernemental et réglementaire peut être modifié de manière imprévue et où l’application des droits contractuels est incertaine. En outre, l’activité d’exploration et de production du Groupe dans ces pays est souvent menée en collaboration avec des entités nationales, par exemple dans le cadre de joint venture où l’État exerce un contrôle important. Au cours des dernières années, dans différentes régions du monde, TOTAL a constaté que certains gouvernements et entreprises nationales imposaient des conditions plus strictes aux entreprises menant des activités d’exploration et de production dans ces pays, augmentant ainsi les coûts et les incertitudes sur ces activités. Cette tendance devrait se poursuivre. L’intervention des gouvernements dans ces pays, susceptible de se renforcer, peut concerner différents domaines, tels que : – l’attribution ou le refus d’attribution des titres miniers en matière – l’imposition d’obligations spécifiques en matière de forage ; – le contrôle des prix et / ou des quotas de production ainsi que les – la nationalisation ou l’expropriation d’actifs ; – l’annulation ou la modification unilatérale des droits à licence ou – la hausse des impôts et royalties, y compris celles liées à des – la renégociation des contrats ; – les retards de paiement ; – les restrictions de change ou une dévaluation des devises. Si un État hôte intervenait dans un de ces domaines dans un pays émergent où TOTAL dispose d’importantes activités y compris d’exploration, le Groupe pourrait s’exposer à supporter des coûts significatifs ou à voir sa production ou la valeur de ses actifs baisser, ce qui pourrait avoir des conséquences significatives sur les résultats des opérations du Groupe, y compris sur ses bénéfices. À titre d’exemple, le gouvernement nigérian envisage l’adoption de nouvelles mesures législatives pour réglementer l’industrie pétrolière. Ces mesures, si elles étaient adoptées, pourraient impacter les activités actuelles et futures du Groupe dans ce pays du fait de prélèvements fiscaux accrus et / ou de l’augmentation des coûts liés aux opérations, et affecter la rentabilité financière des projets dans ce pays. 3.6. Risques éthiques et de non conformité Les conduites des collaborateurs du Groupe contraires à l’éthique ou la violation des lois et règlements applicables sont susceptibles d’exposer TOTAL à des sanctions pénales et civiles et peuvent porter atteinte à sa réputation et à sa valeur Le Code de conduite du Groupe, applicable à l’ensemble de ses collaborateurs, formalise l’engagement du Groupe à l’égard de l’intégrité et la conformité aux exigences légales applicables, et définit des règles déontologiques exigeantes et les principes d’actions et de comportement requis des collaborateurs pour les activités du Groupe 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, de la part de TOTAL, ses partenaires, agents ou autres acteurs agissant pour le compte du Groupe, sont susceptibles d’exposer TOTAL ou ses collaborateurs à des sanctions pénales et civiles, et peuvent porter atteinte à sa réputation et à sa valeur actionnariale. En outre, les conduites contraires à l’éthique ou les situations de non-conformité aux lois et règlements applicables peuvent conduire les autorités compétentes à imposer d’autres mesures telles que la désignation d’un moniteur indépendant (independent monitor) chargé de passer en revue les dispositifs de conformité et de contrôle interne du Groupe, et le cas échéant, de faire toutes recommandations d’amélioration de ces dispositifs. Sur ce point, se reporter au point 4. du chapitre 4 (Procédures judiciaires et d’arbitrage – Iran) pour une information sur les transactions conclues entre TOTAL, la SEC et le Département de Justice américain (DoJ) prévoyant la nomination d’un moniteur indépendant 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 du Groupe. Pour plus d’informations, se reporter au point 1.10.1. du chapitre 5 du 3.7. Aspects juridiques des activités du Groupe TOTAL mène ses activités du secteur Amont dans un très grand nombre de pays. Celles-ci sont, de ce fait, soumises à un large éventail de réglementations qui couvrent 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, 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 Dans le cadre des contrats de concession, la société pétrolière est propriétaire des actifs et des installations et reçoit la totalité de la 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. En contrepartie, les risques d’exploitation, les frais et les investissements sont à sa charge et la société pétrolière s’engage à 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 assistées 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. Par exemple, sur le contrat irakien d’Halfaya, 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 activités Raffinage-Chimie et Marketing & Services du Groupe 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 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 ceux relatifs à la protection de l’eau, à 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 forte exigence et met progressivement en œuvre des politiques de mise à niveau par rapport 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, de capacités de 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 actions en dommages et intérêts. Des plans de conformité au droit de la concurrence ont été mis en œuvre de longue date par certains secteurs d’activités du Groupe. En 2012, une politique de conformité au droit de la concurrence et de prévention des infractions en la matière (se reporter au chapitre 5, point 1.10.1.) a été adoptée par le Groupe. Son déploiement s’appuie sur une organisation dédiée, sur une implication des hiérarchies et du personnel, et sur un processus d’alerte. 3.8. Services informatiques critiques et sécurité de l’information L’interruption des services informatiques critiques du Groupe ou une défaillance de la sécurité de l’information pourraient entraîner des conséquences défavorables sur ses activités. 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, des droits de propriété intellectuelle importants pourraient être divulgués et, dans certains cas, des dommages corporels ou environnementaux et des violations réglementaires pourraient se produire, ce qui pourrait entraîner des conséquences négatives sur les résultats d’exploitation du Groupe, notamment ses bénéfices. 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 de TOTAL sous la responsabilité des différents secteurs d’activité. TOTAL exerce des activités dans certains pays qui sont visés par des sanctions économiques prévues par certaines règlementations américaines et européennes. Si les activités du Groupe n’étaient pas effectuées en conformité avec les conditions requises, TOTAL pourrait être sanctionné ou pénalisé. Les États-Unis ont adopté différentes lois et réglementations visant à limiter le commerce avec Cuba, l’Iran, le Soudan et la Syrie. Le Département d’État américain a qualifié ces pays d’États soutenant le terrorisme. L’Union européenne (UE) a adopté des restrictions similaires envers l’Iran et la Syrie. Une violation de ces lois et réglementations pourrait entraîner des sanctions pénales et financières significatives, notamment l’interdiction d’effectuer des transactions en dollars américains. Les activités commerciales et de trading du Groupe à Cuba sont actuellement limitées, tout comme sa présence en Iran et en Syrie (pour plus d’informations, se reporter au point 3.9.2. ci-après). Depuis l’indépendance de la République du Soudan du Sud le 9 juillet 2011, TOTAL n’est plus présent au Soudan. En ce qui concerne l’Iran, les États-Unis ont adopté depuis 1996 une série de mesures portant sur l’imposition de sanctions à l’encontre de sociétés non américaines impliquées dans certaines activités avec l’Iran ou sur le territoire iranien, notamment dans le secteur iranien de l’énergie. En 1996, les États-Unis ont adopté une première loi autorisant l’application de 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 (ISA). Aux termes de l’ISA, modifiée et étendue comme décrit ci-dessous, le Président des États-Unis est autorisé à lancer une enquête sur les activités exercées par des sociétés non américaines dans le secteur iranien de l’énergie et à envisager l’imposition d’éventuelles sanctions à l’encontre de toute personne physique ou morale ayant, entre autres activités, réalisé intentionnellement des investissements d’une valeur au moins égale à 20 millions de dollars sur une période de douze mois dans le secteur pétrolier en Iran. Le gouvernement américain a renoncé en mai 1998 à l’application de sanctions au titre de l’ISA 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 à aucune des autres activités de TOTAL en Iran. Entre l’adoption de l’ILSA et 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). Ces investissements ne feront pas l’objet d’enquêtes de la part des autorités américaines, du fait de l’application de la Special Rule accordée le 30 septembre 2010 (plus amplement décrite ci-dessous). 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. Depuis 2011, la production de TOTAL en Iran est nulle. En juillet 2010, le Comprehensive Iran Sanctions, Accountability, and Divestment Act (CISADA) a modifié l’ISA en allongeant la liste des activités avec l’Iran susceptibles de faire l’objet de sanctions ainsi que celle des sanctions prévues. Le CISADA prévoit notamment l’imposition de sanctions en cas de fourniture intentionnelle, de produits pétroliers raffinés à l’Iran au-delà de certains seuils monétaires, ainsi que de 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 pétroliers raffinés ou contribuerait à augmenter la capacité de l’Iran à importer des produits pétroliers raffinés. TOTAL avait cessé de procéder aux ventes de produits pétroliers raffinés à l’Iran interdites par l’ISA, tel que modifié par le CISADA, avant même l’adoption du 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. Depuis l’annonce par le Département d’État américain de l’application de la Special Rule à TOTAL, les États-Unis ont imposé des mesures supplémentaires visant certaines activités en Iran. Le 21 novembre 2011, le Président Obama a signé le décret 13590 autorisant l’imposition de sanctions en cas de 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 supérieur à certains seuils monétaires 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 la production nationale de produits pétrochimiques. TOTAL estime qu’il ne mène aucune activité liée à l’Iran qui serait susceptible de faire l’objet de sanctions au titre du décret 13590. En tout état de cause, il n’existe aucune disposition dans le décret 13590 qui modifie la Special Rule et le Département d’État américain a publié une directive prévoyant que l’exécution des contrats existants n’est pas susceptible de sanctions au titre du décret 13590. Le 30 juillet 2012, le Président Obama a signé le décret 13622 autorisant l’imposition de sanctions en cas notamment de participation intentionnelle, à compter du 30 juillet 2012 inclus, à une transaction significative visant à acheter ou acquérir du pétrole, des produits pétroliers ou des produits pétrochimiques originaires d’Iran ou (ii) d’assistance matérielle, d’appui ou de fourniture d’un soutien financier, matériel ou technologique vis-à-vis de la National Iranian Oil Company, de Naftiran Intertrade Company (NICO) ou de la banque centrale iranienne, ou encore de fourniture de biens et services en vue d’apporter un soutien à ces entités. Aucune disposition dans le décret 13622 ne modifie la Special Rule. Le décret 13622 prévoit par ailleurs une exception pour le projet de gazoduc du champ gazier de Shah Deniz destiné à acheminer du gaz naturel produit sur le site de Shah Deniz en Azerbaïdjan vers l’Europe et la Turquie, dans lequel le Groupe et NICO détiennent une participation (10% chacun). Ce décret a été modifié et étendu par le décret 13645 (plus amplement détaillé ci-dessous), afin d’englober davantage d’activités liées au pétrole susceptibles de faire l’objet de sanctions. TOTAL estime qu’il ne mène aucune activité liée à l’Iran qui serait susceptible de faire l’objet de sanctions au titre du décret 13622, tel que modifié par le décret 13645. Le 10 août 2012, le Président Obama a promulgué l’Iran Threat Reduction and Syria Human Rights Act (ITRA), qui modifie notamment l’ISA et le CISADA. L’ITRA, comme le CISADA précédemment, allonge la liste des activités avec l’Iran susceptibles de faire l’objet de sanctions, ainsi que celle des sanctions prévues. L’ITRA autorise notamment l’application de sanctions pour la fourniture à l’Iran de biens, services, technologies, informations ou tout soutien supérieur à une certaine valeur de marché qui pourrait, de façon directe et significative, faciliter le maintien ou le développement de la production domestique iranienne de produits pétroliers raffinés, y compris toute assistance directe et significative à la construction, modernisation ou réparation de raffineries de pétrole ou d’infrastructures directement associées aux raffineries de pétrole, la participation à une joint venture créée à compter du 1er janvier 2002 inclus en vue du développement de ressources pétrolières hors d’Iran et dans laquelle le gouvernement iranien est un partenaire ou un investisseur majeur ou si la joint venture est susceptible d’augmenter la capacité de l’Iran à développer ses ressources pétrolières en Iran et la possession, l’exploitation, le contrôle ou l’assurance d’un navire utilisé pour transporter du pétrole brut en provenance d’Iran vers un autre pays. L’ITRA prévoit également une exception pour le projet du champ gazier de Shah Deniz. TOTAL estime qu’il ne mène aucune activité liée à l’Iran qui serait susceptible de faire l’objet de sanctions au titre de l’ITRA. L’ITRA ajoute également la Section 13 (r) dans le Securities Exchange Act de 1934 tel que modifié (Exchange Act), qui impose à TOTAL de révéler certaines de ses activités liées à l’Iran ou celles des sociétés que TOTAL contrôle, qui sont intervenues au cours de l’année civile, y compris celles visées par l’ISA, que ces activités soient ou non susceptibles de faire l’objet de sanctions au titre de l’ISA, ainsi que toute transaction ou relation avec le gouvernement iranien qui ne ferait pas l’objet d’une autorisation spécifique du gouvernement américain (se reporter au point 3.9.2. ci-après). Pour tout rapport annuel contenant des informations relatives à la Section 13 (r), une déclaration spécifique à l’Iran doit être déposée auprès de la United States Securities and Exchange Commission (SEC). La SEC doit en informer le Président et le Congrès américain. Le Président doit ensuite lancer une enquête et se prononcer sur l’imposition de sanctions dans les 180 jours à compter du début de l’enquête. TOTAL estime que les activités du Groupe liées à l’Iran devant être révélées au titre de la Section 13 (r) ne sont pas susceptibles de faire l’objet de sanctions et TOTAL n’a pas été informé d’un quelconque risque d’imposition de sanctions pour des activités précédemment révélées. Les États-Unis ont adopté d’autres mesures de sanctions, telles que le National Defense Authorization Act of Fiscal Year 2012 (NDAA 2012), qui autorise l’imposition de sanctions à l’encontre d’établissements financiers étrangers engagés dans certaines transactions ; l’Iran Freedom and Counter-Proliferation Act of 2012 (IFCA), qui autorise notamment l’imposition de sanctions à l’encontre d’entités ayant intentionnellement fourni des biens ou des services aux secteurs de l’énergie, de la construction navale ou du transport maritime en Iran, ou à ses opérations portuaires ; et le décret 13645, qui, en plus de modifier le décret 13622 comme évoqué plus haut, met en œuvre certaines dispositions de l’IFCA et autorise l’application de sanctions supplémentaires à l’encontre, notamment, d’établissements financiers étrangers engagés dans certaines transactions, y compris celles liées à la vente, à l’approvisionnement ou au transfert de gaz naturel, à destination ou en provenance de l’Iran, ainsi qu’à l’achat de pétrole ou de produits pétroliers en Iran. TOTAL estime qu’il ne mène aucune activité susceptible de faire l’objet de sanctions au titre de l’IFCA, du NDDA 2012 ou du décret 13645. Concernant l’Iran également, la France et l’Union européenne ont adopté des mesures restrictives, sur la base des résolutions du Conseil de sécurité des Nations unies, visant les déplacements des personnes et les flux de capitaux et de marchandises en provenance ou à destination de l’Iran, 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 interdisant notamment la fourniture d’équipements et de technologies 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 secteurs de même que l’octroi de prêt ou de crédit, l’acquisition d’intérêts, la création d’une joint venture ou toute participation dans des entreprises en Iran (ou des entreprises iraniennes hors d’Iran) engagées dans les secteurs visés ci-dessus. En outre, au titre des restrictions relatives aux transferts de fonds et aux services financiers, tout transfert d’au moins 40 000 euros à destination ou en provenance d’une personne physique ou morale iranienne doit préalablement faire l’objet d’une autorisation par les autorités compétentes des États membres de l’UE. TOTAL mène ses activités dans le respect de ces mesures européennes. Le 23 janvier 2012, le Conseil de l’Union européenne a interdit l’achat, l’importation et le transport de pétrole, 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’UE. Avant cette date, TOTAL avait cessé ces activités dorénavant interdites. En ce qui concerne la Syrie, l’UE 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 d’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 de nouvelles mesures incluant, notamment, une interdiction d’acheter, d’importer ou de transporter du pétrole brut et des produits pétroliers syriens. Dès le début du mois de septembre 2011, le Groupe a cessé d’acheter des hydrocarbures syriens. Le 1er décembre 2011, l’UE a notamment étendu les sanctions à trois compagnies pétrolières nationales syriennes, dont General Petroleum Corporation, cocontractant de TOTAL dans le cadre du contrat de partage de production signé en 1988 (permis de Deir Es Zor) et du contrat Tabiyeh. Les États-Unis appliquent également un certain nombre de mesures à l’encontre de la Syrie. Dès le début du mois de décembre 2011, le Groupe a cessé ses activités qui contribuaient à la production pétrolière et gazière en Syrie. Par ailleurs, le Département du Trésor américain (US Treasury Department’s Office of Foreign Assets Control ou OFAC) a la charge de l’administration et de la mise en œuvre des régimes de sanctions économiques, dont certains sont fondés sur les résolutions du Conseil de sécurité des Nations unies, à l’encontre de certains pays, territoires, entités et individus (notamment ceux engagés dans des activités liées au terrorisme, à la prolifération d’armes de destruction massive ou à d’autres menaces pouvant peser sur la sécurité nationale, la politique étrangère ou l’économie des États-Unis). Les activités faisant l’objet de restrictions dépendent du régime de sanction applicable et du pays ou des personnes visées. Les amendes civiles et / ou pénales prononcées sur la base des opérations effectuées en violation du régime de sanction applicable, peuvent être importantes. Les régimes de sanctions administrés par l’OFAC s’imposent aux personnes de nationalité américaine ainsi qu’aux 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 Soudan et de la Syrie. TOTAL considère que ces sanctions ne s’appliquent à aucune de ses activités dans les pays visés par un régime de sanction administré par l’OFAC. De plus, de nombreux États fédérés américains ont adopté des législations imposant aux fonds de pension publics américains de céder les titres qu’ils détiennent dans des sociétés exerçant certaines activités en Iran et de les exclure des marchés publics. Les autorités de contrôle des assurances de ces États ont adopté 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. Si la présence du Groupe en Iran devait être qualifiée comme entrant dans le champ des activités prohibées par ces lois ou réglementations et que TOTAL ne puisse pas bénéficier d’un régime d’exemptions, certains investisseurs institutionnels américains pourraient être contraints de céder leur participation dans TOTAL. Des cessions au titre de ces lois et / ou dispositions réglementaires, pour autant qu’elles soient significatives, pourraient avoir un impact défavorable sur le cours du titre TOTAL. TOTAL poursuit une veille attentive de la règlementation et des autres initiatives en France, dans l’UE et aux États-Unis, notamment le Plan d’action conjoint récemment annoncé entre l’Iran et les pays du P5+1 (Chine, États-Unis d’Amérique, France, Royaume-Uni, Russie, ainsi que l’Allemagne), qui porte sur la limitation des activités nucléaires iraniennes et la suspension de certaines sanctions des États-Unis et de l’Union européenne à l’encontre de l’Iran, afin de déterminer si sa présence ou ses activités, limitées, dans des États soumis ou pouvant être potentiellement soumis à des sanctions, peuvent exposer le Groupe TOTAL suit également attentivement les évolutions de la situation en Crimée et les éventuelles réglementations et/ou sanctions TOTAL ne peut garantir que les réglementations actuelles ou futures ne puissent pas avoir d’impacts défavorables sur ses activités Le présent point fournit des informations relatives aux activités de TOTAL à Cuba et à sa présence en Iran et en Syrie. Pour plus d’informations sur les restrictions américaines et européennes s’appliquant aux activités de TOTAL dans ces pays, se reporter En 2013, le Marketing & Services a conduit un nombre restreint d’activités de commercialisation de produits de spécialité auprès d’entités privées à Cuba et s’est acquitté des impôts, d’un montant d’environ 425 000 euros, auxquels sont soumises ces activités. Hutchinson, filiale opérant dans le secteur Raffinage-Chimie, a enregistré, à Cuba, de faibles ventes de courroies de transmission pour les machines agricoles par le biais d’un organisme public ayant perçu une commission d’environ 77 000 euros. En outre, Trading-Shipping a acheté des hydrocarbures pour un montant de 101 millions d’euros au titre de contrats spot conclus avec une entité publique et a vendu des solutions énergétiques à cette même entité pour un montant d’environ 4 millions d’euros. La section 13(r) du Securities Exchange Act de 1934, tel que modifié, impose à la Société de rendre publiques certaines de ses activités, ou celles de ses filiales, liées à l’Iran, conduites au cours de l’année 2013. Bien que TOTAL n’exerce aucune activité devant être communiquée en application des sous-sections (a), (b), (c), (d) (i) ou (d) de la Section 13(r) (1), les filiales de la Société pourraient être considérées comme ayant engagé certaines transactions ou relations avec le gouvernement iranien devant être communiquées en application de la Section 13(r) (1) (d) (iii), comme précisé ci-dessous. Le Groupe ne conduit aucune activité de production ou d’exploration en Iran, où il conserve un bureau local pour des besoins non correspondant à des dépenses engagées et des rémunérations dues au titre des contrats de buy-back entre 1997 et 1999 avec la National Iranian Oil Company (« NIOC ») pour le développement des champs de South Pars 2 & 3 et Dorood restent dus au Groupe. Les opérations de développement au titre de ces contrats sont achevées et le Groupe ne participe plus à l’exploitation de ces champs. En 2013, Total E&P Iran (100%), Elf Petroleum Iran (99,8%), Total Sirri (100%) et Total South Pars (99,8%) ont conjointement versé moins de 0,5 million d’euros à l’administration iranienne au titre des impôts et cotisations sociales relatifs au personnel du bureau local mentionné ci-dessus et aux obligations résiduelles liées aux contrats de buy-back, et aux entités publiques iraniennes au titre de paiements pour le maintien du bureau local mentionné précédemment (par exemple, services publics, télécommunications). TOTAL estime que les montants à verser en 2014 seront similaires. En 2013, le Groupe n’a enregistré aucun revenu ou bénéfice au titre de la situation décrite ci-dessus. En 2013, dans le cadre de sa stratégie globale de protection de sa propriété intellectuelle, TOTAL s’est acquitté d’environ 1 500 euros auprès de l’office national iranien de la propriété intellectuelle au titre de demandes de brevets déposées en Iran avant 2013. À ce titre, le Groupe prévoit de s’acquitter de montants similaires à l’avenir. La société Total E&P UK Limited (« TEP UK »), filiale détenue à 100% par TOTAL, a eu des contacts limités en 2013 avec l’Iranian Oil Company UK Ltd (« IOC »), une filiale de la NIOC. Ces contacts ont porté sur d’anciens accords de services de transport, de traitement et d’exploitation fournis auparavant à une joint venture codétenue par BP (50%, opérateur) et IOC (50%) sur le champ de Rhum au Royaume-Uni. Ces services étaient fournis par une joint venture constituée entre BP (37%, opérateur), TEP UK (43,25%), BHP Billiton Petroleum Great Britain Ltd (16%) et Marubeni Oil & Gas (North Sea) Limited (3,75%) opérant sur le champ de Bruce, ainsi que par Frigg UK Association pipeline de TEP UK (100%). À la connaissance de TOTAL, depuis novembre 2010, date à laquelle la production du champ de Rhum a été arrêtée à la suite de l’adoption de sanctions de l’UE, aucun service n’a été fourni dans le cadre des accords susmentionnés autres que des services essentiels en matière de sécurité (par exemple, surveillance et inspection des installations marines de Rhum), qui sont autorisés par les régimes de sanctions de l’UE. Ces accords avaient conduit à la signature en 2005 d’un accord entre TEP UK et Naftiran Intertrade Co. (« NICO »), société mère d’IOC et filiale de NIOC, pour l’achat par TEP UK auprès de NICO de liquides de gaz naturel provenant du champ de Rhum. Cet accord a été résilié par TEP UK, résiliation ayant pris effet en décembre 2013. Avant cette date, aucun achat n’avait été réalisé en vertu de cet accord depuis novembre 2010. Les contacts que TEP UK a eus avec IOC et NICO en 2013 concernant les accords mentionnés ci-dessus se sont limités à des échanges de courriers et à des notifications relatives à l’administration des contrats, ainsi qu’à des déclarations de cas de force majeure. En 2013, TOTAL n’a enregistré aucun revenu ou bénéfice au titre de la situation décrite ci-dessus. Par ailleurs, le 22 octobre 2013, le gouvernement britannique a informé IOC de sa décision d’appliquer un plan de gestion temporaire à la participation d’IOC dans le champ de Rhum, au sens des Règles britanniques 3 et 5 du Règlement (Plan de gestion temporaire) sur les hydrocarbures de 2013 (le « Règlement sur les hydrocarbures »). Le 6 décembre 2013, en vertu de l’article 43a du Règlement UE n° 267 / 2012, tel que modifié par le règlement n° 1263 / 2012, et selon la Règle 9 du Règlement sur les hydrocarbures, le gouvernement britannique a également autorisé TEP UK, entre autres, à conduire des activités liées à l’exploitation et à la production du champ de Rhum. En conséquence, TEP UK ne prévoit aucun échange avec IOC en 2014. En outre, le 4 septembre 2013, le Département du Trésor américain a délivré un permis à BP autorisant cette société, ainsi que certaines autres, à conduire diverses activités relatives à l’exploitation et à la production du champ de Rhum. Le champ de Rhum reste fermé, mais il est prévu que la production reprenne en 2014. Le Groupe n’achète pas d’hydrocarbures iraniens et ne détient ni n’opère de raffinerie ou d’usine chimique en Iran. Jusqu’en décembre 2012, date à laquelle il a cédé la totalité de sa participation, le Groupe détenait une participation de 50% dans la société Beh Total (désormais Beh Tam) aux côtés de Behran Oil (50%), une société contrôlée par des entités liées au gouvernement iranien. Dans le cadre de la cession des parts du Groupe dans Beh Tam, TOTAL S.A. a convenu de concéder sous licence la marque commerciale « Total » à Beh Tam, pendant une période initiale de 3 ans, pour la vente par cette dernière de lubrifiants sur le marché intérieur iranien. Total E&P Iran (« TEPI »), filiale détenue à 100% par TOTAL S.A., percevra, pour le compte de TOTAL S.A., une redevance annuelle en rials, que versera Beh Tam pendant la période 2014- 2016 au titre de cette licence. Chacun des versements sera basé sur les ventes de lubrifiants de Beh Tam au cours de l’année civile précédente. Les représentants du Groupe et de Beh Tam se sont rencontrés deux fois en 2013 pour aborder le marché local des lubrifiants et d’autres discussions sont prévues à l’avenir. En 2013, TEPI a perçu de la part de Beh Tam des montants en rials équivalents à environ 2,6 millions d’euros qui correspondaient à un paiement de dividendes de Beh Total en attente au titre de 2011 et au règlement des dettes liées aux participations antérieures du Groupe. Outre les paiements de redevance décrits ci-dessus, des paiements similaires devraient être perçus en 2014 de la part de Beh Tam. Total Marketing Middle East FZE (« TMME »), filiale détenue à 100% par le Groupe, qui avait interrompu ses ventes de lubrifiants auprès de Beh Total fin 2012, a décidé, en 2013, de reprendre ces ventes auprès de Beh Tam en Iran. La vente d’environ 188 t de lubrifiants en 2013 a généré un chiffre d’affaires brut d’environ 1,0 million d’euros et un bénéfice net d’environ 0,2 million d’euros. TMME prévoit de poursuivre cette activité en 2014. Total Oil Turkiye A.S. (« TOT A.S. »), société détenue à 100% par le Groupe et trois de ses salariés, a vendu en 2013 près de 81 t d’additifs à une société turque à capitaux privés non affiliée au Groupe, qui par la suite, a vendu ces additifs à Beh Tam pour la fabrication de lubrifiants. Cette activité a généré pour TOT A.S. un chiffre d’affaires TOT A.S. ne prévoit pas de poursuivre cette activité en 2014. 3.10. Risques liés à la concurrence En 2013, Total Ethiopia Ltd. (« TEL »), filiale éthiopienne détenue à 99,99% par le Groupe et le reste par trois de ses salariés, a versé environ 63 000 euros à Merific Iran Gas Co, une société éthiopienne détenue majoritairement par des entités affiliées au gouvernement iranien, au titre d’un contrat relatif au transport et au stockage en Éthiopie de GPL acheté par TEL sur les marchés internationaux. TEL prévoit de cesser cette activité en 2014. Total Belgium NV (« Total Belgium »), société détenue à 99,99% par le Groupe et le reste par une personne physique, a fourni, début 2013, des cartes pétrolières utilisables dans les stations-service du Groupe à des missions diplomatiques iraniennes en Belgique. Ces activités ont généré, en 2013, un chiffre d’affaires brut d’environ 27 500 euros et un résultat net d’environ 550 euros. La Société a mis fin à cet accord contractuel en 2013. Par ailleurs, Total Belgium a fourni environ 11 000 litres de combustible (gasoil) à l’Ambassade iranienne à Bruxelles. Ces activités ont généré, en 2013, un chiffre d’affaires brut d’environ 9 500 euros et un résultat net d’environ 1 500 euros. Ces accords d’approvisionnement ont cessé en décembre 2013 et il n’est pas prévu de les reprendre. Total Deutschland GmbH (« Total Deutschland »), société allemande détenue à 100% par le Groupe, a fourni en 2013 des cartes pétrolières utilisables dans les stations-service du Groupe à des missions diplomatiques iraniennes en Allemagne. En 2013, ces activités ont généré un chiffre d’affaires brut d’environ 4 400 euros et un résultat net d’environ 50 euros. Total Deutschland a décidé de mettre fin à ces accords d’approvisionnement. Le Groupe détient par ailleurs une participation de 50%, sans être opérateur, dans Samsung Total Petrochemicals Co. Ltd (« STC »), une joint venture sud-coréenne créée sous forme de société avec Samsung General Chemicals Co., Ltd. (50%). Sur la base de l’exemption prévue à la Section 1245 (d) (4) (d) du National Defense Authorization Act (NDAA) et obtenue le 7 décembre 2012, STC a acheté environ 150 000 t de condensats début 2013, directement ou indirectement, auprès de sociétés affiliées au gouvernement iranien pour un montant d’environ 94 millions d’euros. Les condensats étant utilisés par STC pour ses procédés de fabrication, il n’est pas possible d’estimer le chiffre d’affaires ou le résultat net issu de ces achats. STC a cessé ces achats en mars 2013. Depuis le début du mois de décembre 2011, TOTAL a cessé ses activités qui contribuaient à la production pétrolière et gazière en Syrie et maintient localement un bureau uniquement pour des besoins non opérationnels. En 2013, TOTAL a versé aux organisations gouvernementales syriennes un montant d’environ 0,5 million d’euros sous la forme d’impôts et de contributions au titre des services rendus par le secteur public syrien afférents au maintien de ce bureau et Les concurrents de TOTAL comprennent principalement des compagnies dites « nationales » (sociétés contrôlées directement ou indirectement par un État) et des compagnies privées. Les différentes évolutions du secteur de l’énergie ont ouvert la voie à de nouveaux concurrents, renforcé la volatilité des prix du marché et mis en question la viabilité des contrats à long terme. 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. Dans le secteur gazier, de grands producteurs portent un intérêt croissant à la chaîne de valeur Aval et sont en concurrence directe avec les entreprises de distribution bien établies, y compris celles appartenant au Groupe. Cette pression concurrentielle accrue pourrait avoir un effet négatif sur les prix de vente, les marges et les parts de marché des entreprises du Groupe. L’exploitation des gaz non conventionnels, notamment aux États-Unis, a contribué à faire baisser les prix de marché et à renforcer l’écart de prix entre les contrats « spot » et à long terme. La compétitivité des contrats à long terme indexés sur les prix du pétrole pourrait être affectée si cet écart perdurait et si la mise en œuvre des clauses de révision des prix devait se révéler difficile. Les principales compagnies pétrolières internationales privées autres que TOTAL sont ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Chevron et BP. Au 31 décembre 2013, TOTAL se situe au cinquième rang de ces compagnies pétrolières en termes de capitalisation boursière (1). 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 (2) intervenue en 2006, TOTAL S.A. et certaines sociétés du Groupe ont consenti, pendant une durée de dix ans, une garantie couvrant les éventuelles conséquences pécuniaires des procédures en matière d’entente anticoncurrentielle dont Arkema pourrait faire l’objet pour des faits antérieurs à la scission. Au 31 décembre 2013, toutes les procédures civiles ou engagées par les autorités de concurrence couvertes par la garantie ont été définitivement réglées tant en Europe qu’aux États-Unis. 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 être exclu que d’autres procédures concernant Arkema puissent être mises en œuvre pour des faits antérieurs à la scission. 4.1.2. Dans le secteur Marketing & Services – La procédure administrative ouverte par la Commission européenne contre Total Nederland N.V. et TOTAL S.A. en sa qualité de maison mère, visant des pratiques se rapportant à une ligne de produits du secteur Marketing & Services, a donné lieu à une décision de condamnation en 2006, devenue définitive en 2012\. Les amendes en résultant (d’un montant de 20,25 millions d’euros) et intérêts ont été réglés au premier trimestre 2013. secteur Marketing & Services à une amende de 128,2 millions d’euros intégralement acquittée et pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable en tant que société mère, la juridiction communautaire compétente a décidé dans un arrêt rendu au troisième trimestre 2013 de réduire l’amende infligée à Total Marketing Services à 125,5 millions d’euros, sans modifier la responsabilité de TOTAL S.A. en tant que maison mère. Des recours en cassation ont été engagés sur cette décision. – Au Royaume-Uni, une transaction conclue au cours du troisième trimestre 2013 a définitivement mis fin à la procédure en indemnisation engagée contre TOTAL S.A., Total Marketing Services et d’autres groupes de sociétés par des tiers, à la suite de pratiques précédemment sanctionnées par la Commission européenne. Une procédure d’indemnisation similaire est pendante aux Pays-Bas. À ce stade, les demandeurs n’ont pas communiqué le quantum de leur demande. – Enfin, en Italie, en 2013, une procédure civile a été engagée à l’encontre de TOTAL S.A. et de sa filiale Total Aviazione Italia Srl devant les juridictions civiles compétentes. Le demandeur allègue à l’encontre de TOTAL S.A. et de sa filiale, ainsi qu’à l’encontre de différentes sociétés tierces, un préjudice qu’il estime à près de 908 millions d’euros. Cette procédure fait suite à des pratiques qui ont été sanctionnées par l’autorité de concurrence italienne en 2006. L’existence comme l’évaluation des préjudices allégués dans cette procédure qui comporte une pluralité de défendeurs, – Dans le cadre du recours engagé contre la décision de la juridiction européenne ayant condamné en 2008 Total Marketing Services pour des pratiques se rapportant à une ligne de produits du Quelle que soit l’évolution des procédures décrites ci-dessus, le Groupe considère que leur issue ne devrait avoir d’impact significatif, ni sur sa situation financière, ni sur ses résultats consolidés. (2) Arkema désigne collectivement l’ensemble des sociétés du groupe Arkema, dont la société mère est Arkema S.A. ; depuis le 12 mai 2006, Arkema ne fait plus partie de TOTAL. 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 remise en état 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. Après avoir présenté plusieurs hypothèses, les experts judiciaires ont, dans leur rapport final déposé le 11 mai 2006, 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. 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, son Président-directeur général au moment des faits, ont fait l’objet d’une citation directe par une association de victimes. 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. 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 Par arrêt du 24 septembre 2012, la cour d’appel de Toulouse a confirmé le jugement du tribunal qui avait déclaré irrecevable la demande de citation directe de TOTAL S.A. et de M. Thierry Desmarest. Certaines parties civiles ont fait une déclaration de pourvoi contre ces dispositions de l’arrêt. La cour d’appel de Toulouse a néanmoins considéré que l’explosion était due à un accident chimique tel que décrit par les experts judiciaires. Elle a en conséquence condamné Grande Paroisse et l’ancien directeur de l’usine à des sanctions pénales. Ces derniers ont décidé de se pourvoir en cassation ce qui a pour effet de 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. Une provision d’un montant de 12,7 millions d’euros reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2013. 4.3. 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 dudit 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 de dollars. 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 plusieurs compagnies pétrolières, dont TOTAL. Cette enquête portait sur un accord conclu par la Société avec des consultants au sujet de champs d’hydrocarbures en Iran et tendait 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. Fin mai 2013, après plusieurs années de discussions, TOTAL a conclu des transactions avec les autorités américaines (un Deferred Prosecution Agreement avec le DoJ et un Cease and Desist Order avec la SEC) qui mettent un terme à cette enquête. Ces accords ont été conclus sans reconnaissance de culpabilité et en contrepartie du respect par TOTAL d’un certain nombre d’obligations, dont le paiement d’une amende (245,2 millions de dollars) et d’une compensation civile (153 millions de dollars) qui est intervenu au cours du deuxième trimestre 2013. La provision de 398,2 millions de dollars qui avait été initialement comptabilisée dans les comptes au 30 juin 2012, a été intégralement reprise. Aux termes de ces accords, TOTAL a également accepté la nomination d’un monitor français indépendant qui sera chargé de passer en revue le programme de conformité mis en œuvre au sein du Groupe et le cas échéant de préconiser des améliorations. Dans cette même affaire, TOTAL et son Président-directeur général, à l’époque des faits Directeur Moyen-Orient, ont été mis en examen suite à une instruction lancée en France en 2006 et dans laquelle le Parquet a requis fin mai 2013 leur renvoi. Le juge d’instruction n’a La Société considère que 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. En avril 2013, la SEC a notifié à TOTAL la clôture de l’enquête la concernant en précisant qu’elle n’entend y donner Les conditions d’application des résolutions de l’Organisation des Nations unies (ONU) en Irak dites « pétrole contre nourriture » font Dans le cadre d’une information judiciaire ouverte à Paris, des salariés ou anciens salariés du Groupe ont fait l’objet d’une mise en examen pour complicité d’abus de biens sociaux et / ou complicité de corruption d’agents publics étrangers. Le Président-directeur général de la Société, à l’époque Directeur Général Exploration & Production du Groupe, a également fait l’objet d’une mise en examen en octobre 2006. En 2007, l’instruction pénale a été clôturée et l’affaire a été communiquée au Parquet. En 2009, le Parquet a requis un non-lieu pour l’ensemble des salariés et anciens salariés du Groupe ainsi que pour le Président-directeur général de TOTAL. Début 2010, malgré l’avis du Parquet, un nouveau juge d’instruction a décidé de mettre en examen TOTAL S.A. pour corruption ainsi que pour complicité et recel de trafic d’influence. Cette mise en examen intervient huit ans après le début de l’instruction, sans qu’aucun élément nouveau n’ait été versé au dossier. En octobre 2010, le Parquet a de nouveau requis un non-lieu pour TOTAL S.A. ainsi que pour l’ensemble des 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 qui, par jugement du 8 juillet 2013, a prononcé la relaxe de TOTAL S.A. ainsi que celle de son Président-directeur général et de chacun des anciens salariés des sociétés du Groupe, jugeant qu’aucun des délits pour lesquels ils étaient poursuivis n’était constitué. Le 18 juillet 2013, le Parquet a fait appel d’une partie des dispositions du jugement relaxant TOTAL S.A. et certains anciens salariés du Groupe. Le jugement de relaxe du Président-directeur général de TOTAL S.A. prononcé le 8 juillet 2013 est définitif, le Parquet n’ayant pas fait appel des dispositions de la décision le concernant. 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 Au premier semestre 2010, l’enquête pénale a été clôturée. En mai 2012, le juge de l’audience préliminaire a rendu une décision aux fins de non-lieu partiel au bénéfice de certains collaborateurs du Groupe et de renvoi partiel devant le tribunal correctionnel pour un nombre réduit de charges. Le procès a débuté le 26 septembre 2012. Le 9 juillet 2012, le tribunal fédéral suisse a rendu à l’encontre de la société Rivunion, filiale à 100% d’Elf Aquitaine, une décision confirmant un redressement fiscal d’un montant de 171 millions de francs suisses (hors intérêts de retard). Selon le Tribunal, Rivunion est condamnée en sa qualité d’agent collecteur d’une retenue à la source (« impôt anticipé ») due par les bénéficiaires des prestations taxées. Rivunion, en liquidation depuis le 13 mars 2002, n’étant pas en mesure d’obtenir la restitution de cette retenue à la source et ne pouvant faire face à ses obligations, a fait l’objet d’une procédure collective le 1er novembre 2012. Le 29 août 2013, l’administration fédérale fiscale suisse a déclaré la somme de 284 millions de francs suisses au passif de la procédure collective de Rivunion, incluant 171 millions de francs suisses en principal, ainsi que les intérêts de retard. Le 14 février 2014, Total Gabon a reçu un avis de redressement fiscal du Ministère de l’Économie et de la Prospective de la République Gabonaise assorti d’un avis de mise en recouvrement partiel à la suite du contrôle fiscal dont la Société a fait l’objet au titre des années 2008 à 2010. Le montant mentionné dans l’avis de redressement fiscal est de 805 millions de dollars. La procédure de mise en recouvrement partiel a été suspendue Total Gabon conteste l’ensemble des chefs de redressement et les montants associés. Total Gabon engagera tous les recours nécessaires pour faire valoir ses droits et assurer la défense Au Kazakhstan, le Département de l’Environnement de la Région d’Atyrau (« ARED ») a engagé à l’encontre du consortium en charge du développement du champ de Kashagan, dans lequel TOTAL détient une participation de 16,81%, une procédure alléguant le non-respect de la réglementation environnementale concernant des émissions de gaz (flaring). Une demande de dommages et intérêts a été formulée par l’ARED le 7 mars 2014 pour un montant d’environ 737 millions de dollars (KZT 134 milliards) soit en quote-part pour TOTAL, environ 124 millions de dollars (KZT 22,5 milliards). Le consortium du projet Kashagan conteste ces allégations. 5\. Assurance et couverture des risques TOTAL dispose de sa propre société de réassurance, Omnium Reinsurance Company (ORC), 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 assurables 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, ORC négocie une rétrocession des risques auprès de l’assureur local. Ainsi, ORC conclut des contrats de réassurance avec les assureurs locaux des filiales qui lui Parallèlement, ORC négocie au niveau du Groupe des programmes de réassurance auprès de mutuelles de l’industrie pétrolière et des marchés commerciaux de la réassurance. ORC permet au Groupe de mieux maîtriser les variations tarifaires sur le marché de l’assurance en conservant à sa charge un niveau plus ou moins élevé de risque en fonction des variations de prix observées. En 2013, la rétention nette d’ORC, c’est-à-dire la part de sinistre conservée par le Groupe après réassurance, était ainsi, au maximum, de 54 millions de dollars par sinistre onshore « responsabilité civile » et de 87 millions de dollars par sinistre offshore « 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 ORC serait limité à une rétention maximale de162 millions de dollars par événement. 5.2. 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 – évaluer les conséquences financières pour le Groupe en cas conséquences financières qui résulteraient de ces sinistres ou leur transfert au marché de l’assurance. Le Groupe souscrit des couvertures d’assurance mondiales couvrant l’ensemble des filiales, en dommages matériels et en responsabilité civile. Ces programmes sont contractés auprès d’assureurs (ou réassureurs et mutuelles de l’industrie pétrolière et gazière par l’intermédiaire d’ORC) 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 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 et gazière. Le plafond assuré en 2013 était ainsi de 850 millions de dollars (onshore) et de 750 millions de dollars (offshore) 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 et sont basés sur 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 2013 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), le plafond assuré pour les participations du Groupe dans les installations était en 2013 d’environ 1,7 milliard de dollars pour le secteur Raffinage-Chimie et d’environ 1,6 milliard de Les franchises en dommages matériels et responsabilité civile sont comprises, selon la taille du risque considéré et du degré de responsabilité, entre 0,1 et 10 millions d’euros (à la charge des filiales concernées). Pour ce qui concerne les pertes d’exploitation, la couverture commence soixante jours après la survenance de l’événement ayant donné lieu à interruption. Les principales raffineries ou usines pétrochimiques supportent en outre une rétention combinée pour les dommages matériels et pertes d’exploitation de 50 millions de dollars par sinistre. 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 pour l’essentiel pris en charge par des compagnies d’assurance La politique décrite ci-dessus est donnée à titre d’illustration d’une situation prévalant à une date donnée et ne peut être considérée comme représentative d’une situation permanente. La politique d’assurance du Groupe est susceptible d’être modifiée à tout moment en fonction des conditions du marché, des opportunités ponctuelles et de l’appréciation par la Direction générale des risques encourus et de l’adéquation de leur couverture. 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. Le Groupe n’est cependant 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 du sinistre 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 1\. Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) 102 1.1. Composition du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102 1.2. Autres informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .110 1.3. Code de gouvernement d’entreprise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .110 1.4. Règlement intérieur du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .111 1.5. Les Comités du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .115 1.6. Les travaux du Conseil d’administration et de ses Comités en 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .121 1.7. Fonctionnement du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .126 1.8. Indépendance des administrateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .126 1.9. Informations complémentaires sur les membres du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 1.10. Contrôle interne et gestion des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .128 1.11. Modalités particulières relatives à la participation des actionnaires aux Assemblées générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 1.12. Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 1.13. Principes et règles applicables à la détermination de la rémunération et des autres avantages perçus par les dirigeants mandataires sociaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .133 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code de commerce) 134 3.1. Modalité d’exercice de la Direction générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135 3.2. Le Comité exécutif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135 3.3. Le Comité directeur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135 4\. Contrôleurs légaux des comptes 136 4.1. Commissaires aux comptes titulaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136 4.2. Commissaires aux comptes suppléants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136 4.3. Mandats des commissaires aux comptes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136 4.4. Honoraires perçus par les commissaires aux comptes (y compris les membres de leurs réseaux) . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 5.1. Accords de participation des salariés au capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 5.2. Participation au capital des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .139 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 2013 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. Il mentionne également la publication des informations prévues par l’article L. 225-100-3 du Code de commerce. Ce rapport a été préparé sur la base des contributions de plusieurs directions fonctionnelles de la Société, notamment les directions Juridique, Financière, du Contrôle interne et de l’Audit Groupe. Le présent rapport a été approuvé par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 11 février 2014 après examen par les comités du Conseil des sections relevant de leurs compétences respectives. Les administrateurs sont nommés par l’Assemblée générale des actionnaires pour une durée de trois ans (article 11 des statuts d’échéance des mandats de chacun des administrateurs permet d’assurer un échelonnement des renouvellements et la continuité des travaux du Conseil d’administration et de ses Comités. 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 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. 1.1.1. Composition du Conseil d’administration au 31 décembre 2013 Au 31 décembre 2013, 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 point 1.8. ci-après). La composition du Conseil d’administration de TOTAL S.A. était la suivante (informations au 31 décembre 2013 (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, il est nommé Président-directeur général de TOTAL. M. de Margerie est également administrateur de l’Institut du monde arabe. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2006. Dernier renouvellement : – Président-directeur général de TOTAL S.A.* depuis le 21 mai 2010 (Directeur Général depuis le 14 février 2007) – Administrateur de Shtokman Development AG (Suisse) – Administrateur de BNP Paribas* à compter du 15 mai 2013 – Gérant de CDM Patrimonial SARL Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Membre du Conseil de surveillance de Vivendi* jusqu’au 30 avril 2013 – Président-directeur général d’Elf Aquitaine jusqu’au 21 juin 2010 – Président de Total E&P Indonésie jusqu’au 20 décembre 2013 Né le 18 décembre 1945 (nationalité française). Diplômé de l’École Polytechnique et Ingénieur au corps des Mines, M. Desmarest a exercé les fonctions de Directeur des Mines et de la Géologie en Nouvelle-Calédonie, puis de conseiller technique aux cabinets des ministres de l’Industrie puis de l’Économie. Il rejoint TOTAL en 1981, où il exerce différentes fonctions de direction puis de direction générale au sein de la direction Exploration & Production jusqu’en 1995. Il est Président-directeur général de TOTAL de mai 1995 à février 2007, puis Président (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 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 : 17 mai 2013 jusqu’en 2016. Président du Comité de gouvernance et d’éthique, membre du Comité des rémunérations et membre du Comité stratégique. – Administrateur de Bombardier Inc.* (Canada) 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 d’Artémis, puis en 2004 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 depuis mai 2005 Vice-Président du Conseil d’administration de PPR devenue Kering. Mme Barbizet est également administrateur aux Conseils d’administration des sociétés TOTAL et Peugeot S.A. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2008. Dernier renouvellement : 13 mai 2011 jusqu’en 2014. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil d’administration de TOTAL S.A.* Présidente du Comité d’audit et membre du Comité stratégique. – Membre du Conseil de surveillance d’Areva* Le Président d’Honneur assure des missions de représentation du Groupe à haut niveau dans le cadre de la décision du Conseil – Administrateur de Peugeot S.A.* depuis le 24 avril 2013 – Administrateur et Vice-Président du Conseil d’administration Né le 14 octobre 1951 (nationalité française). – Administrateur et Directeur Général d’Artémis (S.A.) – Directeur Général (non mandataire social) de Financière Pinault – Membre du Conseil de surveillance de Financière Pinault (S.C.A.) – Administrateur de Groupe Fnac* (S.A.) depuis le 17 avril 2013 – Administrateur de Société Nouvelle du Théâtre Marigny (S.A.) – Représentant permanent d’Artémis, administrateur au Conseil – Représentant permanent d’Artémis, administrateur au Conseil d’administration de Sebdo le Point (S.A.) – Membre du Conseil de gérance de Société Civile du Vignoble – Membre du Conseil de surveillance d’Yves Saint Laurent (S.A.S.) – Administratore Delagato & administratore de Palazzo Grazzi (Italie) – Chairman of the Board of Directors & Board member – Non-executive Director de Kering Holland anciennement Gucci (Pays-Bas) depuis le 9 avril 2013 Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Air France-KLM* jusqu’au 31 décembre 2013 – Administrateur du Fonds Stratégique d’Investissements (S.A.) – Administrateur de Bouygues* jusqu’au 25 avril 2013 – Administrateur de TF1* (S.A.) jusqu’au 18 avril 2013 – Board member de Gucci jusqu’au 9 avril 2013 – Non-executive Director de Tawa Plc* jusqu’en juin 2012 – Directeur Général Délégué de Société Nouvelle du Théâtre 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 et membre du Comité exécutif depuis mai 2013. Il est par ailleurs Professeur associé à l’Université de Paris Sorbonne. Il est également membre du Conseil d’analyse économique auprès du Premier ministre et membre du Cercle des Économistes. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2009. Dernier renouvellement : 11 mai 2012 jusqu’en 2015. Membre du Comité des rémunérations et membre du Comité Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Fnac jusqu’en mai 2011. (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 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 of Economics. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2010. Dernier renouvellement 17 mai 2013 jusqu’en 2016. Membre du Comité des rémunérations, membre du Comité de gouvernance et d’éthique et membre du Comité stratégique. – Président du Conseil de Stora Enso Oy – Membre du Conseil de Investor AB* – Membre du Conseil de Syngenta AG* – Président du Conseil de Mölnlycke Health Care Group – 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 – Directeur Général d’Atlas Copco jusqu’en 2009. Née le 4 novembre 1956 (nationalité française). Diplômée de l’Université de Paris X Nanterre (droit et anglais) et titulaire d’un Specialized Law Certificate du barreau de New York, Mme Coisne-Roquette a exercé le métier d’avocat 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 au sein de SONEPAR S.A. dont elle devient Président du Conseil en 1998. Président-Directeur général de 2002 à 2012, elle est Président du Conseil d’administration de SONEPAR depuis le 1er janvier 2013. Membre du Conseil exécutif du MEDEF de 2000 à 2013 dont elle a présidé la commission fiscalité de 2005 à 2013, Mme Coisne-Roquette est membre du Conseil économique, social et environnemental. Elle est également administrateur de l’Association nationale des sociétés par actions (ANSA). – Président du Conseil d’administration de SONEPAR S.A. – Président-directeur général de COLAM ENTREPRENDRE – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE, membre du Conseil d’administration de CABUS & RAULOT (S.A.S.) – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE, – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE, – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur – Cogérante de DÉVELOPPEMENT MOBILIER & INDUSTRIEL – Gérante de KER CORO (Société civile immobilière) Mandat ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de HAGEMEYER CANADA, Inc. jusqu’en 2013 – Président du Conseil de surveillance de OTRA N.V. jusqu’en 2013 – Administrateur de SONEPAR CANADA, Inc. jusqu’en 2013 – Président du Conseil de surveillance de SONEPAR – Administrateur de SONEPAR IBERICA jusqu’en 2013 – Administrateur de SONEPAR ITALIA HOLDING jusqu’en 2013 – Administrateur de SONEPAR MEXICO jusqu’en 2013 – Membre du Conseil de surveillance de SONEPAR NEDERLAND B.V. – Administrateur de SONEPAR USA HOLDINGS, Inc. jusqu’en 2013 – Administrateur de FELJAS et MASSON SAS jusqu’en 2013 – Directeur Général de SONEPAR S.A. jusqu’en 2012 – Représentant permanent de SONEPAR S.A., cogérant de SONEDIS – Représentant permanent de SONEPAR, Président de SONEPAR – Président du Conseil d’administration de SONEPAR MEXICO – Administrateur de ENCON SAFETY PRODUCTS, Inc. – Administrateur de HAGEMAYER PPS Ltd jusqu’en 2010 – Président du Conseil d’administration de SONEPAR MEXICO – Administrateur de VALLEN CORPORATION jusqu’en 2010 – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur de A.E.D. – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur – Président du Conseil d’administration de SONEPAR – Administrateur de HAGEMEYER NORTH AMERICA, Inc. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 13 mai 2011 et jusqu’en 2014. – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur * 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 – Président du Conseil d’administration de SONEPAR FRANCE – Président du Conseil d’administration et administrateur délégué – Président du Conseil d’administration de SONEPAR ITALIA – Président du Conseil d’administration de SONEPAR NORDIC – Président du Conseil de surveillance de SONEPAR NEDERLAND – Président du Conseil d’administration et CEO de SONEPAR USA – Représentant permanent de SONEPAR, commandité Né le 14 août 1942 (nationalité française). 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). Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000. Dernier renouvellement : 11 mai 2012 jusqu’en 2015. Membre du Comité de gouvernance et d’éthique. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Lafarge* jusqu’en 2012 – Président de l’Institut Français des Relations Internationales (IFRI) Né le 3 juillet 1954 (nationalité canadienne). Diplômé de l’Université McGill à Montréal et de l’Institut européen d’administration des affaires (INSEAD) de Fontainebleau, M. Desmarais est successivement élu Vice-Président en 1984, puis Président du Conseil en 1990, de la Corporation Financière Power, une compagnie qu’il a aidé à mettre sur pied. Depuis 1996, il est Président du Conseil et Co-Chef de la Direction de Power Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2002. Dernier renouvellement : 13 mai 2011 jusqu’en 2014. – Président du Conseil – Co-Chef de la Direction de Power – Co-Président du Conseil de la Corporation Financière Power* – Vice-Président du Conseil d’administration et Administrateur délégué de Pargesa Holding SA* (Suisse) – Administrateur et membre du Comité de direction de – Administrateur et membre du Comité de direction de Great-West Life & Annuity Insurance Company (États-Unis d’Amérique) – Administrateur et membre du Comité de direction de Great-West – Administrateur de Great-West Financial (Canada) Inc. (Canada) – Vice-Président, Administrateur et membre du Comité permanent de Groupe Bruxelles Lambert SA* (Belgique) – Administrateur et membre du Comité de direction – Administrateur et membre du Comité de direction du Groupe d’assurance London Inc. (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de London Life, compagnie d’assurance-vie (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction – Administrateur et Président délégué du Conseil de La Presse, – Administrateur et Président délégué de Gesca ltée (Canada) – Administrateur de Lafarge* (S.A.) (France) – Administrateur et membre du Comité de direction de la Compagnie d’Assurance du Canada sur la Vie (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de la Corporation Financière Canada-Vie (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de la Société financière IGM Inc.* (Canada) – 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 Great-West Life & Annuity Insurance Company – Administrateur de Power Communications Inc. (Canada) – Administrateur et Vice-Président du Conseil de Power Corporation – Administrateur et membre du Comité de direction de Putnam – Membre du Conseil de surveillance de Power Financial Europe – Administrateur de Canada Life Capital Corporation Inc. (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de The Canada Life Insurance Company of Canada (Canada) – Administrateur et Président délégué du Conseil du Groupe de Communications Square Victoria Inc. (Canada) – Membre du Conseil de surveillance de Parjointco N.V. (Pays-Bas) – Administrateur de SGS SA* (Suisse) * 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 Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 17 mai 2013 jusqu’en 2016. – Administrateur de GDF Suez* (France) jusqu’en 2013 – Administrateur et membre du Comité de direction de Crown Life Insurance Company (Canada) jusqu’en 2012 – Président du Conseil adjoint de 3819787 Canada Inc. Détient 430 actions TOTAL et 54 parts du FCPE TOTAL Administrateur de TOTAL S.A.* représentant les salariés actionnaires. – Administrateur de Canada Life Insurance Company of America Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 11 mai 2012 jusqu’en 2015. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 13 mai 2011 jusqu’en 2014. Née le 27 juillet 1951 (nationalité française). Diplômée de l’Institut d’études politiques de Paris, ancienne élève de l’École Nationale d’Administration (ENA – 1974), Mme Idrac débute sa carrière comme administrateur civil dans divers postes au ministère de l’Équipement dans les domaines de l’environnement, du logement, de l’urbanisme et des transports. Elle a été notamment Directrice générale de l’Établissement public d’Aménagement de Cergy-Pontoise de 1990 à 1993, et Directrice des transports terrestres de 1993 à 1995. Mme Idrac a été Secrétaire d’État aux Transports de mai 1995 à juin 1997, député des Yvelines élue en 1997 et 2002, conseillère régionale d’Ile-de-France de 1998 à 2002, Secrétaire d’État au Commerce extérieur de mars 2008 à novembre 2010. Mme Idrac a également été Présidente-directrice générale de la RATP de 2002 à 2006 puis Présidente de la SNCF – Membre du Conseil de surveillance de Vallourec* – Administrateur de Mediobanca S.p.A.* (Italie) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Née le 26 février 1954 (nationalité suisse). 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. De 2008 à 2013, elle a été membre du Directoire de Siemens AG. Elle a été responsable du développement durable du Groupe et en charge de la chaîne d’approvisionnement du Groupe. Depuis 2013, elle est membre du Conseil de Surveillance de Henkel et membre du Conseil d’administration de Firmenich S.A. – Membre du Conseil de Surveillance de Henkel* depuis 2013 – Membre du Conseil d’administration de Firmenich S.A. depuis 2013 – Administrateur d’Umicore* à compter du 1er janvier 2014 Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Membre du Directoire de Siemens AG* jusqu’en 2013 – 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. Né le 15 novembre 1980 (nationalité française). Diplômé de l’École Polytechnique et de l’École des Hautes Études Commerciales (HEC), Charles Keller est entré dans le Groupe en 2005 à la raffinerie de Normandie au poste de contrôleur de performances. En 2008, il est chargé de mission à la raffinerie de Grandpuits pour améliorer l’efficacité énergétique et animer le plan fiabilité du site. En 2010, il rejoint l’Exploration-Production et Yemen LNG, comme « reliability engineer » puis chef du service Production Support en charge de l’optimisation de l’usine. Charles Keller est membre élu, représentant les porteurs de parts, du Conseil de surveillance du FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE depuis novembre 2012. Il est également membre élu du Conseil de surveillance des FCPE TOTAL DIVERSIFIÉ À DOMINANTE ACTIONS, TOTAL ACTIONS EUROPÉENNES, TOTAL ÉPARGNE SOLIDAIRE. 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 * 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 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 financier du groupe Suez. En 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 aujourd’hui administrateur de Lafarge, Legrand, TOTAL S.A. et SGS SA. Il est également censeur au Conseil d’administration de GDF Suez. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2012. Dernier renouvellement : 17 mai 2013 jusqu’en 2016. Membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique. – Administrateur et Président du Comité d’audit de Legrand* – Administrateur de SGS SA* (Suisse) 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. Née le 2 août 1959 (nationalité française). 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 à juin 2011. Depuis 2011, Mme Lauvergeon Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000. Dernier renouvellement : 11 mai 2012 jusqu’en 2015. – Administrateur de Vodafone Group Plc* – Administrateur d’Airbus Group NV* (anciennement dénommé EADS) – Présidente du Conseil de surveillance de Libération Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de GDF Suez* jusqu’au 23 avril 2012 – 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’Agence nationale de valorisation de la recherche (ANVAR). De 1981 à 1982, il a exercé les fonctions de conseiller technique au cabinet du Premier ministre, responsable des secteurs de l’industrie, de l’énergie et de la recherche. Il est ensuite nommé Directeur Général puis Président-directeur général de l’Institut de Développement Industriel (IDI) jusqu’en 1988. Il devient Directeur Général du Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM) de 1988 à 1990. De 1990 à 1998, M. Mandil est Directeur Général de l’Énergie et des Matières Premières au ministère de l’Industrie et devient le premier représentant de la France au Conseil de direction de l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE). Il en assume la présidence de 1997 à 1998. En 1998, il est nommé Directeur Général Délégué de Gaz de France puis, en avril 2000, Président de l’Institut Français du Pétrole. De 2003 à 2007, il est Directeur Exécutif de l’AIE. M. Mandil est administrateur de l’Institut Veolia Environnement et de Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2008. Dernier renouvellement : 13 mai 2011 jusqu’en 2014. Membre du Comité stratégique, membre du Comité des rémunérations et membre du Comité de gouvernance et d’éthique. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années * 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 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 à 2011, il est maintenant Président d’Honneur de BNP Paribas et Président de la fondation BNP Paribas. Il est également membre de l’Académie des sciences morales et politiques, membre du Conseil d’orientation de l’Institut de l’entreprise, Président d’Honneur du Conseil de surveillance de l’Institut Aspen et administrateur Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000. Dernier renouvellement : 11 mai 2012 jusqu’en 2015. – Administrateur de Airbus Group NV* – Administrateur de Pargesa Holding S.A.* (Suisse) – Administrateur de BNP Paribas SA (Suisse) – Membre du Conseil de surveillance de la Banque marocaine Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de la Compagnie de Saint-Gobain* jusqu’en 2013 – Président du Conseil d’administration de BNP Paribas – Administrateur de Lafarge* jusqu’en mai 2011. 1.1.2. Mandat d’administrateur de TOTAL S.A. ayant expiré en 2013 Né le 17 novembre 1956 (nationalité française). du Conseil de surveillance des FCPE TOTAL DIVERSIFIÉ À DOMINANTE OBLIGATIONS, TOTAL MONÉTAIRE et TOTAL 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). Administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires depuis le 21 mai 2010 et jusqu’au 17 mai 2013. Mandat ayant expiré au cours des cinq dernières années Pendant la durée de son mandat, M. Clément a été responsable Méthodes Exploitation Raffinage à la Direction Exploitation Raffinage / Méthodes Exploitation. M. Clément a été membre élu titulaire du Conseil de surveillance des FCPE TOTAL ACTIONS EUROPÉENNES, TOTAL DIVERSIFIÉ À DOMINANTE ACTIONS, TOTAL ÉPARGNE SOLIDAIRE depuis 2010, et membre élu titulaire – Administrateur de TOTAL S.A.* représentant les salariés – Membre élu titulaire du Conseil de surveillance du FCPE TOTAL – Président du Conseil de surveillance du FCPE TOTAL ACTIONS 1.1.3. Récapitulatif des évolutions de la composition du Conseil d’administration Évolution de la composition du Conseil d’administration intervenue en 2013 Lors de l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013, les mandats d’administrateurs de MM. Desmarest, Brock et Lamarche ont été renouvelés pour une durée de trois années expirant à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires appelée à statuer en 2016 sur les comptes de l’exercice 2015. M. Keller a été nommé administrateur représentant les salariés actionnaires également pour une durée de trois années, en remplacement de M. Clément dont le mandat arrivait à échéance. générale des actionnaires. Parmi les membres du Conseil, douze sont indépendants ce qui représente 85% (1) des administrateurs (se reporter au point 1.8. ci-après). Le Conseil d’administration comprend donc un nombre de membres indépendants supérieur aux recommandations du code AFEP-MEDEF auquel la Société adhère, selon lesquelles dans les sociétés au capital dispersé et dépourvues d’actionnaires de contrôle, la moitié au moins des membres du Conseil doit être indépendante. Au 11 février 2014, 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 Les profils, compétences et expertises des administrateurs sont détaillés dans les biographies présentées aux points 1.1.1. à 1.1.2. (1) Compte non tenu de l’administrateur représentant les salariés actionnaires, conformément aux recommandations du Code AFEP-MEDEF. * 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 Participation au sein des Comités du Conseil (a) Président du Comité de gouvernance et d’éthique Membre du Comité de gouvernance et d’éthique Membre du Comité gouvernance et d’éthique Membre du Comité de gouvernance et d’éthique Membre du Comité de gouvernance et d’éthique (a) Pour une information plus détaillée sur la composition des Comités du Conseil d’administration, se reporter au point 1.5. ci-après. Politique de diversité menée au sein du Conseil d’administration Le Conseil d’administration attache une importance particulière à sa composition et à celle de ses Comités. Il s’appuie notamment sur les travaux du Comité de gouvernance et d’éthique qui examine annuellement et propose, aussi souvent que les circonstances l’exigent, les évolutions souhaitables de la composition du Conseil d’administration et des Comités en fonction de la stratégie du Groupe. Les travaux du Comité de gouvernance et d’éthique s’inscrivent dans le cadre d’une procédure formalisée en vue notamment d’assurer la complémentarité des compétences des administrateurs et la diversité de leurs profils, de maintenir un taux d’indépendance global du Conseil pertinent au regard de la structure de gouvernance de la Société et de la structure de son actionnariat, de rechercher une représentation équilibrée des hommes et des femmes au Conseil, ainsi que de promouvoir une représentation adaptée d’administrateurs de diverses nationalités. Dans le cadre d’une démarche initiée depuis plusieurs années, la composition du Conseil d’administration s’est sensiblement modifiée depuis 2010 pour atteindre une représentation mieux équilibrée des femmes et des hommes et une ouverture sur des Au 11 février 2014, le Conseil d’administration compte quatre administrateurs de nationalité étrangère (27% des administrateurs) et cinq femmes (un tiers des administrateurs, soit une proportion de femmes supérieure aux recommandations du Code AFEP-MEDEF). Selon les recommandations du Code AFEP-MEDEF en matière d’équilibre dans la représentation entre les hommes et les femmes au sein des conseils, introduites en avril 2010, la proportion de femmes au sein des conseils devait être d’au moins 20% de femmes dans un délai de trois ans à compter de l’Assemblée générale de 2010 et devrait être d’au moins 40% dans un délai de six ans à compter de cette même Assemblée générale. 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 ; cette loi prévoit que le seuil de 20% devra être atteint à l’issue de l’Assemblée générale de l’année 2014 et que le seuil de 40% devra être atteint à l’issue de l’Assemblée générale de l’année 2017. Le Conseil d’administration continuera ses réflexions sur la diversification de sa composition pour les années à venir avec pour objectif d’atteindre une représentation des femmes au sein du Conseil d’administration supérieure au seuil de 40% prévu par la loi comme par le Code AFEP-MEDEF et de maintenir une représentation internationale. Renouvellements de mandats proposés à l’Assemblée générale 2014 Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 11 février 2014, a décidé de proposer à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014 le renouvellement des mandats d’administrateurs de Mesdames Barbizet, Coisne-Roquette, Kux et de M. Desmarais, jr pour une durée de trois années qui expirera à l’issue de l’Assemblée générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice 2016. Si les résolutions proposées venaient à être approuvées, le Conseil d’administration comporterait quatorze membres à l’issue de l’Assemblée générale du 16 mai 2014 (contre quinze précédemment), M. Mandil n’ayant pas sollicité le renouvellement de son mandat 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 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, à la date du 11 février 2014, de quatre membres. 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 Le Code AFEP-MEDEF est disponible sur le site du MEDEF Le Code AFEP-MEDEF a été révisé en juin 2013 pour introduire de nouvelles évolutions concernant notamment une procédure de consultation des actionnaires appelés à donner un avis sur la rémunération individuelle des dirigeants mandataires sociaux (say on pay) ainsi que la mise en place d’un Haut Comité de Le tableau ci-après présente les recommandations du Code AFEP-MEDEF qui ne sont pas suivies par la Société ainsi que les raisons de ce choix, conformément à l’article L. 225-37 du Code de commerce. Explications – Pratique suivie par TOTAL Critères à examiner afin de qualifier un administrateur d’indépendant : – Ne pas être administrateur de la Société depuis plus de douze ans. Le Conseil a écarté, dans l’appréciation de l’indépendance de quatre administrateurs, le critère d’une durée maximum d’exercice de douze ans. Le Conseil a considéré que ce critère n’était pas pertinent compte tenu, d’une part, des spécificités du secteur pétrolier et gazier fondé sur des cycles d’investissement de long terme et, d’autre part, de l’objectivité dont ces quatre administrateurs ont fait preuve lors des travaux du Conseil. Il a par ailleurs considéré que l’expérience acquise au sein du Conseil par ces quatre administrateurs renforçait leur liberté de parole et leur indépendance de jugement et constituait un atout pour le Groupe. Le Conseil a en outre relevé que le critère lié à la durée d’exercice des mandats n’était pas un des critères d’indépendance fixés par les exigences du New York Stock Exchange (NYSE). Se reporter Bien que le règlement intérieur du Conseil d’administration ne prévoie pas expressément la tenue d’une réunion par an des administrateurs non exécutifs hors la présence des administrateurs exécutifs ou internes, la pratique suivie par le Conseil d’administration constitue un mécanisme d’effet équivalent à la En effet, chaque année, le Conseil d’administration, lors de sa réunion tenue en février, procède à l’évaluation des performances du Président-directeur général et le cas échéant mène ses réflexions sur l’avenir du management. Lors de l’examen de ces points particuliers, le Président-directeur général, ainsi que les membres présents du Comité exécutif non mandataires sociaux, quittent la réunion du Conseil. Le Président d’Honneur assure alors la présidence du Conseil sur ces points. – Il est recommandé que les administrateurs non exécutifs se réunissent périodiquement hors la présence des administrateurs exécutifs ou internes. Le règlement intérieur du Conseil d’administration devrait prévoir une réunion par an de cette nature, au cours de laquelle serait réalisée l’évaluation des performances du président, du directeur général, du ou des directeurs généraux délégués et qui serait l’occasion périodique de réfléchir à l’avenir du Explications – Pratique suivie par TOTAL – Il convient de conditionner, suivant des modalités fixées par le Conseil et rendues publiques à leur attribution, les actions de performance attribuées aux dirigeants mandataires sociaux à l’achat d’une quantité définie d’actions lors de la disponibilité Rapport du Président du Conseil d’administration Compte tenu des obligations de conservation imposées par le Conseil d’administration de la Société aux dirigeants mandataires sociaux, aux termes desquelles ces derniers doivent conserver l’équivalent de deux années de part fixe de leur rémunération en actions de la Société, et compte tenu du nombre d’actions TOTAL et de parts du FCPE Total Actionnariat France (exclusivement investi en actions TOTAL) effectivement détenues par le Président-directeur général (1), le Conseil d’administration, sur proposition du Comité des rémunérations, a estimé qu’il n’était pas nécessaire de conditionner, lors de l’attribution, les actions de performance attribuées au Président-directeur général à l’achat d’une quantité d’actions lors de la disponibilité des actions de performance attribuées ; les obligations de conservation imposées au Président- directeur général constituant un mécanisme d’effet équivalent à la recommandation du Code AFEP-MEDEF. – Les retraites supplémentaires à prestations définies sont soumises à la condition que le bénéficiaire soit mandataire social ou salarié de l’entreprise lorsqu’il fait valoir ses droits à la retraite en application Il est apparu justifié de ne pas faire perdre aux bénéficiaires concernés le bénéfice des engagements de retraite pris par la Société à leur égard, dans les cas particuliers d’invalidité ou de départ d’un bénéficiaire de plus de 55 ans à l’initiative du Groupe. 1.4. Règlement intérieur du Conseil d’administration Lors de sa séance du 13 février 2007, le Conseil d’administration a adopté son règlement intérieur dont les dispositions reprennent, en s’y substituant, celles de la charte des administrateurs qui existait 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, dans sa dernière version du 30 octobre 2012. Ce règlement intérieur est également disponible sur le site Internet Le Conseil d’administration de TOTAL S.A. (2), a arrêté le présent règlement intérieur. 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 – il désigne les dirigeants sociaux (3) 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 ; – 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 ; du plan d’attribution d’actions de performance du 14 septembre 2011, ainsi que 65 242 parts du FCPE Total Actionnariat France. (2) 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 ». (3) 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 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 \- 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 en matière 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 d’un ou plusieurs marchés réglementés. 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 entraîne 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 de ses 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. 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. Rapport du Président du Conseil d’administration 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. TRANSACTIONS SUR LES 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 de la Société fixé par les statuts. D’une manière générale, l’administrateur est tenu d’agir avec la plus grande prudence et vigilance lors de toute transaction personnelle portant sur les instruments financiers de la Société, de ses filiales ou participations cotées ou émettant des instruments financiers cotés. Pour ce faire l’administrateur 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 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\. L’administrateur s’abstient de réaliser directement ou indirectement (ou de recommander de réaliser) toute opération sur les instruments financiers (actions, ADR, ou tous autres instruments financiers liés à ces instruments financiers) de la Société, de ses filiales ou participations cotées ou des instruments financiers cotés, pour lesquels l’administrateur dispose d’une information privilégiée. Une information privilégiée est une information précise qui n’a pas encore été rendue publique, qui concerne, directement ou indirectement, un ou plusieurs émetteurs d’instruments financiers, ou un ou plusieurs instruments financiers et qui, si elle était rendue publique, serait susceptible d’avoir une influence sensible sur le cours des instruments financiers concernés, ou le cours d’instruments financiers qui leur sont liés. 3\. Toute transaction sur les instruments financiers de la Société (action, ADR, ou instruments financiers liés) est strictement interdite pendant les trente jours calendaires qui précèdent l’annonce des résultats périodiques (annuels, semestriels ou trimestriels) ainsi que le jour de l’annonce. 4\. En outre, le cas échéant, l’administrateur respecte les dispositions de l’article L. 225-197-1 du Code de commerce, aux termes duquel les actions attribuées gratuitement ne peuvent être cédées : – dans le délai de dix séances de bourse précédant et de trois séances de bourse suivant la date à laquelle les comptes consolidés, ou à défaut les comptes annuels, sont rendus publics ; – dans le délai compris entre la date à laquelle les organes sociaux de la Société ont connaissance d’une information qui, si elle était rendue publique, pourrait avoir une incidence significative sur le cours des titres de la Société, et la date postérieure de dix séances de bourse à celle où cette information est rendue publique. 5\. L’administrateur s’interdit d’effectuer toute opération sur les instruments financiers liés à l’action de la Société (MONEP, warrants, obligations échangeables,…), ainsi que toute opération à découvert ou en report sur ces instruments financiers. 6\. L’administrateur s’interdit également de recourir à tous produits de couverture sur les actions de la Société ainsi que sur tous les instruments financiers qui y sont liés, et en particulier sur : – toutes les actions de la Société qu’il détient, et le cas échéant sur : – les options d’achat ou de souscription d’actions de la Société ; – les droits sur les actions de la Société susceptibles d’être attribués gratuitement ; – les actions de la Société issues de levées d’options ou attribuées gratuitement. 7\. 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. Rapport du Président du Conseil d’administration 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 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 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 des 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. Rapport du Président du Conseil d’administration 1.5. Les Comités du Conseil d’administration Le texte intégral des règlements intérieurs respectifs des différents comités du Conseil d’administration est repris ci-après, suivi de l’indication de la composition de chaque Comité. Le texte intégral du règlement intérieur du Comité d’audit tel qu’approuvé par le Conseil d’administration du 12 février 2013 figure ci-après. 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 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 – 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, apprécier la validité des méthodes choisies pour traiter les opérations significatives, 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 avec le – assurer le suivi du processus d’élaboration de l’information financière ; – s’assurer de la mise en place et du bon fonctionnement d’un comité de contrôle des informations à publier ; prendre connaissance de ses – examiner les programmes annuels de travaux des auditeurs externes et internes ; – être régulièrement informé des travaux d’audit, examiner le rapport annuel d’audit interne et les autres rapports (commissaires aux – examiner la pertinence du choix des principes et méthodes comptables adoptées pour l’établissement des comptes consolidés et sociaux de l’entreprise et s’assurer de la permanence des méthodes ; – examiner les conditions d’utilisation des produits dérivés ; – examiner, à la demande du Conseil d’administration, 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 ; – le cas échéant, examiner les opérations importantes du Groupe à l’occasion desquelles aurait pu se produire un conflit d’intérêts ; – 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 les 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. Rapport du Président du 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 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 sept fois par an : à chaque trimestre pour examiner les comptes sociaux de TOTAL S.A., les comptes consolidés annuels et trimestriels et au moins trois autres fois par an pour examiner les sujets ne se rapportant pas directement à l’examen Il peut également se réunir à la demande de son Président, de la moitié au moins de ses membres, du Président-directeur général, et en cas de dissociation des fonctions de Président du Conseil d’administration et de Directeur Général, du Président du Conseil d’administration ou Le calendrier de ses réunions est fixé par le Président du Comité. Lors de chaque comité examinant les comptes trimestriels, le Directeur Financier du Groupe présente les comptes consolidés et sociaux de TOTAL S.A. ainsi que la situation financière du Groupe et en particulier sa situation en termes de liquidité, de trésorerie et d’endettement. Une note décrivant l’exposition aux risques et les engagements hors-bilan significatifs de l’entreprise est communiquée au Comité d’Audit. Cet examen des comptes s’accompagne d’une présentation des commissaires aux comptes soulignant les points essentiels relevés lors Dans le cadre du suivi de l’efficacité des systèmes de contrôle interne et de gestion des risques, le Comité est informé du programme de travail de la Direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe et de son organisation sur lesquels il peut formuler tout avis. Le Comité est en outre destinataire d’une synthèse des rapports d’audit interne qui fait l’objet d’une présentation spécifique lors de chaque comité examinant les comptes trimestriels. Les dispositifs de gestion des risques déployés au sein du Groupe ainsi que leur mise à jour sont régulièrement Le Comité peut entendre le Président-directeur général, et en cas de dissociation des fonctions de Président du Conseil d’administration et de Directeur Général, 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-directeur général, et en cas de dissociation des fonctions de Président du Conseil d’administration et de Directeur Général, 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 Financier 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 et au moins une fois par an 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. Rapport du Président du Conseil d’administration Les membres du Comité d’audit en 2013 Le Comité est composé de Mme Barbizet, de Mme Coisne-Roquette et de M. Lamarche. Les membres du Comité sont tous administrateurs indépendants (se reporter au point 1.8. ci-après) et ont une compétence reconnue en matière financière et comptable, comme le confirme leur parcours professionnel (se reporter au point 1.1. ci-dessus). Le Comité est présidé par Mme Barbizet. Le Conseil d’administration du 28 juillet 2011 a décidé de désigner Mme Barbizet en tant qu’« expert financier » au sein du Comité d’audit sur Le compte-rendu des travaux du Comité pour 2013 figure au point 1.6.1. ci- après. Le texte intégral du règlement intérieur du Comité des rémunérations tel qu’approuvé par le Conseil d’administration du 9 février 2012 figure ci-après. 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 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 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. Rapport du Président du Conseil d’administration 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. 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 du Président 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. À 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 2013 Le Comité des rémunérations comporte cinq membres. Le Comité est composé de MM. Artus, Brock, Desmarest, Mandil et Pébereau. Le Comité est présidé par M. Pébereau. Le Comité comporte 80% d’administrateurs indépendants ; le Conseil d’administration ayant considéré MM. Artus, Brock, Mandil et Pébereau indépendants (se reporter au point 1.8. ci-après). Le compte-rendu des travaux du Comité pour 2013 figure au point 1.6.2. ci- après. 1.5.3. Le Comité de gouvernance et d’éthique Le texte intégral du règlement intérieur du Comité de gouvernance et d’éthique (anciennement Comité de nomination et de la gouvernance) tel qu’approuvé par le Conseil d’administration du 27 mars 2013 figure ci- après. 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 Gouvernance et d’Éthique 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 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 veiller au respect de l’éthique et débattre de toute question relative à l’éthique ou à d’éventuelles situations de conflits d’intérêts. 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 ; Rapport du Président du 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 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\. préparer toute recommandation qui lui serait demandée à tout moment par le Conseil d’administration ou la Direction générale de la 11\. examiner la conformité des pratiques de gouvernance de la Société aux recommandations du Code de Gouvernement d’Entreprise Société en matière de nomination ou de gouvernance ; 12\. superviser et contrôler la mise en œuvre de la démarche de la Société en matière d’éthique et de conformité, et à ce titre s’assurer de la mise en place des procédures nécessaires pour actualiser le Code de conduite du Groupe ainsi que s’assurer de sa diffusion et de son application ; 13\. débattre de toute question relative à l’éthique ou à d’éventuelles situations de conflits d’intérêt ; 14\. 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 : 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. 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. Le Président du Comité d’Éthique Groupe rattaché au Directeur Général peut être entendu à tout moment par le Comité de Gouvernance et d’Éthique. Il rend compte chaque année à ce Comité de son action et des résultats de la démarche éthique mise en œuvre par la Société. 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 faire 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. Rapport du Président du Conseil d’administration Les membres du Comité de gouvernance et d’éthique en 2013 Le Comité de gouvernance et d’éthique comporte cinq membres. Le Comité est composé de MM. Artus, Brock, Collomb, Desmarest et Mandil. Le Comité est présidé par M. Desmarest. Le Comité comporte 80% d’administrateurs indépendants ; le Conseil d’administration ayant considéré MM. Artus, Brock, Collomb et Mandil indépendants (se reporter au point 1.8. ci-après). Le compte-rendu des travaux du Comité pour 2013 figure au point 1.6.3. ci- après. Le texte intégral du règlement intérieur du Comité stratégique tel qu’approuvé par le Conseil d’administration du 25 avril 2013 figure ci-après. 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 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 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 est présidé par le Président du Conseil d’administration de la Société. Celui-ci désigne le Secrétaire du Comité qui peut être le 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. Le Président du Comité peut inviter, en fonction de l’ordre du jour des réunions, d’autres administrateurs à participer aux réunions du Comité. 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 en informe préalablement le Directeur Général, si celui-ci n’assume pas la direction générale de la Société. 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 de la Société. 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. Rapport du Président du Conseil d’administration Les membres du Comité stratégique en 2013 Le Comité stratégique comporte huit membres. Le Comité est composé de Mmes Barbizet, Kux, Lauvergeon, et de MM. de Margerie, Brock, Desmarest, Lamarche et Mandil. Le Comité est présidé par M. de Margerie. Le Comité comporte trois-quarts d’administrateurs indépendants ; le Conseil d’administration ayant considéré Mmes Barbizet, Kux et Lauvergeon ainsi que MM. Brock, Lamarche et Mandil indépendants (se reporter au point 1.8. ci-après). Le compte-rendu des travaux du Comité pour 2013 figure au point 1.6.4. ci- après. 1.6. Les travaux du Conseil d’administration et de ses Comités en 2013 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 neuf reprises en 2013. Le taux de présence pour l’ensemble des administrateurs a été de 88,4%. Le Comité d’audit s’est réuni à sept reprises. Le taux de présence de ses membres a été de 95,3%. Le Comité des rémunérations s’est réuni deux fois, avec un taux de Le Comité de gouvernance et d’éthique s’est réuni trois fois, avec un taux de présence de 93,3%. Le Comité stratégique s’est réuni trois fois, avec un taux de présence de ses membres de 91,6%. Le tableau des participations individuelles aux réunions du Conseil d’administration et des comités figure ci-dessous. Participation des administrateurs aux réunions du Conseil d’administration et des Comités en 2013 Administrateurs Conseil Comité Comité des Comité de Comité Taux Nombre Taux Nombre Taux Nombre Taux Nombre Taux Nombre de de de de de de de de de de présence séances présence séances présence séances présence séances présence séances Paul Desmarais, jr 55,5% 5 / 9 - - - - - - - - Taux de présence 88,4% 95,3% 100% 93,3% 91,6% (a) Administrateur jusqu’au 17 mai 2013. (b) Administrateur à compter du 17 mai 2013. (c) Participation libre (administrateur non membre du Comité stratégique). Rapport du Président du Conseil d’administration Les réunions du Conseil d’administration en 2013 Les réunions ont comporté en particulier l’examen des points suivants : – présentation, par le Directeur de la Recherche scientifique, des activités de la Recherche et Développement du Groupe (dépenses engagées, effectifs, organisation, enjeux et principales orientations selon les secteurs, enjeux environnementaux) ; – compte rendu de la réunion du Comité stratégique du 16 janvier ; – approbation du projet d’investissements dans le projet Moho Nord, champ situé dans l’offshore de la République du Congo, afin de poursuivre le développement des ressources découvertes, la présentation comprenant des informations d’ordre environnemental (absence de brûlage de gaz en conditions normales, et réinjection des eaux de production – information sur d’autres projets en cours : plan de développement du champ de pétrole et de gaz offshore de Dagny, en mer du Nord norvégienne ; et réservation de capacité de transport d’hydrocarbures dans le pipeline Transmountain au Canada dans le cadre d’une expansion du pipeline existant entre Edmonton (Alberta) et Vancouver (Côte ouest du Canada) ; – comptes de l’exercice 2012 (comptes consolidés, comptes société mère) après rapport du Comité d’audit et intervention – principaux messages de communication financière, y compris et de la gouvernance qui devient le Comité de gouvernance – préparation de l’Assemblée générale annuelle : examen de différents chapitres du Document de référence constituant le Rapport de gestion au sens du Code de commerce (notamment facteurs de risques, rémunérations, procédures judicaires et sociétales) ; examen des demandes d’inscription de projet de résolutions à l’ordre du jour de l’Assemblée, à l’initiative du – information sur le projet de cession de la participation de TOTAL dans le projet Voyageur (upgrader dans la région de Fort Mc – politique financière du Groupe (ratio d’endettement, notation de la dette long terme, liquidités, politique d’endettement, besoins – fixation du calendrier relatif au paiement des acomptes et du solde du dividende relatifs à l’exercice 2014 ; – information sur le lancement de l’opération d’augmentation de capital réservée aux salariés décidée par le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 avec délégation au Président-directeur général pour fixer la date d’ouverture, la période de souscription et le prix de souscription des actions à émettre. – compte rendu de la réunion du Comité stratégique du 25 avril et proposition de modification du règlement intérieur du comité dans ses aspects sécurité industrielle et sociétal ; – résultats du premier trimestre 2013 après rapport du Comité – débat sur le fonctionnement du Conseil d’administration suite à d’audit et intervention des Commissaires aux comptes ; l’évaluation formalisée effectuée avec l’assistance d’un consultant externe ayant réalisé des entretiens individuels avec chaque administrateur s’appuyant sur un questionnaire détaillé ; – modification du règlement intérieur du Comité d’audit pour formaliser plus précisément les missions et pratiques suivies au – distribution d’un acompte sur dividende ; – information sur l’augmentation de capital réservée aux salariés réalisée du 15 au 21 mars 2013. – examen des projets de réponses aux questions écrites déposées – appréciation de l’indépendance des administrateurs et constat de l’absence de conflits d’intérêts ; – proposition de renouvellement de mandats d’administrateurs ; – avis sur les candidats au poste d’administrateur représentant les salariés actionnaires dont l’élection sera proposée à l’assemblée – examen du montant des jetons de présence attribués aux administrateurs et aux membres des comités et proposition d’augmentation de l’enveloppe maximale annuelle (décision à soumettre à l’Assemblée générale ordinaire) ; – rémunération du Président-directeur général (hors présence du – examen des possibilités d’attribution d’actions de performance et d’options sur actions de la Société et modification de la politique d’attribution des options sur actions et des attributions – convocation de l’Assemblée générale annuelle et approbation des documents relatifs à cette Assemblée ; – information sur les modalités de la cession de la société Transport et Infrastructures Gaz France (TIGF), filiale de transport et de stockage de gaz dans le Sud-Ouest de la France. – présentation au Conseil des travaux du Comité d’audit réuni le – modification du règlement intérieur du Comité de nomination – information relative à des procédures et litiges en cours et concernant d’une part les accords signés avec les autorités américaines (DoJ et SEC) à la suite de l’enquête menée par ces autorités en relation avec la recherche d’affaires en Iran et d’autre part le jugement du tribunal correctionnel de Paris du 8 juillet 2013 dans l’affaire « pétrole contre nourriture » en Irak. – perspectives stratégiques du secteur Raffinage-Chimie comprenant les aspects sécurité et prévention des risques – résultats du deuxième trimestre 2013 et du premier semestre 2013 après rapport du Comité d’audit et intervention des – distribution d’un acompte sur dividende ; – présentation de la politique de la Société en matière d’égalité professionnelle et salariale et de la situation comparée des conditions générales d’emploi et de formation des femmes et – attribution gratuite d’actions de performance (hors présence du Président-directeur général pour la discussion le concernant) ; – information sur des projets d’investissements en cours : révision du plan de développement de Surmont 2 (Alberta – Canada) ; Rapport du Président du Conseil d’administration réservation de capacité dans le projet de pipeline Energy East au Canada afin de disposer de capacités supplémentaires d’évacuation des productions futures de bitumes canadiens et d’exportation vers le Golfe du Mexique ; projet d’investissement sur la plateforme d’Anvers (Belgique) pour adapter l’outil de production aux marchés et pour améliorer ses performances environnementales. 19 septembre – réunion tenue à Pau perspectives stratégiques des Énergies Nouvelles, dont notamment le solaire et la filière biotechnologie ; – plan à cinq ans du Groupe : perspectives du Groupe et des secteurs d’activités et synthèse financière du plan à long terme ; – résultats du 3e trimestre 2013 après rapport du Comité d’audit et intervention des Commissaires aux comptes ; – distribution d’un acompte sur dividende ; – compte-rendu de la réunion du Comité de gouvernance et – gouvernance : rappel des règles de confidentialité applicables aux travaux du Conseil d’administration ; – communication financière à mi-2013 : présentation des perspectives et des objectifs pour les années à venir ainsi que de la stratégie sociétale et environnementale du Groupe ; – perspectives stratégiques du secteur Amont (Exploration-Production) avec une présentation des indicateurs relatifs à la sécurité et des – information sur une prise de participation minoritaire de QPI (Qatari) dans le capital de Total E&P Congo, sous forme de souscription à une augmentation de capital de cette filiale. – compte-rendu de la réunion du Comité stratégique du – perspectives stratégiques du Marketing & Services comprenant les aspects sécurité opérationnelle et risque technologique et – accord de principe sur le changement de la devise de présentation des comptes consolidés du Groupe pour passer de l’euro au dollar ; – approbation en vue de la décision finale d’investissement du projet Yamal LNG (Sibérie orientale au nord de l’arc polaire) et approbation du développement du projet Fort Hills (production de sables bitumineux situé dans la région de l’Athabasca en Alberta – Canada) et de la logistique d’évacuation associée (pipeline dédié). Examen de l’impact environnemental de ces projets ; – Information sur l’obtention du permis Libra au Brésil, suite à un appel d’offres des autorités brésiliennes, description des programmes de travaux, des règles de gouvernance à prévoir, du cadre contractuel et fiscal ainsi que des risques associés ; – Information sur l’appel d’offres lancé par la compagnie nationale d’Abou Dabi pour le renouvellement d’une concession ADCO accordée en 1939 à un consortium comprenant TOTAL, précisions sur la fiscalité prévue et sur l’intérêt du Groupe à se 1.6.1. Les travaux du Comité d’audit Lors des réunions tenues en 2013, les membres du Comité d’audit ont procédé à l’examen des sujets suivants : – examen des comptes du quatrième trimestre 2012, des résultats consolidés du Groupe et des comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère, pour l’ensemble de l’exercice 2012. Présentation par les commissaires aux comptes de la synthèse de leurs travaux effectués en application des normes professionnelles d’audit françaises et américaines, notamment sur les positions retenues par le Groupe en matière de valorisation des actifs et de risques pays et de traitement des risques et litiges dans les comptes et annexes ; – présentation de certaines parties du Document de référence : facteurs de risques et litiges ; – examen du processus d’évaluation des réserves – présentation de la politique assurances du Groupe : couvertures mises en place pour 2013 en matière de dommages matériels, pertes d’exploitation, responsabilité civile. Point sur les principaux – examen de la situation financière du Groupe ; – examen des comptes consolidés et les comptes sociaux – présentation du processus d’élaboration et des étapes importantes de validation du Rapport de gestion constituant le chapitre 3 du Document de référence ; – exposé des faits marquants intervenus en 2012, des conclusions des audits menés en 2012 et des enjeux des missions du plan d’audit prévu pour 2013. Commentaire des résultats de l’évaluation du contrôle interne sur l’information financière réalisée sur l’exercice 2012 dans le cadre de l’application de la loi Sarbanes-Oxley, accompagné de la synthèse des travaux des commissaires aux comptes sur l’évaluation du contrôle interne relatif à l’établissement de l’information financière dans le cadre du processus SOX 404 ; – examen du projet de Rapport du Président sur le contrôle interne et la gestion des risques ; – adoption des propositions de modifications à apporter au Règlement intérieur du Comité d’audit, suite aux demandes de l’AMF ; – examen de la demande spécifique d’un administrateur souhaitant utiliser à titre personnel les services d’un Cabinet d’audit, autre que les Commissaires aux comptes. de TOTAL S.A. du premier trimestre 2013, avec présentation par les commissaires aux comptes de la synthèse de leurs travaux – présentation de la situation financière du Groupe à la fin du – point sur les missions de l’audit interne réalisées au premier – présentation des thèmes traités par le Comité risques Groupe en 2012 : risques liés à la gestion de l’information ; risques associés aux partenaires dits « émergents » ; risques d’accidents industriels et de pollution ; cartographie des risques juridiques. Au début 2013, les thèmes abordés ont concerné les risques de non-acceptabilité et les risques liés aux réorganisations de sites industriels en Europe ; – présentation du risque de non acceptabilité des activités du Groupe de la part des parties prenantes et des plans d’actions déployés au sein du Groupe ; Rapport du Président du Conseil d’administration – bilan de la démarche de cartographie des risques reprise – exposé de l’actualisation de la cartographie des risques de l’Exploration-Production : spectre des principaux risques et actions mises en œuvre pour une meilleure appréciation et une – rappel des missions du département consolidation en matière de normes comptables et de l’organisation de cette fonction au sein du Groupe ; présentation des évolutions récentes du référentiel IFRS et des principaux projets d’évolutions normatives en cours. – examen des comptes consolidés du deuxième trimestre et du premier semestre 2013 ainsi que des comptes sociaux de TOTAL S.A. Présentation, par les commissaires aux comptes, de la synthèse de leurs travaux d’examen limité ; – présentation de la situation financière du Groupe à la fin du – point sur les missions de l’audit interne réalisées au deuxième et consolidée à l’occasion de la création du secteur – revue des grands contentieux et point sur l’état des principales procédures en cours concernant le Groupe ; – analyse des commissaires aux comptes sur les enjeux du Groupe propres au contexte économique de 2013, et points d’attention spécifiques retenus dans le cadre de leur plan d’audit 2013 ; – examen des règles de pré-approbation des services audit et non audit, et approbation, sans modification de la politique suivie ; – point sur les honoraires des commissaires aux comptes ; – Les membres du Comité se sont ensuite entretenus avec les commissaires aux comptes, en dehors de la présence des – examen des comptes consolidés ainsi que des comptes sociaux de TOTAL S.A. du troisième trimestre 2013 et des neuf premiers mois de l’année 2013. Présentation par les commissaires aux comptes de la synthèse de leurs travaux d’examen limité ; – présentation de la situation financière du Groupe à la fin du – point sur les missions de l’audit interne réalisées au troisième – information du Comité sur le respect des dispositions du Code d’éthique financière par les personnes concernées ; – point sur l’évolution du référentiel de contrôle interne retenu par le Groupe (COSO) avec la publication d’un nouveau référentiel (COSO 2013) pleinement applicable fin 2014. Présentation de la feuille de route pour adapter le dispositif du Groupe en conséquence ; – présentation du fonctionnement du comité d’audit de SunPower, conforme aux règles du Nasdaq et de Sarbanes-Oxley ; – point sur la conformité : organisation et niveau d’avancement de la mise en œuvre du programme. Présentation des points – présentation du projet de publication des comptes consolidés en USD à compter du 1er janvier 2014 ; – examen du plafond des prestations non audit des commissaires Le Comité a examiné, lors de chaque réunion portant sur les comptes trimestriels, la situation financière du Groupe notamment en termes de liquidité, trésorerie, et endettement, ainsi que les risques et engagements hors bilan significatifs du Groupe. Le Comité d’audit a été régulièrement informé des dispositifs de gestion de risques déployés au sein du Groupe, ainsi que des travaux menés par l’audit interne qui ont fait l’objet d’une présentation spécifique lors de chaque comité examinant les Le Comité d’audit a procédé à l’examen des comptes dans les délais requis par le Code AFEP-MEDEF, soit deux jours avant leur Les commissaires aux comptes ont assisté à l’ensemble des réunions du Comité d’audit tenues en 2013. 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 1.6.2. Les travaux du Comité des rémunérations – informations concernant la politique de rémunération des membres – examen des propositions de modification de la politique d’attribution d’actions gratuites et d’options sur actions et arrêté de la proposition de texte à faire figurer dans le Document de – pour les parties relevant de sa compétence, communication des informations et rapports devant être transmis aux actionnaires par le Conseil d’administration ou son Président. – propositions de rémunération pour le Président-directeur général (part variable au titre de ses fonctions en 2012), et propositions sur les évolutions des critères pris en compte dans la détermination de la contribution personnelle de la part variable au titre de 2013. Examen de la recommandation n° 2012-02 de l’AMF ; – examen du respect des modalités de conservation des actions détenues par le Président-directeur général ; – propositions concernant le plan d’attribution d’actions de performance 2013 : nombre des bénéficiaires, durée de la période d’acquisition (portée de 2 à 3 ans) et de conservation, conditions de performance pour attribution définitive. Propositions concernant l’attribution d’actions de performance Rapport du Président du Conseil d’administration 1.6.3. Les travaux du Comité de gouvernance et d’éthique – résultats de l’auto-évaluation formalisée des travaux du Conseil – présentation, par le Président du Comité d’éthique du bilan conduite par un cabinet extérieur et réalisée sous forme d’entretiens avec chaque administrateur à partir d’un questionnaire présenté préalablement au Conseil. Le Comité s’est déclaré favorable aux suggestions d’amélioration proposées qui portent en particulier sur l’augmentation du nombre de séances du Comité stratégique et la tenue d’une réunion du Conseil sur un site industriel ; – proposition de modification du règlement intérieur du Comité d’audit afin de mieux formaliser les pratiques suivies au sein de ce Comité ainsi que ses missions ; – propositions à présenter au Conseil d’administration concernant l’appréciation de l’indépendance des administrateurs poursuivie en s’appuyant sur les critères d’indépendance mentionnés dans le Code AFEP-MEDEF et après examen du niveau des relations d’affaires entretenues par certains administrateurs avec des de la démarche éthique pour 2012 (actions de communication, évolution des questions et des dossiers examinés, évaluations éthiques menées dans les entités du Groupe, actions liées aux droits de l’homme) et exposé des priorités 2013 ; – information sur les accords signés avec les autorités des États-Unis (Department of Justice ; Securities and Exchange Commission) dans le cadre d’une enquête en relation avec la – débat sur l’évolution de la composition du Conseil à prévoir pour 2014 à la suite de la promulgation de la loi n° 2013-504 du 14 juin 2013 sur la sécurisation de l’emploi qui institue la présence d’administrateurs salariés au sein des Conseils d’administration, étude d’un schéma de resserrement du nombre global d’administrateurs suggéré lors de la dernière évaluation du – information sur l’absence de conflits d’intérêts potentiels entre – information sur les évolutions possibles de la composition du la Société et les intérêts privés de ses administrateurs ; – propositions à présenter au Conseil d’administration concernant la liste des administrateurs à présenter au vote de l’Assemblée générale des actionnaires de 2013 ; – en application des dispositions statutaires, examen des candidatures de salariés qui seront proposés à l’Assemblée générale des actionnaires au titre de la représentation des salariés actionnaires et expression d’un avis sur ces candidatures ; – point sur les modalités de répartition des jetons de présence alloués aux administrateurs et aux membres des comités. Le Comité a décidé de proposer de modifier le montant du plafond alloué par l’Assemblée générale de 2007 afin qu’il soit porté de 1,1 million d’euros à 1,4 million d’euros en raison de l’augmentation du nombre de séances du Conseil et – examen, pour les parties relevant de sa compétence, des rapports devant être transmis aux actionnaires par le Conseil – point sur le positionnement de la Société par rapport aux – poursuite de l’étude sur la taille du Conseil d’administration et proposition de s’orienter vers un Conseil réduit qui pourrait être constitué de douze administrateurs (hors administrateur représentant les salariés actionnaires et administrateur salarié) ; – proposition de modification des statuts de la Société à soumettre au Conseil d’administration et portant sur l’introduction des dispositions relatives à la désignation des administrateurs salariés ainsi que sur l’adaptation des dispositions relatives aux limites d’âge du Président du Conseil d’administration et du Directeur Général ; – information sur la nomination d’un nouveau Directeur Général Exploration-Production à compter du 1er janvier 2014. 1.6.4. Les travaux du Comité stratégique – présentation, par le directeur Stratégie et Intelligence économique, des stratégies des principales sociétés pétrolières nationales et internationales dans les domaines de l’exploration-production, – poursuite du débat sur la transition énergétique, avec des présentations faites par le directeur Développement durable et Environnement et par le directeur Scientifique, portant notamment sur les contraintes liées aux émissions de CO2. – présentation, par le directeur Stratégie et Intelligence économique, de la vision du Groupe relative au bouquet énergétique en 2035 et examen des scénarios concernant la place du charbon, du pétrole, du gaz ainsi que des énergies renouvelables (éolien, Rapport du Président du Conseil d’administration Le 21 mai 2010, le Conseil d’administration a décidé de procéder à la réunification des fonctions de Président et de Directeur Général et de nommer le Directeur Général en qualité de Président. Cette décision a été prise suite aux réflexions menées avec le Comité de gouvernance et d’éthique (alors 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 une proportion importante d’administrateurs indépendants, assurant ainsi un équilibre 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 Il a été confirmé lors de la réunion du Conseil d’administration du 11 mai 2012 qui a renouvelé M. Christophe de Margerie dans ses 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. En outre, la composition actuelle du Conseil d’administration et de ses Comités, permet d’assurer un équilibre des pouvoirs au sein des organes de la Société compte tenu de la proportion élevée d’administrateurs indépendants au sein du Conseil et des Comités (se reporter au point 1.8. ci-après), de la pleine implication des administrateurs dans les travaux du Conseil et des Comités (se reporter au point 1.6 ci-dessus), de la diversité de leurs profils, compétences et expertises (se reporter au point 1.1. ci-dessus). Lors de sa réunion du 12 février 2013, le Conseil d’administration a débattu de ses conditions de fonctionnement sur la base d’une évaluation formalisée qui a été confiée à un consultant externe. Cette évaluation a été réalisée sous la forme d’entretiens conduits par le consultant externe avec chaque administrateur s’appuyant Il est ressorti de cette évaluation que les administrateurs se sont déclarés satisfaits du fonctionnement du Conseil et des Comités et qu’ils ont constaté une amélioration de leurs fonctionnements. Des suggestions de progrès ont été proposées dans les conclusions du rapport. Sur proposition du Comité de gouvernance et d’éthique (alors Comité de nomination et de la gouvernance), le Conseil d’administration a approuvé les orientations proposées qui portent en particulier sur l’augmentation du nombre de séances du Comité stratégique et la tenue d’une réunion du Conseil sur un site industriel. Lors de sa réunion du 11 février 2014, 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 a répondu. Les réponses formulées par les administrateurs ont ensuite été présentées pour examen au Comité de gouvernance et d’éthique et synthétisées. Cette synthèse a été ensuite débattue en Conseil. Ces travaux ont notamment permis de confirmer la bonne contribution de chaque administrateur aux travaux du Conseil et des Comités. Il est ressorti de cette évaluation formalisée une appréciation positive du fonctionnement du Conseil d’administration et des Comités qui a souligné que les souhaits d’amélioration exprimés par les administrateurs en 2013 avaient été globalement pris en compte. Pour poursuivre l’amélioration de son fonctionnement, le Conseil a retenu les principales suggestions faites par les administrateurs dans l’auto-évaluation 2014 qui concernent principalement un examen en début de réunion des points majeurs (comptes, projets de grands investissements et désinvestissements…) et une présentation de nouveaux sujets lors des réunions du Comité stratégique (suivi des grands projets de développement, analyse des risques majeurs susceptibles d’influer sur la stratégie du Groupe…). Dans sa séance du 11 février 2014, le Conseil d’administration, sur proposition du Comité de gouvernance et d’éthique, a examiné l’indépendance des administrateurs de la Société au 31 décembre 2013\. 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 révisé en juin 2013 et rappelés ci-après : – ne pas être salarié ou dirigeant mandataire social de la Société, ni salarié ou administrateur de sa société mère ou d’une société que celle-ci consolide et ne pas l’avoir été au cours des cinq – ne pas être dirigeant mandataire social d’une société dans laquelle la Société détient directement ou indirectement un mandat d’administrateur ou dans laquelle un salarié désigné en tant que tel ou un dirigeant mandataire de la Société (actuel ou l’ayant été depuis moins de cinq ans) détient un mandat Rapport du Président du Conseil d’administration – ne pas être client, fournisseur, banquier d’affaire, banquier de financement significatif de la Société ou du Groupe ou pour lequel la Société ou le Groupe représente une part significative de l’activité (l’appréciation du caractère significatif ou non de la relation entretenue devant être débattue par le Conseil et les critères ayant conduit à cette appréciation explicités dans le document de référence) ; – ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social ; – ne pas avoir été commissaire aux comptes de la Société au cours des cinq années précédentes ; – ne pas être administrateur de la Société depuis plus de douze ans (décomptés à l’expiration du mandat au cours duquel la durée des douze ans a été dépassée). 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 Le Conseil d’administration du 11 février 2014, sur rapport du Comité de gouvernance et d’éthique, a constaté que M. Desmarest, Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010, avait été dirigeant mandataire social au sens du Code au cours des cinq En ce qui concerne le critère d’ancienneté de douze ans, le Conseil du 11 février 2014, sur rapport du Comité de gouvernance et d’éthique, a constaté que quatre administrateurs avaient, à la date du 31 décembre 2013, une ancienneté de plus de douze ans : Mme Lauvergeon et MM. Collomb, Desmarest et Pébereau. Il a également constaté que l’ancienneté du mandat d’administrateur de Monsieur Desmarais, jr. atteindra douze ans à une date antérieure à l’Assemblée Générale du 16 mai 2014. Dans l’appréciation de l’indépendance de ces administrateurs, le Conseil a écarté ce critère d’ancienneté de douze ans en considérant qu’il n’était pas pertinent compte tenu d’une part des spécificités du secteur pétrolier et gazier fondé sur des cycles d’investissement de long terme, et d’autre part de l’objectivité dont ces administrateurs ont fait preuve lors des travaux du Conseil. Il a par ailleurs considéré que l’expérience acquise au sein du Conseil par ces administrateurs renforçait leur liberté de parole et leur indépendance de jugement et constituait un atout pour le Groupe. Le Conseil a en outre relevé que le critère lié à la durée d’exercice des mandats n’était pas un des critères d’indépendance fixés par les exigences du New York Stock Exchange (NYSE). Le Conseil a, en conséquence, estimé que M. Collomb, M. Desmarais, jr., Mme Lauvergeon et M. Pébereau pouvaient être considérés comme En ce qui concerne le critère des relations « significatives » de client, fournisseur, banquier d’affaires ou banquier de financement entre l’administrateur et la Société, le Conseil a estimé que le niveau des relations d’affaires entretenues par les sociétés du Groupe avec un établissement bancaire dont M. Pébereau est un ancien dirigeant mandataire social, inférieur à 0,1% de son produit net bancaire (1) 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 De même, le Conseil a également estimé que le niveau des relations d’affaires entretenues par les sociétés du Groupe avec l’un de ses fournisseurs, la société Vallourec dont Mme Idrac est membre du Conseil de surveillance, inférieur à 3,3% du chiffre d’affaires (2) de cette société et à 0,5% des achats du Groupe en 2013 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 Mme Idrac pouvait être considérée comme En outre, le Conseil a constaté que le niveau des relations d’affaires entretenues par les sociétés du Groupe avec la société Stena AB, dont M. Brock est administrateur, était nul en 2013. Le Conseil a conclu que M. Brock pouvait être considéré comme administrateur Mmes Barbizet, Coisne-Roquette, Idrac, Kux et Lauvergeon, MM. Artus, Brock, Collomb, Desmarais, Lamarche, Mandil et Pébereau ont ainsi Le pourcentage d’administrateurs indépendants au sein du Conseil dans sa composition au 31 décembre 2013 atteint 85% (3). 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 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. (1) Produit net bancaire 2013 estimé sur la base des comptes de BNP Paribas au 30 septembre 2013. (2) Sur la base du chiffre d’affaires consolidés 2012 publié par Vallourec. (3) Compte non tenu de l’administrateur représentant les salariés actionnaires, conformément aux recommandations du Code AFEP-MEDEF. Rapport du Président du Conseil d’administration 1.10. Contrôle interne et gestion des risques 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, 1992). Dans ce référentiel, le contrôle interne est un processus destiné à fournir une assurance raisonnable pour l’atteinte 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 maîtrisé ou éliminé. Le COSO, dont l’application est liée à la conformité à la loi Sarbanes-Oxley (SOA 404), est considéré comme un référentiel équivalent au cadre de référence de l’Autorité des marchés financiers (AMF). Par ailleurs, le Groupe travaille sur les modalités d’adaptation de son dispositif de contrôle interne au référentiel COSO 2013 qui remplacera le COSO de 1992 à compter du 15 décembre 2014. En matière de gestion des risques, le Groupe s’inspire des principaux standards internationaux (COSO et ISO 31000 : 2009) et français (cadre de référence de l’Autorité des marchés financiers). Le système de contrôle interne et de gestion des risques 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 degré de centralisation 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. Le Groupe a déployé un référentiel documentaire partagé des documents clés du Groupe (REFLEX) qui regroupe les différents textes normatifs (chartes, politiques, directives, règles), ainsi qu’un ensemble de guides et manuels. Cet ensemble normatif est accompagné de principes de gouvernance décrivant notamment les modalités d’appropriation par les secteurs d’activité. Le Groupe est par ailleurs en cours de formalisation d’un manuel de contrôle interne présentant, pour chacun des grands processus transverses, une analyse de risques et une bibliothèque de contrôles types associés. Ce manuel aura pour vocation d’être transposé par les secteurs à leur périmètre propre dans le respect du principe de subsidiarité en vigueur dans le Groupe. Le Groupe est organisé autour de trois secteurs d’activité (Amont, Raffinage-Chimie, Marketing & Services) auxquels sont rattachées les entités opérationnelles du Groupe. Le management des secteurs est en charge, sur son périmètre de responsabilité, de la conduite des opérations dans le cadre des objectifs stratégiques fixés par le Conseil d’administration et la Direction générale. Les directions fonctionnelles de la Holding assistent la Direction générale dans la définition des normes et des standards, leur contrôle et le pilotage des activités. Elles apportent également leur Les directions fonctionnelles comprennent notamment la direction Financière (à laquelle sont rattachées la direction de l’Appréciation des risques et des assurances Groupe et la direction des Systèmes d’informations et des Télécommunications Groupe), la direction Juridique, le Secrétariat Général (auquel sont notamment rattachées la direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe et les directions du Développement durable et de l’Environnement, des Ressources humaines, de la Sûreté et de la Sécurité industrielle). Dans la continuité des actions menées préalablement en matière de contrôle interne et de gestion des risques, la Direction générale a formalisé, en 2012, une charte du Management des risques, du Contrôle interne et de l’Audit, qui constitue le socle commun sur lequel le Groupe s’appuie pour s’assurer de la maîtrise de ses activités. Le dispositif de contrôle interne du Groupe couvre les processus des entités consolidées globalement. Les réflexions pour la mise en place d’un dispositif de contrôle interne plus structuré sur le périmètre des sociétés mises en équivalence se sont poursuivies au cours de l’exercice 2013. Il est prévu que le déploiement d’un cadre de contrôle interne adapté aux entités mises en équivalence soit initié au cours de l’exercice 2014 sur les entités concernées les 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 la direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe 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 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 qui, se référant au Code de conduite du Groupe, en précise les obligations applicables aux dirigeants mandataires sociaux et aux responsables financiers et comptables des principales activités du Groupe. Ces valeurs et principes ont également été déclinés dans des codes, procédures et guides pratiques régissant les 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 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 du Groupe. C’est ainsi que fin 2009, le Comité exécutif a formellement Rapport du Président du Conseil d’administration approuvé une politique et un programme de conformité destinés À cette occasion, le Groupe a ainsi réaffirmé le principe de tolérance zéro en matière de corruption et a édicté un ensemble de normes internes publiées à partir de 2011. Ce référentiel spécifique, qui prend en compte les législations applicables en la matière, couvre les différents domaines susceptibles de présenter des risques particuliers d’exposition à la corruption (partenariats d’affaires, représentants, achats et ventes, donations… ) et s’appuie, pour les détecter et les traiter en amont, sur un processus de « due diligence ». Pour accompagner le lancement de ce programme : – un module d’apprentissage en ligne (e-learning), en douze langues, a été conçu. À fin décembre 2013, il a permis de sensibiliser plus de 45 000 collaborateurs ; – plus de 350 responsables Conformité ont été nommés et formés au niveau des secteurs, filiales et entités. Leur mission est notamment de s’assurer de la mise en œuvre du programme En outre, le Groupe a adopté des textes visant à renforcer ses politiques en matière de prévention et de traitement des fraudes de toutes natures. Ces textes complètent et précisent de manière transversale les règles de comportements éthiques exigés des À l’instar de l’organisation de la prévention de la corruption, un réseau de coordinateurs Risques de fraude a été mis en place pour Une politique de conformité Groupe au droit de la concurrence et de prévention des infractions en la matière a aussi été adoptée dans le prolongement des différentes démarches mises en œuvre en la matière préalablement par les secteurs. Son déploiement s’appuie notamment sur l’implication des hiérarchies et du personnel, sur des formations dont un module d’apprentissage en ligne et sur une organisation en charge du déploiement du programme. Concernant le risque d’opérations d’initiés lié à des transactions sur les marchés financiers, le Groupe applique une politique de prévention mise en œuvre par la direction de l’Éthique fondée en particulier sur des règles déontologiques internes au Groupe, régulièrement actualisées et largement diffusées notamment aux collaborateurs ayant une position d’initié permanent ou occasionnel au sein du Groupe. Ces règles déontologiques exigent en particulier des initiés permanents qu’ils s’abstiennent de réaliser toute transaction, y compris en couverture, sur les actions ou ADR TOTAL et sur les parts de FCPE principalement investis en actions TOTAL (ainsi que sur tous instruments dérivés liés à ces titres) durant les trente jours calendaires précédant l’annonce des résultats périodiques (annuels, semestriels ou trimestriels) et le jour L’encadrement supérieur du Groupe est régulièrement sensibilisé au contenu et à l’importance des règles de comportement formalisées dans le Code de conduite. À cet égard, en matière de prévention des conflits d’intérêts, sous l’impulsion de la direction de l’Éthique, chacun des cadres dirigeants du Groupe complète annuellement une déclaration relative aux conflits d’intérêts auxquels il pourrait être confronté. En complétant cette déclaration, chaque cadre dirigeant s’engage également à déclarer au Comité d’Éthique ou à sa hiérarchie, toute situation de conflit d’intérêts dont il a eu ou dont il aurait connaissance dans le cadre de ses fonctions. Chaque responsable opérationnel et financier d’entité s’engage annuellement sur le respect des règles de contrôle interne et sur la sincérité de l’information financière dont il a la charge au travers d’une lettre d’affirmation interne adressée au Président-directeur général et au directeur Financier du Groupe. Depuis 2002, plus de cent évaluations éthiques des entités du Groupe ont été réalisées par GoodCorporation, organisation spécialisée dans l’évaluation éthique des entreprises. Cette procédure s’appuie sur un questionnaire de quatre-vingt-sept indicateurs découlant du Code de conduite du Groupe. Sur la base de ce référentiel, GoodCorporation évalue in situ la mise en place de dispositifs par les sociétés du Groupe concernées (couvrant différents sujets liés à l’éthique : droits de l’homme, respect des personnes, intégrité…) et interviewe, sous le couvert de l’anonymat, des collaborateurs, des fournisseurs, des clients, des partenaires industriels, des représentants d’autorités locales et d’autres parties prenantes pour recueillir leurs perceptions sur le fonctionnement de ces dispositifs. À la suite de ces évaluations, GoodCorporation rédige un rapport à l’attention du management de la société du Groupe concernée. Un plan d’action est ensuite défini par la filiale et un suivi de son application est mis en place. Ces évaluations éthiques constituent un outil d’amélioration continue des politiques et procédures du Groupe, notamment par Enfin, dans le cadre des transactions conclues en 2013 entre TOTAL, la SEC et le Département de Justice américain (DoJ) (se reporter au chapitre 4, point 4), un moniteur indépendant a été désigné avec pour mission de passer en revue durant trois ans, les dispositifs de conformité anti-corruption et de contrôle interne associés mis en place par le Groupe et de préconiser des améliorations le cas échéant. La mission du moniteur a débuté le 2 décembre 2013. Les ressources nécessaires sont mobilisées pour permettre au moniteur de réaliser sa mission dans les d’évaluation et de gestion des risques L’analyse des risques internes et externes susceptibles d’affecter la réalisation des objectifs du Groupe est de la responsabilité du Comité exécutif, assisté à cet effet du Comité risques Groupe, et également des fonctions contrôle interne et audit interne. Le Comité risques Groupe (CRG), créé en avril 2011, veille à structurer et animer le dispositif global de gestion des risques. Le CRG dépend du Comité exécutif et comprend les directeurs de directions fonctionnelles centrales ainsi que les secrétaires généraux ou directeurs financiers des secteurs d’activité ; il se réunit au moins six fois par an. Ses deux missions principales consistent à identifier les risques susceptibles de nuire à l’atteinte des objectifs du Groupe et à s’assurer de l’existence et de l’efficacité de systèmes de management des risques adaptés aux enjeux. Le CRG 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 Les entités gardent la responsabilité de la mise en œuvre d’une politique de gestion des risques la plus appropriée à leurs activités spécifiques. Toutefois, le traitement de certains risques transversaux est aujourd’hui plus étroitement coordonné par les directions Rapport du Président du Conseil d’administration 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 américain, risque de taux d’intérêt), risques politiques et juridiques induits par les contextes d’opération et la dimension contractuelle des activités 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 risques 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 de la déclinaison 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. De surcroît, le Groupe dispose d’un dispositif de gestion de crise qui repose sur un système d’astreinte permanent, des exercices réguliers menés sur les sites industriels des entités consolidées globalement, des retours d’expérience, un benchmark des meilleures pratiques des sociétés internationales, un ensemble de formations à la gestion et à la communication de crise ainsi qu’un ensemble de procédures, de livrets d’urgence et d’outils utilisables en cas de crise. L’organisation mise en place en cas de crise est déployée – au niveau local (pays, site ou entité), une cellule de crise est chargée d’assurer la gestion opérationnelle et de mettre en 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 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 sont transmises au Comité exécutif. Dans le cadre de cette revue, le CORISK vérifie l’analyse des différents risques liés aux projets. 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 des Comptabilités et la direction Budget-Contrôle de gestion 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 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 des La direction du Financement-Trésorerie assure le contrôle et la gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux instruments financiers de taux et de change dans le cadre des règles strictes définies par la Direction générale du Groupe. Les liquidités, les positions et la gestion des instruments financiers sont centralisées par la direction du Financement-Trésorerie. – au niveau du Siège, une cellule de crise composée d’une équipe pluridisciplinaire est chargée d’évaluer la situation et d’assurer la supervision de la gestion de crise. Cette cellule centrale apporte l’expertise nécessaire et mobilise, le cas échéant, des moyens supplémentaires pour seconder la cellule locale de crise. Ces deux cellules coordonnent étroitement leurs actions. Ce dispositif a été pleinement mis en œuvre au printemps 2012, à l’occasion des accidents en mer du Nord (plateforme d’Elgin) et 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 secteurs d’activités ou des entités, les activités de contrôle sont organisées autour des principaux cycles opérationnels Rapport du Président du Conseil d’administration que sont exploration et réserves, achats, investissements, production, ventes, trading de produits pétroliers et gaziers, stocks, ressources humaines, financement et trésorerie, ainsi que du processus de clôture des comptes incluant notamment le contrôle des amortissements, des dépréciations, des provisions et de l’identification Le Groupe a mis en place un ensemble 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 autres documents normatifs appliqués par les secteurs d’activités du Groupe. Le Groupe a également formalisé et largement diffusé auprès des collaborateurs une directive Lignes de conduite en cas d’incidents de fraude mettant notamment en place un dispositif d’alerte éthique permettant à tout collaborateur de signaler des faits pouvant constituer des fraudes. Par ailleurs, un processus d’alerte spécifique concernant les irrégularités en matière de traitement comptable, de contrôle interne et d’audit est en place. Ce processus d’alerte mis en place à l’initiative du Comité d’audit et suivi par ce dernier est ouvert aux La Société dispose également d’un Code d’éthique financière dont la mise en place et l’application sont suivies par le Comité d’audit. Ce Code d’éthique financière se réfère au Code de conduite du Groupe et précise les obligations applicables aux dirigeants mandataires sociaux et aux responsables financiers et comptables des principales activités du Groupe. En 2012, ce Code a été modifié pour prendre en compte la nouvelle organisation des activités du Groupe. Les modifications ont été approuvées par le Comité d’audit lors de sa réunion du 26 octobre 2012. 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 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 CSR (Corporate Social Responsibility). 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 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 investissements, le financement et la trésorerie, le contrôle budgétaire, le reporting financier. Des procédures de préparation et de contrôle de l’information financière publiée (disclosure controls and procedures) sont en place. Dans les domaines opérationnels, elles concernent principalement des procédures, directives ou recommandations en matière de sécurité générale, industrielle et informatique, de santé, Les procédures des secteurs d’activité concernent principalement les règles de contrôle de gestion propres à chaque métier. Les entités sont responsables de la déclinaison des règles du Groupe en procédures détaillées, adaptées à leur taille ou à leur contexte local. La supervision du système de contrôle interne est de la responsabilité conjointe de la Holding, de chaque secteur d’activité et des entités, pour les parties qui les concernent. Les fonctions Contrôle interne et Audit Groupe sont les deux composantes de la direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe, rattachée au Comité exécutif en la personne du Secrétaire général. La direction du Contrôle interne Groupe est chargée 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, et notamment contribuer à l’ensemble des démarches 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 2013, la direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe a employé 80 collaborateurs et a réalisé plus de 170 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 ainsi qu’annuellement les conclusions des travaux menés par le Contrôle interne. 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 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 revues et évaluées au cours de l’exercice 2013, 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. Le dispositif mis en place repose sur la catégorisation suivante : – les entités significatives évaluent leurs contrôles clés opérationnels sur leurs processus significatifs et répondent à un questionnaire Groupe d’évaluation du cadre de contrôle interne et ; Rapport du Président du Conseil d’administration – d’autres entités de moindre importance ne répondent qu’au questionnaire Groupe d’évaluation du cadre de contrôle interne. Ces deux catégories d’entités représentent environ 80% des agrégats financiers dans les comptes du Groupe. Le dispositif couvre l’ensemble des processus qui directement ou indirectement concourent à la fiabilité des informations financières publiées. Sur la base de ces revues internes, la Direction générale a une assurance raisonnable sur l’efficacité du contrôle interne du Groupe. 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 2013 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 Pour plus de précisions sur ces modalités, voir le chapitre 9 point 2.6. 1.12. Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce Conformément à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce, sont précisées ci-après les informations se rapportant aux éléments susceptibles d’avoir une incidence en cas d’offre publique. • Structure du capital social et participations directes ou indirectes dont la Société a connaissance en vertu des articles L. 233-7 et L. 233-12 du Code de commerce La structure du capital social de la Société, ainsi que les participations dont la Société a connaissance en vertu des articles L. 233-7 et L. 233-12 du Code de commerce, sont présentées au point 4. du chapitre 8. • Restrictions statutaires à l’exercice des droits de vote et aux transferts d’actions – Clauses des conventions portées à la connaissance de la Société en application de l’article L. 233-11 du Code de commerce Les dispositions des statuts relatives aux droits de vote des actionnaires sont rappelées au point 1.11. ci-dessus, ainsi qu’au chapitre 9. Il n’a pas été porté à la connaissance de la Société de clauses visé au 2° de l’article L. 225-100-3 du Code de • Détenteurs de tout titre comportant des droits L’article 18 des statuts prévoit qu’un droit de vote double est attribué à toutes les actions nominatives inscrites au nom d’un même titulaire depuis au moins deux ans. Sous cette réserve, il n’existe pas de titre comportant des droits de contrôle spéciaux visé au 4° de l’article L. 225-100-3 du Code de commerce. • Mécanismes de contrôle prévus dans un système Les règles relatives à l’exercice des droits de vote au sein des fonds commun de placement d’entreprise sont présentées au point 5.1.6. du présent chapitre 5. • Accords entre actionnaires dont la Société a connaissance et qui peuvent entraîner des restrictions au transfert des actions et à l’exercice des droits de vote La Société n’a pas connaissance d’accord entre actionnaires visé au 6° de l’article L. 225-100-3 du Code de commerce qui pourrait entraîner des restrictions au transfert d’actions et à l’exercice des droits de vote de la Société. • Règles applicables à la nomination et au remplacement des membres du Conseil d’administration de la Société ainsi qu’à la modification des statuts Aucune stipulation des statuts ou une convention conclue entre la Société et un tiers ne comporte de disposition particulière relative à la nomination et / ou au remplacement des administrateurs de la Société susceptible d’avoir une • Pouvoirs du Conseil d’administration en cas d’offre publique Aucune délégation de compétence ou autorisation conférée par l’Assemblée générale, en vigueur, ne donne de pouvoirs spécifiques au Conseil d’administration en période d’offre publique sur les titres de la Société. Rapport du Président du Conseil d’administration • Accords conclus par la Société qui sont modifiés ou prennent fin en cas de changement de contrôle de la Société – Accords prévoyant des indemnités pour les membres du Conseil d’administration ou les salariés, s’ils démissionnent ou sont licenciés sans cause réelle et sérieuse ou si leur emploi prend fin en raison d’une offre publique Bien qu’un certain nombre d’accords conclus par la Société comportent une clause de changement de contrôle, la Société estime qu’il n’existe pas d’accord visé au 9° ou au 10° de l’article L. 225-100-3 du Code de commerce. 1.13. Principes et règles applicables à la détermination de la rémunération et des autres avantages perçus par les dirigeants mandataires sociaux Les principes et règles applicables à la détermination de la rémunération et des autres avantages perçus par les dirigeants mandataires sociaux, approuvés par le Conseil d’administration du 9 février 2012, sont reproduits ci-après. 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 : – 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. La rémunération des dirigeants mandataires sociaux est fonction du marché, du travail effectué, des résultats obtenus et de la – La rémunération des dirigeants mandataires sociaux comporte une part fixe et une part variable. La part fixe est revue avec une – 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. 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. – 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 – 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. 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. 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 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 Président du Conseil d’administration et Directeur Général 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code de commerce) Exercice clos le 31 décembre 2013 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 2013. 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 6 mars 2014 KPMG Audit ERNST & YOUNG Audit Département de KPMG S.A. Pascal Macioce 3.1. Modalité d’exercice de la Direction générale Sur proposition du Comité de gouvernance et d’éthique, le Conseil d’administration lors de sa réunion du 11 mai 2012 a décidé de maintenir le mode d’exercice de la Direction générale adopté formellement lors du Conseil du 21 mai 2010, à savoir l’unification des fonctions de Président du Conseil d’administration et de Directeur Général, et de confirmer M. Christophe de Margerie dans ses fonctions de Président-directeur général, pour une durée égale à celle de son mandat d’administrateur, qui expirera à l’issue de l’Assemblée générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice 2014. Le mode d’exercice unifié retenu est apparu au Conseil d’administration le mieux adapté à l’activité du Groupe et aux spécificités des secteurs pétrolier et gazier. Il tient compte de l’avantage que représente l’unité de commandement et de la composition des Comités qui comprennent une proportion importante d’administrateurs indépendants, assurant ainsi un équilibre dans la répartition des pouvoirs (pour une information plus détaillée sur les raisons du choix du mode d’exercice unifié, se reporter au point 1.7.1. du présent chapitre 5). M. de Margerie est ainsi le Président-directeur général de TOTAL S.A. depuis le 21 mai 2010. 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 Il met en œuvre les orientations stratégiques déterminées par le Conseil d’administration et autorise les investissements correspondants, sous réserve de l’accord du Conseil d’administration pour les investissements qui excèdent 3% des fonds propres, ou de l’information du Conseil pour les investissements excédant 1% des fonds propres. En 2013, 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 2013, les membres du COMEX de TOTAL étaient – Christophe de Margerie, Président du COMEX, – Philippe Boisseau, Directeur Général Marketing & Services – Yves-Louis Darricarrère, Directeur Général Upstream (Exploration-Production et Gas & Power) ; – 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 Marc Blaizot, Arnaud Breuillac, Olivier Cleret de Langavant, Isabelle Gaildraud, Michel Hourcard, Jacques Marraud des Grottes, Au 31 décembre 2013, le CODIR rassemblait, aux côtés des membres du COMEX, vingt-trois dirigeants des différentes Pierre Barbé, Bertrand Deroubaix, Jacques Maigné, Jean-Jacques Mosconi, Bernard Pinatel, Bernadette Spinoy. Peter Herbel, Jean-Marc Jaubert, Helle Kristoffersen, Jacques-Emmanuel Saulnier, Jérôme Schmitt, François Viaud. 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. 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. 3,6 3,3 16,1 14,8 3,1 3,0 14,0 15,1 Filiales intégrées globalement 14,8 15,2 66,1 68,2 12,1 11,3 54,8 56,8 TOTAL S.A. 0,3 0,6 1,3 2,7 1,7 1,1 7,7 5,5 Filiales intégrées globalement 1,0 1,0 4,4 4,5 3,0 2,7 13,5 13,6 Sous total 19,7 20,1 87,9 90,2 19,9 18,1 90,0 91,0 Juridique, fiscal, social 2,5 2,1 11,2 9,4 1,9 1,8 8,6 9,0 Autres 0,2 0,1 0,9 0,4 0,3 - 1,4 - Sous total 2,7 2,2 12,1 9,8 2,2 1,8 10,0 9,0 5.1. Accords de participation des salariés au capital Le 29 juin 2012, un nouvel accord de participation et d’intéressement a été signé pour les exercices 2012, 2013 et 2014 concernant les sociétés TOTAL S.A., Elf Exploration Production, Total Exploration Production France, CDF Énergie, Total Rafinage Marketing (nouvellement dénommée Total Marketing Services), Total Additifs et Carburants Spéciaux, Total Lubrifiants, Total Fluides, Totalgaz, Total Raffinage-Chimie, Total Petrochemicals France et Total Raffinage France. Dans le cadre de cet accord, l’enveloppe affectée à l’intéressement des salariés est déterminée d’une part en fonction du niveau de rentabilité des capitaux propres du Groupe, d’autre part, en fonction de l’évolution du taux de fréquence des accidents déclarés (TRIR) dans le cadre des objectifs et seuils fixés par activité. Le montant de la réserve spéciale de participation et d’intéressement à répartir pour l’ensemble des sociétés signataires des accords de Groupe au titre de l’exercice 2013 est estimé à environ Dans le cadre des accords signés le 15 mars 2002 et de leurs avenants, un « Plan d’épargne Groupe TOTAL » (PEGT), 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 salariés des sociétés françaises du Groupe adhérentes à des plans d’épargne ont la faculté d’effectuer des placements volontaires – auxquels les sociétés du Groupe ajoutent, dans certaines conditions, un abondement – dans les fonds communs de placement choisis au préalable par le salarié. Le montant cumulé de l’abondement brut versé en 2013 par les sociétés du Groupe dans le cadre de différents plans d’épargne s’est élevé à 73,9 millions d’euros. L’Assemblée générale mixte du 11 mai 2012 a délégué au Conseil d’administration, dans sa dix-septième résolution, 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. Cette même Assemblée générale a également délégué au Conseil d’administration les pouvoirs à l’effet de procéder en une ou plusieurs fois dans un délai maximum de dix-huit mois à une augmentation de capital réservée, ayant pour objet de donner aux salariés de filiales étrangères des avantages comparables à ceux dont bénéficient les salariés concernés par la dix-septième résolution. Dans le cadre de ces délégations, le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 a décidé une augmentation de capital réservée aux salariés comprenant une formule de souscription classique et une formule à effet de levier au choix des salariés, dans la limite de 18 millions d’actions portant jouissance au 1er janvier 2012. Cette augmentation de capital a donné lieu à la souscription de 10 802 215 actions d’un nominal de 2,50 euros au prix unitaire de 30,70 euros, dont la création a été constatée le 25 avril 2013. La précédente augmentation de capital réservée aux salariés du Groupe avait été décidée par le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 en vertu de l’autorisation de l’Assemblée générale mixte du 21 mai 2010 et avait donné lieu à la souscription de 8 902 717 actions d’un nominal de 2,50 euros au prix unitaire de 34,80 euros, dont la création avait été constatée le 28 avril 2011. L’opération d’augmentation de capital réservée aux salariés, décidée par le Conseil d’administration du 18 septembre 2012, a été réalisée dans le cadre du PEG-A : pour les salariés des filiales françaises du Groupe par le biais des fonds investis en actions de l’entreprise « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » dans le cadre de la formule classique et « TOTAL FRANCE CAPITAL+ » dans le cadre de la formule à effet de levier ; et pour les salariés des filiales étrangères, par le biais du fonds commun « TOTAL ACTIONNARIAT INTERNATIONAL CAPITALISATION » dans le cadre de la formule classique et « TOTAL INTERNATIONAL CAPITAL » dans le cadre de la formule à effet de levier. Par ailleurs, les salariés américains ont participé à cette opération par souscription directe à des American Depositary Shares (ADS) et les salariés italiens et allemands par souscription directe à des actions nouvelles déposées auprès de la Caisse Autonome (organisme du Groupe en Belgique). En outre, des salariés d’autres pays ont bénéficié de l’offre à effet de levier par le biais d’un véhicule dédié. 5.1.6. Participation des salariés au capital Les précédentes opérations d’augmentation de capital réservée aux salariés ont été 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 ont participé à ces opérations par souscription directe à des American Depositary Shares (ADS), et les salariés italiens (et allemands à compter de 2011) par souscription directe à des actions nouvelles déposées auprès de la Caisse Autonome. 5.1.4. Augmentation de capital liée au plan L’Assemblée générale du 16 mai 2008 a autorisé le Conseil d’administration à procéder à l’attribution gratuite d’actions de la Société aux collaborateurs du Groupe ainsi qu’à des dirigeants mandataires sociaux de la Société ou de sociétés du Groupe, pour une durée de trente-huit mois, dans la limite de 0,8% du capital de la Société existant au jour où le Conseil décide l’attribution. Dans le cadre de cette autorisation, le Conseil d’administration du 21 mai 2010 a décidé les modalités et les conditions d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL au profit des salariés du Groupe et a délégué au Président-directeur général de la Société tous les pouvoirs nécessaires à la mise en œuvre de ce plan. À ce titre, le 2 juillet 2012, le Président-directeur général du Groupe a constaté l’émission et l’attribution définitive de 1 366 950 actions ordinaires d’un nominal de 2,50 euros aux bénéficiaires désignés, en application des conditions d’attribution arrêtées par le Conseil d’administration du 21 mai 2010 (pour plus d’informations concernant le plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL, se reporter au point 4.5.2. du chapitre 6). L’accord de Groupe relatif aux dispositifs d’épargne à vocation retraite du 29 septembre 2004 a mis en place un Plan d’épargne pour la retraite collectif (PERCO). Un avenant à ce plan signé en date du 15 avril 2011 prévoit notamment l’abondement de l’épargne-temps transférée au PERCO (Passerelle CET-PERCO). Un avenant au plan signé le 30 mars 2012 a ajusté les mécanismes de pilotage du PERCO pour mieux sécuriser l’épargne retraite et a étendu le champ d’application de l’accord aux sociétés Total Petrochemicals France, Total Raffinage-Chimie et Total Raffinage France. Le nombre d’actions TOTAL détenues directement ou indirectement par les salariés du Groupe au 31 décembre 2013 se décompose de la TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE 82 067 730 TOTAL ACTIONNARIAT INTERNATIONAL CAPITALISATION 21 879 234 TOTAL FRANCE CAPITAL+ 2 505 002 ELF PRIVATISATION n° 1 817 988 Actions souscrites par les salariés aux États-Unis 531 615 Caisse Autonome du Groupe (Belgique) 474 490 Actions TOTAL issues de levées d’options et détenues au nominatif pur au sein d’un PEE (a) 3 122 627 Total des actions détenues par les salariés 112 330 060 Ainsi, les salariés du Groupe détiennent au 31 décembre 2013, sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce, 112 330 060 actions TOTAL, soit 4,72% du capital et 8,63% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale de la Société à cette date. FCPE, d’exercer les droits de vote attachés aux titres de capital détenus dans le portefeuille, de décider de l’apport des titres en cas d’offre publique et des opérations de fusion, de scission ou de liquidation et de donner son accord préalable aux modifications du règlement du FCPE, dans les conditions prévues par leur règlement. La gestion de chacun des cinq FCPE (fonds communs de placement d’entreprise) 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. Le Conseil a notamment pour fonction d’examiner le rapport de gestion et les comptes annuels ainsi que la gestion financière, administrative et comptable du 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. Pour les salariés détenant des actions sous les autres modalités mentionnées dans le tableau ci-dessus, le droit de vote s’exerce 5.2. Participation au capital des organes d’administration et de direction Au 31 décembre 2013, 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) : 330 080 actions ; du FCPE « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » ; – Comité directeur (y compris Président-directeur général) et Trésorier : 742 544 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 Le nombre d’actions TOTAL à considérer inclut : – les actions cessibles ou incessibles détenues en propre ; – les parts du FCPE investi en actions TOTAL. Les opérations réalisées au cours de l’exercice 2013 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 2013 Acquisition Souscription Cession Échange Exercice Christophe de Margerie (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 5 824,18 - - - - Philippe Boisseau (a) Actions TOTAL - - - - 9 000,00 Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 7 438,61 417,88 7 517,69 - - Yves-Louis Darricarrère (a) Actions TOTAL - - 9 000,00 - 29 700,00 Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 13 305,46 - 23 799,69 - - Patrick de La Chevardière (a) Actions TOTAL - - - - 22 000,00 Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 9 018,11 2 026,82 18 362,59 - - Jean-Jacques Guilbaud (a) Actions TOTAL - - 4 925,00 - 21 120,00 Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 9 377,80 353,00 22 406,86 - - Patrick Pouyanné (a) Actions TOTAL - - - - 8 000,00 Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 7 414,36 - 6 828,66 - - (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. 2\. Rémunération des dirigeants mandataires sociaux 144 Politique de rémunération du Président-directeur général . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 Engagements pris au profit du Président-directeur général : régimes de retraite, indemnités de départ et autres engagements (article L. 225-102-1, alinéa 3 du Code de commerce) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145 Rémunération due ou attribuée au Président-directeur général au titre de l’exercice 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .147 3\. Rémunération des principaux dirigeants 150 4\. Politique d’attribution des options sur actions Politique générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .151 Suivi des attributions au dirigeant mandataire social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .151 Attribution aux salariés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 Suivi des plans d’options sur actions TOTAL au 31 décembre 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 Suivi des attributions gratuites d’actions TOTAL au 31 décembre 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 5\. Tableau récapitulatif des éléments de la rémunération due ou attribuée au titre de l’exercice 2013 au Président-directeur général, présenté à l’Assemblée générale ordinaire pour avis 164 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Les conditions de rémunération des administrateurs sont arrêtées par le Conseil d’administration sur proposition du Comité des rémunérations, dans la limite du montant global maximum de jetons de présence autorisé par l’Assemblée générale des actionnaires. Le montant maximum des jetons de présence alloués globalement aux membres du Conseil d’administration a été fixé par l’Assemblée générale du 17 mai 2013 à 1,4 million d’euros par exercice. En 2013, le montant global des jetons de présence dus aux membres du Conseil d’administration s’est élevé à 1,25 million d’euros, étant précisé qu’il y avait quinze administrateurs au Les modalités de répartition des jetons de présence au titre de l’exercice 2013 sont fondées sur une formule de répartition comprenant une rémunération fixe ainsi qu’une rémunération variable basée sur des montants forfaitaires par réunion, permettant de prendre en compte la participation effective de chaque administrateur aux travaux du Conseil d’administration et de ses Comités, dans les conditions indiquées ci-après : – 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 gouvernance et d’éthique, du Comité des rémunérations ou du Comité – 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 – 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 ; – le montant total versé à chaque administrateur est fixé après prise en compte de la présence effective à chaque réunion de Conseil ou de Comité, et le cas échéant, après prorata du montant déterminé pour chaque administrateur de telle façon que le montant global versé reste dans l’enveloppe maximale Ces modalités de répartition des jetons de présence, initialement fixées par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 27 octobre 2011, ont été maintenues par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 9 février 2012 au cours de laquelle le Conseil a, en outre, décidé d’un prorata sur le total des montants versés à chaque administrateur en cas de dépassement de l’enveloppe autorisée par l’Assemblée, puis à nouveau confirmées par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 12 février 2013. Ce même Conseil a décidé que le montant des jetons de présence des administrateurs au titre d’un exercice sera versé sur décision du Conseil d’administration, après proposition du Comité de gouvernance et d’éthique, au début de l’exercice suivant. Le tableau ci-après présente le montant total des rémunérations et avantages de toute nature dus et 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 Rémunération des organes d’administration et de direction 6 Tableau sur les jetons de présence et les autres rémunérations dus et perçus par les mandataires sociaux Jetons de présence néant néant néant néant Autres rémunérations (a) (a) (a) (a) Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Jetons de présence - - 36 000 - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - Autres rémunérations néant néant néant - (a) Pour le Président-directeur général, voir les tableaux récapitulatifs des rémunérations figurant au point 2.3.4. du présent chapitre. 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. (b) M. Desmarest ne perçoit aucune rémunération au titre des missions de représentation du Groupe à l’international qui peuvent lui être confiées. (c) Administrateur jusqu’au 11 mai 2012. (d) Administrateur représentant les salariés actionnaires jusqu’au 17 mai 2013. (e) Administrateur à compter du 11 mai 2012. (f) Administrateur représentant les salariés actionnaires depuis le 17 mai 2013. (g) Administrateur jusqu’au 12 janvier 2012. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction 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-Chimie. Les rémunérations indiquées (à l’exception de celle du Président- directeur général, de M. Clément, de M. Keller et de M. Desmarest) correspondent uniquement aux jetons de présence (montant brut) dus 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 sociétés contrôlées qui prévoirait l’octroi d’avantages aux 2\. Rémunération des dirigeants mandataires sociaux 2.1. Politique de rémunération du Président-directeur général La politique de rémunération du Président-directeur général est arrêtée par le Conseil d’administration sur proposition du Comité des rémunérations. Elle est déterminée dans le cadre et le respect des « Principes et règles pour la détermination de la rémunération et des autres avantages accordés aux dirigeants mandataires sociaux ». Ces principes et règles, arrêtés par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 9 février 2012, sont reproduits dans le Rapport du Président sur le gouvernement d’entreprise (se reporter au point 1.13., Chapitre 5). Ils reposent sur les principes fondamentaux de détermination des rémunérations des dirigeants mandataires sociaux issus du Code AFEP-MEDEF et permettent de maintenir une cohérence et une stabilité de la politique de rémunération en lien avec la stratégie du Groupe. Le Conseil d’administration et le Comité des rémunérations portent une attention particulière à ce que la politique de rémunération soit orientée vers la création de valeur à long terme pour l’entreprise (notamment par l’introduction d’indicateurs de performance extra- financière), qu’elle soit fonction de la responsabilité assumée tout en restant mesurée et équilibrée dans un contexte de solidarité et de motivation à l’intérieur de l’entreprise. Ils veillent également à ce que la structure de rémunération du Président-directeur général soit équilibrée dans ses différentes composantes (part fixe, part variable, plan de rémunération en actions de performance long terme). L’avantage que représente le bénéfice des régimes de retraites est pris en compte dans la détermination de la politique de rémunération du Président-directeur général, en cohérence avec les principes du Code AFEP-MEDEF. Le positionnement de la rémunération du Président-directeur général est examiné chaque année par rapport à celle d’autres émetteurs comparables (notamment des sociétés du CAC 40 et des émetteurs évoluant dans les secteurs pétroliers et gaziers), le cas échéant sur la base d’études émanant de cabinets spécialisés. Le Président-directeur général ne participe ni aux débats, ni aux délibérations des organes sociaux concernant les points à l’ordre du jour du Conseil d’administration se rapportant à l’appréciation de la performance du Président-directeur général ou à la détermination des éléments composant sa rémunération. Le Conseil d’administration du 11 février 2014 a décidé, sur proposition du Comité des rémunérations, que la rémunération de M. de Margerie au titre de son mandat de Président-directeur général sera, pour l’exercice 2014, composée d’un traitement de base (part fixe) de 1 500 000 euros inchangé par rapport au montant fixé par le Conseil d’administration du 21 mai 2010 et d’une part variable, à verser en 2015, dont le pourcentage maximum a été maintenu à 180% du traitement de base au regard notamment du niveau pratiqué par un échantillon de référence incluant des sociétés évoluant dans les secteurs de l’énergie. Le Conseil d’administration, sur proposition du Comité des rémunérations, a également décidé de maintenir pour l’exercice 2014 les différents critères de détermination de la part variable fixés en 2013, après avoir confirmé leur pertinence au regard des priorités Ainsi, les différents critères d’attribution de la part variable du Président-directeur général au titre de l’exercice 2014 feront intervenir, pour un maximum de 100% du traitement de base, des paramètres économiques se référant à des objectifs quantitatifs traduisant la performance du Groupe (ces paramètres économiques étant appréciés de façon linéaire entre deux niveaux de performance pour éviter les effets de seuils), ainsi que, pour un maximum de 80% du traitement de base, la contribution personnelle du Président-directeur général permettant une appréciation qualitative du management. Les paramètres économiques retenus comprennent : – 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 de la moyenne relative 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. Les niveaux de réalisation attendus des objectifs quantitatifs des paramètres économiques pour la détermination de la part variable (1) ExxonMobil, BP, Royal Dutch Shell et Chevron. Rémunération des organes d’administration et de direction 6 du Président-directeur général ont été établis de manière précise par le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 11 février 2014, mais ne sont pas rendus publics pour des raisons de confidentialité. La contribution personnelle du Président-directeur général sera évaluée, pour un maximum de 80% du traitement de base, à partir de six critères quantitatifs ou qualitatifs, préétablis et définis de manière précise, pesant chacun pour un maximum de 13 à 15% du – la performance Hygiène Sécurité Environnement principalement appréciée en fonction de la réalisation de l’objectif annuel du Total Recordable Injury Rate (TRIR) ; – l’accroissement des productions d’hydrocarbures ; – l’accroissement des réserves d’hydrocarbures ; – la performance des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services appréciée au regard des objectifs annuels – le succès dans les négociations clés dans la stratégie du Groupe ; – la performance CSR mesurée notamment en fonction de la réalisation des objectifs d’émission de CO2, d’efficacité énergétique ainsi que par le rang occupé par le Groupe dans les classements des agences de notation extra-financières. Le Président-directeur général continuera par ailleurs de bénéficier d’un véhicule de fonction et d’un régime de prévoyance (se reporter au point 2.2.3. ci-après du présent chapitre). 2.2. Engagements pris au profit du Président-directeur général : régimes de retraite, indemnités de départ et autres engagements (article L. 225-102-1, alinéa 3 du Code de commerce) 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 visés ci-après ont été approuvés par le Conseil d’administration le 9 février 2012 et l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012, conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce. de la rémunération de référence comprise entre quarante et soixante plafonds annuels de la sécurité sociale, multipliée par le nombre d’années d’ancienneté limité à vingt ans. La base du calcul de ce régime supplémentaire est indexée sur l’évolution du point ARRCO. 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. 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 Il bénéficie également du régime interne de retraite à cotisations définies, dénommé RECOSUP (Retraite Collective Supplémentaire). Au titre de ce régime de retraite, la charge comptabilisée par la Société au titre de l’exercice 2013 au bénéfice du Président- directeur Général s’est élevée à 2 222 euros. Le Président-directeur général bénéficie également d’un régime supplémentaire de retraite à prestations définies mis en place et financé par la Société. Ce régime, dont la gestion est externalisée, concerne 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 37 548 euros pour 2014), montant au-delà duquel il n’existe pas de système de retraite conventionnel. Le bénéfice de ce régime supplémentaire de retraite est subordonné à des conditions d’âge et d’ancienneté minimum (5 ans), 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 huit et quarante plafonds annuels de la sécurité sociale et 1% de la part 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, les plafonds applicables pour la détermination du montant de la pension de retraite dont il pourrait bénéficier au titre de ce régime de retraite supplémentaire sont, à ce jour, atteints tant en terme d’ancienneté (M. de Margerie étant entré dans le Groupe en 1974) qu’en terme de rémunération (la moyenne de ses rémunérations annuelles brutes des trois dernières années d’activité étant supérieure au seuil de soixante plafonds annuels de la sécurité sociale, soit 2 221 920 euros en 2013). Les engagements pris par TOTAL S.A. à son égard au titre des régimes supplémentaires de retraite à prestations définies et assimilés représenteraient ainsi, au 31 décembre 2013, une pension brute annuelle de retraite estimée à 582 000 euros, soit 17,96% de la rémunération brute annuelle perçue par le Président-directeur général en 2013 (part fixe 2013 et part variable Le montant des engagements du Groupe au titre de ces régimes supplémentaires de retraite et assimilés (en ce compris l’indemnité de départ à la retraite mentionnée au point 2.2.2.) est externalisé auprès d’une compagnie d’assurances pour la quasi-totalité de son montant, le solde non externalisé étant apprécié annuellement et faisant l’objet d’un ajustement par provision dans les comptes. Ce montant des engagements du Groupe s’élève, au 31 décembre 2013, à 19,1 millions d’euros pour le Président-directeur général (34,8 millions d’euros pour les mandataires sociaux bénéficiant de ces régimes en ce compris le Président-directeur général). Ces montants correspondent à la valeur brute des engagements du Groupe vis-à-vis de ces bénéficiaires basée sur une espérance de vie statistique et intègrent la contribution additionnelle à la 6 Rémunération des organes d’administration et de direction charge de la Société devant être versée aux organismes collecteurs des cotisations sociales (URSSAF) d’un montant de 30% sur les rentes dont le montant excède huit plafonds annuels de la sécurité sociale (soit 4,0 millions d’euros pour le Président-directeur général et 7,6 millions d’euros pour les mandataires sociaux concernés en Le cumul des montants de tous les régimes de retraite confondus dont bénéficie M. de Margerie représenterait, au 31 décembre 2013, une pension brute annuelle estimée à 718 500 euros, soit 22,17% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2013 (part fixe 2013 et part variable au titre de l’exercice 2012). En cohérence avec les principes de détermination de la rémunération des dirigeants mandataires sociaux fixés par le Code AFEP-MEDEF auquel la Société se réfère, le Conseil d’administration a tenu compte de l’avantage que représente le bénéfice des régimes de retraites pour la détermination de la rémunération du et indemnité de départ à la retraite Indemnité de départ à la retraite Le Président-directeur général bénéficie 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 Conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, le bénéfice de cette indemnité est soumis à des conditions liées à la performance du bénéficiaire décrites ci-dessous. L’indemnité de départ à la retraite n’est pas cumulable avec En cas de révocation ou de non renouvellement de son mandat social décidé par la Société, le Président-directeur général bénéficiera d’une indemnité de départ égale à deux années de rémunération brute. La base de référence de cette indemnité sera la rémunération brute (fixe et variable) des douze derniers mois précédant la date de la révocation ou du non renouvellement du Cette indemnité de départ sera versée en cas de changement de contrôle ou de stratégie. Elle ne sera pas due en cas de faute grave ou lourde, ou si le Président-directeur général quitte la Société à son initiative, change de fonctions à l’intérieur du Groupe ou peut faire valoir à brève échéance ses droits à la retraite à taux plein. Conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, le bénéfice de cette indemnité est soumis à des conditions liées à la performance du bénéficiaire décrites ci-dessous. Conformément à l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, le Conseil d’administration lors de sa réunion du 9 février 2012 a décidé de soumettre le bénéfice de l’indemnité de départ et de l’indemnité de départ à la retraite à une condition de performance réputée remplie si deux au moins des trois critères définis ci-dessous – 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, Royal Dutch Shell, BP et Chevron, au cours des trois années précédant l’année de départ du dirigeant Le choix de ces 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 et de départ à la retraite à la performance globale que la Société a offerte à ses actionnaires ; le ROE permet 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 et de départ à la retraite à la création de valeur réalisée au sein même 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 Conformément aux décisions du Conseil d’administration du 11 février 2009 confirmées par décision du Conseil d’administration du 9 février 2012 et du 11 mai 2012, le Président-directeur général bénéficie d’un régime de prévoyance à la charge de la Société. 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 d’infirmité. Rémunération des organes d’administration et de direction 6 2.2.4. Tableau récapitulatif (Code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise Position-recommandations AMF n° 2009-16) - Tableau AMF n° 11 dus à raison de la cessation ou du changement de fonctions concurrence Date de début de mandat : février 2007 (a) Date de fin du mandat en cours : appelée en 2015 à statuer sur les comptes définies (c) et régime de retraite Indemnité de départ (a) Président-directeur général depuis le 21 mai 2010 ; Directeur Général depuis le 14 février 2007. (b) Versement soumis à condition de performance selon les termes arrêtés par le Conseil d’administration du 9 février 2012. Le détail de ces engagements est précisé 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 2013, 17,96% de la rémunération annuelle perçue en 2013. (d) Soit une charge de 2 222 euros comptabilisée au titre de l’exercice 2013 au bénéfice de M. de Margerie. 2.3. Rémunération due ou attribuée au Président-directeur général 2.3.1. Éléments de rémunération fixe et variable La rémunération de M. de Margerie au titre de son mandat de Président-directeur général pour l’exercice 2013 a été arrêtée par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 11 février 2014, sur proposition du Comité des rémunérations en application de la politique de rémunération fixée par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 12 février 2013. Elle se compose d’un traitement de base (part fixe) de 1 500 000 euros inchangé par rapport au montant fixé par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 21 mai 2010, ainsi que d’une part variable (versée en 2014) d’un montant de 1 987 200 euros, correspondant à 132,48% de sa rémunération annuelle fixe, qui a été déterminée comme suit. Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 12 février 2013, avait décidé, sur proposition du Comité des rémunérations, que la rémunération de M. de Margerie au titre de son mandat de Président-directeur général serait, pour l’exercice 2013, composée d’un traitement de base (part fixe) de 1 500 000 euros inchangé par rapport au montant fixé par le Conseil d’administration du 21 mai 2010, et d’une part variable, à verser en 2014, dont le pourcentage maximum a été fixé à 180% (au lieu de 165% en 2012) du traitement de base, compte tenu du niveau pratiqué par un échantillon de référence incluant des sociétés évoluant dans les secteurs de l’énergie. Le Conseil d’administration, lors de cette même réunion du 12 février 2013, avait également décidé que les différents critères d’attribution de la part variable du Président-directeur général feraient intervenir, pour un maximum de 100% du traitement de base, des paramètres économiques se référant à des objectifs quantitatifs traduisant la performance du Groupe (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 80% du traitement de base, permettant une appréciation qualitative du management évaluée à partir de six critères préétablis et définis de manière précise (chaque critère pouvant peser pour un maximum 13% à 15% du traitement de base). Pour le détail des critères, se reporter au tableau récapitulatif (rémunération variable annuelle) figurant au point 5 du présent chapitre. Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 11 février 2014, après avoir examiné le niveau de réalisation des paramètres économiques ainsi que la contribution personnelle du Président- directeur général, a fixé la part variable du Président-directeur général au titre de l’exercice 2013, à 132,48% de sa rémunération fixe annuelle, soit un montant de 1 987 200 euros (contre 116,11% soit 1 741 000 euros au titre de l’exercice 2012). 77,48% provient de la part au titre des différents paramètres économiques retenus et 55% de la part au titre de la contribution personnelle du Président-directeur général, déterminée en fonction d’une appréciation précise des six critères préétablis et définis de manière précise. En ce qui concerne les paramètres économiques, le paramètre de rentabilité des capitaux propres est en retrait par rapport à 2012, mais les performances du Groupe en comparaison de celles de ses principaux concurrents (en termes d’évolution du bénéfice net par action et du résultat net) ont été en net progrès en 2013 par rapport à 2012, ce qui a conduit à une hausse de la part attribuée au titre des différents paramètres économiques par rapport à l’exercice précédent (77,48% de la rémunération fixe au titre de l’exercice 2013, contre 64,11% au titre de l’exercice 2012). Pour la contribution personnelle, le Conseil d’administration a considéré que les objectifs ont été majoritairement atteints, en particulier les objectifs de Sécurité, de Corporate Social Responsability (CSR) et de succès des négociations stratégiques dans les pays producteurs. Cette contribution personnelle a été ainsi fixée à 55% de la rémunération fixe (sur un maximum de 80%) pour l’exercice 2013, contre 52% (sur un maximum de 65%) pour l’exercice 2012. Ainsi, le montant de part variable de M. de Margerie au titre de correspondant à 132,48% de sa rémunération annuelle fixe. M. de Margerie a également continué de bénéficier en 2013 d’un véhicule de fonction et d’un régime de prévoyance à la charge de la Société (se reporter au point 2.2.3 ci-dessus du présent chapitre). Ces avantages ont été comptabilisés pour un montant de 56 472 euros dans les comptes consolidés au 31 décembre 2013. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction ou d’options sur action intervenue en 2013 Dans le cadre de l’autorisation de l’Assemblée générale mixte de la Société du 13 mai 2011 (onzième résolution), le Conseil d’administration réuni le 25 juillet 2013 a décidé, sur proposition du Comité des rémunérations, d’attribuer à M. de Margerie 53 000 actions de performance existantes de la Société (correspondant à 0,0022% du capital social à la date d’attribution). Cette attribution s’est inscrite dans le cadre plus large d’un plan d’attribution décidé par le Conseil d’administration du 25 juillet 2013 portant sur 0,19% du capital au bénéfice de près de 10 000 bénéficiaires. Le volume d’attribution (53 000 actions de performance) est resté stable par rapport à celui de l’exercice précédent. Aucune option de souscription ou d’achat d’actions n’a été attribuée au Président- directeur général en 2013 comme en 2012. L’attribution définitive de la totalité des actions de performance est subordonnée à une condition de présence continue du bénéficiaire au sein du Groupe pendant la période d’acquisition et à des conditions de performance qui sont fonction des taux de rentabilité des capitaux propres du Groupe (ROE) et des taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (ROACE) relatifs aux – 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 consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 16%. – 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 consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 7% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Les ROE et ROACE pris en compte pour l’appréciation des conditions de performance seront ceux publiés par le Groupe respectivement au 1er trimestre 2014, au 1er trimestre 2015 et au 1er trimestre 2016, à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Conformément aux dispositions du Code de commerce, le Président-directeur général sera tenu de conserver au nominatif, jusqu’à la cessation de ses fonctions, 50% des plus-values d’acquisition nettes des impôts et contributions afférentes des actions attribuées. Lorsque le Président-directeur général détiendra une quantité d’actions (1) 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 détention de 50% précitée devra s’appliquer à nouveau. Compte tenu de cette obligation de détention, des obligations de conservation imposées par le Conseil d’administration de la Société aux dirigeants mandataires sociaux aux termes desquelles ces derniers doivent conserver l’équivalent de deux années de part fixe de leur rémunération en actions de la Société, et compte tenu du nombre d’actions TOTAL et de parts du FCPE Total Actionnariat France (exclusivement investi en actions TOTAL) effectivement détenues par le Président-directeur général, le Conseil d’administration a décidé de ne pas conditionner les actions de performance à l’achat d’une quantité d’actions lors de la disponibilité des actions attribuées, écartant ainsi l’une des recommandations du Code AFEP-MEDEF auquel la Société adhère (se reporter au Chapitre 5, Par ailleurs, le Conseil d’administration a constaté qu’en application du règlement intérieur du Conseil applicable à chaque administrateur, le Président-directeur général ne peut pas recourir à des produits de couverture sur les actions de la Société, ainsi que sur tous les instruments financiers qui y sont liés, et a pris acte de l’engagement du Président-directeur général de ne pas recourir à de telles opérations de couverture y compris sur les actions de performance attribuées. Sous réserve des dispositions spécifiques rappelées ci-dessus, l’attribution des actions de performance au Président-directeur général est soumise aux mêmes dispositions que celles applicables aux autres bénéficiaires du plan d’attribution gratuite d’actions de performance et approuvées par le Conseil lors de sa réunion du 25 juillet 2013. Ces dispositions prévoient notamment que les actions définitivement attribuées à l’issue de la période d’acquisition de trois ans seront, après constatation de la réalisation des conditions de présence et performance, automatiquement inscrites au nominatif au jour de l’ouverture de la période de conservation de deux ans et seront incessibles et indisponibles jusqu’à l’issue dus ou attribués au titre de l’exercice 2013 Le Président-directeur général n’a pas bénéficié d’autres éléments de rémunération dus ou attribués au titre de l’exercice 2013. Le Conseil d’administration n’a attribué au titre de l’exercice 2013 aucune rémunération variable pluriannuelle ou différée, ou Il est par ailleurs rappelé que le Président-directeur général ne perçoit pas de jetons de présence au titre de ses mandats d’administrateur de TOTAL S.A. ou d’autres sociétés du Groupe. (1) Sous forme d’actions ou de parts de fonds communs de placement investis en titres de la Société. Rémunération des organes d’administration et de direction 6 2.3.4. Tableaux récapitulatifs (Code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise Tableau récapitulatif des rémunérations de chaque dirigeant mandataire social (Tableau AMF n° 2) Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Rémunération variable pluriannuelle - - - - Rémunération exceptionnelle - - - - Jetons de présence - - - - (a) Part variable versée au titre de l’exercice antérieur. (b) Les paramètres pris en compte pour le calcul de la part variable du Président-directeur général ont inclus 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 ciblés, objectifs et majoritairement de nature opérationnelle. Le montant maximum de la part variable attribuée au Président-directeur général au titre de l’exercice 2012 pouvait atteindre au maximum 165% de son salaire de base. La part variable due au titre de l’exercice 2012, déterminée par le Conseil d’administration du 12 février 2013 en fonction du niveau de réalisation des critères de performance économiques et de l’évaluation de la contribution personnelle du Président- directeur général, a été fixée à 116,11% du traitement de base, soit 1 741 000 euros (montant arrondi (c) M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction et d’un régime de prévoyance à la charge de la Société (se reporter au point 2.2.3. du présent chapitre). L’avantage correspondant au régime de prévoyance dont le Président-directeur général bénéficie a été individualisé et est évalué pour 2013 à 48 360 euros. Synthèse des rémunérations et des options et actions attribuées à chaque dirigeant mandataire social Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Valorisation des rémunérations variables pluriannuelles attribuées au cours de l’exercice (en euros) - - Valorisation comptable des options attribuées au cours de l’exercice (en euros) (b) (détaillées au tableau AMF n° 4 ci-dessous) - - Nombre d’options attribuées au cours de l’exercice - - Valorisation comptable des actions de performance attribuées au cours de l’exercice (en euros) (c) Note : Les valorisations des options et actions de performance correspondent à une évaluation réalisée en application de la norme IFRS 2 (voir notes 1E et 25 de l’annexe aux comptes consolidés) et non à une rémunération réellement perçue au cours de l’exercice. Le bénéfice des options et actions de performance est subordonné à l’atteinte de conditions de performance appréciées sur une période de deux ou trois ans selon les plans. (a) Incluant les avantages en nature. M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction et d’un régime de prévoyance à la charge de la Société (se reporter au point 2.2.3. du présent chapitre). (b) La valorisation des options attribuées est 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). (c) La valorisation des actions attribuées a été calculée le jour de l’attribution (voir note 1E de l’annexe aux comptes consolidés). 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Actions de performance attribuées gratuitement à chaque dirigeant mandataire social durant l’exercice 2013 par l’émetteur ou par toute société du Groupe (Extrait du Tableau AMF n° 6) (a) La valorisation des actions attribuées a été calculée au jour de l’attribution selon la méthode retenue pour les comptes consolidés. Options de souscription ou d’achat d’actions attribuées durant l’exercice 2013 à chaque dirigeant mandataire social par l’émetteur et par toute société du Groupe (Tableau AMF n° 4) (a) Selon la méthode retenue pour les comptes consolidés. Le montant global des rémunérations directes et indirectes de toute nature perçues en 2013 des sociétés françaises et étrangères du Groupe, par l’ensemble des principaux dirigeants (1) du Groupe (membres du Comité directeur et Trésorier) en fonction au 31 décembre 2013, s’est élevé à 22,1 millions d’euros (trente personnes), dont 9,3 millions d’euros pour les membres du Comité exécutif (six personnes). La partie variable a représenté 45% de ce montant global de 22,1 millions d’euros. La liste des principaux dirigeants du Groupe au 31 décembre 2013 était la suivante (trente personnes, contre trente-trois personnes Christophe de Margerie (2) Helle Kristoffersen Patrick de La Chevardière (3) Jacques Marraud des Grottes Olivier Cleret de Langavant Jacques-Emmanuel Saulnier (1) Dirigeants non mandataires sociaux (à l’exception du Président-directeur général). (2) Président-directeur général et Président du Comité exécutif. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Rémunération des organes d’administration et de direction 6 4\. Politique d’attribution des options sur actions En complément de la politique de développement de l’actionnariat salarié, TOTAL S.A. mène une politique d’association des salariés et dirigeants à l’évolution future de ses résultats, qui consiste à mettre en place chaque année des attributions gratuites d’actions de performance. TOTAL S.A. peut également procéder à des attributions d’options sur actions, bien qu’aucun plan n’ait été mis en œuvre après le 14 septembre 2011. 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 respectivement attribuées à chacun d’eux. Cette liste et les modalités d’attribution sont ensuite définitivement arrêtées par le Conseil d’administration. Les attributions gratuites d’actions consenties dans le cadre de plans sélectifs ne sont définitives qu’à l’issue d’une période d’acquisition dont la durée est portée à trois ans pour les actions attribuées à compter du 25 juillet 2013. Elles ne le sont que pour autant 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 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. Pour les options qui pourront être attribuées dans le cadre de l’autorisation consentie par l’Assemblée générale extraordinaire du 17 mai 2013 (11e résolution), les conditions de performance seront appréciées sur une période minimale de trois exercices consécutifs. Pour les plans d’options antérieurs, sous réserve que les conditions de présence 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. Par ailleurs, 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 attributions d’actions de performance ou d’options sur actions au Président-directeur général sont soumises à une condition de présence dans le Groupe et à des conditions de performance spécifiques liées aux taux de rentabilité des capitaux propres (ROE) et des capitaux engagés (ROACE) du Groupe, fixées par le Conseil d’administration, sur proposition du Comité des rémunérations. Les attributions gratuites d’actions de performance 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 4.2. Suivi des attributions au dirigeant mandataire social Aucune option de souscription ou d’achat d’actions n’a été Jusqu’en 2011, le Président-directeur général a bénéficié d’attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions dans le cadre plus large de plans d’attribution décidés par le Conseil d’administration au profit de certains salariés et dirigeants du Groupe. Sous réserve de certaines dispositions spécifiques rappelées ci-après, les options consenties au Président-directeur général ont été soumises aux mêmes dispositions que celles applicables aux autres bénéficiaires des plans d’attribution. Depuis 2007, le Conseil d’administration a subordonné l’exercice des options attribuées au Président-directeur général à une condition de présence et à des conditions de performance fondées sur les ROE et ROACE du Groupe. Les conditions sont rappelées ci-après pour les plans 2010 et 2011. Le taux d’attribution des options attribuées dans le cadre des plans 2009, 2010 et 2011, lié aux conditions de performance, a été de 100%. Il avait été de 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions 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, 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 s’appliquera à nouveau. Le Président-directeur général s’est engagé à ne pas recourir à des produits de couverture sur les actions de la Société ainsi que sur tous les instruments financiers qui y sont liés. Cette disposition figure désormais dans le règlement Intérieur du Conseil L’ensemble des options attribuées au Président-directeur général, existantes au 31 décembre 2013, représentent 0,047% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. 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 – 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%. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Rémunération des organes d’administration et de direction 6 Tableau de suivi des options de souscription d’actions TOTAL attribuées à M. de Margerie, Président-directeur général de TOTAL S.A., en vigueur en 2013 Type d’options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription Prix d’exercice (en euros) (a) 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 Options attribuées durant l’exercice 2013 - - - - - - - - Options exercées durant l’exercice 2013 - - - - - - - - Options annulées durant l’exercice 2013 (131 828) - - - - - - (131 828) (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, point A de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 10). (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 (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. Options de souscription ou d’achat d’actions levées durant l’exercice 2013 par chaque dirigeant mandataire social (Tableau AMF n° 5) Depuis 2011, le Président-directeur général bénéficie d’attribution gratuite d’actions de performance dans le cadre plus large des plans d’attribution décidés par le Conseil d’administration au profit de certains salariés du Groupe. Sous réserve de certaines dispositions spécifiques rappelées ci-après, les actions de performance au bénéfice du Président-directeur général sont soumises aux mêmes dispositions que celles applicables aux autres bénéficiaires des En cas d’attribution définitive de toutes les attributions de performance du Président-directeur général, existantes au 31 décembre 2013, les actions correspondantes représenteraient 0,0044% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. Depuis 2011, le Conseil d’administration subordonne l’attribution définitive des actions de performance au bénéfice du Président-directeur général à des conditions de présence et de performances spécifiques décrites ci-après. Depuis 2013, ces conditions de performance sont appréciées au cours d’une Le Conseil d’administration a décidé pour les plans d’attribution gratuite d’actions dont le Président-directeur général bénéficie, 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 aux actions attribuées dans le cadre 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 des obligations de conservation imposées par le Conseil d’administration de la Société aux dirigeants mandataires sociaux, le Conseil d’administration a décidé de ne pas conditionner les actions de performance à l’achat d’une quantité d’actions lors de la disponibilité des actions attribuées, écartant ainsi l’une des recommandations du Code AFEP-MEDEF auquel la Société adhère (pour une information plus détaillée, se reporter au Chapitre 5, point 1.3.). Le Président-directeur général s’est engagé à ne pas recourir à des produits de couverture sur les actions de la Société ainsi que sur tous les instruments financiers qui y sont liés. Cette disposition figure désormais dans le règlement Intérieur du Conseil d’administration. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Plan 2013 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 consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 16%. – 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 consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2012 et 2013. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 7% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. 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 ROACE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 7% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est – 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 consolidés 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%. Plan 2012 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 consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2012 et 2013. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 16%. – 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 consolidés 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%. Le Président-directeur général n’a pas bénéficié d’attribution gratuite d’actions dans le cadre des plans 2006 à 2010. Tableau de suivi des actions de performance TOTAL attribuées à M. de Margerie, Plan 2011 Plan 2012 Plan 2013 Total Cours de clôture à la date d’attribution 32,690 € 36,120 € 40,005 € Cours moyen unitaire d’achat des actions par la Société 39,580 € 38,810 € 40,560 € Date d’attribution définitive, sous réserve des conditions fixées Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Rémunération des organes d’administration et de direction 6 Actions attribuées gratuitement à chaque mandataire social durant l’exercice 2013 par l’émetteur ou par toute société du Groupe (Tableau AMF n° 6) à compter du 17 mai 2013 (a) La valorisation des actions attribuées a été calculée au jour de l’attribution selon la méthode retenue pour les comptes consolidés. Actions attribuées gratuitement devenues disponibles pour chaque mandataire social (Tableau AMF n° 7) Christophe de Margerie \- - - Charles Keller Plan 2009 150 n / a Administrateur représentant 15 / 09 / 2009 les salariés actionnaires à compter du 17 mai 2013 Claude Clément \- - n / a les salariés actionnaires jusqu’au 17 mai 2013 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; En 2013, comme en 2012, le Conseil d’administration a décidé de ne pas attribuer d’options de souscription ou d’achat d’actions. 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 aux exercices 2011 et 2012. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2011 a été de 100%. Plan 2013 d’attribution gratuite d’actions : le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (1) (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 2013, 2014 et 2015. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Le Conseil d’administration a également décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 Plan 2012 d’attribution gratuite d’actions : le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (1) (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 2012 et 2013. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Le Conseil d’administration a également décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 performance Plan 2011 d’attribution gratuite d’actions : le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (1) (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 – 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, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 performance Le taux d’attribution applicable aux actions soumises à condition de performance du plan 2011 a été de 100%. (1) Les dirigeants sont (hors Président-directeur général) des salariés non mandataires sociaux. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Rémunération des organes d’administration et de direction 6 4.4. Suivi des plans d’options sur actions TOTAL au 31 décembre 2013 4.4.1. Historique de la répartition des attributions d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL entre catégories de bénéficiaires 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 2013 (pour plus d’informations concernant les plans d’attribution d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL, se reporter à la note 25 de l’annexe aux comptes consolidés) : Plan 2005 : Options de souscription Plan 2006 : Options de souscription Plan 2007 : Options de souscription Plan 2008 (c) : Options de souscription Plan 2009 (c) : Options de souscription Plan 2010 (c) : Options de souscription Plan 2011 (c) : 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 0,25. 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) 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 (c) Le taux d’attribution des options, lié à la condition de performance, a été de 60% pour le plan 2008 et de 100% pour les plans 2009, 2010 et 2011. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions 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 options consenties aux bénéficiaires de plus de 3 000 options sont soumises à une condition de performance pour une partie d’entre elles. Pour le plan 2011 d’options de souscription d’actions, toutes les options sont soumises à une condition de performance. En 2013 comme en 2012, le Conseil d’administration a décidé de ne pas attribuer d’options de souscription ou d’achat d’actions. 4.4.2. Historique général des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions - Information sur les options de souscription ou d’achat (Tableau AMF n° 8) Type d’options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription – C. Keller n / a n / a n / a n / a n / a n / a n / a - – C. Clément n / a n / a n / a n / a n / a - - - Prix d’exercice (en euros) (e) 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 – Attribuées en 2013 - - - - - - - - – Annulées en 2013 (f) (6 159 390) (900) (1 020) (360) (1 080) (720) - (6 163 470) – Exercées en 2013 (630) - - (110 910) (344 442) (122 871) (363 946) (942 799) (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. (c) Liste nominative des mandataires sociaux ayant cette qualité au cours de l’exercice 2013. (d) 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. Ces ajustements ont été effectués le 22 mai 2006, avec prise d’effet le 24 mai 2006. (e) Le prix d’exercice correspond 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. Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale, les prix d’exercice des options attribuées avant le 23 mai 2006 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, point A de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 10). En cas de levée de toutes les options de souscription d’actions existantes au 31 décembre 2013, les actions correspondantes représenteraient 1,05% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Rémunération des organes d’administration et de direction 6 4.4.3. Options de souscription ou d’achat d’actions consenties aux dix premiers 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 (tableau AMF n° 9) par TOTAL S.A. et les sociétés qui lui sont liées (b), à chacun des dix salariés de TOTAL S.A. non mandataires sociaux, dont le nombre d’options ainsi consenties est le plus élevé (information globale) - - - - - - Options détenues sur TOTAL S.A. et les sociétés qui lui sont liées (b), levées durant l’exercice 2013, par les dix salariés de TOTAL S.A. non mandataires sociaux, dont le nombre d’actions ainsi achetées (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) Dans les conditions de l’article L. 225-180 du Code de commerce. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions 4.5. Suivi des attributions gratuites d’actions TOTAL au 31 décembre 2013 4.5.1. Historique de la répartition des attributions d’actions de performance TOTAL La répartition des attributions 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 2009, 2010 et 2011, les taux d’acquisition des actions attribuées, liés aux conditions de performance, étaient de 100%. (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 des plans 2011, 2012 et 2013. En effet, le Conseil d’administration de TOTAL S.A. a décidé d’attribuer à M. de Margerie (d) M. Clément, salarié de Total Raffinage-Chimie (filiale de TOTAL S.A.) et administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires jusqu’au 17 mai 2013, a bénéficié de de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires depuis le 17 mai 2013, a bénéficié de l’attribution gratuite de 400 actions au titre du plan 2013. (e) Hors attributions réalisées dans le cadre du plan mondial 2010 d’attribution gratuite d’actions. 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. Pour le plan 2013, la période d’acquisition a été portée à 3 ans. Cette attribution définitive est assortie d’une condition de présence et d’une condition de performance (voir point 4.3.2. 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. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Rémunération des organes d’administration et de direction 6 4.5.2. Historique général des plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL Historique des attributions d’actions de performance TOTAL Information sur les actions de performance attribuées gratuitement (Tableau AMF n° 10) Cours de clôture à la date d’attribution 41,615 € 39,425 € 32,690 € 36,120 € 40,005 € Cours moyen unitaire d’achat des actions par la Société 38,540 € 39,110 € 39,580 € 38,810 € 40,560 € – C. Keller n / a n / a n / a n / a 400 – C. Clément n / a 240 240 260 - Date d’attribution définitive, sous réserve des conditions fixées Cession possible à compter du (fin de la période d’obligation de conservation) – Annulées en 2013 - - (14 970) (17 340) (3 810) – Attribuées définitivement en 2013 (b) \- - (3 590 836) (180) - (a) Liste nominative des mandataires sociaux ayant cette qualité au cours de l’exercice 2013. (b) Attributions définitives à la suite du décès des bénéficiaires des actions (plan 2012 pour l’exercice 2013). En cas d’attribution définitive de toutes les attributions de performance existantes au 31 décembre 2013, les actions correspondantes représenteraient 0,36% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Suivi du plan mondial d’attributions gratuites Le Conseil d’administration a décidé, le 21 mai 2010, la mise en œuvre d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions aux salariés du Groupe, soit plus de 100 000 salariés. Le 30 juin 2010, chaque salarié a reçu des droits à 25 actions gratuites. L’attribution définitive est soumise à une condition de présence pendant la période d’acquisition du plan. En fonction des pays dans lesquels les sociétés du Groupe sont situées, la période d’acquisition est soit de 2 ans suivi d’une période de conservation de 2 ans pour les pays avec une structure 2+2, soit de 4 ans sans période de conservation pour les pays avec une structure 4+0. Par ailleurs, les actions attribuées ne sont pas soumises à une À l’issue de la période d’acquisition, les actions attribuées seront des actions nouvelles provenant d’une augmentation de capital de TOTAL S.A. réalisée par incorporation de réserves ou de primes Le Président-directeur général a constaté le 2 juillet 2012 la création et l’attribution définitive de 1 366 950 actions aux bénéficiaires désignés à l’issue de la période d’acquisition de deux ans. (2 + 2) (4 + 0) Mandataires sociaux (b) 50 - 50 – C. Keller 25 - 25 – C. Clément 25 - 25 Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Annulées (111 725) (40 275) (152 000) Attribuées définitivement (c) (1 367 275) (350) (1 367 625) Annulées 100 (101 150) (101 050) (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Liste nominative des mandataires sociaux ayant cette qualité au cours de l’exercice 2013. (c) Attribution définitive de 1 366 950 actions aux bénéficiaires désignés à l’issue de la période d’acquisition de deux ans. En cas d’attribution définitive de toutes les attributions existantes au 31 décembre 2013, les actions correspondantes représenteraient 0,036% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions Rémunération des organes d’administration et de direction 6 4.5.3. Actions de performance attribuées gratuitement aux dix salariés non mandataires sociaux dont le nombre d’actions de performance attribuées gratuitement est le plus élevé Nombre d’attributions Date Date Date de notifiées / attribuées des actions définitive (fin de la définitivement gratuites (fin de la période de Actions de performance attribuées gratuitement par décision du Conseil d’administration du 25 juillet 2013 aux dix salariés de TOTAL S.A. non mandataires sociaux dont le nombre d’actions Actions gratuites attribuées définitivement durant l’exercice 2013, au titre du plan d’attribution gratuite d’actions de performance décidé par le Conseil d’administration du 14 septembre 2011, aux dix salariés de TOTAL S.A. non mandataires sociaux à la date de cette décision dont le nombre d’actions de performance attribuées (a) Ces actions seront définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de 3 ans, soit le 26 juillet 2016, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie (voir point 4.3.2. du présent chapitre). La cession des actions, qui seraient ainsi attribuées gratuitement et définitivement, ne pourra ensuite intervenir qu’au terme d’une période de conservation de 2 ans, soit à compter du 26 juillet 2018. (b) Cette attribution définitive était assortie d’une condition de performance (voir point 4.3.2. 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 de conservation de 2 ans, soit à compter du 15 septembre 2015. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Tableau récapitulatif des éléments de la rémunération due ou attribuée au Président-directeur général 5\. Tableau récapitulatif des éléments de la rémunération due ou attribuée au titre de l’exercice 2013 au Le tableau ci-après récapitule les éléments de la rémunération due ou attribuée au Président-directeur général au titre de l’exercice 2013 par le Conseil d’administration, sur proposition du Comité des rémunérations, et qui sont présentés à l’Assemblée générale annuelle du 16 mai 2014 pour avis, conformément à la recommandation du Code AFEP-MEDEF (point 24.3). Tableau récapitulatif des éléments de rémunération Éléments de la rémunération due ou attribuée au titre de l’exercice 2013 Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 12 février 2013, a décidé sur proposition du Comité des rémunérations de maintenir la rémunération fixe brute annuelle de son Président-directeur général au titre de l’exercice 2013, à un montant Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 11 février 2014, a déterminé sur proposition du Comité des rémunérations, le montant de la part variable du Président-directeur général au titre de l’exercice 2013, en fonction du niveau de réalisation des objectifs quantitatifs des paramètres économiques et des objectifs de contribution personnelle du Président-directeur général que le Conseil d’administration avait fixés lors de sa réunion du 12 février 2013. Pour mémoire, le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 12 février 2013 avait décidé que la part variable du Président-directeur général au titre de l’exercice 2013 serait déterminée en fonction de paramètres économiques se référant à des objectifs quantitatifs traduisant la performance du Groupe (pour un maximum de 100% du traitement de base), et en fonction de la contribution personnelle du Président- directeur général permettant une appréciation qualitative du management (pour un maximum de 80% du traitement de base) ; le montant maximum de la part variable susceptible d’être versée au Président-directeur général au titre de l’exercice 2013 ayant été fixé à 180% (au lieu de 165% en 2012) du traitement de base, compte tenu du niveau pratiqué par un échantillon de référence incluant des sociétés évoluant Les paramètres économiques retenus par le Conseil (pour un maximum de 100% du traitement de base) ont inclus : – la rentabilité des capitaux propres (Return On Equity) pour un maximum de 50% – l’évolution des résultats de la Société par comparaison avec ceux des grandes compagnies pétrolières concurrentes, appréciée sur la base de la progression de la moyenne relative triennale de deux indicateurs, le bénéfice net par action (BNPA) et le résultat net (RN). Chaque indicateur pèse pour un montant maximum de 25% Les niveaux de réalisation attendus des objectifs quantitatifs des paramètres économiques fixés au Président-directeur général ont été établis de manière précise par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 12 février 2013. La contribution personnelle du Président-directeur général (pouvant représenter au maximum 80% du traitement de base) a été évaluée à partir des six critères définis de manière précise par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 12 février 2013, comprenant la performance Hygiène Sécurité Environnement, principalement appréciée en fonction de la réalisation de l’objectif annuel du Total Recordable Injury Tableau récapitulatif des éléments de la rémunération due ou attribuée au Président-directeur général Rémunération des organes d’administration et de direction 6 Rate (TRIR), l’accroissement des productions d’hydrocarbures, l’accroissement des réserves d’hydrocarbures, la performance des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services (y compris Énergies nouvelles), appréciée au regard des objectifs annuels de ces secteurs, le succès dans les négociations stratégiques et la performance Corporate Social Responsability (CSR) mesurée notamment en fonction de la réalisation des objectifs d’émission de CO2, d’efficacité énergétique ainsi que par le rang occupé par le Groupe dans les classements des agences de notation extra-financière. Chaque critère pouvait peser au maximum de 13% à 15% du Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 11 février 2014, après avoir examiné le niveau de réalisation des paramètres économiques ainsi que la contribution personnelle du Président-directeur général, a fixé la part variable du Président-directeur général au titre de l’exercice 2013, à 132,48% de sa rémunération fixe annuelle, soit un montant 2012). 77,48% provient de la part au titre des différents paramètres économiques retenus et 55% de la part au titre de la contribution personnelle du Président-directeur général, déterminée en fonction d’une appréciation précise des six critères préétablis En ce qui concerne les paramètres économiques, le paramètre de rentabilité des capitaux propres est en retrait par rapport à 2012, mais les performances du Groupe en comparaison de celles de ses principaux concurrents (en termes d’évolution du bénéfice net par action et du résultat net) ont été en net progrès en 2013 par rapport à 2012, ce qui a conduit à une hausse de la part attribuée au titre des différents paramètres économiques par rapport à l’exercice précédent (77,48% de la rémunération fixe au titre de l’exercice 2013, contre 64,11% au titre de l’exercice 2012). Pour la contribution personnelle, le Conseil d’administration a considéré que les objectifs ont été majoritairement atteints, en particulier les objectifs de Sécurité, de Corporate Social Responsability (CSR) et de succès des négociations stratégiques dans les pays producteurs. Cette contribution personnelle a été ainsi fixée à 55% de la rémunération fixe (sur un maximum de 80%) pour l’exercice 2013, contre 52% (sur un maximum de 65%) pour l’exercice 2012. Ainsi, le montant de la part variable de M. de Margerie au titre de l’exercice 2013 (versé en 2014) s’est élevé à 1 987 200 euros, correspondant à 132,48% de sa Le Conseil d’administration n’a attribué aucune rémunération variable pluriannuelle Le Conseil d’administration de la Société, réuni le 25 juillet 2013 a décidé, sur proposition du Comité des rémunérations, d’attribuer au profit de M. Christophe de Margerie, Président-directeur général de TOTAL S.A., des actions de performance de la Société, dans les conditions précisées ci-après. L’attribution de ces actions de performance au Président-directeur général s’inscrit dans le cadre plus large d’un plan d’attribution décidé par le Conseil d’administration Dans le cadre de l’autorisation de l’Assemblée générale mixte de la Société du 13 mai 2011 (onzième résolution), le Conseil d’administration a décidé d’attribuer à M. Christophe de Margerie 53 000 actions existantes de la Société (correspondant L’attribution définitive de la totalité des actions est subordonnée à une condition de présence continue du bénéficiaire au sein du Groupe pendant la période d’acquisition et à des conditions de performance qui sont fonction des taux de rentabilité des Le Conseil d’administration n’a attribué aucune rémunération exceptionnelle. Le Président-directeur général ne reçoit pas de jeton de présence. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Tableau récapitulatif des éléments de la rémunération due ou attribuée au Président-directeur général capitaux propres du Groupe (ROE) et des taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (ROACE) relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Le nombre d’actions de performance définitivement attribuées au Président- directeur général dépendra, pour une moitié des actions de performance consenties, de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux propres du Groupe (ROE), et pour l’autre moitié, de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (ROACE). Les ROE et ROACE pris en compte pour l’appréciation des conditions de performance seront ceux publiés par le Groupe respectivement au 1er trimestre 2014, au 1er trimestre 2015 et au 1er trimestre 2016, à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Conformément aux dispositions du Code de commerce, le Président-directeur général sera tenu de conserver au nominatif, jusqu’à la cessation de ses fonctions, 50% des plus-values d’acquisition nettes des impôts et contributions afférentes des actions attribuées. Lorsque le Président-directeur général détiendra, une quantité d’actions (a) 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 détention de 50% précitée devra s’appliquer à nouveau. Compte tenu de cette obligation de détention, des obligations de conservation imposées par le Conseil d’administration de la Société aux dirigeants mandataires sociaux aux termes desquelles ces derniers doivent conserver l’équivalent de deux années de part fixe de leur rémunération en actions de la Société, et compte tenu du nombre d’actions TOTAL et de parts du FCPE Total Actionnariat France (exclusivement investi en actions TOTAL) effectivement détenues par le Président- directeur général, le Conseil d’administration a décidé de ne pas conditionner les actions de performance à l’achat d’une quantité d’actions lors de la disponibilité des Par ailleurs, le Conseil d’administration a constaté qu’en application du règlement intérieur du Conseil applicable à chaque administrateur, le Président- directeur général ne peut pas recourir à des produits de couverture sur les actions de la Société ainsi que sur tous les instruments financiers qui y sont liés, et a pris acte de l’engagement du Président-directeur général de ne pas recourir à de telles opérations de couverture Sous réserve des dispositions spécifiques rappelées ci-dessus, l’attribution des actions de performance au Président-directeur général est soumise aux mêmes dispositions que celles applicables aux autres bénéficiaires du plan d’attribution gratuite d’actions de performance et approuvées par le Conseil lors de sa réunion du 25 juillet 2013. Ces dispositions prévoient notamment que les actions définitivement attribuées à l’issue de la période d’acquisition de trois ans, seront, après constatation de la réalisation des conditions de présence et performance, automatiquement inscrites au nominatif au jour de l’ouverture de la période de conservation de deux ans, et seront incessibles et indisponibles jusqu’à l’issue de la période de conservation. M. Christophe de Margerie est Directeur Général depuis le 13 février 2007 et Président-directeur général depuis le 21 mai 2010. Éléments de la rémunération due ou attribuée au titre de l’exercice 2013 qui ont fait l’objet d’un vote par l’Assemblée générale au titre de la procédure des conventions et engagements réglementés Conformément aux décisions du Conseil d’administration du 11 février 2009 confirmées par décisions du Conseil d’administration du 9 février 2012 et du 11 mai 2012, le Président-directeur général bénéficie d’un régime de prévoyance à la charge de la Société. 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 Le Président-directeur général bénéficie également d’une voiture de fonction. (a) Sous forme d’actions ou de parts de fonds communs de placement investis en titres de la Société. Tableau récapitulatif des éléments de la rémunération due ou attribuée au Président-directeur général Rémunération des organes d’administration et de direction 6 En cas de révocation ou de non renouvellement de son mandat social décidé par la Société, le Président-directeur général bénéficiera d’une indemnité de départ égale à deux années de rémunération brute. La base de référence de cette indemnité sera la rémunération brute (fixe et variable) des douze derniers mois précédant la date de la révocation ou du non renouvellement du mandat social. Cette indemnité de départ sera versée en cas de changement de contrôle ou de stratégie. Elle ne sera pas due en cas de faute grave ou lourde, ou si le Président- directeur général quitte la Société à son initiative, change de fonctions à l’intérieur du Groupe ou peut faire valoir à brève échéance ses droits à la retraite à taux plein. Conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, l’indemnité est soumise à une condition de performance réputée remplie si deux au moins des trois critères définis ci-dessous sont satisfaits : – la moyenne des ROE (Return on Equity) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social atteint au moins 12% ; – la moyenne des ROACE (Return on Average Capital Employed) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social atteint au moins 10% ; – le taux de croissance de la production de pétrole et du gaz de TOTAL est supérieur ou égal à la moyenne du taux de croissance des quatre grandes compagnies pétrolières concurrentes : ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP et Chevron, au cours des trois années précédant l’année de départ du dirigeant 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 Conformément à l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, l’engagement de versement d’une indemnité de départ à la retraite est soumis à une condition de performance réputée remplie si deux au moins des trois critères définis ci- dessous – la moyenne des ROE (Return on Equity) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social atteint au moins 12% ; – la moyenne des ROACE (Return on Average Capital Employed) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social atteint au moins 10% ; – le taux de croissance de la production de pétrole et du gaz de TOTAL est supérieur ou égal à la moyenne du taux de croissance des quatre grandes compagnies pétrolières concurrentes : ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP et Chevron, au cours des trois années précédant l’année de départ du dirigeant L’indemnité de départ à la retraite n’est pas cumulable avec l’indemnité de départ 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). Au titre de ce régime de retraite, la charge comptabilisée par la Société au titre de l’exercice 2013 au bénéfice du Président-directeur général s’est élevée à 2 222 euros. Le Président-directeur général bénéficie également d’un régime supplémentaire de retraite à prestations définies mis en place et financé par la Société. Ce régime, dont la gestion est externalisée, concerne 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 37 548 euros pour 2014), montant au-delà duquel il n’existe pas de Le Président-directeur général ne bénéficie pas d’une indemnité de non- concurrence. 6 Rémunération des organes d’administration et de direction Tableau récapitulatif des éléments de la rémunération due ou attribuée au Président-directeur général Le bénéfice de ce régime supplémentaire de retraite est subordonné à des conditions d’âge et d’ancienneté minimum (5 ans), 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 huit et quarante plafonds annuels de la sécurité sociale et 1% de la part de la rémunération de référence comprise entre quarante et soixante plafonds annuels de la sécurité sociale, multipliée par le nombre d’années d’ancienneté limité à vingt ans. La base du calcul de ce régime supplémentaire est indexée sur l’évolution du point ARRCO. 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 Pour ce qui concerne M. de Margerie, les plafonds applicables pour la détermination du montant de la pension de retraite dont il pourrait bénéficier au titre de ce régime de retraite supplémentaire sont, à ce jour, atteints tant en terme d’ancienneté (M. de Margerie étant entré dans le Groupe en 1974) qu’en terme de rémunération (la moyenne de ses rémunérations annuelles brutes des trois dernières années d’activité étant supérieure au seuil de soixante plafonds annuels de la sécurité sociale, soit 2 221 920 euros en 2013). Les engagements pris par TOTAL S.A. à son égard au titre des régimes supplémentaires de retraite à prestations définies et assimilés représenteraient ainsi, au 31 décembre 2013, une pension brute annuelle de retraite estimée à 582 000 euros, soit 17,96% de la rémunération brute annuelle perçue par le Président-directeur général en 2013 (part fixe 2013 et part variable au titre de l’exercice 2012). Le montant des engagements du Groupe au titre de ces régimes supplémentaires de retraite et assimilés (en ce compris l’indemnité de départ à la retraite) est externalisé auprès d’une compagnie d’assurances pour la quasi-totalité de son montant, le solde non externalisé étant apprécié annuellement et faisant l’objet d’un ajustement par provision dans les comptes. Ce montant des engagements du Groupe s’élève, au 31 décembre 2013 à 19,1 millions d’euros pour le Président-directeur général (34,8 millions d’euros pour les mandataires sociaux bénéficiant de ces régimes en ce compris le Président-directeur général). Ces montants correspondent à la valeur brute des engagements du Groupe vis-à-vis de ces bénéficiaires basée sur une espérance de vie statistique, et intègrent la contribution additionnelle à la charge de la Société devant être versée aux organismes collecteurs des cotisations sociales (URSSAF) d’un montant de 30% sur les rentes dont le montant excède huit plafonds annuels de la sécurité sociale (soit 4,0 millions d’euros pour le Président- directeur général et 7,6 millions d’euros pour les mandataires sociaux concernés en ce Le cumul des montants de tous les régimes de retraite confondus dont bénéficie M. de Margerie représenterait, au 31 décembre 2013, une pension brute annuelle estimée à 718 500 euros, soit 22,17% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2013 (part fixe 2013 et part variable au titre de l’exercice 2012). En cohérence avec les principes de détermination de la rémunération des dirigeants mandataires sociaux fixés par le Code AFEP-MEDEF auquel la Société se réfère, le Conseil d’administration a tenu compte de l’avantage que représente le bénéfice des régimes de retraites pour la détermination de la rémunération du 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 départ (en cas de révocation ou de non renouvellement de mandat du Président-directeur général dans les conditions rappelées ci-dessus) ont été approuvés le 9 février 2012 par le Conseil d’administration et l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. Emploi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .170 Organisation du travail . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .172 Dialogue social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .173 Formation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .173 Égalité des chances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .174 2\. Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 176 Santé et sécurité au travail . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .177 Protection de l’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 Santé et sécurité des consommateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .184 Le dialogue et l’implication avec les parties prenantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 La maîtrise des impacts des activités du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .187 Optimiser la contribution du Groupe au développement socio-économique des communautés et des territoires où TOTAL est implanté . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .188 Le programme d’accès à l’énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .191 Actions de partenariat et de mécénat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .192 Loyauté des pratiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .193 4\. Autres informations sociales, sociétales et environnementales 195 TOTAL et les sables bitumineux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .195 TOTAL et les gaz de schiste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .196 TOTAL et l’Arctique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .196 TOTAL et le Sahara occidental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .197 5\. Périmètres et méthodologie de reporting 197 Référentiels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .197 Périmètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .197 Principes adoptés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .198 Précisions sur certains indicateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .199 6\. Rapport de l’organisme de vérification 200 Attestation de présence des Informations RSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .200 Avis motivé sur la sincérité des Informations RSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .201 7 Informations sociales, environnementales et sociétales TOTAL place la responsabilité environnementale et sociétale au cœur de ses activités et se fixe les principes suivants : – Assurer la sécurité des personnes et de ses installations ; – Limiter son empreinte sur l’environnement ; – Veiller à la bonne application de son Code de conduite dans – Intégrer les défis du développement durable dans la conduite – Renforcer son intégration locale en mettant le dialogue avec ses parties prenantes au centre de sa politique et en participant au développement économique et social des zones où le Groupe – Promouvoir l’égalité des chances et favoriser la diversité et la mixité au sein de son personnel. TOTAL se réfère au guide de reporting de l’IPIECA (l’association globale de l’industrie pétrolière et gazière pour les sujets environnementaux et sociétaux), spécifique à l’industrie, ainsi qu’à la Global Reporting Initiative (GRI). Des informations détaillées sur ces référentiels de reporting sont disponibles sur le site Internet La performance CSR (Corporate Social Responsibility) de TOTAL est évaluée par les agences de notation extra-financière. TOTAL est présent de façon continue depuis 2001 dans l’indice FTSE4Good (bourse de Londres), depuis 2004 dans l’indice ASPI (Advanced Sustainability Performance Index) de l’agence française Vigeo, ainsi que dans les Dow Jones Sustainability Indexes (DJSI – bourse de New York) : en 2013, TOTAL a figuré pour la dixième année consécutive dans le DJSI Monde (TOTAL est la seule major présente dans cet indice depuis 2010) ; TOTAL figure également dans le DJSI Europe depuis 2005. La note méthodologique concernant les informations figurant dans ce chapitre est fournie au point 5 de ce chapitre. Les éléments quantitatifs présentés ci-après concernant les effectifs mondiaux de TOTAL couvrent l’ensemble des entités 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 à cet échantillon qui représente 90% des effectifs du Groupe en 2013 (82% en 2012). Au 31 décembre 2013, les effectifs du Groupe s’élèvent à 98 799 salariés appartenant à 355 sociétés et filiales, présentes dans 101 pays. Les tableaux ci-dessous indiquent, à fin 2011, 2012 et 2013, la répartition des salariés selon les critères suivants : genre, nationalité, secteur d’activité, zone géographique et tranche d’âge. Effectifs du Groupe 2013 2012 2011 Gas & Power 1,1% 1,7% 1,7% Marketing & Services 21,5% 21,6% 21,6% Effectifs du Groupe 2013 2012 2011 Reste de l’Europe 23,4% 23,5% 23,4% Amérique du Nord 6,6% 6,4% 6,8% Amérique du Sud 9,6% 8,9% 7,5% < à 25 ans 6,5% 5,7% 5,9% 25 à 34 ans 29,1% 29,2% 30,0% 35 à 44 ans 28,8% 28,5% 28,1% 45 à 54 ans 23,1% 23,7% 24,0% > à 55 ans 12,5% 12,9% 12,0% Entre 2012 et 2013, les effectifs ont augmenté de 1,7%. À fin 2013, les pays qui comptent les effectifs les plus importants sont après la France, les États-Unis, suivis de la Chine, du Mexique et de l’Allemagne. Informations sociales, environnementales et sociétales 7 La répartition par sexe et par nationalité des effectifs cadres ou équivalents (≥300 points Hay) est la suivante : Le Panorama social mondial (PSM) a concerné, en 2013, 88 653 salariés appartenant à 149 filiales. Effectifs du Groupe au périmètre PSM 2013 2012 2011 % des effectifs du Groupe 90% 82% 77% Les recrutements de collaborateurs en contrat à durée indéterminée (CDI), réalisés en 2013 sur le périmètre consolidé, sont en augmentation de 8,8% par rapport à 2012. Les recrutements les plus nombreux l’ont été en Amérique latine (30,5%), suivie par l’Asie (26,7%) et l’Europe (25,1%) et dans le secteur Raffinage-Chimie (49,1%). Les sociétés du Groupe ont par ailleurs embauché 4 326 collaborateurs en contrat à durée déterminée (CDD) sur le périmètre consolidé. Plus de 600 000 candidatures ont été enregistrées par les filiales du périmètre PSM. Sorties hors retraites, mutations, cessations anticipées d’activité Ruptures conventionnelles (France) 138 217 242 Total des sorties / total des effectifs 6,9% 8,6% 7,2% (a) L’augmentation entre 2011 et 2012 est principalement due à la réduction des effectifs chez SunPower, essentiellement aux Philippines. Un double impératif guide l’approche de TOTAL en matière de politique 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 où le Groupe est présent. Dans la plupart des filiales pour lesquelles un suivi particulier est conduit annuellement, un positionnement au minimum à la médiane du comparatif externe de référence (médiane du marché) est visé. Des campagnes d’augmentations générales et d’augmentations au mérite sont menées annuellement. Les sociétés du Groupe peuvent 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 mieux reconnaître la contribution individuelle. La tendance est en effet d’aller vers davantage d’individualisation des rémunérations par un renforcement de la rétribution liée à la performance collective et individuelle. L’élément HSE (Hygiène-Sécurité-Environnement) est intégré comme composante de l’évaluation des performances collectives et individuelles. Une politique de reconnaissance de la performance HSE est mise en œuvre, orientée vers l’appréciation de la performance individuelle des managers et de la performance collective des équipes. La part variable de la rémunération des managers est déterminée notamment selon l’atteinte d’objectifs HSE fixés par secteur d’activité. Elle peut également comporter des objectifs HSE individualisés, dont l’atteinte est appréciée lors de l’entretien annuel 7 Informations sociales, environnementales et sociétales d’évaluation. Pour les cadres dont la rémunération comporte une part variable, le poids des critères HSE peut atteindre jusqu’à 10% de la part variable. Pour l’ensemble des collaborateurs, l’entretien annuel d’évaluation comporte également un objectif HSE déterminé avec la hiérarchie. En outre, l’accord d’intéressement soumis à renégociation triennale, signé pour la période 2012-2014 aux bornes du pôle pétrole et pétrochimie (1) en France, prévoit pour la première fois une composante de rétribution liée à l’atteinte d’un objectif de performance HSE apprécié par secteur d’activité. Par ailleurs, 93% des effectifs du périmètre PSM 2013 sont salariés dans un pays où la législation garantit un salaire minimum. En l’absence de législation pour les 7% complémentaires, le Groupe se conforme a minima aux accords tarifaires locaux (négociations internes ou accords de branche) ou bâtit sa propre structure. Dans tous les cas, la fixation de la rémunération minimum s’inscrit dans le cadre de la politique décrite ci-dessus, élaborée à l’aide de benchmarks externes, ce qui assure un niveau de rémunération au-delà du 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 actions de performance à un grand nombre de ses collaborateurs (environ 10 000), en fonction de l’atteinte d’objectifs économiques d’ensemble (se reporter au point 4. du chapitre 6). En juillet 2013, le Conseil d’administration de TOTAL S.A. a approuvé un plan d’attribution d’actions de performance. Ce plan, le neuvième mis en œuvre par le Groupe depuis que la loi a permis l’attribution gratuite d’actions aux salariés, assure un renouvellement important avec 39% de salariés non bénéficiaires l’année précédente. Le Groupe propose régulièrement à ses salariés de souscrire à des augmentations de capital réservées, dont la dernière a été réalisée en 2013. Lors de cette opération, 28 000 salariés appartenant à 96 pays ont décidé de souscrire à cette augmentation de capital qui, outre une formule classique, comportait une formule sécurisant l’investissement du salarié avec un rendement minimum garanti. TOTAL met en outre au cœur de sa politique de Ressources humaines le développement de l’épargne salariale, lorsqu’elle est possible. Pour une information plus détaillée, se reporter au point 5. du chapitre 5 du présent Document de référence. Chaque année, des améliorations des dispositifs de retraite ou de protection sociale (assurance maladie, prévoyance, etc.) existant au sein des filiales du Groupe sont recherchées. Ainsi, par exemple, depuis 2011 peuvent être mentionnés : la mise en place progressive d’un régime de retraite complémentaire dans certaines filiales des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services, le benchmark et la mise en place de régimes complémentaires de santé et prévoyance dans huit pays d’Asie ou pour l’ensemble des collaborateurs des filiales au Mexique en 2013. Des avancées complémentaires dans d’autres pays ont été réalisées en 2013 concernant l’indemnité en cas de décès. Un régime d’assurance prévoyant le versement en cas de décès, quelle qu’en soit la cause, d’une indemnité de deux ans de salaire minimum est en place dans une grande majorité des sociétés du Groupe. À la suite des évolutions significatives du périmètre sous revue (cession de sociétés importantes et intégration de sociétés nouvelles, créées ou acquises), la couverture globale de ce régime, en fin d’exercice, est de 86% de l’effectif du périmètre PSM 2013. 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, et de quarante heures dans la majorité des pays d’Asie et d’Afrique. Elle est plus élevée aux Selon les législations locales en vigueur, plusieurs dispositifs permettent d’équilibrer vie professionnelle et vie privée ou de favoriser l’égalité des chances. En France, le télétravail a été lancé en 2012. Au 31 décembre 2013, on compte 255 télétravailleurs aux bornes du pôle pétrole et pétrochimie (1), dont 45% de cadres et 30% d’hommes. PSM 2013 PSM 2012 PSM 2011 % des sociétés offrant la possibilité de travailler à temps partiel 63% (a) 69% 63% % des salariés travaillant à temps partiel parmi ceux en ayant la possibilité 5,2% 5% 5% % des sociétés permettant le télétravail 22% 19% 15% % des salariés en situation de télétravail parmi ceux en ayant la possibilité 2,3% 2% 3% (a) La baisse de ce pourcentage entre 2013 et 2012 s’explique par la variation du périmètre du PSM. Le taux d’absentéisme pour raisons médicales est l’un des indicateurs suivis dans le cadre du PSM : PSM 2013 PSM 2012 PSM 2011 Taux d’absentéisme pour raisons médicales 2,5% 2,6% 2,7% (1) Soit neuf sociétés de l’Amont, du Raffinage-Chimie et du Marketing & Services en France. Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Parmi les nombreuses parties prenantes avec lesquelles TOTAL entretient et entend développer un dialogue régulier (se reporter aussi au point 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, les sociétés du Groupe s’attachent à mettre en place une telle représentation (par exemple au Myanmar et au Nigeria). Ainsi, 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. Au sein du Groupe, des évolutions d’organisation ont été réalisées en 2013 en concertation avec les partenaires sociaux et ont donné lieu à un dialogue social constructif aboutissant à des accords comme celui portant sur les engagements dans le cadre de la cession de la société TIGF et celui relatif au dispositif d’accompagnement social du projet pour l’avenir de la plateforme pétrochimique de Carling. En France, trente-deux accords ont été signés avec les partenaires sociaux en 2012, portant notamment sur les régimes de retraite, les systèmes de rémunération, les PSM 2013 PSM 2012 PSM 2011 Part des sociétés disposant d’une représentation des salariés 71,6% (a) 79,9% 77,4% Part des effectifs couverts par une convention collective 67% 67,7% 70,3% (a) La baisse de ce pourcentage entre 2013 et 2012 s’explique par la variation du périmètre du PSM. TOTAL poursuit le développement du dialogue social au niveau européen par le biais de négociations avec les fédérations syndicales Plusieurs accords, à l’instar de la plateforme sociale et de l’égalité des chances visant à mettre en place un socle social applicable dans l’ensemble des entités européennes du Groupe, ont été signés. Un comité européen, instance unique de représentation du personnel au niveau du Groupe est par ailleurs en place et permet d’assurer une information et un échange de vues sur la stratégie du Groupe, sa situation sociale, économique et financière ainsi que sur les questions relatives au développement durable, à la responsabilité sociale et environnementale, et à la sécurité au périmètre européen. Il est également saisi de tout projet d’évolution d’organisation d’importance concernant au moins deux sociétés dans deux pays européens pour exprimer un avis, en complément des procédures initiées devant les instances représentatives nationales. Par ailleurs, tous les deux ans, TOTAL conduit une enquête d’opinion interne auprès des collaborateurs 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. Les résultats de l’enquête menée en 2013 auprès de plus de 70% des salariés du Groupe ont montré que les salariés ont un taux d’engagement de 73% avec une fierté de Les objectifs du Groupe se déclinent en quatre grands enjeux pour – partager les fondamentaux de la culture Groupe, en particulier dans les domaines de l’éthique et HSE ; – renforcer les compétences clés dans tous les métiers du Groupe et maintenir un haut niveau de performance opérationnelle des – favoriser l’intégration et l’évolution professionnelle des salariés au moyen de formations à la connaissance du Groupe, en management – accompagner la politique de mobilité et de diversité au sein de TOTAL par des formations linguistiques et interculturelles. L’effort du Groupe en matière de formation est soutenu en 2013 : 87% des salariés ont reçu au moins une formation et, sur le périmètre PSM, 454 000 jours de formation dispensés pour un budget total de l’ordre de 290 millions d’euros (le compagnonnage représente environ 23%). Les orientations de formations techniques ou répondant à des besoins spécifiques des activités, sont mises en œuvre par les directions opérationnelles métier afin d’être adaptées au mieux L’année 2013 a permis de poursuivre l’effort de formation dans les domaines HSE avec des programmes orientés Culture HSE (se reporter au point 2.2.1.). Cette année marque également une accélération du développement des programmes managériaux à l’international, notamment pour renforcer l’équité dans l’accès aux parcours Groupe. Par ailleurs, TOTAL poursuit le déploiement massif de modules e-learning métier et des programmes sur des thèmes transverses, comme la diversité, la conformité, le droit de la concurrence, la chaîne pétrolière et gazière. En 2013, 33 000 personnes ont suivi au moins un module. 7 Informations sociales, environnementales et sociétales Nombre moyen de jours / an de formation par salarié (y compris compagnonnage, hors e-learning) PSM 2013 PSM 2012 PSM 2011 Gas & Power 2,4 5,1 5,3 Marketing & Services 3,4 4,2 4,4 Marketing & Services 3,6 4,7 4,4 Amérique du Nord 5,0 8,3 7,9 Répartition par type de formation dispensée (y compris compagnonnage, hors e-learning) (a) Autres : management, développement personnel, interculturel. TOTAL veille à l’égalité des chances pour l’ensemble de ses salariés tout au long de leur parcours professionnel. Un plan d’action a été lancé dès 2004 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 mixité, 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. entre les hommes et les femmes de responsabilités, au même titre que leurs homologues masculins. Le Conseil de la diversité suit à cet égard les indicateurs suivants : % de femmes 2013 2012 2011 Dans le recrutement en CDI 36% 31% 29% Dans le recrutement cadres / NP (1) ≥10 29% 27% 28% Dans les effectifs 31% 30% 30% Dans les effectifs cadres / NP (1) ≥10 24% 24% 23% Parmi les cadres dirigeants 17% 16% 15% 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 S.A., depuis l’Assemblée générale des actionnaires 2012, comporte 33% de femmes contre 26% précédemment. Pour une information plus détaillée, se reporter au point 1.1. du chapitre 5. 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 (unglobalcompact.org) établis par le Pacte mondial Autres voies d’engagement du Groupe : les accords ou dispositions relatifs à l’accès à l’emploi, au congé maternité, au congé paternité, 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. Le Groupe entend à la fois continuer à favoriser la mixité dans ses métiers et permettre aux femmes d’accéder à tous les niveaux En complément, le Groupe offre la possibilité aux femmes d’échanger par le biais de TWICE (Total Women’s Initiative for Communication (1) NP : Niveau de poste évalué selon la méthode Hay. La méthode Hay est un référentiel unique de classification et d’évaluation des postes. Le NP10 correspond à un niveau cadre débutant. Informations sociales, environnementales et sociétales 7 and Exchange), créé en 2006 puis relancé en 2009. Ce réseau a pour objectif de favoriser le développement de la carrière des femmes, en ligne avec la stratégie mixité de TOTAL. Il est aujourd’hui présent en France et à l’international (Allemagne, Angola, Belgique, Cameroun, Canada, Chine, Congo, Émirats arabes unis, Gabon, Indonésie, Italie, Nigeria et Singapour), et compte plus de 3 000 membres. Dans le cadre de TWICE, un programme de mentoring est ainsi proposé aux femmes afin de les accompagner dans leur développement professionnel en les aidant à mieux négocier les phases clés de leur parcours, à nourrir une réflexion sur elles-mêmes et à étendre leur réseau. Avec plus de 130 nationalités représentées dans ses effectifs, TOTAL bénéficie d’une grande diversité culturelle qu’il importe de retrouver à tous les niveaux de l’entreprise et dans l’ensemble de ses métiers. Les sociétés du Groupe recrutent pour un portefeuille de métiers extrêmement variés, le plus souvent à forte composante technologique, et privilégient les recrutements au niveau local. En 2013, 73% des cadres recrutés ont été des non-Français, représentant plus de 80 nationalités différentes. Plusieurs mesures ont été mises en place pour que l’internationalisation du management reflète cette diversité : harmonisation des pratiques relatives aux 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 des formations. % de non-Français 2013 2012 2011 Dans le recrutement en CDI 90% 88% 87% Dans le recrutement cadres / NP (1) ≥10 73% 71% 75% Dans les effectifs 67% 64% 64% Dans les effectifs cadres / NP (1) ≥10 61% 59% 59% Parmi les cadres dirigeants 26% 25% 23% 1.5.3. Mesures en faveur de l’emploi et de l’insertion des personnes handicapées Depuis plus de vingt ans, TOTAL a choisi en France 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 : insertion, formation professionnelle, maintien dans l’emploi, communication, sessions de sensibilisation organisées pour les managers et les équipes, les responsables en ressources – 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. Dans la continuité de ce qui a été entrepris, trois nouveaux accords- cadre, signés pour trois ans (2013-2015) avec les organisations syndicales représentatives françaises, fixent en France la politique de TOTAL en matière d’intégration professionnelle des personnes 1.5.4. Mesures en faveur de la non- discrimination et promotion de la diversité 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 l’IMS-Entreprendre pour la Cité (Institut Mécénat Solidarité), en vue de faciliter l’insertion professionnelle La Fondation 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. (1) NP : Niveau de poste évalué selon la méthode Hay. La méthode Hay est un référentiel unique de classification et d’évaluation des postes. Le NP10 correspond à un niveau cadre débutant. 7 Informations sociales, environnementales et sociétales 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 adoptée en 2000 et réactualisée en 2009. Cette charte constitue le socle commun des référentiels de management du Groupe en matière HSE (Hygiène, Sécurité, Environnement) et Qualité. Les directives Groupe définissent le cadre des exigences minimales attendues sur les différents sujets ; elles sont déclinées dans les secteurs qui prennent alors en compte les spécificités de leurs activités. Des recommandations, des guides et des manuels sont régulièrement édités et mis à la disposition des différents secteurs : ce sont des supports importants pour la mise en pratique et la gestion des politiques. 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 secteurs et veillent à ce qu’ils 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 le guide de reporting de l’IPIECA), les informations sur la sécurité, la santé et l’environnement figurant ci-après 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. Les données présentées dans cette section sont fournies à périmètre courant. Ainsi, les données relatives à SunPower, dont le Groupe détient 64,65%, ont été prises en compte à partir de 2012. Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 2.1. Santé et sécurité au travail Le Groupe développe depuis de nombreuses années un référentiel normatif HSE. Dans ce cadre, des directives sont élaborées en matière de santé et de sécurité au travail. Elles explicitent les exigences de TOTAL dans ces domaines pour les personnels intervenant sur ses sites. L’année 2013 a vu les trois secteurs faire évoluer leur approche sur les référentiels des systèmes de management HSE de façon à donner une plus grande cohérence d’ensemble, tout en respectant les spécificités propres aux différentes activités. Des indicateurs mesurent les principaux résultats : le reporting mensuel des accidents au poste de travail permet de suivre globalement et par site les performances. Dans un domaine où TOTAL veille à ne faire aucune différence entre la sécurité des collaborateurs du Groupe et des entreprises extérieures sous contrat, les indicateurs ci-dessous incluent les accidents et les heures travaillées des salariés du Groupe et de ceux des entreprises prestataires intervenant sur ses sites. LTIR (a) : nombre d’accidents avec arrêt par million d’heures travaillées 0,9 1,0 1,3 TRIR (b) : nombre d’accidents déclarés par million d’heures travaillées 1,6 1,8 2,2 SIR (c) : nombre moyen de jours d’arrêt par accident avec arrêt 32,0 27,2 23,9 (a) LTIR : taux de fréquence des accidents avec arrêt (Lost Time Injury Rate). (b) TRIR : taux de fréquence des accidents déclarés (Total Recordable Injury Rate). (c) SIR : taux de sévérité des accidents avec arrêt (Severity Injury Rate). Le taux de sévérité des accidents avec arrêt de 2013 est en augmentation par rapport à l’année précédente. Cette évolution est nettement marquée dans le secteur de l’Amont, où un seul événement a entraîné le décès de quatre personnes (voir ci-dessous) et l’arrêt de travail de quatorze autres employés sur une longue durée, ainsi qu’au Marketing & Services où l’intégration dans le périmètre de reporting France des travaux réalisés dans les stations-service a eu un effet sensible sur l’augmentation du taux de sévérité du secteur. En revanche, au Raffinage-Chimie, cet indicateur est en légère diminution. L’impact sur l’évolution du taux de sévérité de l’augmentation du volume de l’activité à l’Exploration-Production et des accidents de sûreté (principalement au Marketing & Services) est également suivi avec beaucoup d’attention. En 2013, le Groupe a déploré onze événements accidentels ayant conduit à quinze décès, dont un dramatique accident d’hélicoptère qui a causé le décès de quatre personnes d’entreprises prestataires. Cet accident s’est produit fin août en mer du Nord, au large des Îles Shetland lors d’un transfert de personnel depuis une plateforme de forage en mer. Dix-huit personnes étaient à bord de cet hélicoptère. Une enquête est diligentée par les autorités britanniques Le nombre de décès par millions d’heures travaillées (fatality incident rate) calculé sur trois ans glissants montre néanmoins une tendance à la baisse : 0,030 en 2011 ; 0,025 en 2012 et 0,021 en 2013. 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 scrupuleusement 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 presqu’accidents 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 en 2011 et 2012 le déploiement des règles d’or, afin de s’assurer que chacun les connaît et les comprend parfaitement. La bonne application de ces règles d’or, et plus généralement de toutes les procédures en matière de sécurité au poste de travail, est vérifiée par des visites de terrain et des audits. Ces règles font également l’objet de présentations et de séminaires réguliers organisés avec les partenaires sociaux du Comité européen. En 2013, une campagne mondiale de sécurité a été lancée à l’occasion de la Journée mondiale de la sécurité sur le thème de l’engagement pour la sécurité : « TOTAL commitment for me, for you, for all ». Cette campagne, déployée en dix-huit langues, est appelée à se prolonger sur plusieurs années. Par ailleurs, la remontée des anomalies et des presqu’accidents est fortement encouragée et fait l’objet d’un suivi. L’aptitude de chaque employé à identifier des anomalies ou des situations dangereuses est une mesure de l’implication et de la vigilance du personnel dans la prévention des accidents, qui traduit aussi le niveau de culture sécurité. D’une façon générale, les événements accidentels, quelle qu’en soit la nature, font l’objet d’une enquête dont la méthode et la profondeur d’investigation dépendent du niveau de gravité réelle ou potentielle. Ainsi, un presqu’accident à haut niveau potentiel de gravité est traité comme un accident grave : son analyse est considérée comme un facteur de progrès essentiel et, selon l’intérêt qu’il est susceptible de présenter pour les autres entités du Groupe ou de l’activité, il donne lieu à une alerte de sécurité, voire à la diffusion d’une fiche de retour Les directives du Groupe sont tout aussi exigeantes concernant la santé des salariés. Il est attendu des sociétés du Groupe entre autres la formalisation d’une analyse des risques au poste de travail (qui peuvent être de nature chimique, physique, biologique, ergonomique 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 : à leurs salariés (périmètre PSM) 95% 98% 96% (selon les critères de la réglementation locale) par million d’heures travaillées 0,68 0,86 0,87 En 2013, il y a une diminution de 18% des maladies déclarées par rapport à 2012, concentrée sur les principales maladies professionnelles identifiées dans le Groupe : – les troubles musculo-squelettiques, première cause de maladie professionnelle avec 42% des maladies déclarées. La réduction a été de 12% par rapport à 2012 grâce à la mise en place d’un plan d’action spécifique de maîtrise des risques et d’amélioration des conditions de travail, en particulier dans les activités d’Hutchinson ; – les pathologies liées à l’exposition à l’amiante, en baisse de 33% par rapport à 2012 en ligne avec la baisse continue depuis plusieurs années du fait de l’absence d’exposition récente ; – les pathologies liées à l’exposition au bruit. 7 Informations sociales, environnementales et sociétales Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement En appui de la politique du Groupe en la matière et en complément de la surveillance médicale périodique en place, un observatoire de la santé des salariés a été mis en place. L’objectif de cet observatoire est de suivre l’évolution des possibles pathologies chez les salariés et, le cas échéant, proposer et fédérer des actions de prévention. À fin 2013, treize sites du Groupe en Europe font partie de ce projet. La population suivie représente environ 10% des salariés du Groupe. En parallèle, huit 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 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 980 équivalents temps plein consacrés à l’environnement sont dénombrés dans 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 présentées au Comité exécutif, qui font l’objet d’objectifs d’amélioration fixés sur – traiter, en collaboration avec les secteurs d’activité, des différentes thématiques concernant l’environnement dont ils sont responsables ; – promouvoir les normes internes à faire appliquer par les entités opérationnelles du Groupe en déclinaison de la charte. 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, cancer, paludisme, etc. à destination des salariés, de leur famille et des communautés locales). Des actions de sensibilisation sur les risques liés au style de vie sont également mises en œuvre depuis quelques années (campagnes anti-tabac et anti-alcool, prévention des troubles musculo-squelettiques, etc.). 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 (trois sessions ont eu lieu en 2013, avec soixante-dix-huit participants). 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 (cinq sessions ont eu lieu en 2013, avec 221 participants). Enfin la formation « HSE for Executives » destinée aux cadres dirigeants du Groupe et centrée sur les styles de management est dispensée depuis 2012 (cinq sessions ont eu lieu en 2013, avec 99 participants). TOTAL mène une politique active de mesure, de maîtrise et de réduction de l’empreinte de ses activités sur l’environnement. Dans ce cadre, les rejets de substances sont identifiés et quantifiés par milieu de rejet (eau, air, sols), de façon à mettre en œuvre des mesures adaptées pour mieux les maîtriser. De nouveaux objectifs ont été fixés début 2013, sur une période TOTAL promeut par ailleurs en interne la conformité de ses systèmes de management de l’environnement à la norme ISO 14001. En 2013, 314 sites (contre 305 en 2012) du Groupe étaient couverts par un tel certificat, sur 858 sites opérés. Le nouvel objectif pour 2017 est d’avoir tous les sites de production émettant plus de 10 kt de CO2 équivalent par an certifiés, toujours avec une tolérance de deux ans pour les sites en démarrage ou nouvellement acquis. À la fin 2013, 100% des 84 sites remplissant ces conditions sont certifiés ISO 14001 et un site ayant démarré il y a moins de deux ans a planifié 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 (se reporter également au point 1.10. du chapitre 5). TOTAL fait partager à l’ensemble de son personnel ses exigences en matière de respect de l’environnement. 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 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. Au-delà du respect des réglementations applicables, les sociétés du Groupe veillent à appliquer une politique visant à diminuer les quantités émises. Les sites sont équipés de systèmes de traitement qui incluent – des mesures organisationnelles (par exemple l’utilisation de modèles prédictifs pour la maîtrise des pics d’émission de SO2 en fonction des données météorologiques, la conduite – des mesures techniques (comme la création de stations de Ces mesures peuvent être préventives, de manière à éviter la génération de la substance polluante (comme 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 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 Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement en hydrocarbures (inférieure à 30 mg / l) de la norme OSPAR obligatoire uniquement en mer du Nord. Pour la cinquième année applicable consécutive, cet objectif a été atteint en 2013 par le En 2013, la plateforme de Normandie (usine pétrochimique) a accueilli un projet de recherche européen appelé E4WATER visant à connaître les technologies de demain qui permettront de recycler de l’eau à partir d’une matrice de pollution pétrochimique. Cela consiste à tester sept procédés pilotes (filtration sur sable, ozonation pour réfrigération, traitement de désinfection UV, ozonation pour eaux résiduaires, bio filtration, ultrafiltration et osmose inverse) sur deux flux aqueux du site : eaux résiduaires et eaux de réfrigération. Ces technologies sont matures, mais leur combinaison sur une matrice pétrochimique est innovante. Au terme du projet prévu pour 2015, les connaissances acquises seront utilisées localement pour un projet de recyclage (40% de réduction de prélèvement) ou globalement (schéma de recyclage pour les secteurs Exploration- Production et Raffinage-Chimie). Ce projet vise à la fois une diminution des rejets en substances dangereuses vers le milieu naturel et une économie de ressources naturelles en recyclant l’eau dans les procédés utilisés par le Groupe. Le tableau suivant indique l’évolution des rejets chroniques atmosphériques (hors gaz à effet de serre ; se reporter au point 2.2.5.) et de la qualité Émissions de SO2 en milliers de tonnes 75 79 91 Émissions de NOx en milliers de tonnes 91 88 84 Hydrocarbures dans les eaux rejetées en tonnes (en onshore et côtier, hors Chimie de Spécialités) 306 437 380 Demande chimique en oxygène (DCO) dans les eaux rejetées par la Chimie de Spécialités, en tonnes 270 275 320 En 2013, la présentation des rejets d’hydrocarbures dans les effluents a été modifiée afin d’avoir un indicateur cohérent avec l’objectif que le Groupe s’est fixé (réduction de 40% des rejets d’hydrocarbures onshore et côtiers entre 2011 et 2017). Afin de comparer la performance 2013 par rapport à celle des années précédentes, la concentration des hydrocarbures dans les eaux rejetées à l’Exploration-Production est donnée ici : 17 mg / l en 2013 contre 23 mg / l en 2012 et 20 mg / l en 2011. La légère diminution des émissions de SO2 entre 2012 et 2013 est due aux arrêts des craqueurs catalytiques sur deux raffineries et au bon fonctionnement des unités soufre sur d’autres raffineries. Par ailleurs les combustibles utilisés dans les raffineries du Groupe sont dorénavant très majoritairement gazeux, avec une teneur en soufre négligeable par rapport à celle des combustibles liquides. En 2013, les émissions de NOx ont augmenté de 5 kilo-tonnes à l’Exploration-Production du fait de l’accroissement des activités de forage et donc de la consommation de diesel, et elles ont diminué de 1,5 kilo-tonnes du fait de la cession de l’activité Fertilisants. La quantité d’hydrocarbures rejetés en côtier et onshore est en nette baisse grâce à l’amélioration des performances des terminaux pétroliers situés dans le Golfe de Guinée, avec l’entrée en fonction d’investissements d’une part et la meilleure gestion opérationnelle entre les installations offshore et les terminaux d’autre part. Par rapport aux objectifs que le Groupe s’est fixés début 2013, la situation est la suivante à fin 2013 : – 19% de réduction des rejets d’hydrocarbures dans les eaux (onshore et côtier) depuis 2011 à comparer à l’objectif de 40% – 24% de réduction des émissions de SO2 par rapport à 2010, soit mieux que l’objectif fixé pour 2017 (-20%). Les risques de contamination des sols liés aux activités de TOTAL (se reporter au point 2.2.3. du présent chapitre) et des stockages 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 qu’en opération et dans les transports ; – 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. TOTAL veille à remettre 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, et est encadrée depuis 2012 par une politique « Réhabilitation des sites et sols pollués ». Les sociétés du Groupe veillent à maîtriser leurs productions de déchets à tous les stades de leurs activités. 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 déchets produits par 2\. réutiliser les produits pour un usage similaire, afin d’éviter qu’ils 3\. recycler les déchets résiduels ; 4\. revaloriser énergétiquement, autant que possible, les produits 7 Informations sociales, environnementales et sociétales Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement Pour ce faire, TOTAL s’appuie sur divers partenariats : – Avec Veolia, le Groupe s’est par exemple engagé dans le projet Osilub, qui a vu la création, au Havre (France), d’une usine de retraitement des huiles de moteur usagées. Opérationnelle en 2012, l’usine dont TOTAL détient 35%, permet d’en retraiter 120 000 tonnes par an (soit 50% de la collecte française d’huiles noires) ; les huiles recyclées sont utilisées pour fabriquer du Vacuum Gas Oil (VGO), à destination des raffineries pour la production de lubrifiants ou de carburants. – En 2011, Total Energy Ventures (véhicule d’investissement principalement 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, pour lequel elle a déjà une unité en production. Une directive Groupe éditée en 2012 fixe les exigences minimales en matière de maîtrise de la gestion des déchets. Elle 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 attache une importance particulière à la gestion et au traitement des déchets classés dangereux (compte tenu de leur nature, leur traitement est essentiellement effectué à l’extérieur du Groupe, du Groupe, en kt 232 237 248 TOTAL suit également depuis 2012 le type de filière de traitement des déchets pour les principales catégories ci-après : (a) Les valeurs ont été corrigées pour 2012 du fait d’un volume important d’effluents aqueux qui n’aurait pas dû être comptabilisé en déchets dans la filiale Exploration- Production Les activités de TOTAL peuvent engendrer des nuisances pour les riverains de ses sites industriels. Ces nuisances peuvent être sonores, olfactives mais également issues de vibrations ou encore du trafic routier, maritime ou fluvial. Outre la mise en place d’organisations et de systèmes de management, TOTAL s’efforce de minimiser les risques industriels et les impacts environnementaux liés à ses activités à travers : – la réalisation d’inspections et d’audits rigoureux ; – la formation du personnel et la sensibilisation de toutes 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 exposées aux risques technologiques, 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 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 d’inspection des navires. TOTAL n’affrète aucun navire à simple coque pour ses transports maritimes d’hydrocarbures et la moyenne d’âge de la flotte affrétée par le Shipping de TOTAL est d’environ cinq ans. Conformément aux usages de la profession, TOTAL suit tout liquides dont le volume unitaire est supérieur à un baril. Ceux qui dépassent un certain seuil de gravité (que ce soit du fait du volume déversé, de la nocivité du produit concerné ou de la sensibilité 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 Le tableau suivant indique le nombre et le volume des déversements accidentels d’hydrocarbures ayant atteint l’environnement et dont le volume unitaire est supérieur à un baril : l’environnement, en milliers de m3 1,8 2,0 1,8 N.B. Les sols des sites sont considérés comme faisant partie de l’environnement naturel Les sites ont pour la plupart un système de recueil et de traitement des plaintes des riverains, l’objectif étant de mieux connaitre ces nuisances, et autant que possible, les prendre en compte et les diminuer. 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 S’il n’est pas tenu compte des quantités déversées lors de l’incident d’Elgin en mer du Nord (environ 700 m3) survenu en 2012, les volumes 2013 sont en hausse par rapport à 2012. Cette hausse s’explique en majeure partie par des déversements dans les raffineries (qui représentent environ un tiers du total), dont plus de 95% a été récupéré, mais également par un meilleur reporting Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement Bien que l’accent soit mis sur la prévention des risques, TOTAL s’exerce régulièrement à la gestion de crise sur la base de scénarios de risque identifiés par les analyses. 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. Pour les déversements accidentels atteignant les eaux de surface, des plans de lutte antipollution propres à chaque filiale ou site, adaptés à leur organisation, leurs activités et leur environnement tout en restant en phase avec les recommandations Groupe sont régulièrement revus et testés dans le cadre d’exercices. En 2012, les exigences du Groupe relatives à l’élaboration des plans d’intervention et aux exercices associés ont été formalisées de captage (capping) pour palier un événement sur un puits en production. Ces dispositifs seront positionnés courant 2014 dans le golfe de Guinée où TOTAL est fortement présent en production En novembre 2013, un exercice de grande ampleur d’une simulation d’une fuite massive et alimentée d’hydrocarbures en offshore profond a été réalisé en Angola. Cet exercice de crise, appelé « Lula », a mobilisé la filiale angolaise pendant trois jours avec des moyens représentatifs de ce qu’aurait demandé la gestion réelle d’un tel événement (plusieurs bateaux, un avion, des hélicoptères, des équipes mobilisées sur le FPSO, aux sièges de la filiale Total E&P Angola à Luanda et du Groupe à Paris, etc.). Il a permis de tester plusieurs des dispositifs mis en place par les groupes de travail post-Macondo : Le Groupe mesure son degré de préparation à la lutte antipollution – déploiement d’un dispositif d’injection de dispersants au fond ; – chaîne logistique pour l’approvisionnement de grandes quantités Nombre de sites dont l’analyse de risques a identifié au moins un scénario de pollution accidentelle importante d’une eau de surface Proportion de ces sites disposant d’un plan Proportion de filiales et de sites dont les analyses de risques ont identifié au moins un scénario de pollution accidentelle d’une eau de surface et qui ont mis en œuvre au moins un exercice 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 Le Groupe 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 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. La plupart de ces travaux ont été finalisés en 2012 et le Groupe a poursuivi la mise en place de solutions pour limiter ces risques. En 2012, les travaux menés dans le cadre du Subsea Well Response Project (SWRP), groupement de neuf compagnies pétrolières dont TOTAL fait partie, ont permis de lancer la construction de plusieurs dispositifs de captage (capping) destinés à empêcher le déversement d’hydrocarbures dans le milieu sous-marin, et d’injection de dispersant au fond. En 2013, trois des quatre dispositifs ont été positionnés en différents points du monde et permettent de disposer d’une solution mobilisable au cas où surviendrait un événement de pollution lors d’un forage en eaux profondes. Le dernier sera positionné courant 2014. En complément, les travaux menés dans le cadre du projet Subsea Emergency Response System (SERS), propre à TOTAL, ont également permis de lancer la construction d’équipements – les moyens de lutte anti-pollution en surface (dispersion, – les moyens de suivi et de prédiction de position des nappes d’hydrocarbures (suivi satellitaire, modèles d’évolution en fonction des données océano-météorologiques, etc.) ; – la mobilisation de partenaires spécialisés dans la gestion de crise D’ores et déjà de nombreux enseignements ont pu être tirés de cet exercice et un retour d’expérience détaillé est en cours de rédaction afin d’améliorer encore les capacités du Groupe à répondre à un accident de cette ampleur. 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) ; le Groupe recourt au Global Water Tool for Oil & Gas, un outil développé conjointement par le World Business Council for Sustainable de refroidissement, en millions de m3 126 143 142 dans une zone à stress hydrique 49% 49% 44% La baisse des prélèvements en eau, entre 2012 et 2013, provient principalement de la sortie du périmètre de l’activité Fertilisants en 2013. 7 Informations sociales, environnementales et sociétales Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 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. Il est très largement diffusé Dans les activités d’exploration et de production, la réinjection dans leur réservoir d’origine des eaux extraites en même temps que l’hydrocarbure (eaux de production) est l’une des pratiques qui permet de maintenir la pression du réservoir. Les spécifications techniques en vigueur dans le Groupe prévoient que cette option soit considérée en priorité, de préférence à d’autres méthodes pour 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 ses prélèvements d’eau douce. Les travaux préliminaires pour la mine de sables bitumineux à ciel ouvert de Joslyn North Mine au Canada ont été lancés en 2013. Sur les 4 000 hectares de forêt défrichés, 630 hectares environ feront l’objet de travaux de réhabilitation à la fin du projet (se reporter au point 4.1. du chapitre 7), le reste devant à terme faire En dehors de ce cas, TOTAL utilise les surfaces de sols dont il a besoin pour mener en sécurité ses opérations industrielles et n’a pas, pour l’instant, d’utilisation extensive de surfaces terrestres qui puisse avoir un conflit d’usage significatif avec les divers écosystèmes naturels ou avec l’agriculture. 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 le paragraphe Depuis 2011, TOTAL mesure activité par activité le taux de perte 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 Taux de perte de matières premières 2013 2012 2011 Activité de production d’hydrocarbures 2,5% 2,8% 2,5% Activité de raffinage 0,5% 0,5% 0,6% Mieux maîtriser ses consommations d’énergie est un des objectifs de performance du Groupe. Des documents internes (feuilles de route et guides) en décrivent les enjeux, proposent des méthodologies et des pistes d’actions, voire des objectifs chiffrés de réduction. Depuis début 2013, une directive Groupe formalise les exigences à mettre en œuvre d’ici 2016 dans les sites opérés consommant plus de 50 000 tep / an d’énergie primaire. Début 2013, le Groupe s’est doté d’un objectif d’amélioration de l’efficacité énergétique de 1,5% par an en moyenne entre 2012 et 2017 au périmètre de l’Exploration-Production, du raffinage et de la pétrochimie à l’exclusion de l’activité résines. Ce périmètre représente plus de 95% de la consommation nette d’énergie primaire du Groupe. Un indice d’efficacité énergétique Groupe GEEI (Group Energy Efficiency Index) a été créé début 2013 afin d’évaluer la performance du Groupe dans ce domaine. Il consiste en une combinaison de ratios d’intensités énergétiques (consommation nette d’énergie primaire rapportée au niveau d’activité) par activité, ramenés en base 100 et consolidés avec une pondération par la consommation nette d’énergie primaire de chaque activité. Par construction, sa valeur est de 100 en 2012 et l’objectif est d’énergie primaire, en TWh 157 159 158 Groupe GEEI (base 100 en 2012) 102,3 100 - La baisse de la consommation nette d’énergie primaire s’explique essentiellement par la cession de l’activité Fertilisants. L’efficacité énergétique Groupe s’est détériorée en 2013 malgré l’atteinte de la performance attendue au Raffinage-Chimie. Ceci est principalement le résultat d’une durée de brûlage des gaz associés pendant la phase de démarrage du champ d’Usan au Nigeria plus 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 définit les orientations et les objectifs sur les émissions de gaz à effet de serre (GES) et sur les performances énergétiques ; il s’appuie sur un groupe de travail permanent consacré à l’efficacité énergétique (GT2E), voire sur des groupes de travail transverses temporaires ; – 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, sur la période 2011-2014, à réduire leur consommation d’énergie de 50 TWh (cumulés et actualisés sur l’ensemble de la vie du produit). À travers le programme Total Écosolutions, le Groupe développe par ailleurs des produits et services innovants dont le bilan global sur le plan environnemental, comme la réduction de la consommation énergétique ou des émissions de gaz à effet de serre, est meilleur que celui des produits et services à fonction équivalente disponibles sur le marché. À fin 2013, quarante-deux produits et services bénéficient du label Total Écosolutions. Les modules photovoltaïques SunPower, labellisés en 2013, permettent d’éviter environ 40% d’émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie par rapport à la référence du marché (moyenne des quatre principales technologies concurrentes). Les émissions de CO2 eq évitées sur l’ensemble du cycle de vie par l’usage des produits et services Total Écosolutions, par rapport à l’utilisation de l’offre de référence sur le marché considéré et pour un service rendu équivalent, sont évaluées annuellement à partir des volumes de ventes. Cela représentait 740 000 tonnes CO2 eq en 2012. Début 2013, le Groupe s’est fixé comme objectif d’avoir cinquante labels Total Écosolutions à la fin 2015. Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement Fin 2012, TOTAL a mis en place une offre efficacité énergétique permettant à ses 40 000 collaborateurs en France d’effectuer un diagnostic énergétique de leur logement (financé à 50%) et de bénéficier d’aides à l’investissement pour la réalisation de travaux d’efficacité énergétique dans le cadre des CEE et de tarifs préférentiels de la part de professionnels du bâtiment partenaires du Groupe. Dans le cadre de sa stratégie, TOTAL est engagé de longue date dans le développement des énergies renouvelables. Le principal axe de développement des énergies renouvelables est le solaire au travers de SunPower (64,65%). TOTAL explore aussi plusieurs voies de valorisation de la biomasse. Un descriptif détaillé des activités menées par le Groupe dans le domaine des énergies nouvelles figure au point 4.2. du chapitre 2. TOTAL utilise les énergies renouvelables pour alimenter quelques sites de production. Le Groupe a installé des panneaux photovoltaïques sur plusieurs de ses bâtiments (Pau – CSTJF, Lacq et Raffinerie de Provence) et sur certaines installations de tête de puits isolées, ainsi que sur les auvents d’un certain nombre de stations-service, en Europe et en Afrique. Émissions de gaz à effet de serre (GES) TOTAL a fait de la réduction des émissions de GES une de ses priorités et s’est fixé pour objectif, à l’horizon 2015, de réduire de 15% par rapport à 2008 les émissions de GES générées par les activités opérées par le Groupe. Des objectifs chiffrés ont également été définis sur le plan de la réduction du brûlage (50% de réduction entre 2005 et 2014) et de l’augmentation de l’efficacité énergétique (1,5% par an entre 2012 et 2017). Ceux-ci sont publiés et suivis annuellement. en Mm3 par jour 10,8 10,8 10,0 opérés par le Groupe) 46 47 46 de GES, en Mt CO2 équivalent 51 53 (a) 53 (a) La correction de 2 Mt CO2 eq sur le chiffre 2012 provient d’une erreur dans l’interprétation de l’information reçue de notre partenaire Novatek. Le brûlage des gaz associés est stable en 2013 et inclus toujours 2 Mm3 par jour provenant du site d’Usan en démarrage, qui ne devrait pouvoir commencer sa réinjection des gaz associés que courant 2014 du fait de la structure géologique du réservoir. En excluant ces volumes liés au démarrage d’installations, les volumes de gaz associés brûlés s’établissent à 8,8 Mm3 / j soit une baisse de 40% par rapport à l’année 2005 de référence. L’objectif du Groupe est une baisse de 50% à l’horizon 2014 hors démarrages de nouvelles installations. La baisse des émissions directes opérées de gaz à effet de serre est essentiellement liée à la cession des Fertilisants qui représentaient 1 Mt CO2 eq en 2012. Afin de s’assurer que les projets d’investissement sont résistants à l’émergence généralisée d’un coût des émissions de CO2, les investissements sont évalués depuis 2008 en considérant un coût d’émission du CO2 de 25 € par tonne de CO2 émise. TOTAL investit dans la R&D 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. La phase d’injection de CO2 a été arrêtée en 2013, mais l’observation du comportement du stockage de CO2 se poursuivra jusqu’en mars 2016. Le Groupe veille à évaluer la vulnérabilité de ses installations existantes ou futures, en tenant compte des prévisions en matière 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 concernant la limitation des effets anthropiques sur le climat, 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 En raison de leur nature, et notamment parce que les nouveaux projets de l’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 – des impacts physico-chimiques entraînant une altération des milieux et des habitats, ou pouvant affecter ou perturber certaines espèces ; – une contribution à la propagation d’espèces invasives, dans 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 7 Informations sociales, environnementales et sociétales Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 3\. porter une attention spécifique aux opérations dans les régions dont la diversité biologique est particulièrement riche 4\. informer et sensibiliser les collaborateurs, les clients et le public en contribuant à améliorer la compréhension des 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 régulièrement mises à jour par l’UNEP-WCMC (World Conservation Monitoring Center), est à la disposition de l’ensemble des entités du Groupe. Le Groupe a renouvelé son partenariat avec l’UNEP-WCMC pour TOTAL est entré courant 2012 sur le domaine minier du Lac Albert en Ouganda en partenariat avec CNOOC et Tullow (33% chacun). TOTAL est l’opérateur du bloc 1 de ce permis, bloc dont l’essentiel de l’étendue se trouve à l’intérieur du parc national des Murchison Falls ainsi que la zone Ramsar du delta du Nil Albert. Ce parc classé IUCN a été créé pour préserver particulièrement sa faune, dont les espèces emblématiques sont les grands mammifères (éléphants, girafes Rothschild par exemple), des reptiles et de nombreux oiseaux (bec-en-sabot notamment). Pour tenir compte de la biodiversité particulière de ce site, et au-delà de l’application des principes généraux de la politique biodiversité du Groupe, Total E&P Uganda s’est fixé comme objectif un gain net en biodiversité. Dans cette optique, Total E&P Uganda a adopté des règles opérationnelles spécifiques comme l’utilisation de systèmes de géophones sans fil pour les campagnes sismiques, la limitation des pads de forage à une taille de 1 ha (100 m x 100 m), la cartographie des « hotspots » de biodiversité afin d’éviter d’interférer avec des lieux sensibles pour la faune (lieux de reproduction, etc.) lors de la campagne de sismique en cours, en particulier dans le delta du Nil Albert. Une équipe dédiée au sociétal et à l’environnement, comportant des spécialistes de la biodiversité, a été mise en place. Un « Comité de la biodiversité et des moyens de subsistance » a été mis en place avec des parties prenantes externes issues d’organisations nationales et internationales spécialisées dans la protection de la nature et les relations entre communautés et faune sauvage. Son rôle est de s’assurer que les meilleures pratiques sont connues et mises en œuvre par Total E&P Uganda pour ses opérations au sein du parc de façon à faciliter l’atteinte de son objectif de gain net en biodiversité. TOTAL s’appuie sur les catégories définies par l’IUCN (International Union for the Conservation of Nature) pour caractériser les aires protégées partout dans le monde. Pour les projets de nouvelles installations et sites de production (hors activités d’exploration, de stockage et de distribution) situés dans les zones protégées les plus sensibles correspondant aux catégories UCN à V telles que les parcs nationaux, TOTAL se donne pour objectif de développer systématiquement des plans d’action biodiversité, basés sur les bonnes pratiques de l’industrie. Chaque projet de développement de nouveau champ fait l’objet d’une étude approfondie qui peut déboucher sur des mesures de prévention. Par exemple, en janvier 2012, les autorités de la République Démocratique du Congo ont attribué à TOTAL un permis d’exploration pétrolière (bloc III) dont environ 30% est situé dans le parc national des Virunga, inscrit sur la liste des sites naturels du patrimoine mondial de l’UNESCO. TOTAL s’est engagé publiquement à ne pas travailler à l’intérieur de la zone définie aujourd’hui comme parc naturel, engagement réaffirmé lors de l’Assemblée générale des actionnaires de mai 2013\. Plus généralement, TOTAL s’est engagé à ne pas explorer ni produire d’hydrocarbures dans aucun des sites naturels du patrimoine mondial listés à la date du 4 juin 2013. 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 point 3.3. du présent chapitre). 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 mesures nécessaires 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 des TOTAL veille ainsi à identifier et évaluer les dangers inhérents à ses produits et ceux liés à leurs utilisations, puis à informer les 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 sont 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 chimiques. 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. Informations sociales, environnementales et sociétales 7 TOTAL entend être reconnu, tant par les États-hôtes que par ses partenaires, comme un opérateur d’excellence. Partout où il est implanté, en cohérence avec les valeurs et les principes formalisés dans son Code de conduite, sa charte Éthique et sa charte Sécurité Santé Environnement Qualité, TOTAL place son engagement sociétal au cœur de sa responsabilité d’industriel, pour créer de la valeur partagée avec les populations riveraines de ses installations, ses fournisseurs et ses salariés. Cette démarche, qui se déploie au sein de la majorité des entités du Groupe, en lien direct avec les opérations, rassemble les actions menées en vue d’une meilleure intégration dans les territoires où il est présent. Maîtriser les risques, faciliter les opérations et créer des opportunités constituent les trois volets d’une stratégie cohérente de réduction des impacts négatifs et de développement socio-économique, en lien étroit avec les autorités nationales et avec le soutien des populations locales. Pour ce faire, l’écoute, le dialogue, l’engagement sont essentiels pour développer des relations constructives et transparentes avec l’ensemble des parties prenantes. Concrètement, l’enjeu principal est de renforcer le contenu local (emploi et sous-traitance) des activités du Groupe, favoriser la diversification du tissu économique, soutenir les projets d’éducation et de renforcement des compétences, valoriser le patrimoine et la richesse culturelle des communautés locales, contribuer au développement humain et social et en particulier favoriser l’accès à l’énergie des populations les plus défavorisées au travers de solutions innovantes et pérennes de type social business. Afin de mieux piloter l’ensemble de la démarche sociétale, en cohérence avec les axes stratégiques définis (politique et directive sociétale Groupe), de nouveaux outils de reporting sociétal ont été élaborés en 2012 et mis en œuvre en 2013. Le reporting sociétal Groupe (sur le périmètre opéré) comprend désormais deux parties : – Un questionnaire qualitatif d’auto-évaluation de l’application de la directive sociétale. Ce questionnaire permet d’évaluer et de piloter le niveau de déploiement de la directive sociétale dans le Groupe. – Un questionnaire quantitatif pour recenser toutes les actions sociétales menées localement par les directions opérationnelles Ce nouveau reporting annuel vise à mieux mesurer les efforts menés par le Groupe dans ce domaine. En 2013, un groupe de travail transversal a élaboré huit indicateurs de performance sociétale, construits en référence à la politique sociétale : deux indicateurs concernent la qualité du dialogue sociétal avec les parties prenantes, un indicateur porte sur la gestion des impacts des activités du Groupe, quatre autres sur les projets de développement économique et social et un sur l’accès à l’énergie. Ces indicateurs, applicables sur l’ensemble des actions sociétales consolidées au niveau Groupe à partir de 2014, permettront une meilleure analyse de la démarche sociétale des filiales et des sites et constitueront un outil de pilotage de l’activité sociétale du Groupe. 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 sont autant d’outils qui ont permis de passer d’une logique d’assistance à une démarche où les communautés deviennent actrices de leur développement. À l’Exploration-Production, plus de 400 personnes travaillent dans le domaine du sociétal (y compris des experts contractés), dont plus de 360 à plein temps. En outre, TOTAL est une des seules sociétés à dédier une personne du Siège 3.1. Le dialogue et l’implication avec les parties prenantes Depuis une vingtaine d’années, l’évolution du cadre réglementaire a favorisé l’ouverture d’un processus d’information, de consultation et de concertation avec les parties prenantes 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 à tous les niveaux du Groupe. 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 et avec les autres parties prenantes locales permet d’apporter des réponses à ces préoccupations légitimes. L’exigence numéro une de la directive sociétale est que « chaque entité doit régulièrement consulter ses parties prenantes pour mieux comprendre leurs préoccupations et leurs attentes, mesurer leur satisfaction vis-à-vis du Groupe et identifier des axes de progrès TOTAL s’attache à développer un dialogue continu avec ses parties prenantes et à inscrire la relation dans la durée par différents mécanismes ou structures. Dans ce cadre, le Groupe a mené ces – Plusieurs documents ont été créés pour formaliser la méthodologie sociétale chez TOTAL : Guide to Stakeholder Dialogue, Local Community Guide, Practical guide for Local Development, – Dans les filiales Exploration-Production du Groupe, et plus encore en phase projet, le rôle du CLO (Community Liaison Officer) est souvent déterminant ; il est généralement issu des communautés locales dont il parle la langue et comprend les usages, employé par TOTAL qui le forme à la culture et aux spécificités de l’industrie pétrolière. Promouvant l’intégration de l’entreprise dans le contexte local, le CLO est le premier maillon de la démarche sociétale de l’entreprise. Par exemple, en Ouganda, la filiale Exploration-Production a mis en place un processus très structuré pour sélectionner huit CLOs et les préparer à leurs missions. Tous sont issus du monde associatif et des ONG et disposent déjà d’une bonne connaissance du tissu social. Ils parlent chacun une langue locale et sont donc à même de s’adresser dans leur langue aux différentes populations concernées. De même, au Yémen, un service est dédié aux 7 Informations sociales, environnementales et sociétales – Un Memorandum of Understanding (MoU) peut être signé avec les communautés pour formaliser un accord. Par exemple, en Indonésie, les Working Committees ont signé un MoU avec les communautés, les autorités locales et Total E&P Indonesia en 2013. D’autres MoUs ont été signés au Nigeria et au Canada. – Des Open Houses ont été créées en République du Soudan du Sud). Par ailleurs, sont organisées des consultations publiques, ainsi que des rencontres avec les parties prenantes (Australie, Brunei, République Démocratique du Congo), des consultations – La signature de l’engagement volontaire de l’industrie chimique mondiale « Responsible Care® » a conduit à la mise en place des Community Advisory Panels aux États-Unis, développés à l’initiative du Conseil américain de la chimie (American Chemistry Council). La démarche « Terrains d’entente », initiée en France en 2002 au sein de la Chimie (actuellement intégrée au secteur Raffinage-Chimie) de TOTAL a pour objectif de renforcer le dialogue entre les sites industriels et leur environnement. – Initiée par TOTAL, la « commission sécurité-environnement » du parc industriel de Feluy en Belgique constitue un organe de dialogue volontaire entre les industriels, les autorités et les riverains, sur les effets de l’activité des entreprises dans les domaines de la sécurité, de la santé et de la protection de l’environnement. – La « Conférence riveraine » a été 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 – Les commissions de suivi de sites, qui ont succédé aux comités locaux d’information et de concertation en France, en application de la loi sur la prévention des risques technologiques, ont été – En 2011, dans la région Lorraine (France), une démarche collective de consultation des parties prenantes de tous les secteurs du Groupe présents dans cette région a été menée. L’outil de dialogue « SRM+ » Afin de professionnaliser la démarche sociétale des filiales et des sites, TOTAL déploie depuis 2006 l’outil interne SRM+ (Stakeholder Relationship Management), outil de gestion de la relation avec les parties prenantes. Les objectifs sont d’identifier et cartographier les principales parties prenantes, planifier des rencontres avec elles, comprendre leurs perceptions et enjeux, puis élaborer un plan d’action permettant de construire une relation dans la durée. En 2013, SRM+ a été déployé pour l’Exploration-Production Le secteur Marketing & Services a effectué en 2013 de nouveaux déploiements SRM+ ; par exemple : – En Inde (Namakkal) : dix-sept parties prenantes interviewées ont révélé une bonne relation de l’équipe de la filiale avec son environnement. Des enjeux sont apparus autour des coupures d’électricité, de l‘information de la population et du développement économique de la communauté. Un plan d’action a été construit par l’équipe sociétale et validé par le comité de direction. Il comprend vingt-deux actions dont certaines déjà mises en œuvre comme la rénovation de la toiture de la salle communautaire du village, à partir de matériaux de récupération, bâtiment inauguré ensuite – En Jamaïque : vingt-neuf parties prenantes ont été identifiées, dont quatorze interviewées. Le plan d’action fait apparaitre onze actions prioritaires à mener. L’exercice a permis d’identifier des domaines de progrès comme la distribution aux clients de documents HSEQ (charte HSE, bonnes pratiques, check lists, etc.) mais aussi quelques actions moyen / long terme comme la contribution à l’organisation d’un forum des petites et moyennes entreprises locales (sur la comptabilité, les économies d’énergie, la finance, etc.), le développement des compétences des pompistes ou la mise en place de certains partenariats liés à – La direction Afrique Moyen-Orient est en phase d’accélération : près d’une dizaine de filiales ont lancé une démarche SRM+ en 2013 (Éthiopie, Érythrée, Gambie, Mali, Sierra Leone, Togo, Congo, Gabon, Ouganda, Tanzanie, Malawi, Réunion). Ces déploiements sont réalisés, soit à l’échelon des dépôts, soit autour de certaines stations-service, soit au niveau du siège en fonction des problématiques spécifiques de chaque filiale. L’état d’avancement varie selon les filiales mais les plans d’actions identifiés seront mis en œuvre. 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 une charte sur les peuples autochtones et tribaux avec 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 les besoins légitimes. Cette charte encourage en particulier les filiales à faire appel à des experts, pour identifier et comprendre les attentes et les spécificités des peuples autochtones, dialoguer et les consulter préalablement à l’installation de tout projet industriel, et contribuer positivement CDA « Collaborative Learning Project », organisme américain à but non lucratif spécialisé dans le traitement des conflits avec les communautés locales, aide en outre le Groupe à évaluer la perception par les communautés locales de l’impact sociétal de ses projets dans des régions à hauts risques. Le prix Nigeria Oil & Gas Corporate Social Responsibility 2012 a été décerné à Total E&P Nigeria pour son engagement vis-à-vis des Le respect des droits de l’homme est un facteur de reconnaissance sociétale : le Groupe est aujourd’hui reconnu (notamment par le prix Nobel de la paix, Mme Aung San Suu Kyi) comme un investisseur Conscient que la prise en compte des droits de l’homme est l’un des éléments clés de ses projets industriels vis-à-vis des populations locales, TOTAL a participé en 2012 aux travaux de l’IPIECA (l’association mondiale du secteur pétrolier et gazier pour les questions environnementales et sociales) pour élaborer le Guide Indigenous Peoples and the oil and gas industry : context, issues and emerging good practices. Le Groupe a également contribué au Oxfam America’s Community Consent Index, recueil de best practices en matière de FPIC (Free Prior Informed Consent). Le Groupe a ainsi partagé son expérience avec les peuples guaranis en Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Bolivie. La filiale Total E&P Bolivie s’est en effet engagée dans un partenariat exemplaire avec les communautés guaranies La filiale a lancé plusieurs initiatives de développement socio-économique, en veillant à remédier aux discriminations, Exemple : le dialogue avec les peuples autochtones et tribaux en Bolivie Depuis 2011, Total E&P Bolivie travaille au développement d’un gisement de gaz découvert en 2004 situé dans les basses terres de l’est de la Bolivie. Ce projet de construction d’une usine de traitement du gaz et d’un pipeline de plus de 100 km, s’inscrit dans un cadre juridique très protecteur des droits des peuples autochtones. Le processus de consultation, à la charge du gouvernement, doit permettre d’identifier les impacts économiques et socioculturels du projet et conduit le cas échéant à la négociation d’une compensation économique entre la compagnie concernée et les parties prenantes, pour les impacts qui ne peuvent être mitigés. Le processus de consultation entamé en 2011 par la filiale pour obtenir la licence environnementale a été suspendu en raison de l’opposition d’une organisation autochtone, propriétaire d’une partie du territoire concerné par le projet, quant aux droits d’usage et de passage. La consultation des peuples autochtones a repris de mai à septembre 2013 et la négociation sur les droits d’usage a abouti à un accord. La directive sociétale du Groupe et sa déclinaison à l’Exploration-Production a aidé la filiale à gérer le volet sociétal du projet. L’ouverture d’esprit, le dialogue et la persévérance ont permis d’établir des liens avec les communautés et en particulier d’échanger avec plusieurs interlocuteurs par catégorie de parties prenantes, leaders formels mais aussi informels, pour diffuser le même message à tous dans un processus de dialogue direct avec les communautés concernées et pas uniquement avec leurs représentants. En interne, l’équipe sociétale de la filiale s’est renforcée et professionnalisée, elle s’est également dotée d’outils (plan de gestion sociétale et procédures). En externe, l’équipe s’efforce de développer le dialogue, s’appuie sur le gouvernement comme médiateur et multiplie ses interlocuteurs. Elle veille à diffuser l’état des négociations en cours auprès des voisins du projet, les raisons de sa position et les enjeux du projet. Une approche participative vise également à impliquer les communautés. Un nombre croissant de filiales de l’Exploration-Production met en place un mécanisme de traitement des plaintes (grievance mechanisms) à l’attention des communautés locales concernées par les projets industriels. Inspiré des principes directeurs des Nations unies sur le thème Business & Human Rights, un guide relatif à cette procédure de traitement des plaintes a été élaboré et publié en août 2013. Cette dernière fait partie intégrante du plan de management sociétal et matérialise la première exigence de la directive sociétale Groupe. Par exemple, en Ouganda, un mécanisme spécifique a été introduit dans le cadre du plan de management sociétal. Pour mieux gérer les relations et le dialogue avec les parties prenantes, l’IPIECA a lancé un pilote devant favoriser la mise en place des normes internationales et de bonnes pratiques dans l’industrie. Total E&P Congo a été retenu comme pilote pour la mise en œuvre de ce mécanisme de gestion des plaintes. Cette démarche s’inscrit dans une volonté de dialogue avec les parties prenantes pour renforcer les relations avec la communauté de Djéno, prévenir les risques sociétaux et favoriser une gestion proactive et responsable des impacts des activités de la filiale. L’IPIECA a fait appel en 2012 au cabinet Triple R Alliance et plusieurs missions ont eu lieu à Total E&P Congo en 2012 et 2013, permettant de compléter et d’améliorer l’efficacité des procédures de recueil et de traitement des plaintes déjà existantes. 3.2. La maîtrise des impacts des activités du Groupe Pour une meilleure maîtrise des impacts des opérations, la démarche sociétale est désormais intégrée aux processus opérationnels. Depuis 2012, le sociétal est intégré dans le système de management HSE de l’Exploration-Production appelé MAESTRO (Management And Expectations Standards Towards Robust Operations). Sept audits ont été menés en 2013 aux Émirats arabes unis, au Yémen, en Ouganda, en Bolivie, en Argentine, au Royaume-Uni et en Malaisie. Depuis 2012, l’outil MOST (Management Operational Societal Tool) permet de piloter et coordonner les projets sociétaux. Il a été mis en place en 2012 dans les filiales du Congo, Gabon, Angola, Nigeria, Ouganda, République Démocratique du Congo, Myanmar et Yémen. En 2013, il a été mis en place en Italie, Indonésie, Bolivie et Venezuela. Ce système rassemble les modules suivants : « dialogue avec les parties prenantes, « gestion des plaintes », « compensation terrain » et « contributions au développement » (avec un module « emploi local » en Ouganda), dont les fonctionnalités ont encore été améliorées en 2013. L’utilisation de ces outils fait partie du processus de professionnalisation des équipes locales dans le suivi et la gestion de l’approche sociétale. Des études d’impact ont notamment été menées en 2013 en Ouganda et en République Démocratique du Congo. En République Démocratique du Congo, Total E&P Congo est entré comme opérateur dans le bloc du Lac Albert. TOTAL a pris l’engagement de ne procéder à aucune activité d’exploration dans le parc national des Virunga, situé pour partie sur le bloc III. En accord avec les autorités nationales congolaises et dans le respect de ses propres règles internes, une étude d’impact (Environmental and Social Impact Assessment) a été menée de septembre 2012 à juin 2013 avec deux visites sur le bloc. Environ 170 parties prenantes ont été consultées. Deux journées ont été consacrées à la restitution, sur place, des conclusions de l’étude aux parties prenantes. Une présentation formelle suivie d’une discussion et d’une séance de questions-réponses a été organisée pour les autorités administratives locales et régionales. Une journée a été également organisée pour les parties prenantes, invitées à prendre 7 Informations sociales, environnementales et sociétales connaissance des conclusions de l’étude et à dialoguer avec le management et l’équipe technique de TOTAL. En Ouganda, Total E&P Uganda est opérateur de certains blocs avec pour partenaire les compagnies Tullow et CNOOC. Selon la législation ougandaise, TOTAL n’est pas tenu de mener une étude d’impact tant que le gouvernement n’a pas approuvé le projet. Cependant, compte tenu de la nécessité de recueillir et intégrer de nombreuses informations sur le contexte sociétal et les impacts potentiels sur les communautés, Total E&P Uganda a choisi de faire appel à une équipe d’experts internationaux et nationaux pour mener un social screening. Environ vingt communautés ont été consultées selon des méthodes reconnues : interviews, groupes focus, recensement des communautés, observation directe sur le terrain. Les résultats du social screening ont conduit à d’importantes modifications du projet pour éviter et minimiser les impacts sur les Au Nigeria, un travail de recherche a été confié depuis 2008 à l’ESSEC / IRENE (École supérieure des sciences économiques et commerciales / Institut de recherche et d’enseignement sur la négociation en Europe) sur l’impact des activités pétrolières sur les populations du Delta du Niger avec des enquêtes terrain et des interviews auprès de 2 000 personnes (Onelga et Eastern Obolo). Cette recherche a pour objectif de déterminer un ensemble d’indicateurs d’impact susceptibles de mesurer l’effet direct des activités du Groupe sur les conditions de vie des populations concernées. Les résultats seront consolidés courant 2014 et serviront de base à une réflexion pour la mise en place d’indicateurs En outre, le Groupe fait régulièrement appel à CDA, organisme indépendant à but non lucratif, pour évaluer l’impact de ses activités et de ses programmes socioéconomiques dans les pays-hôtes. Par exemple, CDA a mené plusieurs missions ces dernières années au Myanmar, dont les rapports sont disponibles en ligne sur le site à la sécurité routière en Afrique Le Groupe a développé au fil des années un projet de sensibilisation d’envergure autour de la sécurité routière visant l’ensemble des usagers de la route. De par son activité de distribution sur le continent, la direction Afrique Moyen-Orient est particulièrement sensible à ces questions. Elle a déployé un programme d’amélioration du transport routier, PATROM, qu’elle ne cesse En 2013, la direction Afrique Moyen-Orient a ainsi lancé une importante vague d’évaluations des transporteurs, réalisées par des professionnels du transport, afin de vérifier le management de la sécurité au sein de ces entreprises : 273 transporteurs ont été audités à la fin 2013, ce qui représente 73% des transporteurs de la zone. Ces audits ont été complétés par cinq conventions régionales rassemblant l’ensemble des transporteurs pour renforcer le partage d’expérience, le dialogue et les bonnes pratiques. Ces actions viennent enrichir celles menées par les filiales avec les autorités locales pour renforcer la sécurité des transports Parallèlement le Groupe poursuit son partenariat avec la Banque mondiale, dans le cadre de la résolution des Nations unies pour la décennie d’actions pour la sécurité routière. Des ONG au Kenya, Ouganda et Cameroun ont été créées pour regrouper les parties prenantes. Cette collaboration intitulée ARSCI (African Road Safety Corridors Initiatives) a permis de mutualiser et d’intensifier les actions sociétales visant à réduire l’accidentalité routière considérée comme un problème de santé publique majeur. Des études menées en partenariat avec des universités permettent d’établir une cartographie de ces axes routiers et d’identifier les zones à risque pour cibler les actions à entreprendre en priorité. Ces informations affichées sur les ordinateurs de bord des camions permettent aux chauffeurs de redoubler d’attention lorsqu’ils traversent les points ainsi identifiés mais aussi de mettre en place une signalétique appropriée. Des caravanes de sensibilisation ont également été organisées en coopération avec les forces de police dans le cadre de la semaine de la sécurité routière sur ces axes pour informer les conducteurs mais aussi les piétons sur les dangers de la route. De nombreuses animations ont permis d’attirer un public large lors de ces opérations. Les partenaires privés mettent progressivement en place des chartes communes guidées par des principes qu’ils s’engagent à défendre et à adopter : actions conjointes de sécurité routière pour la communauté, normes techniques pour les véhicules, formation des chauffeurs, échanges Dans sa démarche de sensibilisation des populations les plus vulnérables le Groupe s’est appuyé sur l’expertise du GRSP (Global Road Safety Program) pour lancer en 2012 les « cubes sécurité », une large campagne d’éducation à destination des enfants. Cet outil, déployé dans les écoles par les filiales, permet aux écoliers d’assimiler de façon ludique et pédagogique les règles et comportements à adopter face aux dangers de la route. L’objectif est d’atteindre un million d’enfants sur trois ans. 3.3. Optimiser la contribution du Groupe au développement socio-économique des communautés et des territoires où TOTAL est implanté Tout en s’assurant de la compétitivité des opérations, la démarche sociétale doit permettre de faire émerger de nouvelles opportunités, tout d’abord pour les territoires concernés, et renforcer les impacts positifs des opérations. 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 à travers plusieurs axes : 1\. L’engagement du Groupe en faveur de l’emploi local (local content) ; 2\. Les partenariats éducatifs autour de la formation et de l’éducation ; 3\. Le soutien à la mise en œuvre de programmes socio-économiques. En Afrique, le Groupe œuvre notamment en faveur du développement du tissu industriel et de l’emploi local (fabrication locale, personnel local dans les filiales, pré-qualifications des contracteurs locaux, – En Angola, dans le cadre du projet Pazflor, plus de trois millions d’heures de travail ont été réalisées localement. En synergie avec les projets éducatifs soutenus par Total E&P Angola, une cinquantaine Informations sociales, environnementales et sociétales 7 de candidats ont été recrutés et formés dès 2007 par l’Institut national du pétrole pour devenir opérateurs de production sur le projet. Pour le projet CLOV, dont la mise en production est prévue en 2014, ce sont plus de dix millions d’heures qui ont été travaillées en Angola. Total E&P Angola, au travers de CLOV, a également formé près d’une quarantaine d’étudiants ayant obtenu le diplôme d’opérateur et qui travaillent aujourd’hui sur les FPSOs du bloc 17 en Angola. C’est la première fois, en Angola, qu’un projet effectue autant d’heures et possède un niveau aussi élevé de – Au Nigeria, la filiale compte déjà plus de 80% d’employés locaux et plus de cent nouveaux recrutements sont prévus chaque année au niveau local. Pour le développement d’Akpo, 28% de la construction a été assurée par des entreprises locales, ce qui représente environ dix millions d’heures travaillées. Pour le projet Egina, l’objectif est d’atteindre environ vingt-et-un millions – Au Congo, Total E&P Congo a mis en place en 2012 une organisation consacrée au développement du contenu local. Ce département a pour mission de développer le recours aux entreprises congolaises notamment en identifiant et en évaluant les sociétés locales susceptibles de devenir des sous-traitants de Total E&P Congo puis en mettant à leur disposition des programmes de développement de leurs capacités (managériales, industrielles, HSE…). Une étude approfondie menée afin d’identifier le potentiel d’augmentation du contenu local de Total E&P Congo a permis d’identifier les secteurs d’activités où le potentiel de développement du contenu local était le plus important. Afin de renforcer les capacités locales sur ces secteurs clés, le projet Moho Nord a mis en place un plan de contenu local obligatoire vis-à-vis de ses contracteurs internationaux, répercuté en cascade sur les sous- traitants locaux des niveaux inférieurs. Grâce à ces efforts conjugués, Total E&P Congo s’est donné pour objectif de porter le niveau de contenu local de ses achats de 22% actuellement à 32% Le secteur Marketing & Services anime depuis plusieurs années, en Afrique Moyen-Orient, le programme « jeunes gérants » (Young Dealers) visant à promouvoir de jeunes employés de stations-service ayant des aptitudes commerciales et managériales. Leur suivi a pour objectif de permettre aux employés à potentiel d’accéder un jour au statut de gérant de station. Grâce à ce programme, les jeunes qui ne pourraient fournir de garantie peuvent bénéficier d’un prêt financier accompagné d’une formation et d’une assistance technique importante. Ainsi nombre d’entre eux se voient offrir la possibilité de créer et faire prospérer leur propre business dans la distribution des produits pétroliers. Avec ce mode de gestion, le Groupe développe des compétences et contribue à la motivation de ses employés en sont confiées à des jeunes gérants, soit 29% du réseau de TOTAL. Les activités de TOTAL génèrent des centaines de milliers d’emplois directs et indirects à travers le monde. Les seuls achats du Groupe représentent environ 31 milliards d’euros dans le monde en 2013. Autant d’enjeux en termes d’impact environnemental, social et sociétal dont TOTAL tient compte dans sa relation avec ses fournisseurs (se reporter au point 3.6. de ce chapitre). Un axe fort : le développement du tissu économique régional en France Depuis les années 2000, la participation de prestataires locaux dans les projets industriels ne cesse d’augmenter. Au-delà des emplois générés par ses activités, le Groupe en tant qu’industriel responsable soutient les petites et moyennes entreprises (PME) en France via la structure Total Développement Régional (TDR). Son objectif est de favoriser la création de PME pour développer le tissu économique local. Afin de collaborer avec un nombre croissant de fournisseurs locaux, TDR a mis en place une démarche de pré-qualification et de certification des PME-PMI françaises dans le respect des normes exigées par le Groupe. Sur la plateforme de Normandie, dans le contexte d’investissements majeurs (supérieurs à un milliard d’euros, visant à adapter l’outil industriel à la demande du marché et des futures exigences environnementales, en améliorant l’efficacité énergétique, la sécurité et la fiabilité), la démarche « TOTAL Emploi Local » a été mise en œuvre avec comme ambition de : – favoriser le développement de l’emploi local par la formation et la professionnalisation d’un public en manque de qualification ou en – permettre aux entreprises locales de travailler sur les chantiers de TOTAL. TOTAL a ainsi initié une démarche de partenariat avec tous les acteurs économiques, de l’emploi et de la formation, et de l’inspection. Cette démarche novatrice permet d’afficher un bilan très positif car près de 1 200 emplois ont été créés dans la région havraise, dont plus de la moitié en CDI. Les entreprises locales ont complété leurs effectifs avec des personnels qualifiés et peuvent ainsi répondre aux besoins de futurs chantiers de la région. Les acteurs locaux de l’insertion, de l’emploi et de la formation disposent d’outils et d’une méthodologie pour anticiper les besoins en recrutement et en formation à venir. Les candidats peuvent valoriser leurs aptitudes grâce au passeport compétences auprès de futurs recruteurs. TOTAL a quant à lui achevé ses grands chantiers en confiant 70% des prestations à des entreprises locales. Une continuité est donnée à cette initiative, la Chambre de Commerce et d’Industrie du Havre pilotant maintenant ce projet rebaptisé « Compétences totalement estuaire », gage de durabilité de l’action. Cette démarche peut également venir à l’appui d’opérations programmées de revitalisation de bassins d’emploi, pour accompagner le redéploiement des activités du Groupe : la reconversion du bassin industriel de Lacq en est l’exemple. Ce soutien, qui constitue un volet majeur de la responsabilité industrielle et économique de TOTAL, se traduit par différents dispositifs : – appui financier à la création, reprise et développement des PME et aide à la revitalisation aux côtés des acteurs du développement local ; – accompagnement à l’export et au développement à l’international ; Ces trois dernières années, TDR s’est ainsi engagé financièrement à hauteur de 12,5 millions d’euros auprès de 386 PME, soutenant 6 964 emplois. 7 Informations sociales, environnementales et sociétales TOTAL promeut l’internationalisation de son management ; le Groupe entend donc favoriser le recrutement de personnels locaux et encourager leur accès à des postes à responsabilité, en particulier 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, le programme de bourses internationales de TOTAL a permis à plus de 700 étudiants originaires de trente pays de préparer en France des diplômes (licences, écoles d’ingénieurs, Par ailleurs, TOTAL a signé en juillet 2012 un accord de partenariat avec le ministère des Affaires étrangères français sur le programme de bourses internationales en cofinancement, appelé « Quai d’Orsay – Entreprises » qui s’ajoute au précédent. Les cursus proposés à des étudiants de six pays différents sont des masters dans les 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 ». À la rentrée 2013, quarante étudiants de dix-huit pays différents ont Les chaires d’enseignement de recherche font l’objet d’un soutien particulièrement actif de TOTAL avec trente cinq établissements dont la moitié sont français. Une des dernières en date est celle avec l’École Centrale de Lille sur l’ « Architecture d’entreprise ». Autre initiative phare du Groupe en faveur de l’éducation : la quatrième édition du Total Energy and Education Seminar, qui a lieu à Paris tous les dix-huit mois et qui réunit une centaine de professeurs représentant plus de quarante pays. Ces professeurs ont des échanges avec des dirigeants de TOTAL et des 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 La huitième édition de la Total Summer School s’est quant à elle tenue à Paris en juillet 2013. Elle a accueilli plus de cent étudiants originaires de trente pays, afin de débattre des enjeux de l’énergie. Le programme des partenariats universitaires lancé en 2010 en Afrique s’étend à présent sur l’ensemble des continents d’Europe, d’Asie et du Moyen-Orient. Il reste à compléter pour les Amériques. Le but de ces partenariats, plus de cinquante à l’heure actuelle, outre les aspects sociétaux, est de préparer les talents nécessaires à la réalisation des ambitions internationales du Groupe. En Afrique, le Groupe poursuit son soutien aux programmes pilotes en enseignement secondaire lancés en 2008 au sein des lycées Eiffel (Angola) et Augagneur (Congo) pour offrir un enseignement de qualité aux standards internationaux là où l’offre éducation reste encore limitée. TOTAL finance aussi le développement des classes préparatoires aux grandes écoles du Lycée Léon Mba au Gabon. Au niveau de l’enseignement supérieur, TOTAL est partenaire des Instituts pétroliers et des facultés des sciences de plusieurs pays : IST-AC (Congo / Cameroun), Institut du Pétrole et du Gaz (Gabon), Le soutien à la mise en œuvre La contribution de TOTAL au développement socio-économique et humain des territoires où le Groupe opère se traduit au travers de sa participation à des programmes de développement local. Au cours des trois dernières années, les dépenses sociétales du Groupe ont progressé de façon régulière : 305 millions d’euros en 2011, 316 millions d’euros en 2012 et 357 millions d’euros en 2013\. La part des dépenses sociétales en pays hors OCDE est de l’ordre de 90%. En 2013, environ 3 400 actions sociétales ont été recensées, avec un équilibre entre les secteurs (Amont, Raffinage- Ces programmes sont menés en direction ou au service des communautés locales et visent à contribuer à leur développement culturel, socio-économique et humain. Il s’agit en général de communautés concernées par la présence ou les activités du Groupe. Ces programmes sont répartis en trois grands thèmes : citoyenneté, développement humain et social, développement La démarche engagée par TOTAL tend à passer d’un modèle de don pur à un modèle partenarial. L’engagement doit se traduire par des partenariats de long terme dans tous les pays où le Groupe opère. Fondés sur une écoute attentive, un dialogue constructif et la ferme volonté de nouer des relations de confiance avec les parties prenantes, ces partenariats avec les institutions et les organisations locales sont gage de pérennité des projets. Un des huit indicateurs de pilotage de la performance sociétale retenus par le Groupe concerne ainsi le nombre Dans toutes ses actions, TOTAL veille à ne pas se substituer aux autorités locales. TOTAL s’associe à cet égard à des ONG spécialisées dans l’action sociétale et dotées d’une vraie expérience de terrain. Elles lui permettent d’augmenter l’efficacité des programmes socio- économiques accompagnés en l’incitant notamment à prendre en compte l’ensemble du cycle de vie de ses programmes, depuis leur Au Congo, une convention de partenariat d’une durée de deux ans a été signée en juin 2012 avec le ministère de la Pêche et de l’Aquaculture et l’association Renatura pour lancer le « Programme d’Accompagnement des Pratiques de Pêche au Congo » : accompagner les acteurs de la pêche, appliquer la réglementation en vigueur, proposer des alternatives en termes de pratiques de pêche susceptibles de réduire les prises accidentelles de tortues marines et permettre une meilleure régénération des ressources halieutiques. Par ailleurs, en soutien à la diversification des économies locales, TOTAL a renforcé son engagement auprès de l’Association Pointe-Noire Industrielle (APNI), une plateforme de développement des PME et PMI lancée en 2000. L’APNI propose les services d’un Centre de Gestion Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Agréé (CGA), qui assiste ou assure le suivi fiscal et la tenue de la comptabilité des PME. L’APNI propose également un Observatoire des marchés avec des conférences thématiques (La PME et sa banque, Etre jeune et entrepreneur, Entreprises et énergies…). Au Nigeria, TOTAL s’est engagé en faveur du développement économique local de la région d’Egi, au cœur du Delta du Niger où il est implanté depuis 1964. En partenariat avec les communautés locales, TOTAL a créé le Small & Medium Enterprises-Development Network (SME-DN), un centre de formation qui a pour mission de stimuler et soutenir l’entrepreneuriat de la région. En 2011, TOTAL a sollicité l’assistance technique de l’Institut Européen de Coopération et de Développement (IECD) pour qu’il mette en place, au sein du SME-DN, sa méthodologie en matière d’appui aux petites entreprises. Depuis 2011, le SME-DN a accueilli trois promotions, soit un total de 77 entrepreneurs de la région d’Egi. Les résultats sont concluants : six mois après la formation, les entrepreneurs ont augmenté leur chiffre d’affaire (+25% en moyenne), améliorant ainsi leur niveau de vie. 3.4. Le programme d’accès à l’énergie Depuis plus de dix ans, certaines filiales sont engagées de manière ponctuelle et indépendante dans différents projets sociétaux centrés sur l’accès à l’énergie, dans trois domaines principaux : – l’électrification de zones rurales, non reliées au réseau, grâce au photovoltaïque (20 000 foyers électrifiés grâce à des kits solaires photovoltaïques en Afrique du Sud et 25 000 foyers au Maroc) ; – l’aide à la fourniture en GPL, à travers le programme Shesha en Afrique du Sud (vente de bouteilles de gaz aux habitants des townships, dont l’utilisation améliore la sécurité et la santé – l’utilisation des gaz associés pour produire de l’électricité dans certains pays où l’Exploration-Production de TOTAL est présente : au Nigeria, le projet développé sur OML 58 dessert près de 100 000 personnes. Au Yémen, un projet a été réalisé en coopération avec la société publique d’électricité pour la fourniture d’électricité à partir de gaz associés afin d’alimenter en énergie les communautés riveraines (environ 500 000 personnes desservies) ; en 2013, une étude a été menée pour évaluer la possibilité d’augmenter la capacité. Au Congo, TOTAL a participé au financement de l’extension du réseau électrique dans certains quartiers de la ville de Pointe Noire, contribuant ainsi à fournir de l’électricité à environ 10 000 personnes. Ces projets ont le plus souvent été développés en lien avec les communautés riveraines des sites d’implantation du Groupe ou dans le cadre de programmes initiés par les autorités de pays hôtes et parfois sans objectif de viabilité économique et donc de durabilité. Afin d’améliorer sa performance sociétale et structurer sa démarche, TOTAL vise à développer des programmes qui soient à la fois rentables et pérennes. À ce titre, le Groupe a développé Total Access to Energy, proposant des solutions énergétiques adaptées aux populations défavorisées. Le Groupe s’appuie sur les retours d’expérience des expérimentations menées ces dernières années et met en œuvre ces programmes dans le cadre du social business avec l’objectif de mettre en place des solutions d’accès à l’énergie durables et reproductibles à grande échelle. Total Access to Energy comprend, à ce jour, deux axes en ligne avec le cœur de métier de TOTAL : – le développement du solaire photovoltaïque dans les pays non-OCDE (lancement en 2012 d’une marque commerciale : – la lutte contre la précarité énergétique dans les pays OCDE Ce programme s’inscrit dans une démarche de social business : l’objectif de rentabilité du projet permet d’en assurer la pérennité, tout en répondant à certaines attentes des pays-hôtes, renforçant ainsi la présence de TOTAL et la visibilité de ses activités. Il contribue en outre à favoriser l’accès de l’énergie au plus grand nombre, mission que le Groupe s’est fixée. Lors de la Conférence des Nations unies de Rio en juin 2012 (« Rio+20 »), TOTAL a pris l’engagement, d’ici 2015, de permettre à cinq millions de personnes à faibles revenus de s’éclairer grâce à des produits solaires photovoltaïques fiables, tout en offrant une gamme de services étendue allant du service après-vente à des options de collecte des produits en fin de vie et de recyclage. TOTAL a été le principal sponsor de Lighting Africa, la conférence mondiale sur l’accès à l’énergie organisée à Dakar en novembre 2012 par la Banque mondiale et l’IFC (International Finance Corporation). Lors de cette conférence, TOTAL a lancé la marque Awango by Total sous laquelle est commercialisée une gamme de produits et de services qui répondent aux besoins d’éclairage et de chargement de téléphones portables des populations n’ayant pas accès à l’électricité. À fin 2013, ce sont 460 000 lampes solaires qui ont été vendues dans douze pays depuis le lancement : Cameroun, Kenya, Sénégal, Burkina Faso, Ouganda, Nigeria, La gamme Awango by Total devrait être déployée dans cinq pays supplémentaires d’ici la mi-2014 : Tanzanie, Zambie, Pakistan, Congo et Niger. Les réseaux de distribution utilisés pour commercialiser les solutions solaires sont à la fois les réseaux existants de TOTAL et des réseaux dits last mile construits avec des partenaires locaux afin d’apporter ces solutions au plus proche du lieu de vie des Le projet « précarité énergétique » constitue la contribution du Groupe à la réponse globale face au défi de l’accès au chauffage, d’une part et de la mobilité, de l’autre, en Europe et dans les pays émergents. Pour mémoire, 15 à 20% de la population est considérée en situation Durant l’année 2013, le sujet de la précarité énergétique a donné lieu à de nombreux échanges entre l’ensemble des acteurs concernés (publics, privés, société civile) sur l’ensemble de la zone Europe. Les problématiques sont cependant plus ou moins identifiées selon les pays et les réponses mises en œuvre concernent davantage le chauffage / habitat que le volet mobilité. 7 Informations sociales, environnementales et sociétales En 2013, TOTAL a poursuivi et enrichi son projet « précarité énergétique » initié en 2012 en France. Sur le volet « chauffage / habitat », le Groupe a poursuivi les projets pilotes visant à tester des réponses pour les personnes en précarité à tous les maillons de la chaîne : – Avec les acteurs associatifs PIMMS et Unis Cité sur l’identification des personnes en précarité au travers d’un projet dans le département de la Meurthe et Moselle. – Avec la Fondation FACE pour l’identification et l’accompagnement des clients se chauffant au fioul, principalement en zones périurbaines et rurales sur deux départements pilotes : Bas-Rhin – Avec l’association « Parcours Confiance » pour tester la pertinence du microcrédit habitat dans la réalisation de la rénovation thermique. Dans le cadre du programme public « Habiter Mieux », le Groupe a contribué dans dix-sept départements à 20% des rénovations thermiques réalisées au niveau national pour le segment de population en précarité énergétique. Entre 2011 et la fin 2013, 4 773 rénovations thermiques ont été réalisées avec le soutien de TOTAL. À la fin 2013, dans le cadre d’une convention signée avec le ministère des Sports et de la Jeunesse, de la Vie associative et de l’Éducation populaire, le Groupe s’est engagé sur un montant de 2 millions d’euros supplémentaires destinés à la mise en œuvre du programme public de rénovations thermiques « Habiter Mieux » sur deux ans Concernant le volet mobilité, le partenariat avec l’association Voiture & Co a permis l’ouverture de deux plateformes de mobilité (mise à disposition de véhicules à prix préférentiels, conseil et de moyens de mobilité…) dans les départements de l’Eure et des Hauts de Seine. De même, une étude nationale a été réalisée, et rendue publique en décembre 2013, sur les enjeux de la précarité mobilité dans l’accès à l’emploi. Par ailleurs, la convention citée ci-dessus avec le ministère des Sports et de la Jeunesse, de la Vie associative et de l’Éducation populaire a également inclus un volet mobilité doté de deux millions d’euros supplémentaires et portant sur le lancement d’un « appel à projets » pour identifier et accompagner les initiatives innovantes de mobilité sur le territoire français. 3.5. Actions de partenariat et de mécénat Au-delà de la démarche sociétale directement liée aux activités industrielles du Groupe, TOTAL est engagé de longue date dans des actions d’intérêt général dans ses pays d’implantation. Au niveau du Siège, les actions de mécénat du Groupe sont principalement menées par la Fondation d’entreprise TOTAL d’une part et la direction du Mécénat de TOTAL S.A. d’autre part. Créée en 1992 au lendemain du Sommet de la Terre de Rio, la Fondation d’entreprise TOTAL a fêté son vingtième anniversaire en 2012. Initialement consacrée à l’environnement et à la biodiversité marine, la Fondation intervient désormais dans quatre domaines : 2\. la culture et le patrimoine ; À la fin 2012, TOTAL a reconduit pour une période de cinq ans (2013-2017) son engagement au travers de sa Fondation d’entreprise. Celle-ci est dotée d’un budget pluriannuel d’un 1\. Dans le domaine de la biodiversité marine, la Fondation soutient des programmes de recherche visant à une meilleure connaissance des espèces et écosystèmes marins et des enjeux liés à leur préservation et à leur valorisation. En 2013, la Fondation a soutenu près de soixante projets (nouveaux projets ou projets en cours). La Fondation a notamment poursuivi son soutien au projet « Pristine » dont l’objectif est de redéfinir le référentiel des écosystèmes coralliens afin d’évaluer les impacts humains dans trois zones du pacifique (Nouvelle-Calédonie, Tonga et Polynésie). Le projet a par ailleurs donné lieu à une restitution sur la diversité des poissons recensés et la qualité de leur habitat lors de la conférence internationale « IMPAC 3 » en octobre 2013 à Marseille. 2\. Dans le domaine de la culture et du patrimoine, la Fondation accompagne des expositions favorisant le dialogue des cultures avec les pays-hôtes. En 2013, le Groupe a soutenu douze expositions. Grand mécène de l’Institut du monde arabe, la Fondation a notamment soutenu l’exposition « L’âge d’or des sciences arabes » ainsi que ses itinérances au Qatar, au Koweït et aux Émirats arabes unis. En 2013, l’exposition a été présentée à l’Université Paris Sorbonne d’Abou Dabi, permettant ainsi de promouvoir le savoir-faire culturel français, de valoriser les cultures du bassin méditerranéen et de la péninsule arabique, de favoriser le dialogue interculturel. En France, aux côtés de la Fondation du Patrimoine, la Fondation d’entreprise TOTAL soutient également des projets de restauration du patrimoine culturel, industriel et artisanal dans les régions d’implantation du Groupe. 3\. Dans le domaine de la santé, depuis 2005, la Fondation est partenaire de l’Institut Pasteur. Le partenariat, dont le référent scientifique est le Professeur F. Barré-Sinoussi, prix Nobel de médecine en 2008, est centré sur la lutte contre les maladies infectieuses. La Fondation intervient ainsi dans des programmes de recherche et des actions de terrain menées en partenariat avec les filiales du Groupe, principalement sur le continent africain. En 2013, la Fondation a ainsi soutenu plus de six projets de terrain (nouveaux projets ou projets en cours). Après avoir financé le déploiement d’un programme de prévention des infections sexuellement transmissibles dont le VIH auprès de chauffeurs routiers au Maroc entre 2007 et 2011, un programme similaire a été déployé au Burkina Faso en 2013. 4\. Enfin, dans le domaine de la solidarité, la Fondation encourage l’implication citoyenne des collaborateurs notamment en soutenant des projets portés par des associations dans lesquelles les salariés sont impliqués à titre personnel et bénévole. En 2013, plus de soixante projets de collaborateurs ont été Par ailleurs, le Groupe a noué des grands partenariats institutionnels en France. En 2009, TOTAL a signé un partenariat innovant d’un montant global de 50 millions d’euros en faveur de l’insertion sociale et professionnelle des jeunes avec le ministère français chargé de la jeunesse. Plus de deux cents projets d’action sociale ont ainsi été financés entre 2009 et 2013. Dans la continuité de ce partenariat, le Groupe a réaffirmé son engagement en s’associant au programme « Priorité jeunesse » porté par le gouvernement. Depuis 2008, TOTAL est également partenaire de la Société nationale des sauveteurs en mer (SNSM). Le Groupe contribue ainsi par ses financements et son expertise à améliorer la sécurité maritime des opérations de sauvetage et à la formation des bénévoles. 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 (pays dont l’indice Transparency International de perception de la corruption est égal ou inférieur à 50). 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 (ONU), dont le dixième principe invite les entreprises à agir contre la corruption sous toutes ses formes. L’engagement du Groupe dans ce domaine repose sur le principe de « tolérance zéro » en matière de corruption, engagement réaffirmé régulièrement par le Président-directeur général de TOTAL, à l’égard de ses salariés notamment, ainsi que vis à vis des parties prenantes. Cet engagement s’est traduit concrètement par diverses actions : – l’adoption par le Comité exécutif, en 2009, d’une politique de prévention de la corruption, d’un robuste programme de conformité (formations, communication, due diligence, audits…) et la mise en place d’une organisation spécifique ; – la création d’une direction Conformité et Responsabilité sociétale au sein de la direction Juridique Groupe, désormais appuyée par un réseau de plus de trois cent cinquante responsables de la conformité au niveau des différents secteurs du Groupe et de la – la décision du Comité exécutif, en 2011, de renforcer les moyens de prévention de la fraude et de la corruption par la mise en Cette démarche s’accompagne d’actions de sensibilisation et de formation à l’intention des collaborateurs. Des séminaires de formation sont organisés pour l’ensemble des responsables Conformité, et proposés à tout collaborateur exposé au risque de corruption dans le cadre de ses fonctions. Une formation de type e-learning sur la prévention de la corruption, disponible en douze langues, est déployée en interne depuis 2011. Elle a été suivie par plus de 45 000 employés à la fin 2013. Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Depuis plus de vingt ans, l’ambition de la Fondation d’entreprise TOTAL est d’accompagner le développement d’actions d’intérêt général, au-delà de la responsabilité d’industriel de son fondateur, en favorisant le croisement des expertises et l’innovation. Dans le cadre des transactions conclues en 2013 entre TOTAL, la SEC (Securities and Exchange Commission) et le Département de la Justice américain (DoJ), un moniteur indépendant a été désigné avec pour mission de passer en revue durant trois ans, les dispositifs de conformité anti-corruption et de contrôle interne associés mis en place par le Groupe et de préconiser des améliorations le cas échéant. La mission du moniteur a débuté le 2 décembre 2013 (se reporter au chapitre 5, point 1.10.). 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, 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 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). Le Groupe a participé aux consultations organisées entre 2005 et 2011 par le Professeur John Ruggie, qui était le représentant spécial des Nations unies sur la question des droits de l’homme et des entreprises. Le Président- directeur général et le directeur Juridique du Groupe ont exprimé leur soutien au cadre de référence « protéger, respecter, réparer » et aux principes directeurs de l’ONU relatifs aux entreprises Par ailleurs, le Groupe prend part activement à de nombreuses initiatives et groupes de travail sur les droits de l’homme réunissant diverses parties prenantes. 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 parmi lesquels TOTAL, qui est la première entreprise française à y avoir participé. Le Groupe est également un membre fondateur de la Global Business Initiative on Human Rights et participe activement aux travaux de l’IPIECA, via les groupes de travail suivants : Social Responsibility Working Group, Human Rights Task Force, et Responsible Security Workshop. Par ailleurs, après avoir mis en œuvre pendant plusieurs années les recommandations des « Principes volontaires sur la sécurité et les droits de l’homme » (VPSHR – Voluntary principles on security and human rights), 7 Informations sociales, environnementales et sociétales TOTAL a adhéré en mars 2012 à cette initiative. Enfin, depuis 2012, TOTAL participe aux travaux de l’ONG Shift créée par le Professeur John Ruggie après la fin de son mandat pour les Nations unies ; le directeur Juridique de TOTAL a notamment participé à différents ateliers organisés par Shift à Boston (USA) sur le thème de la mise en œuvre pratique du respect des droits de l’homme par En interne, une feuille de route a été adoptée en 2013 par le Comité exécutif pour la période 2013-2015. Elle vise à renforcer le respect des standards relatifs aux droits de l’homme dans les opérations et les systèmes de gestion des risques, en particulier dans les pays sensibles dans lesquels le Groupe opère. Cette feuille de route est mise en œuvre par les différentes directions et entités concernées par ces sujets (directions Développement durable, Juridique, Éthique, Sûreté, Achats, Ressources humaines, Par ailleurs, 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 plateforme d’échanges, qui réunit trois à quatre fois par an des membres des directions Ressources humaines, Affaires publiques, Finances, Juridique, Sûreté, Achats ou encore Développement durable, permet de coordonner les actions menées au sein des différentes entités du Groupe. Lors de ces réunions, les participants partagent leurs retours d’expériences et informations sur la thématique droits de l’homme, et notamment concernant la participation de TOTAL à différentes initiatives internationales publiques ou privées (VPSHR, ITIE, GBI, IPIECA…), les outils « droits de l’homme » développés en interne ou en externe, les procédures et politiques internes adoptées ou en cours de développement, ainsi que les projets de la société civile. En lien avec les principes directeurs de l’ONU relatifs aux entreprises et aux droits de l’homme, la démarche de TOTAL en faveur de ces droits repose sur plusieurs leviers : – Des principes écrits : en conformité avec son Code de conduite, le Groupe a adopté des principes adaptés aux opérations et aux pays où il opère, dont certains sont énumérés dans le Guide pratique de l’entreprise sur les droits de l’homme publié en 2011 (disponible en anglais, en français, en espagnol et en chinois). – Des actions 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. À titre d’exemple, un nouveau programme de formation Responsible Leadership for a sustainable business à destination du management a été créé en 2013. Le Groupe a également développé, en collaboration avec Shift, une série de quatre vidéos de sensibilisation sur les standards du Groupe relatifs aux droits de l’homme. Ces vidéos mettent l’accent sur trois thèmes identifiés comme étant clés pour le Groupe : les Voluntary Principles on Security and Human Rights (VPSHR) ; la prévention des impacts sociétaux sur les communautés locales ; et les conditions de travail, tant de ses employés que dans sa chaîne d’approvisionnement. En outre, le Président-directeur général de TOTAL et le Professeur John Ruggie évoquent dans l’une de ces vidéos la feuille de route de TOTAL sur les droits de l’homme, ainsi que l’importance de respecter au quotidien dans les activités les standards du Groupe relatifs – 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, 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 Groupe. La confidentialité des saisines du Comité est absolue ; elle ne peut être levée qu’avec l’accord de la personne concernée. – 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 (audits sociétaux menés dans certains pays auprès des communautés locales, qui sont interrogées sur leur perception de l’impact des activités du Groupe sur leur quotidien) ou contrôlent la conformité des pratiques éthiques des filiales aux standards du Groupe. La plupart de ces outils visent à éviter ou à réduire les risques ou les impacts éthiques liés aux activités du Groupe. Certains de ces outils sont mis en œuvre avec le concours d’experts indépendants, tels GoodCorporation, le Danish Institute for Human Rights ou le CDA Collaborative Learning Projects. Sur la base de ces évaluations, des plans d’actions et de suivi sont mis en œuvre. 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 que le Groupe attend de ses fournisseurs en matière notamment de respect des droits fondamentaux au travail, de protection de la santé, de préservation de l’environnement, de prévention de la corruption, de respect du droit de la concurrence, ainsi que de promotion du développement économique et social. Les règles précisées par ce document peuvent être communiquées aux fournisseurs de TOTAL afin d’obtenir de leur part l’engagement contractuel de les respecter. Dans certains contrats, en particulier les contrats pour la réalisation des opérations pétrolières du secteur Exploration-Production, les principes contenus dans le Code de conduite de TOTAL (prévention de la corruption, hygiène, environnement, sécurité, sûreté, sociétal, droit du travail…) sont déclinés dans des dispositions contractuelles spécifiques. 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. Le déploiement de la politique anti-corruption a donné lieu en 2013 à l’envoi de questionnaires spécifiques à un certain nombre de fournisseurs et à la réalisation, dans certains cas, de vérifications externes. Un groupe de travail transverse consacré aux achats durables, rassemblant les différents secteurs ainsi que les directions Achats et Développement durable, est actif depuis 2011. Sa mission est de renforcer la politique de TOTAL dans ce domaine en s’appuyant sur les initiatives développées dans chaque secteur. En 2012, une Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Autres informations sociales, sociétales et environnementales cartographie des risques et opportunités environnementales et sociétales des principales catégories d’achat du Groupe a été réalisée, permettant d’identifier les enjeux majeurs selon trois axes : éthique et droits de l’homme, impact environnemental, création de valeur avec les communautés. Des projets-pilotes ont été réalisés sur certaines catégories afin d’intégrer de façon concrète le suivi des aspects CSR au processus achat (questionnaire spécifique centré sur les Principes fondamentaux dans les achats, rédaction de clauses contractuelles adaptées, guide de bonnes pratiques pour acheter aux secteurs adapté et protégé…). En février 2013, le Comité Achats Groupe a décidé de mettre l’accent sur des actions de sensibilisation et de formation aux achats durables, et de développer l’intégration d’objectifs achats durables dans les entretiens annuels des acheteurs (acheteurs centraux dans un premier temps). Ainsi, sept sessions de formation achats durables ont été réalisées en 2013 en France, elles continueront à être déclinées en 2014. En accompagnement de cette formation, des outils concrets ont été développés et sont utilisés en pré- et post-learning : fiches explicatives sur les références internationales (principes de l’Organisation internationale du travail par exemple), fiches pays (spécifiant des éléments de loi locale), retours d’expériences internes, fiches méthodologiques (Total cost of ownership, analyse du cycle de vie, écolabels…). En France, l’augmentation des achats aux secteurs adapté et protégé s’est poursuivie avec la signature de nouveaux contrats ; la part des achats du Groupe aux secteurs protégé et adapté a ainsi triplé, en unités bénéficiaires, pour les trois principaux sites parisiens du Siège du Groupe, entre 2012 et 2013. En mars 2014, TOTAL s’est vu décerner le Label « Relations fournisseur responsables » pour ses activités Holding et Marketing & Services en France. Ce label, décerné par les pouvoirs publics français, vise à distinguer les entreprises ayant fait la preuve de relations durables 4.1. TOTAL et les sables bitumineux Avec le développement de plusieurs projets dans les sables bitumineux canadiens, TOTAL devrait produire d’ici dix à quinze ans environ 200 kb / j 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 gaz à effets de serre (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 environ 30 millions de dollars canadiens. En particulier, TOTAL est un des membres fondateurs de COSIA (Canadian Oil Sands Innovation Alliance), initiative lancée en 2012 par quatorze producteurs au Canada pour accélérer l’amélioration de la performance environnementale dans les sables bitumineux canadiens en promouvant collaboration et innovation. Afin de limiter sa consommation d’eau dans le projet in situ de Surmont (détenu à 50%), le Groupe a travaillé avec l’opérateur pour optimiser l’utilisation et le recyclage de l’eau. Pour la phase 2 du projet dont l’entrée en production est prévue en 2015, l’option choisie devrait permettre de prélever l’eau en priorité dans des aquifères salins et non dans les aquifères d’eau douce ou les rivières, ce qui entraînera un coût additionnel du traitement. Sur Joslyn North (38,25%, opérateur), TOTAL 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 bitumineux, historiquement stockés dans des lagunes de décantation. Pour Joslyn, 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 solidification en quelques années. 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 devraient être achevés à la fin de l’activité minière et le reste dans les sept années suivantes. 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’étude sur le captage et le stockage de CO2 en Alberta. 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 conclu 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 avec les communautés qui vivent à proximité de ses installations et à les faire bénéficier des retombées économiques de ses activités (se reporter au point 3.1. du présent chapitre). Se reporter également au point 2.1.7.2. du chapitre 2. du Document 7 Informations sociales, environnementales et sociétales Autres informations sociales, sociétales et environnementales 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 d’exploration et de production de gaz de schiste au Royaume-Uni, en Pologne, au Danemark, aux États-Unis, en Argentine, en Uruguay, en Chine Dans chacun des pays où le Groupe opère, la Charte environnementale et la Directive sociétale du Groupe adossées à la législation locale constituent le cadre de ses 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 de la gêne occasionnée résultant des opérations et de leur impact sur les paysages. TOTAL mobilise ses équipes opérationnelles et de R&D afin de trouver les solutions technologiques appropriées. En Europe, où TOTAL a des participations au Danemark et en Pologne en tant qu’opérateur et depuis janvier 2014 des participations au Royaume-Uni, les efforts du Groupe vont vers une plus grande écoute des différents interlocuteurs pour que les opérations puissent se dérouler dans un cadre acceptable par l’ensemble des parties prenantes. Ils s’accompagnent d’un engagement en termes de transparence, que ce soit en informant sur les projets (voir le site dédié aux licences danoises skifergas.dk) ou en s’associant à l’initiative de l’association Oil and Gas Producers consistant Selon une étude publiée par l’USGS (United States Geological Survey) en 2012, l’Arctique recèlerait 13% des ressources conventionnelles de pétrole qui restent à découvrir sur la planète et 30% pour le gaz. Ces ressources substantielles pourraient contribuer à répondre à la hausse de la demande en énergie L’exploration et la production en Arctique requièrent de relever des défis importants en raison de conditions météorologiques et océanographiques difficiles, de contraintes logistiques et de la nature des technologies à déployer dans un écosystème TOTAL exclut à ce jour de ses activités toute exploration de champs pétroliers en zone de banquise. à publier les fluides de fracturation (ngsfacts.org). TOTAL pense que les gaz de schiste auront leur place dans le mix énergétique européen si les campagnes d’exploration confirment le caractère économiquement viable de cette ressource en Europe. Aux États-Unis, TOTAL est partenaire pour l’appréciation, le développement et la production dans plusieurs permis de gaz de schiste dans les bassins du Barnett (Texas) et de l’Utica (Ohio). En Argentine, TOTAL possède des participations, soit en tant qu’opérateur soit en tant que partenaire, dans plusieurs permis En Uruguay, TOTAL est présent en tant qu’opérateur dans deux permis d’exploration situés principalement dans la province d’Artigas dans le nord-ouest du pays. Les travaux prévus portent sur des études géologiques, géochimiques et environnementales. En Australie, TOTAL est présent dans quatre permis d’exploration de gaz de schiste situés dans le bassin de South Georgina au centre du pays. En cas de développement, TOTAL pourrait porter sa participation jusqu’à 68% et de devenir opérateur En Chine, TOTAL a signé en 2013 un accord pour étudier le potentiel des gaz de schiste du permis de Xuancheng situé à 300 km à l’ouest de Shanghai. En parallèle, TOTAL est impliqué dans la recherche pour faire face aux problématiques spécifiques à l’Arctique notamment à travers son programme de R&D « Grands froids ». TOTAL participe également au Joint Industry Program qui réunit des compagnies pétrolières et des organismes scientifiques et qui étudie notamment les façons de prévenir, de détecter ou de répondre à d’éventuelles Le Groupe est impliqué dans différents projets et notamment en Norvège (Snøhvit, exploration active en mer de Barents) et en Russie (Kharyaga, Yamal LNG, Termokarstovoye). Informations sociales, environnementales et sociétales 7 4.4. TOTAL et le Sahara occidental Au large des côtes du Sahara occidental, une autorisation de reconnaissance sur le bloc Anzarane offshore a été attribuée en décembre 2011 par le Maroc à l’Office national marocain des hydrocarbures et des mines (ONHYM) et à Total E&P Maroc. Cette autorisation a été prorogée d’un an une première fois en décembre 2012, puis une deuxième fois en décembre 2013. L’autorisation de reconnaissance sur le bloc Anzarane offshore n’est pas un contrat pétrolier au sens où elle se limite à des études À ce jour, des études de synthèse géologique ont été menées, et une sismique 3D de 5 900 km2 a été acquise par l’ONHYM entre novembre 2012 et juillet 2013. À ce stade, le potentiel en hydrocarbures de cette zone n’a pas encore été évalué. Le traitement des données sismiques et leur interprétation nécessiteront encore plusieurs mois de travail, ce qui justifie cette Simultanément à la prorogation de l’autorisation de reconnaissance en décembre 2013, Total E&P Maroc a signé avec l’ONHYM une déclaration conjointe publique et un protocole d’accord. Dans la déclaration conjointe, la partie marocaine souligne son attachement au respect des principes découlant de la Charte des Nations unies, en particulier la consultation des populations locales et le bénéfice que ces dernières tireront de l’exploration et de l’exploitation des ressources naturelles. Le protocole d’accord décrit les principes d’action en matière de responsabilité sociétale pour la période de reconnaissance et pour d’éventuelles phases ultérieures. Dans la région du Sahara occidental où se situe le bloc Anzarane offshore, TOTAL respecte, dans sa sphère d’activités, comme partout où il opère, les lois applicables et les standards internationaux mentionnés dans le Code de conduite du Groupe, notamment ceux 5\. Périmètres et méthodologie de reporting Les procédures de reporting du Groupe sont composées : – pour les indicateurs sociaux, d’un guide pratique « Protocole et méthodologie de reporting social du Groupe » ; – pour les indicateurs de la sécurité industrielle, d’une règle Groupe d’élaboration du reporting événementiel et statistique ; – pour les indicateurs environnementaux, d’une procédure de reporting Groupe, complétée par des instructions spécifiques Ces documents sont mis à la disposition de toutes les filiales du Groupe. Des versions abrégées des guides de reporting Environnemental et Social sont téléchargeables sur le site web de TOTAL, dans la rubrique Publications (total.com). Les versions complètes peuvent être consultées au Siège du Groupe, auprès Pour 2013, le reporting des données environnementales porte sur 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) à fin 2013. Les émissions de gaz à effet de serre (GES) « en part patrimoniale » sont les seules données à être publiées sur le périmètre « patrimonial ». Ce périmètre, distinct du « domaine opéré » mentionné précédemment, inclut tous les actifs dans lesquels TOTAL possède une participation financière avec droit sur tout ou partie de la production (les participations financières sans responsabilité opérationnelle ni droit sur tout ou partie de la production ne donnent pas lieu à comptabilisation des émissions de GES). Le reporting sécurité concerne tout le personnel du Groupe et celui des entreprises extérieures intervenant sur un site opéré par le Groupe. Chaque site fait parvenir son reporting de sécurité à l’entité opérationnelle dont il dépend. Ces statistiques sont ensuite consolidées au niveau des secteurs et chaque mois à l’échelle du Groupe. En 2013, le périmètre du reporting de la sécurité du Groupe couvre 528 millions d’heures travaillées, soit environ l’activité de 310 000 personnes. Le reporting de maladies professionnelles concerne exclusivement le personnel du Groupe et les maladies déclarées selon la réglementation applicable dans le pays de chaque entité. Chaque site fait parvenir son reporting sur les maladies professionnelles déclarées à l’entité opérationnelle dont il dépend. Les statistiques sont consolidées au niveau des secteurs et reportées au Groupe une fois par an. Le reporting social est articulé autour de deux outils : l’enquête sur les effectifs mondiaux et le Panorama social mondial. L’enquête Effectifs est menée deux fois par an, au 30 juin et au 31 décembre, auprès de toutes les sociétés du Groupe détenues à 50% ou plus et consolidées par la méthode de l’intégration globale retenue pour le Document de référence. Cette enquête porte 7 Informations sociales, environnementales et sociétales principalement sur les effectifs globaux, les recrutements en contrats à durée déterminée ou indéterminée (et leurs équivalents hors France), les nationalités, les entrées et sorties de personnel au niveau mondial. Elle permet d’obtenir la répartition de l’effectif du Groupe par genre, par catégorie professionnelle (cadres et non cadres et leurs équivalents hors France), par âge et par nationalité. Le Panorama social mondial (PSM) est une étude annuelle qui comporte une centaine d’indicateurs complémentaires à ceux de l’enquête sur les effectifs mondiaux. Ils sont sélectionnés en collaboration avec les secteurs et portent sur des éléments importants de la politique sociale du Groupe, qu’il s’agisse de mobilité, de gestion de carrières, de formation, de dialogue social, du déploiement du Code de conduite, de santé, de rémunération, de retraite ou de prévoyance. L’enquête est conduite auprès d’un échantillon représentatif du périmètre consolidé. Les données publiées dans ce Document de référence sont issues de la dernière vague de l’étude, menée en décembre 2013 et janvier 2014 ; cent quarante-neuf sociétés représentant 90% de l’effectif consolidé du Groupe et opérant dans cinquante-huit pays y ont répondu. Les deux enquêtes sont déployées via le même système d’information en place chez TOTAL depuis la fin 2003, et font l’objet de processus de contrôle interne et de validation similaires. Sur les périmètres définis ci-dessus, les indicateurs sécurité et les données sociales sont consolidés à 100%. Les indicateurs environnementaux consolident 100% des émissions des sites opérés par le Groupe pour les indicateurs « en opéré ». Les émissions de gaz à effet de serre sont également publiées en patrimonial, c’est-à-dire en consolidant les émissions en part Groupe de l’ensemble des actifs dans lesquels le Groupe a un intérêt patrimonial ou un droit à production. Concernant les indicateurs sociaux et environnementaux, les indicateurs sont calculés sur la base du périmètre du Groupe au 31 décembre 2013. Concernant les indicateurs sécurité, les acquisitions sont prises en compte dès que possible et au plus tard au 1er janvier de l’année suivante et les cessions sont prises en compte à la fin du trimestre précédent leur date de mise en œuvre effective. Les révisions des données publiées les années précédentes ne concernent que les changements de méthodologie. 5.3.1. Choix et pertinence des indicateurs Les données publiées dans ce rapport visent à rendre compte aux parties prenantes des résultats annuels du Groupe en matière de responsabilité sociale et environnementale. Les indicateurs environnementaux regroupent les indicateurs de performance du Groupe conformément au guide de reporting de l’IPIECA, mis à jour en 2010. Les indicateurs ont été choisis afin de suivre – les engagements, la politique du Groupe et ses effets dans les domaines de la sécurité, l’environnement, le social, etc. ; – les performances relatives aux principaux enjeux et impacts – les informations requises par les obligations réglementaires (article L. 225 -102-1 du Code de commerce en France, tel que modifié en 2010 par l’article 225 de la loi Grenelle II). Hors France, TOTAL désigne par cadre (management staff) toutes les personnes dont le niveau de poste est égal ou supérieur à 300 points Hay. Les contrats à durée indéterminée (CDI) correspondent aux permanent contracts et les contrats à durée déterminée (CDD) aux fixed-term contracts selon la terminologie employée dans notre Périmètre de gestion : ensemble des filiales détenues à 50% ou plus par une ou plusieurs sociétés du Groupe, soit 496 sociétés dans 124 pays au 31 décembre 2013. Périmètre consolidé : ensemble des filiales consolidées par la méthode de l’intégration globale retenue pour le Document de référence du Groupe et porteuses de personnels, soit 355 sociétés dans 101 pays au 31 décembre 2013. Les méthodologies peuvent présenter des spécificités, notamment du fait de la diversité des activités du Groupe, de l’intégration récente de filiales, de l’absence de réglementation ou de définition harmonisée au niveau international, des modalités pratiques de collecte ou des changements méthodologiques opérés. Les données environnementales, sociales et de la sécurité industrielle sont consolidées et contrôlées successivement par chaque entité opérationnelle et par chaque secteur, avant de l’être au niveau du Groupe. Pour certains indicateurs, les données sont calculées directement au niveau des secteurs. Ces processus font Depuis 2011, le périmètre de la vérification porte sur les quarante-deux catégories d’informations quantitatives et / ou qualitatives prévues à l’article R. 225-105-1 du Code de Commerce. La vérification externe est réalisée au niveau du Groupe, des secteurs ainsi que d’un échantillon d’entités opérationnelles en France et à l’international, défini chaque année en fonction de leur contribution relative aux totaux du Groupe, des résultats des années précédentes et d’une analyse de risques. L’indépendance des vérificateurs est définie par la législation, le Code de déontologie de la profession et / ou un comité d’impartialité. Depuis 2005, le Groupe faisait déjà vérifier ses principaux indicateurs de performance environnementaux et sociaux par un tiers indépendant. Les entités qui ont les contributions les plus importantes en effectifs et sur les indicateurs environnementaux ont été vérifiées plusieurs fois depuis la mise en place de cette Informations sociales, environnementales et sociétales 7 Personnel en charge de l’environnement : il s’agit de recenser les personnes en charge de l’environnement dans les services HSE des sites et des entités fonctionnelles des sièges et, le cas échéant, les personnels des centres de recherches travaillant sur cette thématique, des laboratoires des sites (pour les analyses environnement), des services de traitement des effluents liquides et rejets gazeux, du service chargé de la gestion (et éventuellement du traitement interne) des déchets, des services et des entités chargées des opérations de réhabilitation des sites. Sites ISO : sites couverts par un certificat ISO 14001 en cours de validité, certains certificats couvrant plusieurs sites. Eau douce : eau dont la salinité est inférieure à 1,5 g / l. Déversements d’hydrocarbures : les déversements d’un volume supérieur à 1 baril (159 litres) sont comptabilisés. Il s’agit de déversements accidentels dont au moins une fraction du volume déversé rentre en contact avec le milieu naturel (y compris les sols non étanches). Les déversements résultant d’actes de sabotage ou de malveillance sont inclus. Sont exclus les déversements qui Déchets : les terres polluées excavées et évacuées pour être traitées en externe sont comptabilisées comme des déchets. En revanche, ni les déblais de forage ni les stériles miniers ni les terres polluées des sites inactifs ne sont comptabilisés comme GES : sont pris en compte les six gaz du protocole de Kyoto, à savoir le CO2, CH4, N2O, les HFC, les PFC et le SF6, avec leurs PRG (pouvoir de réchauffement global) respectifs tels que donnés par le rapport du GIEC de 1995. GES scope 2 : les facteurs d’émission appliqués sont des moyennes mondiales, de 3,2 Mt CO2eq / Mtep de vapeur, et de 0,4 tCO2 eq / MWh d’électricité. Ce reporting ne s’applique qu’au périmètre opéré. GES en part patrimoniale : sont exclues les émissions de GES des actifs peu significatifs, c’est-à-dire ceux dans lesquels la part patrimoniale du Groupe est inférieure à 10% et dont les émissions en part Groupe sont inférieures à 50 ktCO2 eq / an. TOTAL dépend des informations données par ses partenaires opérateurs des actifs non opérés. Lorsque ces informations ne sont pas disponibles, elles sont estimées sur la base de données passées, budgétaires ou par similitude avec des actifs comparables. Taux de perte matières : ce taux correspond à la somme nette des matières extraites ou consommées qui ne sont ni énergétiquement autoconsommées ni vendues à un client, rapportée à la somme des matières transformées. Dans le cas particulier de l’Exploration-Production, ce taux est calculé en rapportant la somme des pertes identifiées à la somme des matières extraites. Dans le cas de la Pétrochimie, il a été jugé que ce nouvel indicateur n’était pas suffisamment fiabilisé pour Préparation à la lutte antipollution : – Un scénario de pollution accidentelle est considéré comme « important », dès que ses conséquences sont de faible étendue et avec des impacts limités sur l’environnement (ordres de grandeur de centaines de mètres de rivages impactés, de quelques tonnes – Un plan antipollution est considéré comme opérationnel s’il décrit les schémas d’alerte, s’il est basé sur les scénarios de pollution issus des études d’analyses de risque et décrit, pour chacun d’entre eux, les stratégies de lutte adaptées au scénario, s’il définit les moyens techniques et organisationnels, internes comme externes, à mettre en œuvre et enfin s’il mentionne les éléments à prendre en compte pour la mise en place du suivi des impacts – Exercice de lutte antipollution : seuls les exercices réalisés sur la base d’un des scénarios identifiés dans le plan de lutte antipollution et qui sont simulés jusqu’au déploiement de matériel 7 Informations sociales, environnementales et sociétales 6\. Rapport de l’organisme de vérification Rapport de l’organisme tiers indépendant sur les informations sociales, environnementales et sociétales consolidées figurant En notre qualité d’organisme tiers indépendant dont la recevabilité de la demande d’accréditation a été admise par le COFRAC sous le numéro 3-1050 et membre du réseau de l’un des commissaires aux comptes de la Société TOTAL, nous vous présentons notre rapport sur les informations sociales, environnementales et sociétales consolidées relatives à l’exercice clos le 31 décembre 2013 présentées dans le rapport de gestion (chapitre 7. du Document de référence), ci-après les « Informations RSE », en application des dispositions de l’article L. 225-102-1 du Code de commerce. Il appartient au Conseil d’administration d’établir un rapport de gestion comprenant les Informations RSE prévues à l’article R. 225-105-1 du Code de commerce, conformément aux référentiels utilisés, composés des protocoles du reporting RH et des guides des données environnement, sécurité et santé, mis à jour à l’été 2013, ainsi que leurs déclinaisons au niveau des secteurs (ci-après les « Référentiels ») dont un résumé figure en introduction dans le rapport de gestion (chapitre 7.5. du Document de référence) et disponibles sur demande Notre indépendance est définie par les textes réglementaires, le code de déontologie de la profession ainsi que les dispositions prévues à l’article L. 822-11 du Code de commerce. Par ailleurs, nous avons mis en place un système de contrôle qualité qui comprend des politiques et des procédures documentées visant à assurer le respect des règles déontologiques, des normes professionnelles et des textes légaux Il nous appartient, sur la base de nos travaux : – d’attester que les Informations RSE requises sont présentes dans le rapport de gestion ou font l’objet, en cas d’omission, d’une explication en application du troisième alinéa de l’article R. 225 105 du Code de commerce (Attestation de présence des Informations RSE) ; – d’exprimer une conclusion d’assurance modérée sur le fait que les Informations, prises dans leur ensemble, sont présentées, dans tous leurs aspects significatifs, de manière sincère, conformément aux Référentiels (Avis motivé sur la sincérité des Informations RSE). Nos travaux ont été effectués par une équipe de neuf personnes entre septembre 2013 et mars 2014 pour une durée d’environ trente semaines. Nous avons conduit les travaux décrits ci-après conformément aux normes professionnelles applicables en France et à l’arrêté du 13 mai 2013 déterminant les modalités dans lesquelles l’organisme tiers indépendant conduit sa mission, et concernant l’avis motivé de sincérité, à la norme internationale ISAE 3000 (1). 6.1. Attestation de présence des Informations RSE Nous avons pris connaissance, sur la base d’entretiens avec les responsables des directions concernées, 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. Nous avons comparé les Informations RSE présentées dans le rapport de gestion avec la liste prévue par l’article R. 225-105-1 du Code En cas d’absence de certaines informations consolidées, nous avons vérifié que des explications étaient fournies conformément aux dispositions de l’article R. 225-105 alinéa 3 du Code de commerce. Nous avons vérifié que les Informations RSE couvraient le périmètre consolidé, à savoir la Société ainsi que ses filiales au sens de l’article L. 233-1 du Code de commerce et les sociétés qu’elle contrôle au sens de l’article L. 233-3 du même Code avec les limites précisées dans la note méthodologique présentée dans le rapport de gestion (chapitre 7.5. du Document de référence), notamment que les indicateurs issus de l’enquête Panorama Social Mondial portent sur 90% des effectifs. Sur la base de ces travaux, et compte tenu des limites mentionnées ci-dessus, nous attestons de la présence dans le rapport de gestion de (1) ISAE 3000 – Assurance engagements other than audits or reviews of historical information. Informations sociales, environnementales et sociétales 7 6.2. Avis motivé sur la sincérité des Informations RSE Nous avons mené une quarantaine d’entretiens avec une trentaine de personnes responsables de la préparation des Informations RSE auprès de la direction du Développement durable et de l’Environnement, de la direction de la Sécurité industrielle et de la direction des Ressources humaines, en charge des processus de collecte des informations RSE et, le cas échéant, responsables des procédures de contrôle interne et de gestion des risques, afin : – d’apprécier le caractère approprié des Référentiels au regard de leur pertinence, leur exhaustivité, leur fiabilité, leur neutralité et leur caractère compréhensible, en prenant en considération, le cas échéant, les bonnes pratiques du secteur ; – de vérifier la mise en place d’un processus de collecte, de compilation, de traitement et de contrôle visant à l’exhaustivité et à la cohérence des Informations RSE et prendre connaissance des procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à Nous avons déterminé la nature et l’étendue de nos tests et contrôles en fonction de la nature et de l’importance des Informations RSE au regard des caractéristiques de la Société, des enjeux sociaux et environnementaux de ses activités, de ses orientations en matière de développement durable et des bonnes pratiques sectorielles. Pour les informations RSE que nous avons considérées les plus importantes (1) : – Au niveau de l’entité consolidante et des trois secteurs, nous avons consulté les sources documentaires et mené des entretiens pour corroborer les informations qualitatives (organisation, politiques, actions, etc.), nous avons mis en œuvre des procédures analytiques sur les informations quantitatives et vérifié, sur la base de sondages, les calculs ainsi que la consolidation des données et nous avons vérifié leur cohérence et leur concordance avec les autres informations figurant dans le rapport de gestion. – Sur un échantillon représentatif de filiales et de sites que nous avons sélectionnés (2) en fonction de leur activité, de leur contribution aux indicateurs consolidés, de leur implantation et d’une analyse de risque, nous avons mené des entretiens pour vérifier la correcte application des procédures et mis en œuvre des tests de détail sur la base d’échantillonnages, consistant à vérifier les calculs effectués et à rapprocher les données des pièces justificatives. L’échantillon ainsi sélectionné représente 10% des effectifs et 25% des émissions de gaz à effet de serre. Nous estimons que les méthodes d’échantillonnage et tailles d’échantillons que nous avons retenues en exerçant notre jugement professionnel nous permettent de formuler une conclusion d’assurance modérée ; une assurance de niveau supérieur aurait nécessité des travaux de vérification plus étendus. Du fait du recours à l’utilisation de techniques d’échantillonnages ainsi que des autres limites inhérentes au fonctionnement de tout système d’information et de contrôle interne, le risque de non-détection d’une anomalie significative dans les Informations ne peut être totalement éliminé. Le nombre d’analyses effectuées par certaines filiales d’Exploration- Production devrait être renforcé au regard de la variabilité des teneurs en soufre dans les combustibles gazeux pour assurer une meilleure maîtrise des émissions totales de SO2. (1) Compte tenu de l’activité, de la taille et des implantations de TOTAL, nous avons considéré l’ensemble des informations RSE contenues dans le chapitre 7 comme importantes. (2) Audits des informations sociales et environnementales : TUCN Nigeria, Total E&P Austral, Total E&P Myanmar, Raffinerie de Normandie, TRM Leuna, SunPower Philippines Fab2, Total Nigeria PLC. Total E&P Norge (audit documentaire des GES en patrimonial), CCP Drocourt, Total Olefins Antwerpen, Hutchinson Lodz I, Port-Arthur Refinery (audit documentaire). Lubrifiants Argentine, Total Deutschland GmbH Marketing, Hutchinson Poland. 7 Informations sociales, environnementales et sociétales Sur la base de nos travaux et sous cette réserve, nous n’avons pas relevé d’anomalie significative de nature à remettre en cause le fait que les Informations RSE, prises dans leur ensemble, sont présentées de manière sincère, conformément aux Référentiels. Sans remettre en cause la conclusion ci-dessous, nous attirons votre attention sur les éléments suivants : – Au sein de l’activité Énergies Nouvelles, représentant 13% des effectifs audités du Groupe, nous avons constaté une mauvaise diffusion des référentiels de reporting générant, du fait du poids de cette activité dans l’échantillon audité, une incertitude sur le nombre – Concernant le taux d’absentéisme pour raisons médicales, nous avons constaté des différences de compréhension sur les modalités de – Nous avons constaté une hétérogénéité dans l’interprétation du décompte des quantités de déchets par filière de traitement. Paris-La Défense, le 26 mars 2014 1.1. Cotation de l’action . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .204 1.2. Performance de l’action . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .205 2.1. Politique de distribution du dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .208 2.2. Paiement du dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .209 2.3. Coupons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .209 3.1. Rachats et annulations d’actions en 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .210 3.2. Rapport du Conseil d’administration sur les opérations d’achat et de vente d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .210 3.3. Programme de rachat 2014-2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .212 4.1. Relations entre TOTAL et l’État français . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .214 4.2. Rapprochement de TOTAL avec PetroFina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .214 4.3. Rapprochement de TotalFina avec Elf Aquitaine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .214 4.4. Principaux actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .215 4.5. Actions propres détenues par le Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .216 4.6. Actions détenues par les membres des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .217 4.7. Actionnariat salarié . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .217 4.8. Structure de l’actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .217 4.9. Conventions et engagements réglementés et opérations avec les parties liées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .217 5\. Informations destinées aux actionnaires étrangers 218 5.1. Détenteurs américains d’ADRs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .218 5.2. Actionnaires non-résidents (autres que les actionnaires américains) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .218 6.1. Politique de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .220 6.2. Relations avec les investisseurs institutionnels et les analystes financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .220 6.3. Une relation de qualité au service des actionnaires individuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .220 6.4. La détention des actions au nominatif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .221 6.5. Contacts actionnaires individuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .222 6.6. Calendrier 2014 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .222 6.7. Calendrier 2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .223 6.8. Responsables de la communication financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .223 Au 31 décembre 2013, le facteur de flottant défini par Euronext pour le calcul de la pondération de TOTAL dans le CAC 40 s’élevait à 90%. Le facteur de flottant défini par Stoxx pour le calcul de la pondération de TOTAL dans l’Euro Stoxx 50 s’élevait à 95%. (long terme / perspective / court terme) Standard & Poor’s AA- / Stable / A-1+ AA- / Stable / A-1+ Moody’s Aa1 / Neg / P-1 Aa1 / Neg / P-1 Paris, New York, Londres et Bruxelles 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 CAC 40 11,3% 1re pondération dans l’indice EURO STOXX 50 5,2% 1re pondération dans l’indice STOXX EUROPE 50 3,2% 7e pondération dans l’indice DJ GLOBAL TITANS 1,7% 36e pondération dans l’indice et sur la zone euro au 31 décembre 2013 TOTAL est la première capitalisation boursière sur le marché réglementé d’Euronext Paris. Sur la base des capitalisations boursières des sociétés composant l’Euro Stoxx 50, les premières capitalisations boursières de la zone euro sont les suivantes (a) : (a) Source : Bloomberg pour les sociétés autres que TOTAL. (2) Cours de clôture de l’action TOTAL à Paris au 31 décembre 2013 : 44,53 euros. (3) Cours de clôture de l’ADR TOTAL à New York au 31 décembre 2013 : 61,27 dollars. de l’action TOTAL à Paris (2010-2013) de l’ADR à New York (2010-2013) 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 depuis le 18 mai 2006. Conformément aux dispositions figurant dans un « avis préalable à la mise en vente de titres non réclamés » paru le 3 août 2006 dans le journal Les 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 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 2013 et le 31 décembre 2013 (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 2013 et le 31 décembre 2013 1.2.4. Valorisation d’un portefeuille investi en actions TOTAL Rendement net (hors avoir fiscal) de 7,25% par an sur dix ans. 1.2.5. Multiplication de l’investissement initial par 2 en dix ans Au 31 décembre 2013, 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. annuel de l’actionnaire 31 décembre 2013 Date d’investissement TOTAL (a) CAC 40 (b) TOTAL CAC 40 1 an +20,65% +20,95% 1207 1210 5 ans +8,49% +9,37% 1503 1565 10 ans +7,25% +5,06% 2014 1638 15 ans +10,06% +3,17% 4212 1597 (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) 45,670 42,97 44,55 46,74 45,79 Plus bas (en séance) 35,175 33,42 29,40 35,66 34,25 Dernier de l’année (clôture) 44,53 39,01 39,50 39,65 45,01 Moyenne des trente derniers cours (clôture) 43,60 38,73 37,65 39,16 43,19 Volume de transaction (moyenne par séance) (a) Dividende (b) 2,38 2,34 2,28 2,28 2,28 (a) Nombre de titres échangés. Source : Euronext Paris, NYSE, prix composite. (b) Pour 2013, sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale du 16 mai 2014. Ce montant comprend les trois acomptes trimestriels versés au titre de l’exercice 2013. à l’abattement de 40% bénéficiant aux 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) en séance (b) (en euros) (en euros) 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 Le Conseil d’administration de TOTAL a décidé le 28 octobre 2010 d’adopter une politique de paiement trimestriel à compter de TOTAL S.A. a procédé à la mise en paiement de trois acomptes trimestriels au titre de l’exercice 2013 : – un premier acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2013, décidé par le Conseil d’administration du 25 avril 2013, a été détaché de l’action le 24 septembre 2013 et mis en paiement en numéraire le 27 septembre 2013 ; – un deuxième acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2013, décidé par le Conseil d’administration du 25 juillet 2013, a été détaché de l’action le 16 décembre 2013 et mis en paiement en numéraire le 19 décembre 2013 ; – un troisième acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2013, décidé par le Conseil d’administration du 30 octobre 2013, a été détaché de l’action le 24 mars 2014 et mis en paiement en numéraire le 27 mars 2014. Au titre de l’exercice 2013, TOTAL souhaite poursuivre sa politique de dividende. En conséquence, le Conseil d’administration propose à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014 un dividende total de 2,38 euros par action (+1,7% par rapport à 2012), dont un solde de 0,61 euro par action (+3,4% par rapport au trimestre précédent) qui serait détaché le 2 juin 2014 et mis en 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 2014 serait le suivant : – 1er acompte : 23 septembre 2014 ; – 2e acompte : 15 décembre 2014 ; – 3e acompte : 23 mars 2015 ; – Solde : 8 juin 2015. Ce calendrier indicatif concerne les dates des détachements relatifs aux actions cotées sur NYSE Euronext Paris. Dividendes au titre des cinq derniers exercices Pour 2013, le taux de distribution des résultats de TOTAL s’élève à 50% (2). L’évolution du taux de distribution (3) au cours des cinq derniers exercices est la suivante : (1) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale du 16 mai 2014. (2) Sur la base d’un résultat net ajusté dilué par action de 4,73 euros et d’un dividende de 2,38 euros par action sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale du 16 mai 2014. (3) 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 règlementation 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, 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 : BNP Paribas Fortis Montagne du Parc 3, 1000 Bruxelles, Belgique Avenue Marnix 24, 1000 Bruxelles, Belgique Avenue du Port 2, 1080 Bruxelles, Belgique (a) Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014 de verser un dividende de 2,38 euros par action au titre de l’exercice 2013, sous forme numéraire uniquement, dont un solde de 0,61 euro par action qui serait détaché le 2 juin 2014 et mis en paiement le 5 juin 2014. L’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013, 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 16 mai 2014 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 point 3.3. du présent chapitre. 3.1. Rachats et annulations d’actions en 2013 Au cours de l’année 2013, TOTAL a racheté 4 414 200 de ses propres actions en couverture des engagements pris dans le cadre de plans d’attribution gratuite d’actions, soit environ 0,19% du capital social (1). Par ailleurs, TOTAL S.A. n’a procédé à aucune annulation d’actions au cours de l’exercice 2013. sur les opérations d’achat et de vente d’actions 3.2.2. Actions inscrites au nom de la Société et de ses filiales au 31 décembre 2013 Dans le cadre de l’autorisation conférée par l’Assemblée générale nominal de 2,50 euros, ont été rachetées par TOTAL S.A. en 2013, soit 0,19% du capital au 31 décembre 2013. Ce rachat s’est effectué au prix moyen de 40,57 euros par action, soit un coût total d’environ 179,09 millions d’euros hors frais de transactions. Ce rachat est destiné à la couverture du plan d’attribution gratuite d’actions de performance existantes décidé par Conseil Le nombre d’actions TOTAL détenues par la Société (autodétention) 0,37% du capital de TOTAL S.A. Conformément à la loi, ces actions sont privées du droit de vote, ainsi que du droit à recevoir un dividende. Après prise en compte des actions détenues par les filiales du Groupe (autocontrôle), ayant droit au dividende mais privées de droit de vote, le nombre total d’actions TOTAL détenues par le Groupe s’élève, du capital de TOTAL S.A., réparties d’une part en 8 883 180 actions d’autodétention, dont 8 764 020 actions en couverture des plans d’attribution gratuite d’actions de performance et 119 160 actions destinées à être attribuées dans le cadre de nouveaux plans d’options d’achat ou de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions et, d’autre part, en 100 331 268 actions d’autocontrôle. (1) Capital moyen sur l’exercice N = (capital au 31 décembre N-1 + capital au 31 décembre N) / 2. 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 de performance n’ayant pas été attribuées à l’issue de la période d’acquisition, sont destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat d’actions TOTAL ou à des plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL, qui pourraient être décidés par le Conseil d’administration. 3 591 391 actions TOTAL ont été cédées en 2013 à la suite de l’attribution définitive d’actions TOTAL dans le cadre des plans 3.2.4. Annulation d’actions de la Société au cours des exercices 2011, 2012 et 2013 TOTAL S.A. n’a procédé à aucune annulation d’actions en 2011, L’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012 a autorisé le Conseil d’administration de procéder en une ou plusieurs fois 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. Par conséquent, sur la base du capital est susceptible de procéder à l’annulation d’au maximum 237 767 816 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 17 mai 2013, ou dans le cadre d’autorisations antérieures, n’ont pas, au cours de l’exercice 2013, été réallouées à d’autres finalités que celles initialement 3.2.6. Modalités des rachats et utilisation Entre le 1er janvier 2013 et le 28 février 2014, 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 11 mai 2012 puis par 3.2.7. Actions inscrites au nom de la Société et de ses filiales au 28 février 2014 Au 28 février 2014, le nombre d’actions TOTAL détenues par la Société s’élève à 8 883 005 actions représentant 0,37% 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, au 28 février 2014, à 109 214 273 actions représentant 4,59% du capital de TOTAL S.A., réparties d’une part en 8 883 005 actions d’autodétention, dont 8 764 020 actions en couverture des plans d’attribution gratuite d’actions de performance, 118 985 actions destinées à être attribuées dans le cadre de nouveaux plans d’options d’achat ou 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 2013 au 28 février 2014 (a) : Flux bruts cumulés Positions ouvertes au 28 février 2014 Achats Ventes Positions ouvertes à l’achat Positions ouvertes à la vente Nombre de titres 4 414 200 - Options Achats Options Ventes Échéance maximale moyenne - - - - - - Cours moyen de la transaction (€) 40,57 - - - - - Prix d’exercice moyen - - - - - - Montants (€) 179 087 553 - - - - - (a) Conformément à la réglementation applicable au 28 février 2014, 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 2012 a été arrêté. dans le cadre des plans d’attribution gratuite d’actions de performance. Pourcentage de capital détenu par TOTAL S.A. 0,37% Nombre d’actions détenues en portefeuille (a) 8 883 005 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 353 Valeur de marché du portefeuille (M€) (b) 418 Pourcentage de capital détenu par l’ensemble des sociétés (c) du Groupe 4,59% Nombre d’actions détenues en portefeuille 109 214 273 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 3 379 Valeur de marché du portefeuille (M€) (b) 5 136 (a) TOTAL S.A. n’a pas racheté d’actions durant les trois jours de bourse précédant le 28 février 2014. En conséquence, TOTAL S.A. a la propriété de l’ensemble des actions détenues (b) Sur la base d’un cours de clôture de 47,03 euros par action au 28 février 2014. (c) TOTAL S.A., Total Nucléaire, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval. 3.3.1. Descriptif du programme de rachat d’actions en application des articles 241-1 et suivants du règlement général de l’Autorité 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 – 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 des articles L. 225-209 et suivants du Code de commerce, 241-1 et suivants du règlement général de l’Autorité des marchés financiers, 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 16 mai 2014 dans le cadre de la quatrième résolution ainsi rédigée : « L’Assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les 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 programme de rachat L’acquisition, la cession ou le transfert de ces actions pourront être effectués par tous moyens sur les marchés réglementés, les systèmes multilatéraux de négociation ou de gré à gré, y compris par acquisition ou cession de blocs d’actions, dans les conditions autorisées par les autorités de marché compétentes. Dans ce cadre, ces moyens incluent l’utilisation de tout instrument financier dérivé négocié sur les marchés réglementés, les systèmes multilatéraux de négociation ou de gré à gré et la mise en place de Ces opérations pourront être effectuées à tout moment, à l’exclusion des périodes d’offre publique sur le capital de la Société, dans le respect de la réglementation en vigueur. Le prix maximum d’achat est fixé à 70 euros par action. En cas d’augmentation de capital par incorporation de réserves et attribution d’actions gratuites ainsi qu’en cas de division ou de regroupement des actions de la Société, ce prix maximal sera ajusté par un coefficient multiplicateur égal au rapport entre le nombre d’actions composant le capital avant l’opération et ce En application des dispositions de l’article L. 225-209 du Code de commerce, 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 de la Société au jour de l’utilisation de cette autorisation. Les acquisitions réalisées par la Société ne pourront en aucun cas l’amener à détenir, directement et indirectement par l’intermédiaire de filiales indirectes, plus de son capital social, la Société détenait, directement 8 883 180 actions, et indirectement, par l’intermédiaire de filiales, 100 331 268 actions, soit au total 109 214 448. Sur ces bases, le nombre maximal d’actions que la Société serait susceptible de racheter s’élève à 128 553 368 actions et le montant maximal qu’elle serait amenée à 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 – des titres de créances convertibles ou échangeables en actions – des programmes d’options d’achat d’actions, plans d’attributions gratuites 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 Les rachats pourraient aussi avoir pour objectif une des pratiques de marché admises par l’Autorité des marchés financiers, 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 par la loi ou la réglementation en vigueur ou admise par l’Autorité des marchés financiers. En cas d’opérations réalisées en dehors des objectifs mentionnés ci-dessus, la Société informerait ses actionnaires par voie de communiqué. En fonction de ces objectifs, les actions de la Société ainsi – soit annulées dans la limite maximale légale de 10% du nombre total des actions composant le capital social à la date de l’opération, par période de 24 mois ; la valeur de rachat des actions à annuler et leur valeur nominale sur tout poste de réserves ou primes, modifier consécutivement les statuts et accomplir toutes formalités nécessaires. – soit attribuées gratuitement aux salariés du Groupe ainsi qu’à des dirigeants mandataires sociaux de la Société ou de sociétés 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 bénéficiaires d’options d’achat d’actions de la Société en cas d’exercice de celles-ci ; – soit cédées aux salariés, directement ou par l’intermédiaire de Part maximale du capital à acquérir et montant maximal – 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 du dividende. Cette autorisation est donnée pour une période de dix-huit mois à compter du jour de la présente Assemblée. Elle prive d’effet à hauteur de la partie non utilisée, la quatrième résolution de l’Assemblée générale mixte du 17 mai 2013. Tous pouvoirs sont conférés au Conseil d’administration, avec faculté de délégation, en vue d’assurer l’exécution de la présente Par ailleurs, l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012 a 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 a été donnée pour cinq ans et expirera à l’issue de l’Assemblée générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2016. Cette approbation a été rédigée de la manière suivante : « L’Assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité des Assemblées générales extraordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d’administration et du rapport spécial des commissaires aux comptes, autorise le Conseil d’administration 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 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 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 Le nombre maximal d’actions pouvant être achetées en vertu de l’autorisation proposée à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014 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 Avant annulation éventuelle d’actions en vertu de l’autorisation donnée par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012, sur la base du nombre d’actions composant le capital au 31 décembre actions détenues par le Groupe au 28 février 2014, soit 4,59% du capital, le nombre maximal d’actions susceptibles d’être achetées s’élèverait à 128 553 543 actions, ce qui représenterait un base du cours maximum d’achat de 70 euros. 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 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 16 mai 2014, 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 16 novembre 2015. 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 point 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 décembre 1998, TOTAL, 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. À l’issue de cette offre publique, TOTAL détenait 98,8% du capital de PetroFina. En 2000, TotalFinaElf a lancé une offre publique d’échange complémentaire sur les actions PetroFina portant à 99,6% sa participation dans le capital de PetroFina. En 2001, Total Chimie (filiale à 100% de TOTAL S.A.) a reçu en apport l’intégralité de la participation détenue par TotalFinaElf dans PetroFina, et a lancé une offre publique de reprise (OPR) sur les titres PetroFina non encore détenus. Total Chimie détient à ce jour la totalité des actions PetroFina. 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 nouvelles TotalFinaElf. Depuis l’offre publique de retrait suivie d’un retrait obligatoire annoncée le 24 mars 2010, TOTAL S.A. (anciennement TotalFinaElf) détient 100% des titres émis par Elf Aquitaine. 4.4.1. Évolution de la participation des principaux actionnaires Les principaux actionnaires sont définis pour les besoins du présent paragraphe comme les actionnaires dont la participation (en capital ou en droits de vote) dépasse 5%. Les principaux actionnaires de TOTAL au 31 décembre 2013, 2012 et 2011 sont les suivants : Au 31 décembre % % des droits % des droits % % des droits % % des droits du capital de vote de vote du capital de vote du capital de vote Concert GBL-CNP 4,8 4,8 4,4 5,4 5,4 5,5 5,6 dont Groupe Bruxelles Lambert (b) 3,6 3,6 3,3 4,0 4,0 4,0 4,0 dont Compagnie Nationale à Portefeuille (b) 1,2 1,2 1,1 1,4 1,4 1,5 1,6 Salariés du Groupe (c) 4,7 8,6 7,9 4,4 8,1 4,4 8,0 Détention intra-Groupe 4,6 - 8,1 4,6 - 4,6 - dont TOTAL S.A. 0,4 - 0,3 0,3 - 0,4 - dont Total Nucléaire 0,1 - 0,2 0,1 - 0,1 - dont filiales d’Elf Aquitaine (d) 4,1 - 7,6 4,2 - 4,2 - Autres actionnaires (e) 85,9 86,6 79,6 85,7 86,6 85,3 86,3 dont porteurs d’ADS (f) 9,3 9,2 8,5 9,3 9,3 8,7 8,7 (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) 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. En outre, il existe une action de concert déclarée entre Groupe Bruxelles Lambert et Compagnie Nationale à Portefeuille. Par ailleurs, ces sociétés ont des dirigeants mandataires sociaux qui siègent au Conseil d’administration de TOTAL S.A. (c) Sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce. Amundi Group, société holding de Amundi Asset Management, elle-même assurant la gestion du FCPE « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » (voir ci-dessous), a déposé un formulaire Schedule 13G auprès de la SEC le 11 février 2014 déclarant une détention sur ces actions et qu’il avait un droit conjoint de vote sur 73 373 788 de ces actions (c’est-à-dire 3,1% du capital de la Société) et un droit conjoint de cession sur la totalité de ces actions. Par ailleurs, les représentants des salariés siègent au Conseil d’administration de TOTAL S.A. (d) Fingestval, Société Financière Valorgest et Sogapar. (e) Comprenant 1,53% d’actionnaires inscrits au nominatif (hors Groupe) en 2013. (f) American Depositary Shares cotés au New York Stock Exchange. La participation des principaux actionnaires au 31 décembre 2013 s’il est tenu compte de : détenues par TOTAL S.A. privées de droits de vote ; détenues par des filiales de TOTAL S.A. qui ne peuvent être Pour les exercices antérieurs, la participation des principaux être exercés en Assemblée générale au 31 décembre 2012 et de droits de vote qui pouvaient être exercés en Assemblée générale au 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 précédant 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 (1) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote théorique 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 (ou de titres assimilés à des actions ou des droits de vote en vertu de l’article L. 233-9 du Code de commerce) 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 théoriques (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 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 point 6.8. Dans l’avis AMF n° 213C1748 datant du 18 novembre 2013, le concert formé par CNP et GBL a déclaré avoir franchi en baisse, le 7 novembre 2013, les seuils de 5% du capital et des droits de vote et détenir 118 764 036 actions TOTAL représentant 119 511 734 droits de vote, soit 4,99% du capital et 4,59% des droits de vote théoriques (1) (sur la base d’un capital composé vote). Le concert formé par CNP et GBL avait franchi le seuil des 5% en hausse le 25 août 2009 (avis AMF n° 209C1156). En application des dispositions de l’article L. 233-13 du Code de commerce, il est précisé qu’à la connaissance de TOTAL, aucun actionnaire ne détient à la clôture de l’exercice 2013, 5% ou plus Au 31 décembre 2012, le concert formé par CNP et GBL détenait 5,36% du capital représentant 5,37% des droits de vote. Dans l’avis AMF n° 213C1748 datant du 18 novembre 2013, le concert formé par CNP et GBL a déclaré avoir franchi en baisse, le 7 novembre 2013, les seuils de 5% du capital et des droits de vote et détenir vote, soit 4,99% du capital et 4,59% des droits de vote théoriques (1) CNP et GBL possédait, depuis le 25 août 2009, plus de 5% du capital du Groupe (avis AMF n° 209C1156 datant du 2 septembre 2009). À la connaissance de TOTAL, un actionnaire connu détient, à la clôture de l’exercice 2013, 5% ou plus des droits de vote au sein des Assemblées générales d’actionnaires de TOTAL : le FCPE « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » détient, au 31 décembre 2013, 3,45% du capital représentant 6,41% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale et 5,89% des droits TOTAL n’a pas connaissance de déclaration de pacte entre ses 4.5. Actions propres détenues par le Groupe Au 31 décembre 2013, la Société détient, directement ou par l’intermédiaire de filiales indirectes, 109 214 448 actions TOTAL, soit 4,59% 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 9, point 1.5. La Société détient directement, au 31 décembre 2013, 8 883 180 actions TOTAL, soit 0,37% du capital social à cette date. Total Nucléaire, détenue indirectement à 100% par la Société, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval, des filiales indirectes d’Elf Aquitaine, détiennent respectivement, au 31 décembre 2013, par l’intermédiaire de filiales indirectes, 4,22% du capital social. (1) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote théorique est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. 4.6. Actions détenues par les membres des organes d’administration et de direction Les informations correspondantes figurent aux points 1. et 5. du chapitre 5. Les informations correspondantes figurent au point 5. du chapitre 5. Estimation au 31 décembre 2013, hors détention intra-Groupe, sur la base du TPI (Titres au porteur identifiable) réalisé à cette date. 20% pour le reste de l’Europe 9% 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. (4,7% de la totalité du capital social - se reporter au point 4.4. du chapitre 8). Le nombre d’actionnaires individuels français de TOTAL est estimé à plus de 500 000. 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 2013 figure au point 1. du chapitre 12. 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 2011, 2012 ou 2013, figure à la note 24 de l’annexe aux comptes consolidés (se reporter au point 7. du chapitre 10). Ces opérations concernent principalement les sociétés mises en équivalence et les sociétés non consolidées dans lesquelles TOTAL 5\. Informations destinées aux actionnaires étrangers Les informations destinées aux titulaires d’American Depositary Shares (ADSs) TOTAL, représentés par des American Depositary Receipts (ADRs), sont fournies par le document Form 20-F déposé par TOTAL S.A. auprès de la SEC (United States Securities and Exchange Commission) au titre de l’exercice clos le 31 décembre 2013. 5.2. Actionnaires non-résidents (autres que les actionnaires américains) Outre Euronext Paris, les actions TOTAL sont inscrites à la Bourse de Londres depuis 1973 et à la Bourse de Bruxelles depuis 1999. Les dividendes distribués par TOTAL à des actionnaires ne résidant pas en France font en principe l’objet d’une retenue à la source Ce taux est porté à 75% pour les revenus payés hors de France dans un État ou Territoire non coopératif (« ETNC ») tel que défini par le Code général des impôts (article 238-0 A). Une liste de ces ETNC est établie et mise à jour chaque année par un arrêté des Cette retenue à la source est réduite à 21% pour les dividendes perçus par des personnes physiques domiciliées dans un État de l’Union européenne, en Islande, en Norvège ou au Liechtenstein. Les dividendes versés à des organismes sans but lucratif ayant leur siège dans un État de l’Union européenne, en Islande, en Norvège ou au Liechtenstein sont généralement soumis à une retenue à la source au taux de 15%, sous réserve de respecter certaines conditions prévues par la doctrine administrative En revanche, la retenue à la source n’est pas applicable aux revenus distribués par des sociétés françaises à des organismes de placement collectif étrangers constitués sur le fondement d’un droit étranger et situés dans un État membre de l’Union européenne ou dans un autre État ayant conclu avec la France une convention d’assistance administrative en vue de lutter contre la fraude et À cet effet, ces organismes doivent remplir deux conditions – lever des capitaux auprès d’un certain nombre d’investisseurs en vue de les investir, conformément à une politique – présenter des caractéristiques similaires à celles des organismes de placement collectif de droit français (OPCVM, OPCI et Sicaf). En application de nombreuses conventions fiscales internationales bilatérales destinées à éviter les doubles impositions, signées entre la France et d’autres États (« conventions fiscales »), le taux de la retenue à la source est réduit dans le cas où les dividendes sont payés à un actionnaire résidant dans l’un des États signataires de ces conventions fiscales, à condition que certaines conditions Les pays avec lesquels la France a signé une convention fiscale prévoyant un taux réduit de 15% pour la retenue à la source sur les dividendes français sont notamment : l’Autriche, la Belgique, le Canada, l’Allemagne, l’Irlande, l’Italie, le Luxembourg, la Norvège, les Pays-Bas, Singapour, l’Afrique du Sud, l’Espagne, La doctrine administrative française énonce les conditions dans lesquelles la réduction de la retenue à la source française au taux de 15% est applicable. Les titulaires résidents de l’un des pays avec lesquels la France a conclu une convention fiscale prévoyant un taux réduit de retenue à la source peuvent, en se plaçant sous le régime de la procédure simplifiée, bénéficier de l’application immédiate de la retenue à la source au taux réduit de 15%. Dans le cadre de la procédure simplifiée, l’actionnaire non résident est autorisé à faire sa demande de réduction du taux de retenue à la source sur présentation d’une attestation de résidence conforme au modèle disponible auprès du service français des impôts des non-résidents, à l’adresse Internet suivante : impots.gouv.fr (rubrique recherche de formulaires / Formulaire n° 5000) et visée par l’administration fiscale de l’état de résidence. L’actionnaire doit ensuite adresser au plut tôt et en tout état de cause avant la mise en paiement des dividendes, cette attestation de résidence à l’établissement, en France ou à l’étranger, gestionnaire de ses comptes. Si les comptes de l’actionnaire sont gérés à l’étranger, le gestionnaire du compte à l’étranger, dès qu’il est en possession de l’attestation de résidence, doit faire connaître à l’établissement payeur en France, avant le paiement des dividendes, le montant global des dividendes auquel a droit l’actionnaire et pour lequel cet établissement payeur peut appliquer le taux réduit de retenue à la source prévu Toutefois, l’établissement payeur en France peut dispenser l’actionnaire de la production du formulaire conventionnel d’attestation de résidence lorsque son identité et sa résidence fiscale lui sont connues. L’établissement payeur assume alors personnellement la responsabilité de l’application immédiate du taux réduit de retenue à la source de 15% prévu par la convention. Cette procédure simplifiée n’est toutefois pas applicable aux dividendes payés à des résidents de Singapour compte tenu entre la France et cet État. Lorsque le titulaire non-résident n’a pas été en mesure de produire, avant la date de mise en paiement des dividendes, un certificat de résidence de l’administration de son état de résidence, ou lorsque le titulaire ne peut pas se voir appliquer la procédure simplifiée, l’établissement payeur français des dividendes liquide ceux-ci sous déduction de la retenue à la source de droit commun au taux de 30%. Toutefois, le titulaire pourra demander à bénéficier du taux conventionnel de 15% par la voie d’un remboursement du trop versé (30% -15%). Celui-ci devra être demandé à l’administration fiscale par l’actionnaire, ou par l’établissement payeur lorsqu’il en est convenu ainsi avec l’actionnaire, par le biais d’un formulaire spécifique (formulaires n° 5000 et 5001 ou tout autre formulaire pertinent émis par l’administration fiscale française) adressé avant le 31 décembre de la deuxième année qui suit la date de versement de la retenue à la source auprès du Trésor français. Tout remboursement de retenue à la source devrait généralement être versé dans les douze mois qui suivent le dépôt du formulaire précédemment mentionné. Cependant, il ne pourra pas intervenir avant le 15 janvier de l’année suivant celle au cours de laquelle les dividendes ont été versés. Des copies des formulaires français mentionnés ci-dessus sont disponibles auprès du service français des impôts des non-résidents, à l’adresse Internet suivante : impots.gouv.fr (rubrique « recherche de formulaires »). La taxation des dividendes à l’étranger varie quant à elle d’un pays à l’autre, en fonction de leur législation fiscale respective. Dans la plupart des pays, le montant brut des dividendes est généralement inclus dans le revenu imposable du titulaire des actions. En fonction de certaines conditions et limitations, la retenue à la source française pratiquée sur les dividendes pourra se traduire par un crédit d’impôt à imputer sur l’impôt étranger dû par l’actionnaire. Il existe toutefois certaines exceptions. Par exemple, en Belgique un précompte mobilier de 25% est applicable aux dividendes nets Par ailleurs, la loi de finances rectificative du 16 août 2012 a créé une taxe de 3% applicable aux distributions de dividendes intervenues à compter du 17 août 2012. Cette taxe appelée « Contribution additionnelle à l’impôt sur les sociétés » applicable aux revenus distribués est due par la Société distributrice des Les plus-values de cession d’actions réalisées par des contribuables domiciliés hors de France sont en principe exonérées d’impôt sur le revenu en France. Deux exceptions sont cependant prévues, l’une pour les cessions de participations lorsque le cédant détient en France un établissement stable ou une installation fixe d’affaires, auquel ses actions sont rattachées, l’autre pour les cessions réalisées par des personnes ou organismes domiciliés ou établis dans un État ou Territoire non coopératif. Cependant, le titulaire des actions pourra être taxé dans l’État où est fixée sa résidence fiscale sur la plus ou moins-value lors Le législateur français a instauré, par la loi du 14 mars 2012, une taxe sur les transactions financières qui s’applique à toute acquisition à titre onéreux d’actions de sociétés cotées sur un marché réglementé français, européen ou étranger. Cette acquisition doit donner lieu à un transfert de propriété et les titres doivent être émis par une entreprise française dont la capitalisation boursière excède un milliard d’euros au 1er décembre Le champ d’application de la taxe inclut également les titres représentant des titres de capital qui sont émis par une société, quel que soit le lieu d’établissement de son siège social. Cela vise les transactions réalisées sur les certificats représentatifs d’actions tels que les American Depositary Receipts ou les European Cette taxe sur les transactions financières est égale à 0,2% de la valeur d’acquisition des titres. Le redevable de la taxe est le prestataire de services d’investissement (PSI), quel que soit le lieu d’établissement du prestataire, lorsqu’il exécute des ordres à l’achat pour le compte de tiers ou lorsqu’il négocie, à l’achat, pour son compte propre. En France, les PSI sont des entreprises d’investissement et des établissements de crédit ayant reçu un agrément pour fournir tout ou partie des services d’investissement. Les opérateurs fournissant des services équivalents hors de France sont passibles de la taxe Pour les acquisitions réalisées sans l’intervention d’un PSI, la taxe est due par l’établissement assurant la fonction de tenue du compte, quel que soit son lieu d’établissement. Lorsque les titres sont inscrits au nominatif pur, c'est la société émettrice de ces titres qui assure la fonction de tenue du compte- conservation et qui est donc redevable de la taxe pour les acquisitions réalisées dans l'intervention d'un PSI. En principe, les cessions d’actions de sociétés françaises sont également soumises à une taxe française appelée « droit d’enregistrement ». Toutefois, le législateur français a précisé que les droits d’enregistrement ne sont pas applicables aux opérations taxées, au titre de la taxe sur les transactions financières. L’exposé qui précède est un résumé général, les actionnaires sont donc priés de consulter leur propre conseiller en fiscalité afin de déterminer l’effet des conventions fiscales et les procédures applicables ainsi que leur impôt sur le revenu et plus généralement les conséquences fiscales applicables à leur situation particulière. 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 total.com et par voie de communiqué de presse pour les nouvelles significatives. Les présentations du Groupe sur ses résultats et ses perspectives sont également consultables sur son site Internet. Enfin, une version anglaise du Document de référence est La Société dépose, parallèlement à son Document de référence, un document annuel (Form 20-F) en langue anglaise auprès de l’United States Securities and Exchange Commission (SEC) (se reporter au point 4 du chapitre 9). Enfin, le Groupe organise régulièrement des réunions d’information et intervient également dans des conférences destinées aux actionnaires, aux investisseurs et aux analystes financiers, tant en 6.2. 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 (Europe, Amérique du Nord, 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, suite à la présentation des perspectives. Les présentations réalisées lors de ces réunions peuvent être consultées sur le site Internet du Groupe (total.com, rubrique Actionnaires / Investisseurs 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 2013 sont disponibles sur le site Internet du Groupe (total.com, rubrique Actionnaires / Résultats). Sur l’ensemble de l’année 2013, le Groupe a organisé environ 600 réunions avec des investisseurs institutionnels et des analystes Par ailleurs, du 12 au 15 novembre 2013, plus de vingt analystes et investisseurs ont participé à un voyage d’étude en Arabie saoudite et en République du Congo. Ce voyage a été l’occasion de présenter la stratégie du Raffinage lors de la visite de Satorp, la plus grande plateforme de raffinage-pétrochimie du Groupe à Jubail, et de découvrir deux sites offshore congolais opérés, Nkossa et Alima. Les visites des installations du Groupe dans ces pays leur ont permis d’apprécier les positions majeures de TOTAL dans ces régions et d’illustrer sa stratégie d’investissement. Les analystes et investisseurs ont également eu l’opportunité d’échanger avec les dirigeants du Groupe, les équipes locales et un certain nombre de représentants du monde politique de ces pays. En matière de Corporate Social Responsibility (CSR), le Groupe met également en œuvre des moyens de communication importants pour informer les actionnaires. Avec une équipe dédiée, la direction de la communication financière assure un dialogue permanent avec les investisseurs et analystes extra-financiers sur diverses thématiques (sécurité et santé, éthique et droits de l’homme, gouvernance, environnement, changement climatique et futur énergétique, contribution au développement local, dialogue avec les parties prenantes…). Des rencontres spécifiques consacrées à ces sujets sont organisées en France et à l’international. Ainsi, près de soixante-dix réunions individuelles se sont tenues en 2013. Le 23 septembre 2013 à Londres, la présentation à la communauté financière des perspectives du Groupe a intégré un important volet CSR : M. Christophe de Margerie (Président-directeur général) et Mme Manoelle Lepoutre (directeur Développement durable et Environnement) ont rappelé la stratégie du Groupe dans ce domaine. Les thèmes de l’éthique, de la sûreté et de l’acceptabilité ont été Un chapitre du Document de référence est consacré aux informations sociales, environnementales et sociétales (se reporter au chapitre 7). Par ailleurs, chaque année, à l’occasion de l’Assemblée générale, 6.3. Une relation de qualité au service des actionnaires individuels Le service des Relations avec les actionnaires individuels de TOTAL, seul service actionnaires en France à être certifié ISO 9001 version 2008 pour sa politique de communication avec les actionnaires individuels, s’est vu renouvelé sa certification en 2013 pour trois années supplémentaires par l’organisme AFNOR, à la suite d’un audit approfondi des différents processus mis en œuvre en matière de communication avec les actionnaires individuels. À travers cette certification, le service des Relations avec les actionnaires individuels exprime l’engagement pris par TOTAL à satisfaire, dans la durée, ses actionnaires individuels en matière Dans le cadre de cette démarche de certification qualité, des enquêtes de satisfaction sont mises en ligne sur le site Internet du Groupe (total.com, rubrique Actionnaires / Actionnaires La qualité de la communication financière de TOTAL a également été reconnue par la presse spécialisée, avec l’Investor Awards 2013 de la performance long terme décerné par Boursorama et Morningstar, ainsi que la Gouvernance d’argent pour la démocratie actionnariale, la transparence de l’information et la qualité de la Enfin, TOTAL a poursuivi en 2013 son programme de rencontres et d’échanges avec les actionnaires individuels, notamment à l’occasion – L’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013 a rassemblé plus de 3 700 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. Tous les actionnaires français ont eu la possibilité de voter par Internet, via la plateforme de vote Votaccess, quel que soit leur mode de – Lors du salon Actionaria, qui s’est tenu au Palais des Congrès de Paris en novembre 2013, TOTAL a accueilli près de 3 500 visiteurs sur son stand aux couleurs de la raffinerie Satorp de Jubail. À cette occasion, les actionnaires ont pu échanger avec les représentants du Groupe présents sur le stand et participer à des conférences sur la stratégie du Raffinage. – Le 15 novembre, M. Christophe de Margerie, Président-directeur général s’est adressé à plus de 15 000 actionnaires dans une interview mise en ligne sur Boursorama. – Huit autres rencontres avec des actionnaires individuels ont été organisées en 2013 : à Gand en Belgique, à Copenhague au Danemark, et à Marseille, Toulouse, Avignon, Biarritz, Rennes, Lille en France. D’autres rencontres ont également eu lieu avec des professionnels, notamment à l’occasion des journées notariales du patrimoine à Dauphine (Paris). Elles ont réuni plus de 3 600 participants. Les prochaines rencontres prévues en 2014 devraient se tenir à Dijon, Toulouse, Lyon, Nice, Paris et Nantes en France, et à Anvers, Copenhague et Genève en Europe. Le quart des membres du e-Comité consultatif des actionnaires (e-CCA) a été renouvelé. Depuis 2012, afin de faciliter les échanges et d’interagir de manière efficace et régulière, les membres du e-CCA et l’équipe du service des Relations avec les actionnaires individuels communiquent via une plateforme de dialogue en ligne sur des sujets variés (actualités du Groupe, amélioration des supports de communication, retours sur les événements organisés Le e-CCA s’est réuni à trois reprises en 2013 : – en avril, 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 CSTJF à Pau (France). Lors de ces réunions, le e-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, les supports de présentation des réunions, le « webzine » et l’application de mobilité « Total Investors » pour smartphones et tablettes numériques. En 2013, le e-CCA a notamment contribué à la mise en place de la plateforme de vote Votaccess pour l’Assemblée générale. Le Cercle des actionnaires a organisé vingt-cinq manifestations en 2013 où plus de 2 000 actionnaires individuels membres du Cercle ont été conviés. Ils ont ainsi visité des installations industrielles, des sites naturels et culturels soutenus par la Fondation TOTAL et participé à des conférences destinées à mieux leur faire connaître les différents métiers du Groupe. Enfin, ils ont assisté à des manifestations culturelles organisées dans le cadre de la politique de mécénat de la Fondation TOTAL. Ainsi, TOTAL a rencontré près de 14 000 actionnaires individuels 6.4. 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 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 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, etc.) ; – nominatif pur : les actions sont inscrites au nom de l’actionnaire chez BNP Paribas Securities Services, qui en assure directement la gestion (vente, achat, coupons, convocations aux assemblées d’actionnaires, etc.) sans que l’actionnaire ait à choisir un Parmi les avantages du nominatif figurent notamment : – un droit de vote double au-delà de deux ans de détention en continu (se reporter au point 2.4.1. du chapitre 9) ; – 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 de – la faculté de recevoir l’ensemble des informations publiées par TOTAL, destinées à ses actionnaires ; – 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 administré : – la gratuité des droits de garde ; – une facilité accrue pour transmettre les ordres de bourse (1) – 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 – 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 et de 13h30 à 17h30 (heure de Paris) Courriel depuis le formulaire de contact disponible 12 février Résultats du 4e trimestre et de l’année 2013 24 mars Détachement du 3e acompte sur dividende 26 avril Congrès d’actionnaires à Anvers-Belgique Détachement du 1er acompte sur dividende 30 avril Résultats du 1er trimestre 2014 16 mai Assemblée générale des actionnaires 2014 à Paris 2 juin Détachement du solde du dividende au titre de 2013 (2) 2 juin Réunion d’actionnaires individuels à Toulouse 12 juin Réunion d’actionnaires individuels à Lyon 30 juillet Résultats du 2e trimestre et du 1er semestre 2014 Salon Actionaria et réunion d’actionnaires à Détachement du 2e acompte sur dividende (1) Sous réserve d’avoir souscrit au contrat de prestations boursières. La souscription à ce contrat est gratuite. (2) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014. (3) Sous réserve de la décision du Conseil d’administration. 23 mars Détachement du 3e acompte sur dividende 8 juin Détachement du solde du dividende au titre de l’exercice 2014 (2) 29 mai Assemblée générale des actionnaires à Paris 6.8. Responsables de la communication financière Directeur des Relations investisseurs Amérique du Nord (1) Sous réserve de la décision du Conseil d’administration. (2) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 29 mai 2015. Montant du capital social au 31 décembre 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226 Caractéristiques des actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226 Capital autorisé non émis au 31 décembre 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226 Capital potentiel au 31 décembre 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .229 Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .229 Historique du capital social (depuis le 1er janvier 2011) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .229 2\. Acte constitutif et statuts ; autres informations 230 Informations générales concernant la Société . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .230 Objet social résumé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .230 Dispositions statutaires régissant les organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .231 Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .232 Modification des droits des actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .233 Assemblées d’actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .233 Franchissement de seuils statutaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .233 Modification du capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .233 3\. Informations financières historiques et informations complémentaires 234 Comptes consolidés 2013, 2012 et 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .234 Comptes sociaux de TOTAL S.A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .234 Vérification des informations financières historiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .234 Informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .234 4\. Documents accessibles au public 235 5\. Informations sur les participations 235 Informations générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .235 Variations importantes des participations du Groupe dans des sociétés cotées en 2011, 2012 et 2013 . . . . . . . . . . . . . . .235 1.1. Montant du capital social au 31 décembre 2013 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 point 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 2013 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 2013, figure au point 1.3.8. du présent chapitre. générale des actionnaires du 11 mai 2012 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 treizième résolution et des quatorzième et seizième résolutions (visées ci-dessous) ne peut excéder un plafond de 10 milliards d’euros, ou leur contre-valeur, à la date de la décision d’émission. générale des actionnaires du 11 mai 2012 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). De plus, en vertu de la quinzième résolution de l’Assemblée générale du 11 mai 2012, le Conseil est autorisé, pour chacune des émissions décidées en application de la quatorzième résolution, à augmenter le nombre de titres à émettre dans la limite de 15% de l’émission initiale (au même prix que celui retenu pour l’émission initiale) et dans la limite du plafond fixé par la quatorzième résolution. Le montant nominal de ces augmentations de capital s’impute sur le plafond de 2,5 milliards d’euros en nominal fixé dans la treizième résolution de l’Assemblée générale du 11 mai 2012. 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 treizième et quatorzième résolutions susvisées et de la seizième résolution (visée ci-dessous) ne peut excéder un plafond de 10 milliards d’euros, ou leur contre-valeur, à la date de la décision générale des actionnaires du 11 mai 2012 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 11 mai 2012 (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 quatorzième 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 treizième, quatorzième et seizième résolutions susvisées ne peut excéder un plafond de 10 milliards d’euros, ou leur contre-valeur, à la date de la décision d’émission. générale des actionnaires du 17 mai 2013 générale des actionnaires du 17 mai 2013 Autorisation d’attribuer des options de souscription ou d’achat d’actions de la Société d’actions au profit de membres du personnel salarié du Groupe, ainsi qu’au profit de dirigeants mandataires sociaux, dans la limite de 0,75% du capital social existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant de l’attribution. En outre, les options consenties aux dirigeants mandataires sociaux ne peuvent excéder 0,05% du capital existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant de l’attribution (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : options, dont 1 188 839 aux dirigeants mandataires sociaux, pouvaient donc être encore attribuées dans le cadre de cette des actionnaires du 11 mai 2012 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 2016. Le Conseil n’a pas fait usage de cette autorisation au cours de l’exercice 2012. 31 décembre 2013, 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 2016, de procéder à l’annulation d’au maximum 237 767 816 actions avant d’atteindre le seuil d’annulation de 10% du capital annulé sur une période de 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 treizième résolution de l’Assemblée générale du 11 mai 2012.Cette délégation prive d’effet à hauteur de la partie non utilisée la dix-septième résolution de l’Assemblée générale du 11 Compte tenu de l’utilisation des délégations prévues par les dix- septième et dix-huitième résolutions de l’Assemblée générale du 11 actions et le Conseil d’administration n’ayant pas utilisé les délégations conférées par les treizième, quatorzième et seizième résolutions de l’Assemblée générale du 11 mai 2012, le capital autorisé non émis ressort à 2,47 milliards d’euros au 31 décembre générale des actionnaires du 13 mai 2011 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 ; – 4 300 000 actions existantes ont été attribuées par le Conseil d’administration le 26 juillet 2012, dont 53 000 actions existantes ont été attribuées au Président-directeur général ; – 4 464 200 actions existantes ont été attribuées par le Conseil d’administration le 25 juillet 2013, dont 53 000 actions existantes ont été attribuées au Président-directeur général. aux dirigeants mandataires sociaux dans le cadre de cette autorisation, pouvaient donc être encore attribuées. 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 2013 Nature Plafond nominal, ou en nombre Utilisation en 2013 Solde disponible Date de la Date d’actions, ou exprimé en % en nominal au 31 / 12 / 2013 délégation ou d’échéance du capital (nominal, nombre d’actions ou en nombre en nominal ou de l’autorisation et durée ou % du capital) d’actions en nombre consentie par de l’autorisation 2,5 G soit un maximum de 1 000 millions d’actions émises avec droit préférentiel de souscription dont : 1/ un plafond spécifique de 850 M, soit un maximum de 340 millions d’actions, pour les émissions sans droit de titres apportés dans le cadre d’une OPE sur des titres répondant aux du Code de commerce, dont : 1/a un sous-plafond de 10% du capital social à la date de l’Assemblée générale du 11 mai 2012 (b) en rémunération du Code de commerce ne sont pas au maximum 1,5% du capital le jour où le Conseil (c) décide l’émission pour aux salariés adhérant à un plan 0,75% du capital social (c) le jour où le 0,8% du capital social (b) le jour où le de l’AGE du 11 mai 2012, le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 a décidé de procéder à une augmentation de capital réservée aux salariés du Groupe en 2013, entraînant (d) Le nombre d’actions 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 du Conseil aux dirigeants mandataires sociaux en vertu de la 11e résolution de l’AGE du 13 mai 2011 ne peuvent excéder 0,01% du capital existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution. Compte tenu des 16 000 actions existantes attribuées sous conditions de présence et de performance au Président-directeur général par le Conseil d’administration du 14 septembre 2011, des 53 000 actions existantes attribuées sous conditions de présence et de performance au Président-directeur général par le Conseil d’administration du le nombre restant d’actions pouvant être attribuées aux dirigeants mandataires sociaux ressort à 115 767. 1.4. Capital potentiel au 31 décembre 2013 Les titres donnant accès à des actions TOTAL, par exercice ou remboursement, sont les options de souscription d’actions TOTAL, – 1 141 094 options pour le plan attribué par le Conseil – 5 620 626 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 18 juillet 2006 ; – 5 847 965 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 17 juillet 2007 ; décision du Conseil d’administration du 9 septembre 2008 ; – 3 989 378 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 15 septembre 2009 ; – 4 537 852 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 14 septembre 2010 ; Par ailleurs, l’attribution gratuite d’actions TOTAL à l’ensemble des salariés du Groupe, décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010 est susceptible de donner lieu à la création d’un nombre maximum de 873 475 actions au 31 décembre 2013. Le capital potentiel (capital existant auquel sont ajoutés les droits et titres susceptibles de générer la création de nouvelles actions actions, représente 101,10% du capital social au 31 décembre susceptibles d’être créées dans le cadre de l’exercice des options de souscription d’actions TOTAL et de 873 475 actions TOTAL susceptibles d’être créées dans le cadre du plan mondial 1.5. Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales Pourcentage de capital détenu par TOTAL S.A. 0,37% Nombre d’actions détenues en portefeuille 8 883 180 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (millions d’euros) 353 Valeur de marché du portefeuille (millions d’euros) (a) 396 Pourcentage de capital détenu par l’ensemble des sociétés (b) du Groupe 4,59% Nombre d’actions détenues en portefeuille 109 214 448 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (millions d’euros) 3 379 Valeur de marché du portefeuille (millions d’euros) (a) 4 863 (a) Sur la base d’un cours de bourse de 44,53 euros par action au 31 décembre 2013. (b) TOTAL S.A., Total Nucléaire, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval. 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 d’une somme totale Constatation de l’émission de 1 366 950 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune dans le cadre de l’attribution gratuite d’actions TOTAL au profit des membres du personnel salarié du Groupe décidée par le Conseil Acte constitutif et statuts ; autres informations Constatation de l’émission, par levée d’options de souscription d’actions, de 798 883 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune entre le 1er janvier et le 31 décembre 2012, augmentant le capital d’une somme totale Constatation de l’émission de 10 802 215 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 18 septembre 2012, augmentant le capital social d’une somme de 27 005 537,50 euros pour le porter Constatation de l’émission, par levée d’options de souscription d’actions, de 942 799 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune entre le 1er janvier et le 31 décembre 2013, augmentant le capital d’une somme totale 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) 7010Z depuis le 8 janvier 2008 Société anonyme régie par la législation française 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 2.3. Dispositions statutaires régissant 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 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 de 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. Lors de sa réunion du 11 février 2014, le Conseil d’administration de TOTAL S.A. a décidé de proposer à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014, d’approuver diverses modifications des statuts de TOTAL S.A., dont deux conduisant d’une part, à modifier la limite d’âge du Président de 65 à 70 ans, et d’autre part, de porter de 65 à 67 ans la limite d’âge du Directeur Général. Chaque administrateur (autre que l’administrateur représentant les salariés actionnaires) doit être propriétaire d’au moins 1 000 actions pendant la durée de ses fonctions. S’il cesse d’être propriétaire du nombre d’actions requis, il peut néanmoins régulariser sa situation dans les conditions prévues par la loi. L’administrateur représentant les salariés actionnaires doit détenir pendant la durée de ses fonctions, soit individuellement, soit à travers un Fonds commun de placement d’entreprise (FCPE) régi par l’article L. 214-40 du Code monétaire et financier, au moins une action ou un nombre de parts dudit fonds équivalent au moins à une action. 2.3.5. Règles de majorité au sein 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) La Direction générale de la Société est assumée soit par le Président du Conseil d’administration (qui prend alors le titre de Président-directeur général), soit par une autre personne physique nommée par le Conseil d’administration et portant le titre de Directeur Général. Il appartient au Conseil d’administration de choisir entre ces deux modalités d’exercice de la Direction générale, selon les règles de majorité précédemment décrites. Le 21 mai 2010, le Conseil d’administration a décidé de procéder à la réunification des fonctions de Président et de Directeur Général et a nommé le Directeur Général aux fonctions de Président-directeur général (pour une information plus détaillée, se reporter au chapitre 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 il bénéficie 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, à titre personnel et / ou comme mandataire, de droits de vote double, cette limite pourra être dépassée en tenant compte exclusivement des droits de vote supplémentaires qui en résultent, sans que l’ensemble des droits de vote qu’il exprime ne puisse excéder 20% du nombre total des droits de vote attachés aux actions de la Société. 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 regroupement 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. (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). Acte constitutif et statuts ; autres informations 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. 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 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 ainsi qu’il est dit à l’alinéa précédent, 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 Toute personne, physique ou morale est également tenue d’informer la Société dans les formes et délais prévus mentionnés ci-dessus, lorsque sa participation directe ou indirecte devient inférieure à chacun des seuils mentionnés au premier alinéa. 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. Informations financières historiques et informations complémentaires 3.1. Comptes consolidés 2013, 2012 et 2011 Les comptes consolidés de TOTAL S.A. et ses filiales consolidées (le Groupe) pour les exercices clos aux 31 décembre 2013, 2012 et 2011 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 2013. 3.2. Comptes sociaux de TOTAL S.A. Les comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère du Groupe, pour les exercices clos aux 31 décembre 2013, 2012 et 2011 ont été établis en conformité avec les normes comptables françaises en vigueur au 31 décembre 2013. 3.3. Vérification des informations financières historiques Les comptes consolidés de l’exercice 2013, figurant au chapitre 10 du 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 10. Les comptes sociaux de TOTAL S.A. de l’exercice 2013 (normes comptables françaises), figurant au chapitre 12 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 2013 est reproduit au point 2. du chapitre 12. 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 2012, accompagnés des rapports des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés et les comptes sociaux qui figurent respectivement en pages 194 et 316 du Document de référence 2012 déposé le 28 mars 2013 auprès de l’AMF ; – les comptes consolidés et les comptes sociaux de l’exercice 2011, accompagnés des rapports des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés et les comptes sociaux qui figurent respectivement en pages 184 et 302 du Document de référence 2011 déposé le 26 mars 2012 auprès de l’AMF. Certaines informations de nature financière autres que celles figurant au chapitre 10 ou au chapitre 12 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 En particulier, les informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures figurant au chapitre 11 du présent Document de référence ne sont pas extraites des états financiers certifiés de l’émetteur et n’ont pas fait l’objet d’une certification par les commissaires aux comptes de la Société. Ces informations complémentaires ont été établies par la Société, sur la base des éléments dont elle dispose, d’après ses propres calculs ou estimations, en tenant compte des normes en vigueur aux États-Unis auxquelles la Société est assujettie pour ce type d’informations du fait de la cotation de ses actions (sous forme d’ADR) sur le New York Stock Exchange. Le présent Document de référence n’inclut pas de prévision ou d’estimation de bénéfice pour la période postérieure au 31 décembre 2013 au sens du règlement CE n° 809 / 2004 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 2013 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 S.A. 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 (total.com, Par ailleurs, 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 2013, le Président-directeur général et le directeur Financier ont conclu à l’efficacité de ces contrôles et procédures internes (se reporter au point 1.10. du chapitre 5). Au 31 décembre 2013, 898 sociétés sont intégrées dans le périmètre de consolidation, dont 809 sociétés par intégration globale et 89 par mise en équivalence. Le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A. inclut toutes les entreprises dans lesquelles la Société détient une participation directe ou indirecte dont la valeur comptable à cette date est au moins égale à 10% du montant des capitaux propres de TOTAL S.A. ou de l’actif net consolidé du Groupe, ou qui a généré au moins 10% du résultat net de TOTAL S.A. ou du résultat net consolidé du Groupe au cours du dernier exercice clos. La liste des principales entreprises incluses dans le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A. figure, sous forme de tableau récapitulatif, à la note 35 de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de référence (se reporter au point 5.2. Variations importantes des participations du Groupe dans des sociétés cotées en 2011, 2012 et 2013 5.2.1. Participation du Groupe dans Novatek En mars 2011, TOTAL a signé un accord de principe en vue d’acquérir 12,09% du capital de Novatek, société de droit russe cotée au Moscow Interbank Currency Exchange et au London Stock Exchange, avec l’intention des deux parties que TOTAL augmente sa participation à 15% sous douze mois et à 19,40% La prise de participation de 12,09% par TOTAL au capital de Novatek, s’est effectuée en 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 TOTAL a porté sa participation à 14,09% en décembre 2011, en acquérant 2% supplémentaires du capital de Novatek auprès de ses deux principaux actionnaires, dans le cadre de l’accord conclu En 2012 et 2013, TOTAL a procédé à l’acquisition d’actions Novatek au fil de l’eau. Au 31 décembre 2013, la participation de TOTAL détenue au travers de sa filiale Total E&P Arctic Russia, s’élève à 16,96% du capital et des droits de vote de Novatek, soit 5.2.3. Participation du Groupe dans Sanofi Au cours de l’exercice 2012, TOTAL a vendu le solde de sa participation dans Sanofi, détenue indirectement au travers de sa Au cours des exercices 2010 et 2011, la participation dans Sanofi était successivement passée de 7,33% du capital et 12,29% des droits de vote au 31 décembre 2009, à 5,51% du capital et 9,15% des droits de vote au 31 décembre 2010, puis à 3,22% du capital et 5,46% des droits de vote au 31 décembre 2011. En avril 2011, TOTAL et SunPower, société de droit américain cotée au NASDAQ, ont signé 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 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 de cinq ans. En janvier 2012, la participation du Groupe dans SunPower a été augmentée à 66% à la suite d’une augmentation de capital concomitante à l’intégration de Tenesol (se reporter au point Au 31 décembre 2013, la participation de TOTAL, détenue au travers de sa filiale Total Gas & Power USA, s’élève à 64,65% du capital et des droits de vote de SunPower, soit 78 576 682 actions sur un total de 121 535 913 actions existantes. Les comptes consolidés ont été arrêtés par le Conseil d’administration le 11 février 2014 et n’ont pas été mis à jour des éléments postérieurs à cette date. 1\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés 238 2\. Compte de résultat consolidé 239 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé 242 6\. Variation des capitaux propres consolidés 243 7\. Annexe aux comptes consolidés 244 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .244 Principes comptables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .245 Principaux indicateurs de l’information par secteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .252 Variation de la composition du Groupe et principales acquisitions et cessions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .253 Informations par secteur d’activité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .254 Informations par zone géographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .265 Charges d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .265 Autres produits et autres charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266 Autres produits financiers et autres charges financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266 Impôts sur les sociétés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .267 Immobilisations incorporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .269 Immobilisations corporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .270 Sociétés mises en équivalence : titres et prêts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .272 Autres titres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .276 Autres actifs non courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .277 Stocks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .278 Clients et comptes rattachés, autres créances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .279 Capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280 Engagements envers le personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .283 Provisions et autres passifs non courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .286 Dettes financières et instruments financiers associés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .288 Autres créditeurs et dettes diverses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .295 Contrats de location . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .296 Engagements hors bilan et obligations contractuelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .297 Parties liées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .300 Paiements en actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .301 Effectifs du Groupe et charges de personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .308 Tableau de flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .308 Analyse des actifs et passifs financiers par catégorie d’instruments et par stratégie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .309 Instruments financiers hors dérivés d’énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .312 Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .318 Gestion des risques financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .321 Autres risques et engagements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 Informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .330 Évolutions en cours de la composition du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .330 Périmètre de consolidation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .331 Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés 1\. Rapport des commissaires aux comptes Exercice clos le 31 décembre 2013 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 2013, 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 Nous certifions que les comptes consolidés de l’exercice sont, au regard du référentiel IFRS tel qu’adopté dans l’Union européenne, réguliers et sincères et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière, ainsi que du résultat de l’ensemble constitué par les personnes et entités comprises dans la consolidation. Sans remettre en cause l’opinion exprimée ci-dessus, nous attirons votre attention sur le point mentionné dans la note « Introduction » de l’annexe qui expose les conséquences sur les comptes de l’application obligatoire de la norme IAS 19 révisée « Avantages au Personnel ». 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. 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. Toutefois, 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. 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 6 mars 2014 (en millions d’euros) (a) 2013 2012 2011 Droits d’accises (17 887) (17 762) (18 143) Achats, nets de variation de stocks (note 6) (121 113) (126 798) (113 892) Autres charges d’exploitation (note 6) (21 687) (22 784) (19 792) Charges d’exploration (note 6) (1 633) (1 446) (1 019) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (9 031) (9 525) (7 506) Autres charges (note 7) (2 105) (915) (1 247) Coût de l’endettement financier brut (670) (671) (713) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 64 100 273 Coût de l’endettement financier net (note 29) (606) (571) (440) Autres produits financiers (note 8) 524 558 609 Autres charges financières (note 8) (529) (499) (429) Charge d’impôt (note 9) (11 110) (13 035) (14 091) Intérêts ne conférant pas le contrôle 221 147 305 Résultat net par action (euros) 3,73 4,70 5,48 Résultat net dilué par action (euros) 3,72 4,68 5,45 (a) Excepté pour les résultats nets par action. (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Pertes et gains actuariels 513 (911) (533) Sous-total des éléments ne pouvant faire l’objet d’un reclassement en résultat 297 (549) (342) Écart de conversion de consolidation (2 199) (702) 1 483 Actifs financiers disponibles à la vente 25 (338) 337 Couverture de flux futurs 117 65 (84) Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt (857) 160 (15) Sous-total des éléments pouvant faire l’objet d’un reclassement en résultat (2 965) (766) 1 663 Total autres éléments du résultat global (après impôt) (note 17) (2 668) (1 315) 1 321 Intérêts ne conférant pas le contrôle 83 107 350 Écarts de conversion (4 385) (1 504) (1 004) Actions autodétenues (3 379) (3 342) (3 390) Autres passifs financiers courants (note 20) 276 176 167 Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés (note 34) 626 1 486 - Tableau de flux de trésorerie consolidé 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Effet de l’externalisation des engagements sociaux - (362) - (Plus) Moins-value sur cessions d’actifs (68) (1 321) (1 590) Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence (583) 211 (107) Investissements corporels et incorporels (22 400) (19 905) (17 950) Coût d’acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise (16) (191) (854) Coût d’acquisition de titres (1 318) (898) (4 525) Augmentation des prêts non courants (2 188) (1 949) (1 212) Investissements (25 922) (22 943) (24 541) Flux de trésorerie d’investissement (21 108) (17 072) (15 963) \- actionnaires de la société mère 365 32 481 \- actions propres (179) (68) - \- aux actionnaires de la société mère (5 367) (5 184) (5 140) \- aux intérêts ne conférant pas le contrôle (118) (104) (172) Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle 1 621 1 (573) Variation des dettes financières courantes (6 804) (2 754) (3 870) Variation des actifs et passifs financiers courants 978 (947) 896 Flux de trésorerie de financement (1 145) (3 745) (4 309) Augmentation (Diminution) de la trésorerie (780) 1 645 (736) Incidence des variations de change (42) (201) 272 6\. Variation des capitaux propres consolidés (en millions d’euros) Actions émises Primes et Écarts Actions autodétenues Capitaux Intérêts ne Capitaux Nombre Montant consolidées conversion Nombre Montant part du pas le application d’IAS 19 R - - (766) - - - (766) (1) (767) 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 du résultat global (note 17) \- - (769) (506) - - (1 275) (40) (1 315) Dividendes - - (5 237) - - - (5 237) (104) (5 341) Rachats d’actions - - - - (1 800 000) (68) (68) - (68) Paiements en actions (note 25) \- - 146 - - - 146 - 146 Annulation d’actions (note 17) \- - - - - - - - - Autres éléments - - 16 - - - 16 (59) (43) du résultat global (note 17) \- - 360 (2 890) - - (2 530) (138) (2 668) Dividendes - - (5 358) - - - (5 358) (118) (5 476) Rachats d’actions - - - - (4 414 200) (179) (179) - (179) Paiements en actions (note 25) \- - 142 - - - 142 - 142 Annulation d’actions (note 17) \- - - - - - - - - (a) Actions propres destinées à la couverture des plans d’actions gratuites dont bénéficient les salariés du Groupe. En date du 11 février 2014, 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 2013. Ils seront soumis pour approbation à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014. 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 2013. Les méthodes et principes comptables appliqués pour les comptes consolidés au 31 décembre 2013 sont identiques à ceux utilisés dans les comptes consolidés au 31 décembre 2012, à l’exception des normes, amendements et interprétations IFRS d’application obligatoire pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2013 (et qui n’avaient pas été appliqués par anticipation par le Groupe) : – La norme IAS 19 révisée « Avantages au personnel » applicable de manière rétrospective à compter du 1er janvier 2013 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 utilisée jusqu’alors par le Groupe, à la suppression de l’amortissement du coût des services passés 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). L’application de cette norme a pour conséquence au 1er janvier 2013, au 1er janvier 2012 et au 1er janvier 2011 d’augmenter les provisions pour engagements sociaux de respectivement 2,8, 1,8 et 1,3 milliards d’euros et de diminuer les capitaux propres du Groupe de respectivement 2,8, 1,8 et 1,3 milliards d’euros avant impôt et de 1,7, 1,1 et 0,8 milliard d’euros après impôt. L’impact sur le résultat des exercices 2012 et 2011 est non significatif. Conformément aux dispositions transitoires de la norme IAS 19 révisée, les périodes comparatives ont été retraitées afin de prendre en compte l’application rétrospective – L’application des normes sur la consolidation IFRS 10 « États financiers consolidés », IFRS 11 « Partenariats », IFRS 12 « Information sur les participations dans d’autres entités », IAS 27 révisée « États financiers séparés » et IAS 28 révisée « Entreprises associées et joint ventures » n’a pas d’effet significatif sur le bilan, le compte de résultat et les capitaux propres consolidés du – L’application de la norme IFRS 13 « Évaluation à la juste valeur » et de la norme IAS 1 révisée « Présentation des états financiers » n’a pas d’effet significatif sur le bilan, le compte de résultat et les capitaux propres consolidés du Groupe au 31 décembre 2013. 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 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 conforme aux principes généraux des IFRS : fidélité, pertinence et importance relative. Afin de rendre plus lisibles les informations financières du Groupe et de mieux refléter la performance de ses activités, principalement réalisées en dollar américain, Total a décidé de changer, à compter du 1er janvier 2014, la monnaie de présentation de ses états financiers consolidés de l’euro au dollar américain. Les comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère du Groupe, restent établis en euro. Le dividende versé demeure donc fixé en euro. Suite à ce changement de méthode comptable, les états financiers consolidés comparatifs seront également présentés en dollar américain. 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 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 Le détail des méthodes appliquées est le suivant : Les entités contrôlées directement par la société mère ou indirectement par le biais d’autres entités sont consolidées selon la méthode de Les participations dans les coentreprises sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Les activités conjointes sont comptabilisées à hauteur de la quote-part détenue par le Groupe. Les participations dans les entreprises associées, dans lesquelles l’investisseur exerce une influence notable sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. L’influence notable est présumée lorsque l’investisseur détient, directement ou indirectement par le biais de filiales, 20% ou plus des droits de vote dans une entreprise. Dans le cas d’un pourcentage inférieur à 20%, la comptabilisation par mise en équivalence ne s’applique que lorsque Les soldes, transactions et résultats inter-compagnies sont éliminés. Les comptes des filiales sont établis dans la monnaie la plus représentative de leur environnement économique, qualifiée 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. (ii) Conversion des états financiers établis en monnaie étrangère Les bilans des entreprises étrangères sont convertis en euros sur la base des cours de change en vigueur à la date de clôture. Le compte de résultat et le tableau de flux de trésorerie sont convertis au cours moyen de la période. Les différences de conversion qui en résultent sont inscrites en capitaux propres dans le poste « Écarts de conversion » pour la part du Groupe et dans le poste « Intérêts ne conférant pas le contrôle » pour la part des intérêts ne conférant 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 Les regroupements d’entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l’acquisition. Cette méthode requiert 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. 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 L’affectation du prix d’acquisition est finalisée dans un délai d’un an à compter de la date d’acquisition. Les ventes de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon sont enregistrées lors du transfert de propriété selon les termes du contrat. 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 – 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. À l’issue de cette analyse complémentaire, le badwill résiduel est comptabilisé directement en résultat. 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 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 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 les États-Unis 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 (ii) Vente de prestations de services Le revenu lié aux prestations de services est reconnu lorsque les 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 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. (iii) Développement de projets de fermes solaires SunPower développe et vend des projets de fermes solaires. Cette activité comporte généralement une composante foncière (propriété de terrains ou détention de droits spécifiques sur des terrains). Le revenu lié au développement de ces projets est reconnu lorsque les sociétés-projet et les droits fonciers ont été Le produit des contrats de construction de systèmes solaires est reconnu sur la base de l’avancement des travaux de construction, mesuré d’après le pourcentage des coûts engagés par rapport au 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 des capitaux propres. La charge correspond à la juste valeur déterminée par référence aux instruments attribués. La charge ainsi calculée est répartie linéairement entre la date d’attribution et la date de fin du différé Pour les plans d’options, elle est déterminée selon la méthode Black & Scholes à la date d’attribution. Pour les plans d’attributions gratuites d’actions, la juste valeur est déterminée sur la base du cours de l’action au jour de l’attribution diminuée du taux de distribution attendu pendant la période d’acquisition des droits. Le nombre d’instruments de capitaux propres attribués peut être revu au cours de la période d’acquisition en cas d’anticipation de non respect des conditions de performance dites « hors marché » ou en fonction du taux de rotation des 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. H) Actifs d’exploration et de production pétrolière 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. 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 La charge d’impôt présentée au compte de résultat comprend la charge (ou le produit) d’impôt courant et la charge (ou le produit) 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 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 immobilisations incorporelles sont comptabilisées au bilan pour leur coût d’acquisition ou de revient, diminué des amortissements et pertes de valeur éventuellement constatés. 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 d’hydrocarbures 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 d’études de développement, et en tenant compte du fait que le Groupe puisse être dans l’attente d’autorisations d’un gouvernement ou d’un tiers sur un projet proposé ou de disponibilité de capacité de transport ou de traitement sur une installation existante. 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 – 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. Le coût des puits d’exploration qui ne remplissent pas ces conditions Les coûts de développement encourus pour le forage des puits et la construction des capacités de production et de traitement 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 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 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 durée d’utilisation économique de l’actif. Les droits miniers prouvés sont amortis selon la méthode de l’unité de production, basée sur les réserves prouvées. I) Goodwill et autres immobilisations incorporelles Les autres immobilisations incorporelles comprennent les brevets, 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 – si le projet bénéficie d’un financement spécifique, le coût d’emprunt est basé sur le taux de cet emprunt ; – si le projet est financé par l’ensemble de la dette du Groupe, la capitalisation des coûts d’emprunt est basée sur le taux moyen 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 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 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 par 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 immobilisations 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 financières Le traitement comptable de ces actifs et passifs financiers est le 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. Cette dépréciation a un caractère irréversible. Le Groupe utilise des instruments financiers dérivés afin de gérer son exposition aux risques de fluctuation des taux d’intérêt, des cours de change de devises étrangères et des prix des matières premières. La variation de juste valeur des instruments dérivés est enregistrée en résultat ou en capitaux propres conformément à la politique de gestion des risques décrite dans la note 31 de l’annexe aux comptes consolidés et figure au bilan dans les rubriques correspondant à leur nature. Les instruments financiers mis en œuvre par le Groupe sont les suivants : • Instruments financiers dérivés court terme Ces instruments, s’inscrivant dans une stratégie de gestion des risques de taux et de change de la position de trésorerie dans le cadre de limites fixées par le Groupe, sont considérés comme utilisés à des fins de transaction (held for trading). La variation de juste valeur est systématiquement enregistrée en résultat. La valeur au bilan de ces instruments est incluse dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». • Instruments financiers de gestion du financement à long terme Lorsqu’un financement externe à long terme est élaboré avec pour objectif de couvrir spécifiquement le financement des filiales et que ce financement fait intervenir des instruments dérivés de change et de taux, ces instruments dérivés sont qualifiés de : 1) Couverture de juste valeur (fair value hedge) du risque de taux sur l’emprunt externe et du risque de change des prêts accordés aux filiales. Leur variation de juste valeur est enregistrée en résultat, concomitamment avec celle des dettes financières externes sous-jacentes et des prêts aux filiales. La valeur au bilan des instruments dérivés de couverture du financement long terme est incluse dans la rubrique d’actif « Instruments de couverture des dettes financières non courantes » ou dans la rubrique de passif « Dettes financières non courantes » pour la part à plus d’un an. La part à moins d’un an des instruments de couverture des dettes financières non courantes est incluse dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». En cas de résiliation anticipée d’instruments dérivés préalablement qualifiés comptablement de couverture de juste valeur, la soulte versée ou perçue est enregistrée en résultat, et : 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 – si cette résiliation est liée à une disparition anticipée des éléments couverts, l’ajustement préalablement comptabilisé au titre de la réévaluation des éléments couverts est également – 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 autres éléments du résultat global 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 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 Lorsque l’instrument de couverture prend fin, est vendu ou résilié, les gains et pertes cumulés précédemment en capitaux propres sont conservés en capitaux propres et ne sont recyclés en résultat que lorsque l’élément couvert affecte le compte de résultat. • Instruments financiers de couverture des capitaux 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 font l’objet d’une estimation pour la majorité des instruments financiers du Groupe, à l’exception des titres et valeurs mobilières de placement cotés, pour lesquels le cours de cotation L’appréciation des valorisations réalisées, 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 Les méthodes utilisées sont les suivantes : La valeur de marché des swaps d’émission et des dettes financières faisant l’objet d’une couverture par ces swaps a été déterminée sur une base individuelle en actualisant les flux de trésorerie futurs avec les courbes de taux « zéro coupon » en vigueur à la clôture des exercices. • Instruments financiers dérivés d’énergie et assimilés Certains instruments s’inscrivent dans une stratégie de couverture du risque des capitaux propres des filiales étrangères en monnaie fonctionnelle autre que l’euro, principalement le dollar. Ces instruments sont qualifiés de couverture d’investissements nets en devises (net investment hedge) et la variation de leur juste valeur est enregistrée en autres éléments du résultat global pour la part efficace de la relation de couverture et en résultat pour la part inefficace de la relation de couverture. Le profit ou la perte sur l’instrument de couverture qui a été comptabilisé en capitaux propres est reclassé en résultat lors de la sortie totale ou partielle de l’activité à l’étranger. 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 des modèles d’usage courant. La valeur au bilan de ces instruments figure dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». • Instruments dérivés d’énergie et assimilés, Les instruments qualifiés d’instruments financiers d’énergie, qui incluent, outre les dérivés d’énergie proprement dits et les swaps de taux de fret, l’ensemble des contrats d’achat / vente de pétrole brut, produits pétroliers, gaz, électricité ou charbon, conclus dans le cadre des activités de négoce du Groupe, s’inscrivent dans une stratégie d’adaptation de l’exposition aux fluctuations de prix et sont réalisés dans le cadre de limites d’intervention. Ils sont donc, conformément à la pratique de la profession, considérés comme utilisés à des fins de transaction (held for trading). La variation de leur juste valeur est enregistrée en résultat. La valeur au bilan de ces instruments figure dans les rubriques « Autres créances » ou « Autres créditeurs et dettes diverses » suivant qu’il s’agit d’actif ou de passif. Les informations relatives aux positions des instruments dérivés sont présentées dans les notes 20, 28, 29, 30 et 31 de l’annexe (iv) Dettes financières non courantes et courantes Les dettes financières non courantes et courantes (hors instruments dérivés) sont évaluées au coût amorti, à l’exception de celles 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 La norme IFRS 7 « Instruments financiers : informations à fournir » amendée en 2009 établit une hiérarchie des justes valeurs et – Niveau 1 : cours cotés pour des actifs et passifs identiques (à ceux faisant l’objet de l’évaluation) obtenus à la date d’évaluation sur un marché actif auquel a accès l’entité ; – Niveau 2 : les données d’entrée sont des données observables mais qui ne correspondent pas à des cours cotés pour des actifs – 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. (vi) Engagements d’achat de participations ne conférant pas le contrôle (« puts sur intérêts minoritaires ») Les options de vente consenties à des actionnaires minoritaires constituent un passif financier pour la valeur actuelle du prix d’exercice de ces options avec pour contrepartie une réduction des capitaux propres part du Groupe. Le passif financier est réévalué à la juste valeur à chaque clôture conformément aux clauses contractuelles avec une contrepartie en résultat (coût de l’endettement financier). 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 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 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. 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). Par ailleurs les stocks de trading sont valorisés à leur juste valeur diminuée des coûts nécessaires à la vente. Les stocks de produits pétroliers sont constitués principalement de pétrole brut et de produits raffinés. Les produits raffinés sont principalement constitués d’essence, kérosène, diesel, fioul et mazout, et sont produits par les raffineries du Groupe. Le délai de rotation des produits pétroliers n’excède pas deux mois en moyenne. Le coût du pétrole brut inclut les coûts des matières premières et de réception. Le coût des produits raffinés inclut principalement le coût du 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 des stocks de produits chimiques autres que les produits raffinés incluent les coûts des matières premières, de main-d’œuvre directe, et l’allocation des coûts indirects de production. Les coûts de démarrage, les frais généraux d’administration et les charges financières sont exclus du prix de revient des produits raffinés et Le coût des produits transformés par les entités du Groupe inclut principalement le coût de la matière première, les coûts de production (énergie, main d’œuvre, amortissement des immobilisations de production), les coûts de transport primaire et l’allocation des coûts indirects de production (taxes, maintenance, assurances…). Les frais généraux d’administration et les charges financières sont exclus du prix de revient des produits. Les produits achetés à des entités externes au Groupe sont valorisés à leur coût d’achat, auquel s’ajoutent les coûts de 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 appelés pertes et gains actuariels. Ils sont comptabilisés en autres éléments du résultat global, sans possibilité de recyclage ultérieur Le coût des services passés est reconnu en résultat, qu’ils soient La charge nette liée aux engagements de retraite et avantages similaires est comptabilisée dans la rubrique « Autres charges 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 à leur coût \- 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 restitution des quotas. – 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. En l’absence de normes IFRS ou d’interprétations relatives à la comptabilisation des certificats d’économie d’énergie, les – Un passif est comptabilisé pour matérialiser l’obligation liée aux ventes d’énergie, si l’obligation est supérieure aux CEE détenus. Ce passif est valorisé sur la base du prix des dernières transactions. – Un stock de CEE est comptabilisé lorsque les CEE détenus à la – Les CEE sont valorisés au coût unitaire moyen pondéré (coût d’acquisition pour les CEE acquis ou coût de revient pour les CEE générés par des actions propres). Si la valeur comptable des stocks de certificats à la clôture est supérieure à la valeur de marché, une provision pour dépréciation V) Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées Conformément à la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées », les actifs et passifs des entités contrôlées détenues en vue de la vente sont présentés sur des lignes distinctes du bilan. À partir de la date de classification en « actifs détenus en vue de la vente », les dotations aux 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. Les normes ou interprétations publiées respectivement par l’IASB (International Accounting Standards Board) et l’IFRS IC (International Financial Reporting Standards Interpretations Committee) non encore en vigueur au 31 décembre 2013, sont les suivantes : Normes non encore adoptées par l’Union européenne – 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 ne devrait pas être applicable avant 2017. 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 2013, l’IASB a publié l’interprétation IFRIC 21 « Taxes prélevées par une autorité publique ». Cette interprétation est applicable de manière rétrospective à compter du 1er janvier 2014\. Les impacts de l’application de cette interprétation sont 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. (critère de mesure de la performance d’exploitation) 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 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 Les résultats ajustés des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services sont communiqués selon la méthode du coût de remplacement. Cette méthode est utilisée afin de mesurer la performance des secteurs et de faciliter la comparabilité de leurs résultats avec ceux des principaux concurrents du Groupe. Dans la méthode du coût de remplacement, proche du LIFO (Last In, First Out), la variation de la valeur des stocks dans le compte de résultat est déterminée par référence au différentiel de prix fin de mois d’une période à l’autre ou par référence à des prix moyens de la période selon la nature des stocks concernés et non par 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 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 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. Produits des ventes après déduction des achats consommés et variations de stocks, des autres charges d’exploitation, des charges d’exploration et des amortissements et dépréciations des immobilisations corporelles et des droits miniers. Le résultat opérationnel exclut les amortissements d’immobilisations incorporelles autres que les droits miniers, les écarts de change et les plus ou moins-values sur cessions d’actifs. (ii) Résultat opérationnel net (critère de mesure de la rémunération des capitaux employés) Résultat opérationnel après prise en compte des amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles autres que les droits miniers, des écarts de change et des plus ou moins-values sur cessions d’actifs, ainsi que de tous les autres produits et charges liés aux capitaux employés (dividendes des sociétés non consolidées, résultats de sociétés mises en équivalence, frais financiers capitalisés), et après l’impôt applicable à tous ces éléments. Les produits et charges constituant la différence entre le résultat opérationnel net et le résultat net sont uniquement les frais financiers relatifs aux dettes financières nettes de la trésorerie, après I’impôt qui leur est applicable (coût net de la dette nette) et les intérêts ne Résultat opérationnel, résultat opérationnel net ou résultat net après retraitement des éléments d’ajustement décrits ci-dessus. (iv) Résultat net ajusté dilué par action Résultat net ajusté divisé par le nombre moyen pondéré dilué d’actions. 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. (vii) ROE (Return On Equity) – Rentabilité des capitaux Rapport du résultat net ajusté de l’ensemble consolidé à la moyenne des capitaux propres retraités (après distribution) de début et de fin 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 2013, 2012 et 2011, les principales variations de la composition du Groupe et les principales acquisitions et cessions ont été les suivantes : – TOTAL a finalisé en février 2013 l’acquisition d’une participation supplémentaire de 6% dans le projet de gaz naturel liquéfié (GNL) d’Ichthys auprès de son partenaire INPEX. Le Groupe accroît ainsi sa participation dans ce projet de 24% à 30%. – TOTAL a finalisé en février 2013 la vente à INPEX d’une participation indirecte de 9,99% dans le bloc 14, dans l’offshore angolais. – Le 27 mars 2013, TOTAL a conclu un accord pour la vente à Suncor Energy Inc. de sa participation de 49% dans le projet d’upgrader Voyageur situé dans la province canadienne de l’Alberta et destiné à traiter le bitume des mines de Fort Hills et Joslyn. Le montant de la transaction s’élève à 506 millions de dollars américains, soit 381 millions d’euros. Les développements des projets miniers de Fort Hills et Joslyn sont poursuivis selon les études logistiques d’évacuation des productions menées conjointement avec Suncor. La cession entraîne une perte nette – TOTAL a finalisé en juin 2013 la vente de 25% des intérêts dans le gisement de Tempa Rossa en Italie à Mitsui. – TOTAL a finalisé en juillet 2013 la cession de 100% de Transport et Infrastructures Gaz France (TIGF) au consortium réunissant Snam, EDF et GIC (Government of Singapore Investment Corporation) pour un montant de 1 558 millions d’euros, net de – TOTAL a finalisé en septembre 2013 la cession de ses intérêts dans l’Amont à Trinité-et-Tobago à la National Gas Company de Trinité-et-Tobago pour un montant de 236 millions d’euros (318 millions de dollars américains), net de la trésorerie cédée. – TOTAL a finalisé en décembre 2013 l’entrée de Qatar Petroleum International Upstream dans le capital de Total E&P Congo à hauteur de 15% via une augmentation de capital de 1 225 millions d’euros (1 627 millions de dollars). – TOTAL a finalisé au cours de l’exercice 2013 l’acquisition de 1,62% supplémentaires du capital de Novatek pour un montant de 437 millions d’euros (587 millions de dollars), ce qui porte la participation de TOTAL dans Novatek à 16,96% au – En octobre 2013, un consortium dans lequel TOTAL détient une participation de 20% s’est vu attribuer un contrat de partage de production de 35 ans pour développer le gisement pétrolier de Libra au Brésil. TOTAL a versé 3 000 millions de reais brésiliens (environ 1 301 millions de dollars) de prime à la signature. – TOTAL a finalisé en juin 2013 la cession de son activité L’information relative aux cessions en cours de réalisation présentée selon les dispositions de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » – TOTAL a finalisé en février 2012 l’acquisition 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 1 157 millions d’euros (1 487 millions de dollars) constitué intégralement de droits miniers. TOTAL est devenu partenaire de Tullow et CNOOC à parts égales (33% 1 / 3 chacun), chaque compagnie assumant le rôle d’opérateur d’un des trois blocs. TOTAL a été désigné – TOTAL a finalisé au cours de l’exercice 2012 l’acquisition de 1,25% supplémentaires du capital de Novatek pour un montant de 368 millions d’euros (480 millions de dollars), ce qui portait la participation de TOTAL dans Novatek à 15,34% – TOTAL a finalisé en octobre 2012 la cession en Colombie de ses participations dans le champ d’hydrocarbures de Cusiana et dans les pipelines OAM et ODC à Sinochem, pour un montant de 318 millions d’euros (409 millions de dollars), net de la – Au cours de l’exercice 2012, TOTAL a progressivement cédé le solde de sa participation dans Sanofi, générant une plus-value nette d’impôt de 341 millions d’euros. Au 31 décembre 2012, le Groupe ne détenait plus de participation dans le capital de Sanofi. – 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 dans Le coût d’acquisition était de 202 millions d’euros (281 millions de dollars) et correspondait 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 canadienne de l’Alberta. 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, détenait 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) se décomposant principalement en immobilisations 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, conservait ainsi un intérêt – 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 Cette coopération se développait 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 portait la participation de TOTAL dans Novatek à 14,09%. TOTAL considérait qu’il exerçait 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 a donc été mise en équivalence \- En octobre 2011, TOTAL a finalisé sa prise de participation de 20% dans le projet Yamal LNG et est devenu le partenaire de – TOTAL a finalisé en juillet 2011 la cession de 10% des intérêts du Groupe dans le pipeline colombien OCENSA. Le Groupe détenait – 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 a ainsi porté 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 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 et International Petroleum Investment Company (une société détenue à 100% par le gouvernement de l’Émirat 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 anglaises). – 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. 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’élevait à 974 millions d’euros (1 394 millions de dollars). Le goodwill s’élevait à 533 millions de dollars et a été intégralement L’information financière sectorielle est présentée selon les principes identiques à ceux du reporting interne. Elle reproduit l’information sectorielle interne définie pour gérer et mesurer les performances de TOTAL qui est revue par le principal décideur opérationnel du Groupe, à savoir le Comité exécutif. Les activités du Groupe sont divisées en trois secteurs définis – un secteur Amont comprenant, aux côtés de l’Exploration et de la Production d’hydrocarbures, l’activité Gas & Power ; – un secteur Raffinage-Chimie qui constitue un grand pôle Le résultat opérationnel et les actifs sont répartis entre chaque secteur d’activité avant retraitements de consolidation et Les transactions entre secteurs sont réalisées à des prix proches industriel contenant les activités de raffinage, de pétrochimie et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de Trading pétrolier et les Transports maritimes ; – un secteur Marketing & Services comprenant les activités mondiales d’approvisionnement et de commercialisation dans le domaine des produits pétroliers ainsi que l’activité Énergies Nouvelles. Par ailleurs, le secteur Holding comprend les activités fonctionnelles Exercice 2013 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Droits d’accises - (3 625) (14 262) - - (17 887) Charges d’exploitation (24 002) (120 500) (68 802) (597) 69 468 (144 433) corporelles et droits miniers (7 141) (1 307) (552) (31) - (9 031) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (10 321) (460) (413) (21) - (11 215) Coût net de la dette nette - - - - - (501) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (221) Résultat net - - - - - 8 440 Exercice 2013 (éléments d’ajustement) (a) Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe (56) - - - - (56) Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes (56) - - - - (56) Charges d’exploitation (86) (1 059) (102) - - (1 247) corporelles et droits miniers (651) (138) (3) - - (792) Résultat opérationnel (b) (793) (1 197) (105) - - (2 095) Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments (218) (199) 2 (30) - (445) Impôts du résultat opérationnel net 408 (193) 69 (34) - 250 Résultat opérationnel net (b) (603) (1 589) (34) (64) - (2 290) Coût net de la dette nette - - - - - - Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (15) Résultat net - - - - - (2 305) (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et l’effet des variations de juste valeur. \- sur le résultat opérationnel - (737) (65) - \- sur le résultat opérationnel net - (495) (47) - Exercice 2013 (ajusté) Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) (a) Chimie Services consolidation Droits d’accises - (3 625) (14 262) - - (17 887) Charges d’exploitation (23 916) (119 441) (68 700) (597) 69 468 (143 186) corporelles et droits miniers (6 490) (1 169) (549) (31) - (8 239) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (10 729) (267) (482) 13 - (11 465) Coût net de la dette nette - - - - - (501) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (206) Résultat net ajusté - - - - - 10 745 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 4,73 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2013 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Provisions et autres passifs non courants (22 894) (3 216) (1 669) (936) - (28 715) Actifs et passifs destinés à être cédés Moins effet de stock - (2 643) (647) (2) - (3 292) ROACE en pourcentage 14% 9% 16% - - 13% Exercice 2012 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Droits d’accises - (3 593) (14 169) - - (17 762) Charges d’exploitation (25 966) (129 499) (71 535) (973) 76 945 (151 028) corporelles et droits miniers (7 437) (1 445) (607) (36) - (9 525) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (12 359) (263) (380) (127) - (13 129) Coût net de la dette nette - - - - - (477) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (147) Résultat net - - - - - 10 609 (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total Chiffre d’affaires hors Groupe (9) - - - - (9) Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes (9) - - - - (9) Charges d’exploitation (586) (199) (229) (88) - (1 102) corporelles et droits miniers (1 200) (206) (68) - - (1 474) Résultat opérationnel (b) (1 795) (405) (297) (88) - (2 585) Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence et autres éléments 240 (41) (119) 146 - 226 Résultat opérationnel net (b) (918) (376) (350) (50) - (1 694) Coût net de la dette nette - - - - - - Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - 27 Résultat net - - - - - (1 667) (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et l’effet des variations de juste valeur. \- sur le résultat opérationnel - (179) (55) - \- sur le résultat opérationnel net - (116) (39) - Exercice 2012 (ajusté) Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) (a) Chimie Services consolidation Droits d’accises - (3 593) (14 169) - - (17 762) Charges d’exploitation (25 380) (129 300) (71 306) (885) 76 945 (149 926) corporelles et droits miniers (6 237) (1 239) (539) (36) - (8 051) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (12 996) (333) (446) (19) - (13 794) Coût net de la dette nette - - - - - (477) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (174) Résultat net ajusté - - - - - 12 276 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 5,42 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2012 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Provisions et autres passifs non courants (21 492) (3 046) (1 627) (1 296) - (27 461) Actifs et passifs destinés à être cédés Moins effet de stock - (3 236) (642) - - (3 878) ROACE en pourcentage 18% 9% 12% - - 16% Exercice 2011 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Droits d’accises - (2 362) (15 781) - - (18 143) Charges d’exploitation (21 855) (116 369) (68 384) (663) 72 568 (134 703) corporelles et droits miniers (5 039) (1 936) (496) (35) - (7 506) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (13 576) (138) (441) (41) - (14 196) Coût net de la dette nette - - - - - (335) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (305) Résultat net - - - - - 12 309 Exercice 2011 (éléments d’ajustement) (a) Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe 45 - - - - 45 Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes 45 - - - - 45 corporelles et droits miniers (75) (705) (1) - - (781) Résultat opérationnel (b) (30) 147 270 - - 387 Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (43) (61) (78) (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 l’effet des variations de juste valeur. \- sur le résultat opérationnel - 928 287 - \- sur le résultat opérationnel net - 669 200 - Exercice 2011 (ajusté) Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) (a) Chimie Services consolidation Droits d’accises - (2 362) (15 781) - - (18 143) Charges d’exploitation (21 855) (117 221) (68 655) (663) 72 568 (135 826) corporelles et droits miniers (4 964) (1 231) (495) (35) - (6 725) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (13 533) (77) (363) 39 - (13 934) Coût net de la dette nette - - - - - (335) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (286) Résultat net ajusté - - - - - 11 457 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 5,08 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2011 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Provisions et autres passifs non courants (20 064) (3 220) (1 664) (1 201) - (26 149) Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés – Capitaux employés - - - - - - Moins effet de stock - (3 367) (667) 13 - (4 021) ROACE en pourcentage 21% 5% 13% - - 16% 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 2013 sont ainsi calculés après distribution d’un dividende de 2,38 euros par action, sous réserve d’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014. Le ROE est calculé de la manière suivante : (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Intérêts ne conférant pas le contrôle ajustés 206 174 286 Répartition du résultat sur la base des actions existantes à la clôture (1 362) (1 299) (1 255) 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 : (en millions d’euros) d’ajustement (a) de résultat Droits d’accises (17 887) - (17 887) Achats, nets de variation de stocks (120 311) (802) (121 113) Autres charges d’exploitation (21 242) (445) (21 687) Charges d’exploration (1 633) - (1 633) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (8 239) (792) (9 031) Coût de l’endettement financier brut (670) - (670) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 64 - 64 Coût de l’endettement financier net (606) - (606) Autres produits financiers 524 - 524 Autres charges financières (529) - (529) Charge d’impôt (11 360) 250 (11 110) Intérêts ne conférant pas le contrôle 206 15 221 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et l’effet des variations de juste valeur. (en millions d’euros) d’ajustement (a) de résultat Droits d’accises (17 762) - (17 762) Achats, nets de variation de stocks (126 564) (234) (126 798) Autres charges d’exploitation (21 916) (868) (22 784) Charges d’exploration (1 446) - (1 446) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (8 051) (1 474) (9 525) Coût de l’endettement financier brut (671) - (671) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 100 - 100 Coût de l’endettement financier net (571) - (571) Autres produits financiers 558 - 558 Autres charges financières (499) - (499) Charge d’impôt (13 700) 665 (13 035) Intérêts ne conférant pas le contrôle 174 (27) 147 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et l’effet des variations de juste valeur. (en millions d’euros) d’ajustement (a) de résultat Droits d’accises (18 143) - (18 143) Achats, nets de variation de stocks (115 107) 1 215 (113 892) Autres charges d’exploitation (19 700) (92) (19 792) Charges d’exploration (1 019) - (1 019) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (6 725) (781) (7 506) 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 (13 829) (262) (14 091) Intérêts ne conférant pas le contrôle 286 19 305 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et l’effet des variations de juste valeur. 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, sont les suivants : Exercice 2013 Amont Raffinage- Marketing & Holding Total Effet de stock - (737) (65) - (802) Effet des variations de juste valeur (56) - - - (56) Charges de restructuration - (281) (3) - (284) Dépréciations exceptionnelles (651) (138) (3) - (792) Autres éléments (86) (41) (34) - (161) Total (793) (1 197) (105) - (2 095) Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe Exercice 2013 Amont Raffinage- Marketing & Holding Total Effet de stock - (495) (54) - (549) Effet des variations de juste valeur (44) - - - (44) Charges de restructuration - (405) (23) - (428) Dépréciations exceptionnelles (442) (137) (7) - (586) Plus-values de cession (31) (41) - - (72) Autres éléments (86) (511) 35 (64) (626) Total (603) (1 589) (49) (64) (2 305) Exercice 2012 Amont Raffinage- Marketing & Holding Total Effet de stock - (179) (55) - (234) Effet des variations de juste valeur (9) - - - (9) Charges de restructuration - (2) - - (2) Dépréciations exceptionnelles (1 200) (206) (68) - (1 474) Autres éléments (586) (18) (174) (88) (866) Total (1 795) (405) (297) (88) (2 585) Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe Exercice 2012 Amont Raffinage- Marketing & Holding Total Effet de stock - (116) (41) - (157) Effet des variations de juste valeur (7) - - - (7) Charges de restructuration - (24) (53) - (77) Dépréciations exceptionnelles (769) (192) (121) (30) (1 112) Plus-values de cession 240 - - 341 581 Autres éléments (382) (44) (108) (361) (895) Total (918) (376) (323) (50) (1 667) Exercice 2011 Amont Raffinage- Marketing & Holding Total Effet des variations de juste valeur 45 - - - 45 Charges de restructuration - - - - - Dépréciations exceptionnelles (75) (706) - - (781) Autres éléments - (75) (17) - (92) Total (30) 147 270 - 387 Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe Exercice 2011 Amont Raffinage- Marketing & Holding Total Effet de stock - 669 165 - 834 Effet des variations de juste valeur 32 - - - 32 Charges de restructuration - (72) (50) - (122) Dépréciations exceptionnelles (75) (476) (463) - (1 014) Autres éléments (178) (113) (61) (64) (416) E) Informations sur les dépréciations d’actifs Au titre de l’exercice 2013, des dépréciations d’actifs ont été enregistrées dans les secteurs Amont, Raffinage-Chimie, Marketing & Services et Holding avec un impact de 792 millions d’euros sur le résultat opérationnel et 586 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 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 – 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 2011, 2012 et 2013 ; – 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 8% et 12% en 2013. Au titre de l’exercice 2013, le Groupe a comptabilisé des dépréciations sur des UGT du secteur Amont pour 651 millions d’euros en résultat opérationnel et 442 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Les dépréciations comptabilisées en 2013 concernent principalement les actifs shale gas dans le bassin du Barnett aux États-Unis en raison de la persistance de la faiblesse des prix du gaz sur le marché américain (Henry Hub). Elles comprennent également la dépréciation des actifs du Groupe en Syrie en raison d’un contexte sécuritaire durablement dégradé. Une variation de +10% des cours des hydrocarbures dans des conditions d’exploitation identiques aurait un impact positif de 195 millions d’euros en résultat opérationnel et 126 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Une variation de (1)% du taux d’actualisation aurait un impact positif de 47 millions d’euros en résultat opérationnel et de 30 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Pour ces actifs ainsi que certains actifs dont la valeur d’utilité est proche de la valeur nette comptable, des variations inverses des projections de cours des hydrocarbures et de taux d’actualisation auraient des impacts respectifs de (1 185) millions d’euros et (619) millions d’euros en résultat opérationnel et de (822) millions d’euros et (431) millions d’euros en résultat net part du Groupe. Ces dépréciations additionnelles, qui pourraient être comptabilisées en cas d’évolution défavorable des cours des hydrocarbures ou des taux d’actualisation, concernent principalement les actifs shale gas dans le bassin du Barnett aux États-Unis et des actifs en Australie et au Kazakhstan. Les UGT du secteur Raffinage-Chimie sont définies aux bornes des entités juridiques ayant des activités opérationnelles pour les activités de raffinage et de pétrochimie. Les UGT des autres activités du secteur sont des divisions mondiales, chaque division regroupant un ensemble d’activités ou de produits homogènes sur les plans stratégiques, commerciaux et industriels. Au titre de l’exercice 2013, le Groupe a comptabilisé des dépréciations pour 138 millions d’euros en résultat opérationnel et 137 millions d’euros en résultat net part du Groupe, essentiellement liées au projet d’adaptation de la plateforme de Carling (France). Par ailleurs le contexte persistant de volatilité des marges de raffinage européennes a conduit le Groupe à ne pas faire évoluer le montant des dépréciations d’actifs comptabilisées sur les UGT de raffinage en France et au Royaume-Uni. Une variation de +5% de la marge brute dans des conditions d’exploitation identiques ou de (1)% ou de +1% du taux d’actualisation n’aurait pas d’impact en résultat opérationnel ou en résultat net part du Groupe. Une variation inverse des projections de marge brute aurait un impact de (31) millions d’euros en résultat opérationnel et de (22) millions d’euros en résultat net part du Groupe. Cette dépréciation additionnelle, qui pourrait être comptabilisée en cas d’évolution défavorable de la Les UGT du secteur Marketing & Services sont des filiales ou groupes de filiales organisés par zone géographique pertinente. Au titre de l’exercice 2013, le Groupe a comptabilisé des dépréciations sur les UGT du secteur Marketing & Services pour 3 millions d’euros en résultat opérationnel et 7 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Les différents scenarii de sensibilité Au titre de l’exercice 2011, des dépréciations d’actifs avaient été enregistrées dans les secteurs Amont, Raffinage-Chimie et Marketing & Services 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 avaient été qualifiées d’éléments d’ajustement du résultat opérationnel et du résultat net part du Groupe. Aucune reprise de perte de valeur n’a été enregistrée au titre des (marge brute, taux d’actualisation, prix de vente unitaires dans le solaire) ne conduiraient pas à comptabiliser des dépréciations complémentaires sur les UGT du secteur. Au titre de l’exercice 2012, des dépréciations d’actifs avaient été enregistrées dans les secteurs Amont, Raffinage-Chimie, Marketing & Services et Holding avec un impact de 1 474 millions d’euros sur le résultat opérationnel et 1 112 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. (en millions d’euros) France Reste Amérique Afrique Reste Total de l’Europe du Nord du monde (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Achats, nets de variation de stocks (a) (b) (121 113) (126 798) (113 892) Charges d’exploration (1 633) (1 446) (1 019) Autres charges d’exploitation (c) (21 687) (22 784) (19 792) dont (dotations) reprises de provisions non courantes opérationnelles 138 436 666 dont (dotations) reprises de provisions courantes opérationnelles 4 (51) (150) Charges d’exploitation (144 433) (151 028) (134 703) (a) Inclut les taxes à la production dans l’Amont, notamment les royalties. (b) Le Groupe valorise les sous / sur enlèvements à la valeur de marché. (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 « Effectifs du Groupe et charges de personnel »). Elle comporte également en 2012 l’impact à hauteur de 176 millions d’euros de la contribution exceptionnelle sur la valeur des stocks pétroliers de 4% instaurée par la loi de finances rectificative pour 2012. Cette contribution exceptionnelle était due par toute personne, à l’exception de l’État, propriétaire de volumes de certains types de produits pétroliers situés sur le territoire de la France métropolitaine. 7) Autres produits et autres charges (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Profits de change 6 26 118 Moins-values sur cessions d’actifs (1 433) - - Pertes de change - - - Amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles (hors droits miniers) (219) (250) (592) Autres charges (2 105) (915) (1 247) En 2013, les plus-values sur cessions proviennent principalement de la cession de Transport et Infrastructures Gaz France (TIGF) et de cessions d’intérêts dans le secteur Amont : 25% des intérêts dans le gisement de Tempa Rossa en Italie et la totalité des intérêts à Trinité-et-Tobago (voir la note 3 de l’annexe aux comptes En 2012, les plus-values sur cession provenaient principalement de la cession de la participation dans Sanofi et de cessions d’actifs dans le secteur Amont (cessions en Colombie (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés), en Grande-Bretagne et au En 2011, les plus-values sur cession provenaient principalement de la cession de la participation dans CEPSA, de la cession d’actifs dans le secteur Amont (notamment la cession de 10% du pipeline colombien OCENSA) ainsi que de la cession des activités résines photoréticulables et résines de revêtement (voir la note 3 de l’annexe En 2013, les moins-values sur cessions proviennent principalement de la cession à Suncor Energy Inc. de la participation de 49% de TOTAL dans le projet d’upgrader Voyageur au Canada (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). La rubrique « Autres » est principalement constituée de 212 millions d’euros de charges de restructuration dans les secteurs Amont, Raffinage-Chimie et En 2012, la rubrique « Autres » était principalement constituée de la dotation d’une provision de 398 millions de dollars dans le cadre d’une transaction en cours avec la United States Securities and Exchange Commission (SEC) et le Département de Justice américain (DoJ) aux États-Unis (voir la note 32 de l’annexe aux En 2011, la rubrique « Autres » était principalement constituée de 243 millions d’euros de charges de restructuration dans les secteurs Amont, Raffinage-Chimie et Marketing & Services. 8) Autres produits financiers et autres charges financières (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Revenus des participations 152 223 330 Frais financiers immobilisés 259 248 171 Autres produits financiers 524 558 609 Effet de l’actualisation des provisions pour restitution des sites (439) (405) (344) Autres charges financières (529) (499) (429) TOTAL S.A. relève du régime fiscal français de droit commun. Depuis août 2012, une contribution additionnelle à l’impôt sur les sociétés (IS) de 3% est due sur les montants distribués par les sociétés et organismes français ou étrangers passibles de l’IS en France. Cette contribution est due pour les montants distribués dont la mise en paiement est intervenue à compter du 17 août 2012, date d’entrée en vigueur de la loi. L’impact de cette contribution additionnelle à l’impôt sur les sociétés pour le Groupe est une charge de (161) millions d’euros en 2013 et de (120) millions d’euros en 2012. Cette contribution Par ailleurs, 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 31 097 millions d’euros au 31 décembre 2013. L’effet fiscal latent relatif à ces résultats réinvestis ne peut être déterminé de manière fiable. Aucun impôt différé n’est reconnu au titre des réserves consolidées des filiales françaises du Groupe, dont le montant est d’environ 28 195 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) 2013 2012 2011 Impôts courants (10 246) (12 430) (12 495) Impôts différés (864) (605) (1 596) Charge d’impôt (11 110) (13 035) (14 091) 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) 2013 2012 2011 Dépréciation des impôts différés actifs (1 462) (719) (667) Amortissement fiscal accéléré (15 190) (14 083) (12 831) Autres déductions fiscales temporaires (2 369) (2 697) (2 721) Impôts différés passifs (17 559) (16 780) (15 552) Passif net d’impôt différé (10 133) (9 853) (9 785) notamment de Belgique pour 575 millions d’euros, de France pour 567 millions d’euros et des États-Unis pour 476 millions d’euros. notamment sur la France à hauteur de 365 millions d’euros et sur la Belgique à hauteur de 337 millions d’euros. Après compensation des actifs et passifs par entité fiscale, les impôts différés sont présentés de la manière suivante au bilan : (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Impôts différés passifs (12 943) (12 132) (11 855) Montant net (10 133) (9 853) (9 785) La variation au bilan de la position nette d’impôts différés est analysée dans le tableau suivant : (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Solde à l’ouverture (9 853) (9 785) (7 921) Impôts différés reconnus en résultat (864) (605) (1 596) Impôts différés reconnus en capitaux propres (a) (263) 425 136 Variations de périmètre (b) 113 69 (17) Effets de change 734 43 (387) Solde à la clôture (10 133) (9 853) (9 785) (a) Ce montant est constitué principalement des impôts différés sur pertes et gains actuariels, 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). (b) Les variations de périmètre comprennent au 31 décembre 2013 l’effet à hauteur de 219 millions d’euros des déclassements en Actifs destinés à être cédés ou échangés et Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés. Rapprochement entre la charge d’impôt théorique et le résultat avant impôt (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Taux d’imposition français 38,00% 36,10% 36,10% Charge d’impôt théorique (7 513) (8 589) (9 641) Différence entre le taux d’imposition français et le taux d’imposition des filiales étrangères (4 616) (5 944) (5 739) Effet en impôt du résultat des sociétés mises en équivalence 977 726 695 Ajustements d’impôt courant sur exercices antérieurs - 82 (19) Ajustements d’impôt différé afférents aux variations des taux d’impôt 2 (69) (201) Variation de la dépréciation des impôts différés actifs (812) (52) (71) Charge d’impôt dans le compte de résultat (11 110) (13 035) (14 091) La différence entre le taux d’imposition français et le taux d’imposition des filiales étrangères résulte principalement de la taxation des résultats réalisés par le Groupe dans les pays où il exerce ses activités d’Exploration- Production à des taux d’impôts supérieurs au taux français. 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 2013 qui portent le taux global d’imposition des bénéfices à 38% (36,10% en 2012 et 2011). 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 : Base Impôt Base Impôt Base Impôt 2012 - - - - 242 115 2018 et suivants 3 216 966 - - - - (a) Déficits et crédits d’impôts reportables en 2016 et années suivantes pour l’exercice 2011. (b) Déficits et crédits d’impôts reportables en 2017 et années suivantes pour l’exercice 2012. Au 31 décembre 2013 Valeur brute Amortissements Valeur nette Autres immobilisations incorporelles 3 609 (2 742) 867 Au 31 décembre 2012 Valeur brute Amortissements Valeur nette Autres immobilisations incorporelles 3 571 (2 617) 954 Au 31 décembre 2011 Valeur brute Amortissements Valeur nette Autres immobilisations incorporelles 3 377 (2 412) 965 Les variations des immobilisations incorporelles s’analysent comme suit : (en millions d’euros) Immobilisations Acquisitions Cessions Dotations nettes Effets Autres Immobilisations incorporelles nettes d’amortissements de change incorporelles nettes au 1er janvier et dépréciations au 31 décembre En 2013, la colonne « Autres » comprend principalement les droits miniers dans Utica reclassés dans les acquisitions pour (455) millions d’euros, le reclassement d’actifs au titre de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » pour (70) millions d’euros (voir la note 34 de l’annexe aux comptes consolidés) et la reprise du reclassement au titre d’IFRS 5 au 31 décembre 2012 pour 249 millions d’euros correspondant aux cessions. En 2012, la colonne « Autres » comprenait principalement le reclassement d’actifs au titre de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » pour (333) millions d’euros (voir la note 34 de l’annexe aux comptes En 2011, la colonne « Autres » comprenait 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. Le tableau suivant donne les variations pour l’année 2013 des goodwill répartis par secteur : (en millions d’euros) Goodwill Augmentations Dépréciations Autres Goodwill 1er janvier 2013 31 décembre 2013 Amont 2 - - - 2 Raffinage-Chimie 788 63 - (35) 816 Marketing & Services 74 - - (9) 65 Holding 25 - - - 25 Total 889 63 - (44) 908 Au 31 décembre 2013 Valeur brute Amortissements Valeur nette Au 31 décembre 2012 Valeur brute Amortissements Valeur nette Sur permis non prouvés 229 - 229 Au 31 décembre 2011 Valeur brute Amortissements Valeur nette Sur permis non prouvés 209 - 209 Les variations des immobilisations corporelles s’analysent comme suit : (en millions d’euros) Immobilisations Acquisitions Cessions Dotations nettes Effets Autres Immobilisations corporelles nettes d’amortissements de change corporelles nettes au 1er janvier et dépréciations au 31 décembre En 2013, la colonne « Cessions » comprend principalement l’impact des cessions d’actifs dans le secteur Amont (cession de l’upgrader Voyageur au Canada et cession d’intérêts de TOTAL dans le En 2012, la colonne « Autres » comprenait essentiellement le reclassement d’actifs au titre de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » pour un montant de 2 992 millions d’euros. En 2013, la colonne « Dotations nettes d’amortissements et dépréciations » comprend l’impact des dépréciations exceptionnelles d’actifs comptabilisées à hauteur de 792 millions d’euros (voir la note 4D de l’annexe aux comptes consolidés). En 2013, la colonne « Autres » comprend essentiellement l’augmentation pour 2 069 millions d’euros de l’actif de restitution des sites. Elle comprend également le reclassement d’actifs au titre de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » pour un montant de (405) millions d’euros et (155) millions d’euros liés à la cession de l’activité Fertilisants en Europe. En 2012, la colonne « Cessions » comprenait principalement l’impact des cessions d’actifs dans le secteur Amont en Grande- Bretagne, en Norvège et au Nigeria. En 2012, la colonne « Dotations nettes d’amortissements et dépréciations » comprenait l’impact de la dépréciation exceptionnelle des actifs shale gas dans le bassin du Barnett comptabilisée à hauteur de 1 134 millions d’euros (voir la note 4D de l’annexe En 2011, la colonne « Cessions » comprenait 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 le Marketing & Services (cession du Marketing au Royaume-Uni) (voir la note 3 de l’annexe En 2011, la colonne « Dotations nettes d’amortissements et dépréciations » comprenait 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 » correspondait pour 653 millions d’euros à l’augmentation de l’actif de restitution des sites. Elle comprenait 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 Les immobilisations corporelles présentées ci-dessus incluent des installations techniques et des constructions en location financement Au 31 décembre 2013 Brut Amortissements Net Au 31 décembre 2012 Brut Amortissements Net Au 31 décembre 2011 Brut Amortissements Net 12) Sociétés mises en équivalence : titres et prêts La contribution des sociétés mises en équivalence au bilan, au compte de résultat et aux autres éléments du résultat global est présentée Valeur d’équivalence (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Quote-part du profit (perte) (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Autres éléments du résultat global (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Total entreprises associées (684) 95 (34) Dans les cas où le Groupe détient moins de 20% des droits de vote dans une autre entité, la détermination de l’exercice d’une influence notable se base également sur les autres faits et circonstances : représentation au sein du Conseil d’administration ou de l’organe de direction équivalent de l’entité, participation au processus d’élaboration des politiques, et notamment participation aux décisions relatives aux dividendes et autres distributions, transactions significatives entre l’investisseur et l’entité, échange de personnel de direction, Les données en 100% relatives aux entreprises associées significatives sont les suivantes : En millions d’euros Novatek (a) Entités de liquéfaction PetroCedeño du résultat global (837) 137 (114) (751) (64) 92 (185) - - % de détention 16,96% 15,34% 14,09% 30,32% 30,32% 30,32% éléments du résultat global (448) 113 (96) (116) (7) 11 (56) - - (a) Données qui comprennent des estimations à la date d’arrêté des comptes de Total. Novatek, société cotée à Moscou et à Londres, est le 2e producteur de gaz naturel russe. La quote-part de la valeur boursière de Novatek s’élève à 4 542 millions d’euros au 31 décembre 2013. Les participations du Groupe dans des entreprises associées opérant des entités de liquéfaction ont été regroupées. Les montants incluent les participations dans Nigeria LNG (15,00%), Angola LNG (13,60%), Yemen LNG (39,62%), Qatargas (10,00%), Qatar Liquiefied Gas Company Limited – Train B (16,70%), Oman LNG (5,54%), Brass LNG (17,00%), Abu Dhabi Gas Lc (5,00%). PetroCedeño produit et upgrade des bruts extra-lourds au Venezuela. Résultat net (67) (77) (80) 760 720 645 Autres éléments du résultat global (45) (8) 21 (86) (31) 62 % de détention 37,50% 37,50% 37,50% - - - Réévaluation des actifs identifiables acquis - - - - - - Quote-part du résultat net (25) (29) (30) 261 234 187 Quote-part des autres éléments du résultat global (17) (3) 8 (26) (8) 19 Dividendes versés au Groupe - - - 169 89 76 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals est une entité comprenant une raffinerie à Jubail d’une capacité de 400 000 barils / jour Les participations du Groupe dans des entreprises associées de l’activité Raffinage-Chimie opérant des vapocraqueurs et des lignes de polyéthylène au Qatar ont été regroupées : Qatar Petrochemical Company Ltd (20,00%) et Qatofin (49,09%). Les données en 100% relatives aux coentreprises significatives sont les suivantes : Dotations aux amortissements - - - (150) (166) (130) Produits d’intérêts - - - - - - Charges d’intérêts - - - (16) (26) (20) Charge d’impôt - - - (74) (58) (62) Résultat net (70) (63) (29) 284 136 228 Autres éléments du résultat global (247) 2 41 (40) 88 (10) % de détention 50,00% 50,00% 50,00% Réévaluation des actifs identifiables acquis 709 587 430 - - - Quote-part du résultat net (16) (13) (7) 142 68 114 Quote-part des autres éléments du résultat global (140) 21 26 (20) 44 (5) Dividendes versés au Groupe - - - 34 59 49 Les participations du Groupe dans des coentreprises opérant des entités de liquéfaction ont été regroupées. Les montants incluent les participations dans Yamal LNG en Russie (20,02% détention directe) et Ichthys LNG en Australie (30,00%). Samsung Total Petrochemicals est une société coréenne qui opère le site pétrochimique de Daesan (séparateur de condensats, Les engagements hors-bilan donnés relatifs à des coentreprises sont détaillés dans la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés. Les principaux agrégats financiers en quote-part Groupe, des sociétés comptabilisées par mise en équivalence, et qui n’ont pas été présentées individuellement sont les suivants : Entreprises Coentreprises Entreprises Coentreprises Entreprises Coentreprises Entreprises Coentreprises Entreprises Coentreprises Entreprises Coentreprises Autres éléments du résultat global (21) (13) - - 24 (2) La valeur d’équivalence des titres Shtokman Development AG s’élève à 254 millions d’euros au 31 décembre 2013. En 2007, TOTAL et Gazprom ont signé un accord portant sur la première phase de développement du gisement de gaz et de condensats offshore de Shtokman, situé en mer de Barents. Aux termes de cet accord, la société commune Shtokman Development AG (« SDAG ») (TOTAL 25%), a été créée en 2008 pour concevoir, construire, financer et opérer cette première phase fondée sur un schéma initial de développement prévoyant la production de 23,7 Gm3 / an de gaz (410 kbep / j) dont la moitié exportée par gazoduc vers l’Europe et l’autre moitié expédiée sous forme Les études menées sur le projet Shtokman ont montré que les solutions techniques initialement retenues auraient des coûts d’investissement et d’opération trop élevés pour assurer une rentabilité acceptable, et ont conduit les partenaires au premier trimestre 2012 à recentrer le schéma de développement sur la Dans ce cadre, TOTAL et Gazprom poursuivent leurs discussions en vue de conclure un nouvel accord reflétant les modifications du schéma de développement et destiné à remplacer l’ancien accord de 2007 expiré depuis le 1er juillet 2012. En parallèle, les échanges techniques entre TOTAL et Gazprom se poursuivent afin de parvenir à un développement économiquement viable du projet. Les titres présentés ci-après appartiennent à la catégorie « Actifs financiers disponibles à la vente » (voir la note 1M(ii) de l’annexe aux Au 31 décembre 2013 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Olympia Energy Fund – fonds d’investissement énergie 36 (7) 29 Autres titres cotés 1 1 2 Autres titres cotés (b) 80 36 116 Autres titres non cotés 929 - 929 Au 31 décembre 2012 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Olympia Energy Fund – fonds d’investissement énergie 38 (6) 32 Autres titres cotés 1 - 1 Autres titres cotés (b) 80 11 91 Autres titres non cotés 836 - 836 Au 31 décembre 2011 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Olympia Energy Fund – fonds d’investissement énergie 38 (5) 33 Autres titres cotés 3 (1) 2 Autres titres non cotés 820 - 820 (a) Gain latent calculé sur la base du certificat d’investissement. (c) 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 2013 (386) (16) 7 34 (361) 2012 (399) (16) 18 11 (386) 2011 (464) (25) 122 (32) (399) (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 16) Clients et comptes rattachés, autres créances (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 Charges constatées d’avance 840 - 840 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 2013, la part des créances échues comprise dans les rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres Créances d’exploitation » en valeur nette s’élève à 2 764 millions d’euros dont 1 135 millions d’euros échus depuis moins de 90 jours, 434 millions d’euros échus entre 90 jours et 6 mois, 547 millions d’euros échus entre 6 mois et 12 mois et 648 millions d’euros échus depuis plus Au 31 décembre 2012, la part des créances échues comprise dans les rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres Créances d’exploitation » en valeur nette s’élevait à 3 442 millions d’euros dont 2 025 millions d’euros échus depuis moins de 90 jours, 679 millions d’euros échus entre 90 jours et 6 mois, 260 millions d’euros échus entre 6 mois et 12 mois et 478 millions d’euros échus depuis 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’élevait 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 6 mois, 746 millions d’euros échus entre 6 mois et 12 mois et 588 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 2013. Les actions peuvent être détenues au porteur ou inscrites au nominatif. Un droit de vote double est attribué, eu égard à la quotité du capital social qu’elles représentent, à toutes les actions nominatives et entièrement libérées, inscrites au nom d’un même actionnaire depuis deux ans au moins, ainsi que, en cas d’augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes, aux actions nominatives attribuées gratuitement à un actionnaire à raison d’actions anciennes pour lesquelles il bénéficie de ce droit. En application des statuts de la Société, aucun actionnaire ne peut exprimer en Assemblée générale, par lui-même et par un mandataire, au titre des droits de vote simple attachés aux actions qu’il détient directement ou indirectement et aux pouvoirs qui lui sont donnés, plus de 10% du nombre total des droits de vote attachés aux actions de la Société. S’il dispose du droit de vote double, cette limite pourra être dépassée sans cependant excéder 20%. Ces limitations deviennent caduques dès lors qu’une personne physique ou morale, agissant seule ou de concert, vient à détenir directement ou indirectement au moins les deux tiers du nombre total des actions de la Société à la suite d’une procédure publique visant la totalité des actions de la Société. Le nombre d’actions composant le capital autorisé est de 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 Actions émises en raison de : Augmentation de capital dans le cadre du plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL au profit des salariés 1 366 950 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 798 883 Actions émises en raison de : Augmentation de capital réservée aux salariés 10 802 215 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 942 799 (a) Dont 109 214 448 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) Exercice d’options d’achat d’actions TOTAL - - - Actions TOTAL détenues par TOTAL S.A. ou les sociétés du Groupe et déduites des capitaux propres consolidés (110 230 889) (110 304 173) (112 487 679) (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 L’Assemblée générale Mixte du 11 mai 2012 a délégué au Conseil d’administration, dans sa dix-septième résolution, 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. Cette même Assemblée générale a également délégué au Conseil d’administration les pouvoirs à l’effet de procéder en une ou plusieurs fois dans un délai maximum de dix-huit mois à une augmentation de capital réservée, ayant pour objet de donner aux salariés de filiales étrangères des avantages comparables à ceux dont bénéficient les salariés concernés par la dix-septième résolution. Dans le cadre de ces délégations, le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 a décidé une augmentation de capital réservée aux salariés comprenant une formule de souscription classique et une formule à effet de levier au choix des salariés, dans la limite de 18 millions d’actions portant jouissance au 1er janvier 2012. Cette augmentation de capital a donné lieu à la souscription de 10 802 215 actions d’un nominal de 2,5 euros au prix unitaire de 30,70 euros, dont la création a été constatée le 25 avril 2013. La précédente augmentation de capital réservée aux salariés du Groupe avait été décidée par le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 en vertu de l’autorisation de l’Assemblée générale Mixte du 21 mai 2010 et avait donné lieu à la souscription de 8 902 717 actions d’un nominal de 2,5 euros au prix unitaire de 34,80 euros, dont la création avait été constatée le 28 avril 2011. Augmentation de capital liée au plan mondial L’Assemblée générale du 16 mai 2008 a délégué au Conseil d’administration la compétence de procéder à l’attribution gratuite d’actions de la Société aux collaborateurs du Groupe ainsi qu’à des dirigeants mandataires sociaux de la Société ou de sociétés du Groupe, pour une durée de 38 mois, dans la limite de 0,8% du capital de la Société existant au jour où le Conseil décide l’attribution. Dans le cadre de cette délégation de compétence, le Conseil d’administration du 21 mai 2010 a décidé les modalités et les conditions d’un Plan Mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL au profit des salariés du Groupe et a délégué au Président-directeur général de la Société tous les pouvoirs nécessaires à la mise en œuvre À ce titre, le 2 juillet 2012, le Président-directeur général du Groupe a constaté l’émission et l’attribution définitive de 1 366 950 actions ordinaires de 2,5 euros de nominal aux bénéficiaires désignés, en application des conditions d’attribution arrêtées par le Conseil (actions TOTAL détenues par TOTAL S.A.) actions, soit 0,37% du capital social, réparties de la façon suivante : – 8 764 020 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 119 160 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. propres actions, soit 0,34% du capital social, réparties de la façon – 7 994 470 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 65 901 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. propres actions, soit 0,39% du capital social, réparties de la façon – 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. (actions TOTAL détenues par des filiales du Groupe) Au 31 décembre des exercices 2013, 2012 et 2011, TOTAL S.A. détenait indirectement, par l’intermédiaire de ses filiales, 100 331 268 de ses propres actions, soit 4,22% du capital social au 31 décembre 2013, 4,24% du capital social au 31 décembre 2012 et 4,24% du capital social au 31 décembre 2011 réparties de la façon suivante : – 2 023 672 actions détenues par une société du Groupe, Total Nucléaire, détenue indirectement à 100% par TOTAL S.A. ; – 98 307 596 actions détenues par des filiales d’Elf Aquitaine (Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval), détenues indirectement à 100% par TOTAL S.A. Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. Au 31 décembre 2013, 873 475 actions étaient encore susceptibles d’être émises au titre de ce plan. La Société n’a procédé à aucune réduction de capital par annulation d’actions au cours des exercices 2011, 2012 et 2013. TOTAL S.A. a procédé à la mise en paiement, le 21 mars 2013, du troisième acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2012 (le détachement de l’acompte ayant eu lieu le 18 mars 2013). TOTAL S.A. a également procédé à la mise en paiement, le 27 juin 2013, du solde du dividende de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2012 (le détachement du solde du dividende ayant eu lieu le 24 juin 2013). Par ailleurs, TOTAL S.A. a procédé à la mise en paiement de deux acomptes trimestriels au titre de l’exercice 2013 : – un premier acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2013, décidé par le Conseil d’administration du 25 avril 2013, a été détaché de l’action le 24 septembre 2013 et mis en paiement en numéraire le 27 septembre 2013 ; Ces primes peuvent également être distribuées, cette distribution ayant un impact fiscal sauf dans le cas où elle présente le caractère de remboursements d’apports pour les actionnaires. Les primes liées au capital de TOTAL S.A. s’élèvent à 28 020 millions d’euros au 31 décembre 2013 (27 684 millions d’euros au – un deuxième acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2013, décidé par le Conseil d’administration du 25 juillet 2013, a été détaché de l’action le 16 décembre 2013 et mis en paiement en numéraire le 19 décembre 2013. Le Conseil d’administration du 30 octobre 2013 a décidé de fixer le montant du troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2013 à 0,59 euro par action. Cet acompte sera détaché de l’action le 24 mars 2014 et mis en paiement en numéraire le 27 mars 2014. Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014 de verser un dividende de 2,38 euros par action au titre de l’exercice 2013, soit un solde à distribuer de 0,61 euro par action en tenant compte des trois acomptes de 0,59 euro par action qui 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, d’apport ou de fusion qui peuvent être capitalisées ou utilisées afin de compenser les pertes si la réserve légale a atteint son niveau minimal autorisé. 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 568 millions d’euros au 31 décembre 2013 (539 millions d’euros 2011) au titre du complément d’impôt sur les sociétés à acquitter sur les réserves règlementées afin qu’elles deviennent distribuables. De plus, la contribution additionnelle à l’impôt sur les sociétés (IS) de 3% due sur les montants distribués par les sociétés et organismes français ou étrangers passibles de l’IS en France instaurée par la deuxième loi de finances rectificative pour 2012 devrait être acquittée, soit un montant de 405 millions d’euros (375 millions d’euros au Les autres éléments du résultat global présentant les éléments pouvant et ne pouvant pas faire l’objet d’un reclassement en résultat sont détaillés dans le tableau suivant : (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Pertes et gains actuariels 513 (911) (533) Sous-total des éléments ne pouvant faire l’objet d’un reclassement en résultat 297 (549) (342) Écarts de conversion de consolidation (2 199) (702) 1 483 Gains / (Pertes) de la période non réalisés (2 216) (713) 1 420 Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net (17) (11) (63) Actifs financiers disponibles à la vente 25 (338) 337 Gains / (Pertes) de la période non réalisés 25 63 382 Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net - 401 45 Couverture de flux futurs 117 65 (84) Gains / (Pertes) de la période non réalisés 182 152 (131) Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net 65 87 (47) Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt (857) 160 (15) Gains / (Pertes) de la période non réalisés (4) (14) (3) Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net - - - Sous-total des éléments pouvant faire l’objet d’un reclassement en résultat (2 965) (766) 1 663 Total autres éléments du résultat global (2 668) (1 315) 1 321 Le détail des effets d’impôt relatifs aux autres éléments du résultat global s’établit comme suit : Avant Impôt Après Avant Impôt Après Avant Impôt Après impôt impôt impôt impôt impôt impôt net d’impôt (857) - (857) 160 - 160 (15) - (15) Autres éléments (4) - (4) (14) - (14) (3) - (3) Intérêts ne conférant pas le contrôle Au 31 décembre 2013, aucune filiale ne comporte des intérêts ne conférant pas le contrôle significatif à l’échelle des états financiers du Groupe. Les provisions pour engagements de retraite et autres engagements sociaux sont constituées par : (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Provisions pour autres engagements sociaux 571 701 628 Provisions pour restructurations (plans de préretraite) 256 269 344 Provisions nettes pour engagements sociaux relatives à des actifs destinés à la vente - 9 - Le Groupe opère, au profit de ses salariés et anciens salariés, des régimes pouvant être à cotisations ou à prestations définies. Au titre des régimes à cotisations définies, le Groupe a comptabilisé une charge de 97 millions d’euros sur l’exercice 2013. 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 principales caractéristiques, fonction de l’environnement règlementaire propre à chaque pays, sont les – les prestations sont généralement exprimées en fonction du salaire final et de l’ancienneté ; – ils font généralement l’objet d’un préfinancement (fonds Les engagements de retraite comprennent également des avantages de préretraite. Les autres engagements couvrent la participation de l’employeur aux frais médicaux de retraités. Afin de gérer les risques propres à ces différents dispositifs, le Groupe a mis en place un cadre de gouvernance dédié permettant d’assurer la supervision des différents régimes de retraite et de prévoyance. – l’implication du Groupe dans les principaux organes de gouvernance ou de suivi des régimes ; – les principes en matière de politique de financement des plans ; – les règles relatives à la politique d’investissement, incluant pour la plupart des plans l’établissement d’un comité de suivi des investissements en charge de la définition et du suivi de la stratégie d’investissement et de la performance, les principes à respecter en matière d’allocation des placements ; de pension ou compagnies d’assurance) ; – la procédure d’approbation en cas de mise en place ou de – ils sont généralement fermés aux nouveaux embauchés, qui bénéficient de régimes de retraite à cotisations définies ; – les principes de gestion administrative, de communication – ils sont versés sous forme de capital ou de rente. Évolution des engagements et des actifs de couverture La valeur actuarielle des droits accumulés au titre des régimes à prestations définies et la valeur des préfinancements incluses dans les comptes consolidés s’analysent comme suit : Au 31 décembre Engagements de retraite Autres engagements sociaux Variation de la valeur actuarielle des droits accumulés Liquidation d’engagements (68) - (111) (1) - - Cotisations employés 8 9 9 - - - Prestations payées (540) (549) (451) (34) (37) (34) Variation de la valeur actuelle des placements Valeur actuelle des placements au début de la période (8 148) (7 028) (6 809) - - - Produits financiers des placements (307) (339) (338) - - - (Gains) / Pertes actuariels (187) (366) 108 - - - Liquidation d’engagements 69 - 80 - - - Cotisations employés (8) (9) (9) - - - Cotisations employeurs (224) (787) (347) - - - Prestations payées 453 452 386 - - - Écarts de conversion et autres 163 (71) (99) - - - Valeur actuelle des placements à la fin de la période (8 189) (8 148) (7 028) - - - Effet du plafond d’actif 21 15 14 - - - Autres actifs non courants (36) (23) (105) - - - à des actifs destinés à la vente - 9 - - - - Les montants inscrits au compte de résultat consolidé et dans l’état consolidé du résultat global au titre des plans à prestations définies sont Exercice Engagements de retraite Autres engagements sociaux Liquidations 1 - (31) (1) - - démographiques 4 32 64 (7) (1) (9) – Effet des ajustements issus de l’expérience (51) 155 (48) (11) (8) (10) – Écarts actuariels sur placements (187) (366) 108 - - - Effet du plafond d’actif 16 2 (1) - - - du résultat global (444) 853 542 (69) 58 (9) Le coût des services passés de 204 millions d’euros reconnus en 2012 est essentiellement lié à la modification de certains régimes français. La duration moyenne des droits accumulés est de l’ordre de 15 ans pour les régimes de retraite et de 14 ans pour les autres engagements sociaux. Les cotisations qui seront versées en 2014 par le Groupe, au titre des régimes préfinancés, sont estimées à 183 millions d’euros. Les prestations futures estimées, qu’elles soient versées par prélèvement sur la valeur des placements ou directement par l’employeur se Estimation des paiements futurs (en millions d’euros) Engagements de retraite Autres engagements sociaux Au 31 décembre 2013 2012 2011 Les placements investis sur les marchés actions et obligataires sont côtés sur des marchés actifs. Principales hypothèses actuarielles et analyses de sensibilité les engagements Engagements de retraite Autres engagements sociaux Taux d’actualisation (moyenne pondérée tous pays) 4,14% 3,79% 4,61% 4,14% 3,82% 4,70% dont zone Euro 3,40% 3,20% 4,21% 3,44% 3,19% 4,25% dont États-Unis 4,74% 4,00% 5,00% 4,71% 4,00% 4,97% dont Royaume-Uni 4,50% 4,25% 4,75% - - - Taux d’inflation (moyenne pondérée tous pays) 2,67% 2,24% 2,35% \- - - dont zone Euro 2,00% 2,00% 2,00% - - - dont Royaume-Uni 3,50% 2,75% 3,00% \- - - Le taux d’actualisation retenu est déterminé par référence aux taux des obligations privées de haute qualité de notation AA et d’une duration équivalente à celle des engagements. Il dérive d’une analyse comparative pour chaque zone monétaire des différentes sources de marché à Une variation de plus ou moins 0,5% des taux d’actualisation – toutes choses étant égales par ailleurs – aurait approximativement les effets suivants sur les engagements de retraite : (en millions d’euros) Augmentation de 0,5% Diminution de 0,5% Valeur actuarielle des droits accumulés au 31 décembre 2013 (728) 827 Une variation de plus ou moins 0,5% des taux d’inflation – toutes choses étant égales par ailleurs – aurait approximativement les effets suivants sur les engagements de retraite : (en millions d’euros) Augmentation de 0,5% Diminution de 0,5% Valeur actuarielle des droits accumulés au 31 décembre 2013 497 (454) 19) Provisions et autres passifs non courants (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Provisions pour litiges 624 930 572 Provisions pour protection de l’environnement 841 556 600 En 2013, les provisions pour litiges s’élèvent à 624 millions d’euros dont 506 millions d’euros dans l’Amont, notamment en Angola et au Nigeria. D’autres risques et engagements donnant lieu à des passifs éventuels sont traités dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés. d’immobilisations. Cette rubrique inclut notamment une dette de 92 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 de l’annexe En 2013, les autres provisions non courantes comprennent notamment : – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élève, au 31 décembre 2013, à 13 millions d’euros ; – les provisions pour cessations d’activité dans les secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services qui s’élèvent, au 31 décembre 2013, à 199 millions d’euros ; – les provisions pour risques financiers sur des sociétés non consolidées et des sociétés mises en équivalence pour 172 millions d’euros ; – la provision au titre des garanties accordées sur des panneaux solaires de SunPower pour 108 millions d’euros. En 2013, les autres passifs non courants comprennent notamment les dettes, dont la maturité est supérieure à un an, liées à l’acquisition En 2012, les provisions pour litiges comprenaient notamment une provision de 398 millions de dollars comptabilisée dans le cadre d’une transaction en cours avec la United States Securities and Exchange Commission (SEC) et le Département de Justice américain (DoJ) aux États Unis (voir la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés). Elles comprenaient également la provision couvrant les risques liés aux enquêtes sur la concurrence relatives à Arkema qui s’élevait, au 31 décembre 2012, à 17 millions d’euros. D’autres risques et engagements donnant lieu à des passifs éventuels sont traités dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés. En 2012, les autres provisions non courantes comprenaient – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élevait, au 31 décembre 2012, à 17 millions d’euros ; – les provisions pour cessations d’activité dans les secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services qui s’élevaient, au 31 décembre 2012, à 196 millions d’euros ; – les provisions pour risques financiers sur des sociétés non consolidées et des sociétés mises en équivalence pour – la provision au titre des garanties accordées sur des panneaux solaires de SunPower pour 89 millions d’euros. En 2012, 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 737 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 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2011, 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 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 En 2011, les autres provisions non courantes comprenaient – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élevait, au 31 décembre 2011, à 21 millions d’euros ; – les provisions pour cessations d’activité dans les secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services qui s’élevaient, au 31 décembre 2011, à 227 millions d’euros ; – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield qui s’élevait, au 31 décembre 2011, à 80 millions d’euros. En 2011, 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 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 de l’annexe 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 2013, les dotations de l’exercice (1 309 millions d’euros) – des provisions pour restitution de sites pour 439 millions d’euros En 2011, les dotations de l’exercice (921 millions d’euros) – des provisions pour restitution de sites pour 344 millions d’euros – des provisions pour protection de l’environnement pour 100 millions – des provisions pour protection de l’environnement pour 358 millions d’euros dans les secteurs Marketing & Services et Raffinage-Chimie dont 272 millions d’euros liés au site de Carling en France ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour En 2012, les dotations de l’exercice (1 217 millions d’euros) – des provisions pour restitution de sites pour 405 millions d’euros – des provisions pour protection de l’environnement pour 74 millions d’euros dans les secteurs Marketing & Services et d’euros dans le secteur Raffinage-Chimie ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour En 2013, les reprises de l’exercice (1 014 millions d’euros) sont principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des – une provision de 398 millions de dollars comptabilisée dans le cadre d’une transaction en cours avec la United States Securities and Exchange Commission (SEC) et le Département de Justice américain (DoJ) aux États Unis (voir la note 32 de – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour – les provisions pour restitutions des sites pour 287 millions d’euros ; – une provision de 398 millions de dollars comptabilisée dans le cadre d’une transaction en cours avec la United States Securities and Exchange Commission (SEC) et le Département de Justice américain (DoJ) aux États Unis (voir la note 32 de – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour – les plans sociaux et restructurations pour 76 millions d’euros. – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour En 2012, les reprises de l’exercice (887 millions d’euros) étaient principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des En 2011, les reprises de l’exercice (798 millions d’euros) étaient principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des – les provisions pour restitutions des sites pour 314 millions d’euros ; – les provisions pour restitutions des sites pour 189 millions d’euros ; – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour 10 millions – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise pour – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise pour – les plans sociaux et restructurations pour 111 millions d’euros. – les plans sociaux et restructurations pour 164 millions d’euros. Les variations des provisions pour restitution des sites s’analysent comme suit : Variation des provisions pour restitution des sites Exercice Au Effet de Révisions Nouvelles Reprises Effets Autres Au (en millions d’euros) 1er janvier l’actualisation des obligations de provision de change 31 décembre En 2013, la colonne « Révision des estimations » inclut des compléments de provisions pour couvrir des coûts d’abandon ainsi que l’effet de En 2012 la colonne « Autres » comprenait 385 millions d’euros de complément de provision pour couvrir les coûts d’abandon des puits du champ d’Elgin-Franklin (Grande-Bretagne) qui ne seront pas remis en production et 183 millions d’euros de complément de provision pour remise en état du site de Lacq en France sur lequel l’activité va être arrêtée. Ces montants sont partiellement compensés par les sorties au titre des cessions d’actifs en Grande-Bretagne et en Norvège notamment ainsi que les reclassements au titre de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » (voir note 34 de l’annexe aux comptes consolidés). 20) Dettes financières et instruments financiers associés A) Dettes financières non courantes et instruments financiers associés (en millions d’euros) Garanties Non Total dont instruments de couverture de la dette non courante (passif) - 236 236 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (actif) (a) \- (1 028) (1 028) Autres emprunts à taux variable 125 179 304 Autres emprunts à taux fixe 114 107 221 Dettes financières des contrats de location financement 280 - 280 (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. (en millions d’euros) Garanties Non Total dont instruments de couverture de la dette non courante (passif) - 11 11 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (actif) (a) \- (1 626) (1 626) Autres emprunts à taux variable 306 29 335 Autres emprunts à taux fixe 81 168 249 Dettes financières des contrats de location financement 326 7 333 (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. (en millions d’euros) Garanties Non Total 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. La juste valeur des emprunts obligataires, au 31 décembre 2013, après prise en compte des swaps de change et de taux adossés, Emprunts obligataires Année Juste valeur Juste valeur Juste valeur Monnaie Échéance Taux initial après couverture d’émission après après après d’émission avant couverture de juste valeur couverture au couverture au couverture au 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Part à moins d’un an - (127) - Total société mère - - 129 Emprunt obligataire 2002 - - 15 USD 2012 5,890% Emprunt obligataire 2004 - - 129 CHF 2012 2,375% Emprunt obligataire 2005 - - 63 AUD 2012 5,750% Emprunt obligataire 2005 - - 200 CHF 2012 2,135% Emprunt obligataire 2005 - - 65 CHF 2012 2,135% Emprunt obligataire 2005 - - 97 CHF 2012 2,375% Emprunt obligataire 2005 - - 404 EUR 2012 3,250% Emprunt obligataire 2005 - - 57 NZD 2012 6,500% Emprunt obligataire 2006 - - 62 AUD 2012 5,625% Emprunt obligataire 2006 - - 72 CAD 2012 4,125% Emprunt obligataire 2006 - - 100 EUR 2012 3,250% Emprunt obligataire 2006 - - 74 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2006 - - 100 EUR 2012 3,250% Emprunt obligataire 2007 - - 370 USD 2012 5,000% Emprunt obligataire 2007 - - 222 USD 2012 5,000% Emprunt obligataire 2007 - - 61 AUD 2012 6,500% Emprunt obligataire 2007 - - 72 CAD 2012 4,125% Emprunt obligataire 2007 - - 71 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2008 - - 62 CHF 2012 2,135% Emprunt obligataire 2008 - - 124 CHF 2012 3,635% Emprunt obligataire 2008 - - 46 CHF 2012 2,385% Emprunt obligataire 2008 - - 92 CHF 2012 2,385% Emprunt obligataire 2008 - - 64 CHF 2012 2,385% Emprunt obligataire 2008 - - 50 EUR 2012 3,250% Emprunt obligataire 2008 - - 63 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2008 - - 63 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2008 - - 63 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2008 - - 62 NOK 2012 6,000% Emprunts obligataires Année Juste valeur Juste valeur Juste valeur Monnaie Échéance Taux initial après couverture d’émission après après après d’émission avant couverture de juste valeur couverture au couverture au couverture au 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Emprunt obligataire 2008 - - 69 USD 2012 5,000% Emprunt obligataire 2013 725 - - USD 2018 1,450% Part à moins d’un an (2 137) (3 333) (2 992) Emprunt obligataire 2013 724 - - USD 2018 1,450% Emprunt obligataire 2013 111 - - AUD 2018 4,000% Emprunts obligataires Année Juste valeur Juste valeur Juste valeur Monnaie Échéance Taux initial après couverture d’émission après après après d’émission avant couverture de juste valeur couverture au couverture au couverture au 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Emprunt obligataire 2013 362 - - USD 2023 2,750% Emprunt obligataire 2013 707 - - EUR 2020 4,000% Part à moins d’un an (1 159) (743) - Emprunt obligataire 2013 235 - - EUR 2023 2,125% Emprunt obligataire 2013 181 - - USD 2016 0,750% Emprunt obligataire 2013 362 - - USD 2016 5,750% Emprunt obligataire 2013 75 - - NOK 2018 1,000% Emprunt obligataire 2013 283 - - EUR 2020 2,125% Emprunt obligataire 2013 724 - - USD 2024 1,875% Emprunt obligataire 2013 69 - - CAD 2018 2,375% Emprunt obligataire 2013 825 - - EUR 2021 2,125% Emprunt obligataire 2013 630 - - EUR 2025 2,875% Part à moins d’un an - - - AUTRES FILIALES CONSOLIDÉES 506 529 308 Emprunts obligataires Année Juste valeur Juste valeur Juste valeur Monnaie Échéance Taux initial à taux fixe ou après d’émission après après après d’émission avant couverture couverture de flux futurs couverture au couverture au couverture au 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Emprunt obligataire 2005 - - 294 GBP 2012 4,625% Emprunt obligataire 2013 128 - - CNY 2018 3,750% Part à moins d’un an - - (294) Emprunt obligataire 2013 363 - - USD 2023 2,750% Part à moins d’un an - - - CANADA Ltd (b) 363 - - Part à moins d’un an - - - AUTRES FILIALES CONSOLIDÉES 106 414 926 (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. Répartition par échéance des dettes financières non courantes Au 31 décembre 2013 Dettes financières dont instruments Swaps Dettes % (en millions d’euros) non courantes de couverture de couverture financières de la dette de la dette non courantes Au 31 décembre 2012 Dettes financières dont instruments Swaps Dettes % (en millions d’euros) non courantes de couverture de couverture financières de la dette de la dette non courantes Au 31 décembre 2011 Dettes financières dont instruments Swaps Dettes % (en millions d’euros) non courantes de couverture de couverture financières de la dette de la dette non courantes 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. 2013 % 2012 % 2011 % 2013 % 2012 % 2011 % 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 2013 2012 2011 Part à court terme des instruments financiers passifs de couverture de la dette 228 84 40 Autres instruments financiers passifs courants 48 92 127 Autres passifs financiers courants (note 28) 276 176 167 Dépôts courants supérieurs à 3 mois (117) (1 093) (101) Part à court terme des instruments financiers actifs de couverture de la dette (340) (430) (383) Autres instruments financiers actifs courants (79) (39) (216) Actifs financiers courants (note 28) (536) (1 562) (700) 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 2013 sont calculés après distribution d’un dividende de 2,38 euros par action, sous réserve d’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014. Le ratio dette nette sur capitaux propres est calculé de la manière suivante : (Actif) / Passif 2013 2012 2011 Autres passifs financiers courants 276 176 167 Actifs financiers courants (536) (1 562) (700) Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés (130) 756 - Instruments de couverture des dettes financières non courantes (1 028) (1 626) (1 976) Trésorerie et équivalents de trésorerie (14 647) (15 469) (14 025) Répartition du résultat sur la base des actions existantes à la clôture (1 362) (1 299) (1 255) Ratio dette nette sur capitaux propres 23,3% 21,9% 23,4% 21) Autres créditeurs et dettes diverses (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Produits constatés d’avance 217 240 231 Au 31 décembre 2013, la rubrique « Autres dettes d’exploitation » comprend notamment le montant du troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2013, soit 1 361 millions d’euros, qui sera mis en paiement en mars 2014. Au 31 décembre 2012, la rubrique « Autres dettes d’exploitation » comprenait notamment le montant du troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2012, soit 1 366 millions d’euros, qui a été mis en paiement en mars 2013. Au 31 décembre 2011, la rubrique « Autres dettes d’exploitation » comprenait notamment le montant du troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2011, soit 1 317 millions d’euros, qui a été mis en paiement en mars 2012. Les contrats de location financement portent sur des actifs immobiliers, des stations-service, des navires et d’autres équipements (voir la note 11 de l’annexe aux comptes consolidés). Les redevances minimales des contrats de location irrévocables restant à payer sont présentées selon leurs dates d’échéance dans les (en millions d’euros) Location simple Location financement 2019 et suivantes 1 174 206 Total des engagements 4 058 391 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (29) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 280 (en millions d’euros) Location simple Location financement Total des engagements 3 613 468 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (27) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 333 (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 Les redevances constatées au titre des contrats de location simple ont été de 848 millions d’euros pour l’exercice 2013 (contre 780 millions d’euros pour l’exercice 2012 et 645 millions d’euros pour l’exercice 2011). 23) Engagements hors bilan et obligations contractuelles Total À moins De 1 Plus de 1 an à 5 ans de 5 ans Total À moins De 1 Plus de 1 an à 5 ans de 5 ans Total À moins De 1 Plus de 1 an à 5 ans de 5 ans Garanties de passif sur cession 39 - 34 5 Dont engagements donnés relatifs à des coentreprises - - - - 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 280 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 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. 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 dans le secteur Raffinage-Chimie. 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 2013, le montant total de ces garanties a pour 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 528 millions d’euros. 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 2 311 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 2013, cette garantie, plafonnée à 892 millions d’euros, est comptabilisée dans la rubrique « Autres En 2013, TOTAL S.A. a octroyé des garanties dans le cadre du financement du projet Ichthys LNG à hauteur de 2 218 millions d’euros. Dans le cadre de ses opérations courantes, le Groupe prend part à des contrats prévoyant des clauses d’indemnités standard pour l’industrie pétrolière ou des clauses d’indemnités spécifiques à des transactions comme les garanties de passif lors des cessions d’actifs. Ces indemnités peuvent être liées à des aspects d’environ - nement, 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 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 ou Ces montants représentent les engagements irrévocables de ventes, 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) 2013 2012 2011 Clients et comptes rattachés 613 646 585 Prêts (sauf prêts aux sociétés mises en équivalence) 341 383 331 Fournisseurs et dettes diverses 876 713 724 (en millions d’euros) 2013 2012 2011 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) 2013 2012 2011 Nombre de personnes 31 34 30 Rémunérations directes et indirectes perçues 22,1 21,3 20,4 Charges de retraite (a) 10,0 12,5 6,3 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) 11,8 10,6 10,2 (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 188,7 millions d’euros au 31 décembre 2013 (contre 181,3 millions d’euros au 31 décembre 2012 et 139,7 millions d’euros au 31 décembre 2011). (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 1 E). Les rémunérations allouées aux membres du Conseil d’administration au titre des jetons de présence, se sont élevées à 1,25 million d’euros en 2013 (1,10 million d’euros en 2012 et 1,07 million d’euros en 2011). A) Options de souscription d’actions TOTAL 23 mai 2006 inclus (en euros) (b) 33,30 39,85 49,73 - - - - - - du 24 mai 2006 (en euros)(b) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 Annulées (c) (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 Notifiées - - - - - - - - - - - Annulées (c) \- (11 351 931) (2 516) (1 980) (1 380) (3 600) (2 700) (4 140) (3 400) (11 371 647) 39,31 Exercées - (742 593) - - - (1 630) (20 200) (34 460) - (798 883) 39,28 Notifiées - - - - - - - - - - - Annulées (c) \- - (6 159 390) (900) (1 020) (360) (1 080) (720) - (6 163 470) 49,04 Exercées - - (630) - - (110 910) (344 442) (122 871) (363 946) (942 799) 37,37 (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) 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 et les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre. 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. 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. 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. 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 Depuis le plan 2011, aucun nouveau plan d’attribution d’options de souscription d’actions Total n’a été décidé. Pour le plan 2011, 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 Par ailleurs, dans le cadre du plan 2011, 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 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%. 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 – 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 En raison de l’application des conditions de performance, ces taux d’attribution ont été de 100% pour le plan 2011. Pour rappel, ces taux d’attribution ont été de 100% pour les B) Attribution gratuite d’actions de performance TOTAL Annulées (26 214) (10 750) (19 579) - - (56 543) Attribuées définitivement (2 928 122) (1 836) - - - (2 929 958) Annulées 832 (32 650) (18 855) - - (50 673) Attribuées définitivement (832) (2 955 401) (5 530) - - (2 961 763) Annulées - - (14 970) (17 340) (3 810) (36 120) Attribuées définitivement - - (3 590 836) (180) - (3 591 016) 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 trois ans pour le plan 2013 et de deux ans pour les plans antérieurs, 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 de conservation de deux ans à compter de la Pour le plan 2013, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 2013, 2014 et 2015. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale Le Conseil d’administration a également décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 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 tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est – 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 2013, 2014 et 2015. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 7% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2012, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 2012 et 2013. Le taux – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale Le Conseil d’administration a également décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 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 tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2012 et 2013. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16%, 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 2012 et 2013. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 7% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 – 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 Le Conseil d’administration a également décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 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 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%. En raison de l’application des conditions de performance, ces taux d’acquisition ont été de 100% pour le plan 2011. Pour rappel, ces taux d’acquisition ont été de 100% pour les plans 2009 et 2010. 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 (de TOTAL S.A. ou d’une société ou groupement d’intérêt économique dont le capital est détenu, directement ou indirectement, à plus de 50% par TOTAL S.A.). 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. En fonction des pays dans lesquels les sociétés du Groupe sont situées, la période d’acquisition est soit de 2 ans suivie d’une période de conservation de 2 ans pour les pays avec une structure 2+2, soit de 4 ans sans période de conservation pour les pays avec une structure 4+0. Par ailleurs, les actions attribuées ne sont pas soumises à une À l’issue de la période d’acquisition, les actions attribuées seront des actions nouvelles provenant d’une augmentation de capital de TOTAL S.A. réalisée par incorporation de réserves ou de primes Le Président-directeur général a constaté le 2 juillet 2012 la création et l’attribution définitive de 1 366 950 actions aux bénéficiaires désignés à l’issue de la période d’acquisition de deux ans. (2 + 2) (4 + 0) Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Annulées (111 725) (40 275) (152 000) Attribuées définitivement (b) (1 367 275) (350) (1 367 625) Annulées 100 (101 150) (101 050) (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Attribution définitive de 1 366 950 actions aux bénéficiaires désignés à l’issue de la période d’acquisition de deux ans. SunPower a trois plans incitatifs à base d’actions : le plan d’actions 1996 (« Plan 1996 »), le troisième 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 30 décembre 2013, approximativement 7,6 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 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. Le tableau suivant résume les mouvements des options sur actions : La majorité des actions émises sont nettes des montants minimums retenus par SunPower pour satisfaire les obligations fiscales de ses employés. En 2013, 2012 et pendant le second semestre 2011, SunPower a retenu respectivement 1 329 140, 905 953 et 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 en circulation jusqu’à l’attribution définitive. Nombre d’actions Prix moyen pondéré Durée résiduelle Valeur intrinsèque (en milliers) d’exercice par action moyenne pondérée agrégée (en dollars) (en années) (en milliers de dollars) 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 - Existantes au 1er janvier 2012 484 26,62 Existantes au 1er janvier 2013 394 28,27 La valeur intrinsèque des options exercées en 2013, 2012 et au second semestre 2011 était respectivement de 0,8 million de dollars, 0,1 million de dollars et de 0,3 million de dollars. Aucune option n’a été attribuée en 2013, 2012 et au second semestre 2011. 29 décembre 2013, soit 28,91 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 0,2 million La valeur intrinsèque agrégée représente la valeur totale intrinsèque avant impôt, calculée à partir du cours de clôture de l’action au Le tableau suivant résume les mouvements sur les options sur actions, actions gratuites et droits à actions gratuites en attente d’attribution définitive : Nombre d’actions Prix moyen pondéré Nombre d’actions Juste valeur moyenne (en milliers) d’exercice par action (en milliers) (en dollars) à la date d’attribution Attribuées - - 2 336 6,91 Attribuées définitivement (a) (19) 28,73 (691) 18,96 Échues (5) 31,29 (1 473) 14,10 Attribuées - - 5 638 5,93 Attribuées définitivement (b) (30) 57,79 (2 845) 13,94 Échues (13) 24,72 (1 587) 11,52 Attribuées - - 5 607 15,88 Attribuées définitivement (b) \- - (3 583) 9,48 Échues - - (1 008) 10,10 (a) La société estime la juste valeur des droits aux actions gratuites comme étant son cours de bourse à la date d’attribution. (b) Les actions gratuites et les droits aux actions gratuites attribués définitivement incluent les actions retenues pour le compte des employés afin de satisfaire leurs obligations fiscales. E) Charge liée aux paiements en actions – 13 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 2013 s’élève à 216 millions d’euros avant impôt et se décompose de la manière suivante : – 133 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite – 3 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions – 2 millions d’euros au titre des plans de SunPower. – 128 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 2011 s’élevait à 178 millions d’euros avant impôt et se décomposait de la manière suivante : – 74 millions d’euros au titre des plans de SunPower ; – 27 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions – 11 millions d’euros au titre de l’augmentation du capital réservée – 134 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 2012 s’élevait à 148 millions d’euros avant impôt et se décomposait de la manière suivante : – 17 millions d’euros au titre des plans de SunPower. La juste valeur des options attribuées en 2011 a été évaluée selon la méthode Black-Scholes sur la base des hypothèses suivantes : Taux d’intérêt sans risque (%) (a) \- - 2,0 Dividendes attendus (%) (b) \- - 5,6 Volatilité attendue (%) (c) \- - 27,5 Différé d’exercice (années) - - 2 Durée d’exercice des options (années) - - 8 Juste valeur des options attribuées (euros par option) - - 4,4 (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. En 2012 et 2013 aucun nouveau plan de distribution d’options de souscription d’actions ou d’achat d’actions Total n’a été décidé. 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 Au titre de l’exercice 2011, les principales hypothèses retenues pour la valorisation du coût de l’augmentation de capital réservée aux salariés 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. Étant donné que le coût d’incessibilité était supérieur à la décote, aucune charge n’avait été comptabilisée au titre de l’exercice 2011. L’Assemblée générale Mixte du 11 mai 2012 a délégué au Conseil d’administration, dans sa dix-septième résolution, 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. Cette même Assemblée générale a également délégué au Conseil d’administration les pouvoirs à l’effet de procéder en une ou plusieurs fois dans un délai maximum de dix-huit mois à une augmentation de capital réservée, ayant pour objet de donner aux salariés de filiales étrangères des avantages comparables à ceux dont bénéficient les salariés concernés par la dix-septième résolution. Dans le cadre de ces délégations, le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 a décidé une augmentation de capital réservée aux salariés comprenant une formule de souscription classique et une formule à effet de levier au choix des salariés, dans la limite de 18 millions d’actions portant jouissance au 1er janvier 2012. Cette augmentation de capital a donné lieu à la souscription de 10 802 215 actions d’un nominal de 2,5 euros au prix unitaire de 30,70 euros, dont la création a été constatée le 25 avril 2013. La charge liée à l’augmentation de capital réservée aux salariés se décompose en une charge liée à la décote sur l’ensemble des actions souscrites au titre des formules classiques et à effet de levier, à laquelle s’ajoute une charge liée au gain d’opportunité sur les actions souscrites au titre de l’offre à effet de levier. Ce gain d’opportunité correspond à l’avantage dont bénéficierait un salarié en choisissant la formule à effet de levier, plutôt qu’en reproduisant le même profil économique par le biais d’achats d’options cotées La charge globale est diminuée du coût de l’incessibilité pendant une période de cinq ans des actions susceptibles d’être souscrites, dont la valorisation 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 2013, les principales hypothèses retenues pour la valorisation du coût de l’augmentation de capital réservée aux salariés pour les formules classiques et à effet de levier étaient les suivantes : Date du Conseil d’administration ayant décidé l’émission 18 septembre 2012 Prix de souscription (euros) (a) 30,70 Cours de référence (euros) (b) 39,57 Taux d’intérêt sans risque (%) (c) 0,88 Taux de financement des salariés (%) (d) 6,97 Coût de l’incessibilité (en% du cours de référence) 22,1 (a) Moyenne des cours de clôture de l’action TOTAL lors des vingt séances de bourse précédant le 14 mars 2013, date à laquelle le Président-directeur général a fixé la période de souscription, diminuée d’une décote de 20%. (b) Cours le 14 mars 2013, date à laquelle le Président-directeur général a fixé la période de souscription. (c) Taux de swap euro zéro coupon à 5 ans. (d) Le taux de financement des salariés est issu des taux de crédit à la consommation pour une durée de cinq ans. Une charge de 10,6 millions d’euros liée à l’augmentation de capital réservée aux salariés a été comptabilisée au titre de l’exercice 2013. 26) Effectifs du Groupe et charges de personnel Charges de personnel (en millions d’euros) Les effectifs comprennent uniquement ceux des entreprises consolidées globalement. 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) 2013 2012 2011 Impôts sur les bénéfices courants décaissés (a) (10 322) (13 067) (12 061) (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) 2013 2012 2011 Valeurs d’exploitation 812 372 (1 845) Créances clients et comptes rattachés 2 396 767 (1 287) Autres créances (1 264) (226) (2 409) Autres créditeurs et dettes diverses (144) (174) 1 156 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) 2013 2012 2011 Remboursement de l’endettement non courant (89) (260) (165) C) Trésorerie et équivalents de trésorerie La trésorerie et les équivalents de trésorerie se décomposent de la manière suivante : (en millions d’euros) 2013 2012 2011 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 : Au 31 décembre 2013 Instruments financiers liés aux activités de financement et opérationnelles Autres Total Juste Disponibles Détenus Dette Couverture Couverture Couverture à la vente (a) à des financière (b) de la de flux d’investis - fins de dette futurs sement net Actif / (Passif) transaction financière et autres Total actifs non financiers - - - - - - - - 126 729 - Total actifs - - - - - - - - 173 491 - Dettes financières non courantes (5 064) - - (19 769) (236) - - - (25 069) (25 670) Fournisseurs et comptes rattachés (c) \- - - - - - - (21 958) (21 958) (21 958) Autres dettes d’exploitation - - (615) - - (19) - (5 307) (5 941) (5 941) Dettes financières courantes (4 279) - - (3 837) - - - - (8 116) (8 116) Autres passifs financiers courants - - (44) - (228) (4) - - (276) (276) Total passifs financiers (9 343) - (659) (23 606) (464) (23) - (27 265) (61 360) (61 961) Total passifs non financiers - - - - - - - - (112 131) - Total passifs - - - - - - - - (173 491) - (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). (c) L’effet des compensations sur les clients et comptes rattachés est de (2 508) millions d’euros et de 2 508 millions d’euros sur les fournisseurs et comptes rattachés. Au 31 décembre 2012 Instruments financiers liés aux activités de financement et opérationnelles Autres Total Juste Disponibles Détenus Dette Couverture Couverture Couverture à la vente (a) à des financière (b) de la de flux d’investis - fins de dette futurs sement net Actif / (Passif) transaction financière et autres Total actifs non financiers - - - - - - - - 121 446 - Total actifs - - - - - - - - 171 224 - Dettes financières non courantes (5 086) - - (17 177) (11) - - - (22 274) (22 473) Fournisseurs et comptes rattachés (c) \- - - - - - - (21 648) (21 648) (21 648) Autres dettes d’exploitation - - (456) - - (10) - (5 438) (5 904) (5 904) Dettes financières courantes (6 787) - - (4 229) - - - - (11 016) (11 016) Autres passifs financiers courants - - (88) - (84) (4) - - (176) (176) Total passifs financiers (11 873) - (544) (21 406) (95) (14) - (27 086) (61 018) (61 217) Total passifs non financiers - - - - - - - - (110 206) - Total passifs - - - - - - - - (171 224) - (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). (c) L’effet des compensations sur les clients et comptes rattachés est de (1 082) millions d’euros et de 1 082 millions d’euros sur les fournisseurs et comptes rattachés. Au 31 décembre 2011 Instruments financiers liés aux activités de financement et de trading Autres Total Juste Disponibles Détenus Dette Couverture Couverture Couverture à la vente (a) à des financière (b) de la de flux d’investis - fins de dette futurs sement net Actif / (Passif) transaction financière et autres Total actifs non financiers - - - - - - - - 111 513 - Total actifs - - - - - - - - 163 705 - Dettes financières non courantes (4 858) - - (17 551) (97) (49) - (2) (22 557) (23 247) Fournisseurs et comptes rattachés (c) \- - - - - - - (22 086) (22 086) (22 086) Autres dettes d’exploitation - - (548) - - - - (4 893) (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) - (635) (21 068) (137) (63) (26) (26 981) (59 926) (60 616) Total passifs non financiers - - - - - - - - (103 779) - Total passifs - - - - - - - - (163 705) - (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). (c) L’effet des compensations sur les clients et comptes rattachés est de (779) millions d’euros et de 779 millions d’euros sur les fournisseurs et comptes rattachés. 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) 2013 2012 2011 Actifs disponibles à la vente (Autres titres) : – revenus des participations 152 223 330 – résultat de cession 112 516 103 Prêts et créances 80 (20) (34) Impact sur le résultat opérationnel net 273 659 370 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) 2013 2012 2011 Prêts et créances 70 80 271 Passifs de financement et instruments de couverture associés (677) (675) (730) Couverture de juste valeur (inefficacité) 7 4 17 Actifs et passifs détenus à des fins de transaction (6) 20 2 Impact sur le coût de la dette nette (606) (571) (440) L’effet en résultat comprend principalement : – les produits financiers de la trésorerie, des équivalents de trésorerie, des actifs financiers courants (notamment dépôts à plus de trois mois) classés dans la rubrique « Prêts et créances » ; – les frais financiers du financement long terme des filiales et les instruments de couverture adossés (hors inefficacité de la couverture détaillée ci-dessous) ainsi que les frais financiers du financement court terme classés dans la rubrique « Passifs de financement et instruments de couverture associés » ; – l’inefficacité de la couverture des emprunts obligataires ; – les produits financiers, les charges financières et la réévaluation de juste valeur des instruments dérivés court terme de gestion de la trésorerie classés dans la rubrique « Actifs et passifs détenus à des fins de transaction ». Les instruments financiers dérivés court terme de gestion de la trésorerie (taux et change) sont considérés comme utilisés à des fins de transaction. En effet, du fait des modalités pratiques d’identification de ces instruments, le Groupe n’a pas jugé approprié de mettre en œuvre une comptabilité de couverture. L’effet en résultat de ces instruments dérivés est compensé par celui des prêts et dettes financières courantes auxquels ils se rattachent. Ainsi, l’impact de ces transactions appréhendées globalement n’apparaît pas comme significatif sur les comptes consolidés. B) Impact des stratégies de couverture Couverture de la dette financière (fair value hedge) L’impact en résultat des instruments de couverture adossés aux emprunts obligataires, comptabilisé dans la rubrique du compte de résultat consolidé « Coût de l’endettement financier brut », se décompose de la manière suivante : (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Effet de la réévaluation des emprunts obligataires 1 075 321 (301) Swaps de couverture des emprunts obligataires (1 068) (317) 318 Inefficacité de la couverture de juste valeur 7 4 17 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 (en millions d’euros) 1er janvier 31 décembre Au 31 décembre 2013, comme en 2012, le Groupe n’a plus de contrats à terme non dénoués au titre de ces couvertures. La juste valeur des contrats à terme non dénoués était de (26) millions d’euros au 31 décembre 2011. 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 (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Profit (Perte) comptabilisé en capitaux propres au cours de la période 117 65 (84) Montant repris des capitaux propres et comptabilisé en résultat de la période 65 87 (47) Aux 31 décembre 2013, 2012 et 2011, 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 : Au 31 décembre 2013 Juste valeur Montant notionnel (a) Instruments détenus à des fins de couverture de bilan Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (236) 7 480 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 873 12 156 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (228) 1 366 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 340 2 793 - - - - - - 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) 155 1 610 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (4) 120 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 1 96 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) (3) 216 196 20 - - - - Swaps de couverture d’investissements (passif) (19) 143 - - - - - - Swaps de couverture d’investissements (actif) - - - - - - - - d’investissements (actif et passif) (19) 143 132 11 - - - - Change à terme (actif) - - - - - - - - Change à terme (passif) - - - - - - - - Total change à terme détenus à des fins de couverture d’investissements nets - - - - - - - - Instruments détenus à des fins de transaction Autres swaps de taux (actif) 2 4 093 - - - - - - Autres swaps de taux (passif) (3) 11 316 - - - - - - Change à terme (actif) 76 4 768 - - - - - - Change à terme (passif) (41) 4 437 - - - - - - (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. (en millions d’euros) Juste valeur Montant notionnel (a) Instruments détenus à des fins de couverture de bilan Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (11) 1 737 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (84) 591 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 430 3 614 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire 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 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) 60 1 683 - - - - - - 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) (4) 148 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 1 19 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) (3) 167 167 - - - - - Swaps de couverture d’investissements (passif) (10) 518 - - - - - - Swaps de couverture d’investissements (actif) - - - - - - - - Change à terme (actif) - - - - - - - - Change à terme (passif) - - - - - - - - Total change à terme détenus à des fins de couverture d’investissements nets - - - - - - - - Instruments détenus à des fins de transaction Autres swaps de taux (actif) 2 11 041 - - - - - - Autres swaps de taux (passif) (2) 9 344 - - - - - - Change à terme (actif) 36 4 768 - - - - - - Change à terme (passif) (86) 12 224 - - - - - - (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. (en millions d’euros) Juste valeur Montant notionnel (a) 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 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 - - - - - - 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 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 (actif et passif) (44) à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (14) 582 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 12 908 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) (2) Change à terme (actif) - - - - - - - - Change à terme (passif) (26) 881 - - - - - - de couverture d’investissements nets (26) 881 881 - - - - - 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. Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire Total change à terme détenus à des fins Instruments détenus à des fins de transaction Les justes valeurs des instruments financiers hors dérivés d’énergie sont hiérarchisées de la manière suivante : Au 31 décembre 2013 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données Instruments détenus à des fins de couverture de bilan - 749 - 749 Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs - 133 - 133 Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements nets - - - - Instruments détenus à des fins de transaction - 34 - 34 Actifs disponibles à la vente 116 - - 116 Au 31 décembre 2012 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs - 47 - 47 Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements nets - - - - Instruments détenus à des fins de transaction - (50) - (50) Actifs disponibles à la vente 91 - - 91 Au 31 décembre 2011 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données 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 La description des différents niveaux de juste valeur est présentée dans la note 1 M(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 Au 31 décembre 2013 Valeur brute Valeur brute Montants Montants Valeur nette Valeur nette Autres Valeur Juste (en millions d’euros) avant avant compensés compensés présentée présentée montants nette valeur (b) compensation compensation - actifs (c) \- passifs (c) au bilan au bilan non comptable Actif / (Passif) - actifs - passifs - actifs - passifs compensés et de produits pétroliers 68 (148) (57) 57 11 (91) - (80) (80) Swaps de taux de fret \- - - - - - - - - Forwards (a) 42 (41) (6) 6 36 (35) \- 1 1 Options 144 (170) (45) 45 99 (125) - (26) (26) Futures 5 (1) \- - 5 (1) \- 4 4 Autres / Collateral - - - - - - 70 70 70 Options \- (9) (8) 8 (8) (1) - (9) (9) Futures \- - - - - - - - - Autres / Collateral - - - - - - 11 11 11 (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. (c) Montants compensés conformément à la norme IAS 32. Au 31 décembre 2012 Valeur brute Valeur brute Montants Montants Valeur nette Valeur nette Autres Valeur Juste (en millions d’euros) avant avant compensés compensés présentée présentée montants nette valeur (b) compensation compensation - actifs (c) \- passifs (c) au bilan au bilan non comptable Actif / (Passif) - actifs - passifs - actifs - passifs compensés et de produits pétroliers 142 (168) (90) 90 52 (78) - (26) (26) Swaps de taux de fret \- - - - - - - - - Forwards (a) 7 (9) (3) 3 4 (6) - (2) (2) Options 231 (249) (226) 226 5 (23) - (18) (18) Futures \- (6) - - - (6) - (6) (6) Autres / Collateral - - - - - - 22 22 22 Swaps 54 (71) (43) 43 11 (28) - (17) (17) Options 11 (13) (11) 11 - (2) - (2) (2) Futures \- - - - - - - - - Autres / Collateral - - - - - - 31 31 31 (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. (c) Montants compensés conformément à la norme IAS 32. Au 31 décembre 2011 Valeur brute Valeur brute Montants Montants Valeur nette Valeur nette Autres Valeur Juste (en millions d’euros) avant avant compensés compensés présentée présentée montants nette valeur (b) compensation compensation - actifs (c) \- passifs (c) au bilan au bilan non comptable Actif / (Passif) - actifs - passifs - actifs - passifs compensés Swaps de taux de fret \- - - - - - - - - Forwards (a) 11 (27) (6) 6 5 (21) - (16) (16) Options 313 (317) (297) 297 16 (20) - (4) (4) Futures \- (14) - - - (14) - (14) (14) Options sur futures 96 (102) (96) 96 - (6) - (6) (6) Autres / Collateral - - - - - - (50) (50) (50) et taux de fret 765 (802) (639) 639 126 (163) (50) (87) (87) Options 15 (18) (15) 15 - (3) - (3) (3) Futures - - - - - - - - - Autres / Collateral - - - - - - 24 24 24 (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. (c) Montants compensés conformément à la norme IAS 32. 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 Gas & Power est inférieure à trois ans. Les variations de la valorisation en juste valeur des instruments dérivés d’énergie s’analysent comme suit : Exercice Juste valeur Impact Contrats Autres Juste valeur au (en millions d’euros) au 1er janvier en résultat dénoués 31 décembre Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 2013 (47) 1 706 (1 754) 2 (93) 2012 (37) 1 694 (1 705) 1 (47) 2013 272 470 (282) (55) 405 2011 (98) 899 (295) - 506 Les justes valeurs des instruments dérivés d’énergie sont hiérarchisées de la manière suivante : Au 31 décembre 2013 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 15 (108) - Activités Gas & Power - 405 - Au 31 décembre 2012 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 5 (52) - (47) Activités Gas & Power (52) 324 - 272 Au 31 décembre 2011 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (38) 1 - (37) Activités Gas & Power (44) 550 - 506 La description des différents niveaux de juste valeur est présentée dans la note 1 M(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’activité Trading-Shipping mesure son exposition au risque de marché relatif aux activités de négoce de pétrole brut, de produits raffinés et de taux de fret, c’est à dire la perte potentielle en juste valeur, en mettant en œuvre une méthode d’évaluation de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque de marché découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché sur une période d’une journée de cotation. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les 400 derniers jours ouvrés pour tous les instruments et échéances dans les activités internationales de négoce. Les options sont systématiquement réévaluées en utilisant des modèles appropriés. La probabilité de variation de juste valeur correspond à un intervalle de confiance de la valeur en risque de 97,5%. Cela signifie que le portefeuille n’enregistrerait une perte supérieure au montant de la valeur en risque qu’une seule fois sur une période de 40 jours ouvrés si l’exposition au risque du portefeuille restait inchangée. Trading-Shipping : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% (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 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 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, 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 Le Groupe s’efforce de minimiser le risque de change de chaque entité par rapport à sa monnaie fonctionnelle (principalement l’euro, le dollar, la livre sterling et la couronne norvégienne). Pour le risque de change généré par l’activité commerciale, la couverture des revenus et coûts en devises étrangères s’effectue essentiellement par des opérations de change au comptant et parfois à terme. Le Groupe ne couvre que rarement des flux prévisionnels et il peut notamment dans ce cas, avoir recours à des options. Pour les risques de change liés aux actifs à long terme comptabilisés dans une autre devise que l’euro, le Groupe a une politique de couverture permettant de réduire le risque de change associé, en adossant un financement dans cette autre devise. L’exposition nette au risque de change court terme est suivie régulièrement, en référence à un dispositif de limites définies par la Les dettes financières non courantes décrites dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars ou en euros soit dans des devises échangées contre des dollars ou des euros selon les besoins généraux du Groupe, par le biais de swaps d’émission. Le produit de cet endettement est prêté à des filiales dont les comptes sont tenus en dollars ou en euros. Il en résulte que la sensibilité nette de ces positions au risque de change n’est 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 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 Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change La politique du Groupe vise à s’endetter à long terme, principalement à taux variable, ou à taux fixe en cas d’opportunité lors de l’émission en fonction du niveau des taux d’intérêt, en dollars ou en euros, selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. Les 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 Variation de la valeur de marché Actif / (Passif) Valeur nette Valeur de (en millions d’euros) comptable marché de base de base Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (24 028) (24 629) 39 (39) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (236) (236) - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 1 028 1 028 - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe - actif et passif 792 792 (28) 27 Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux (1) (1) (1) 1 Swaps de change et contrats à terme de devises 13 13 - - Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (21 346) (21 545) 97 (97) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (11) (11) - - Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux - - 2 (2) Swaps de change et contrats à terme de devises (50) (50) - - 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 - - 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) 2013 2012 2011 Coût de la dette nette (606) (571) (440) Translation des taux d’intérêt de : \+ 10 points de base (11) (11) (10) \+ 100 points de base (113) (106) (103) En raison de la politique de gestion du risque de change décrite précédemment, la sensibilité du Groupe au risque de change est principalement influencée par la situation nette des filiales dont les monnaies fonctionnelles sont le dollar et, dans une moindre proportion, la livre sterling et 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 : Au 31 décembre 2013 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (4 385) - (2 524) (931) (930) instruments non dénoués - - - - - Capitaux propres - aux taux de change Au 31 décembre 2012 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (1 504) - (782) (837) 115 instruments non dénoués - - - - - Capitaux propres - aux taux de change Au 31 décembre 2011 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (978) - 120 (931) (167) instruments non dénoués (26) - (25) (1) - Capitaux propres - aux taux de change 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 6 millions d’euros en 2013, gain de 26 millions d’euros en 2012, gain de 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 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 2013 s’élève à 11 031 millions de dollars, dont 11 031 millions de dollars ne sont pas utilisés. Les contrats relatifs aux lignes de crédit accordées à TOTAL S.A. ne contiennent pas de dispositions conditionnant les termes et modalités du crédit octroyé aux ratios financiers de la Société, à la notation de sa solidité financière par les agences spécialisées ou à la survenance d’événements susceptibles d’avoir un impact significativement défavorable sur sa situation financière. Pour information, le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.) s’élève à 11 581 millions de dollars au 31 décembre 2013, dont 11 421 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 2013, 2012 et 2011 (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). (principal hors intérêts) - (3 370) (3 284) (3 015) (3 162) (11 210) (24 041) Dettes financières courantes (8 116) - - - - - (8 116) Autres passifs financiers courants (276) - - - - - (276) Actifs financiers courants 536 - - - - - 536 Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés 130 - - - - - 130 Montant net avant charges financières 6 921 (3 370) (3 284) (3 015) (3 162) (11 210) (17 120) non courantes (729) (661) (554) (508) (447) (1 294) (4 193) Montant net 6 542 (3 747) (3 738) (3 547) (3 689) (13 019) (21 198) (principal hors intérêts) - (3 832) (3 465) (2 125) (3 126) (8 100) (20 648) Dettes financières courantes (11 016) - - - - - (11 016) Autres passifs financiers courants (176) - - - - - (176) Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés (756) - - - - - (756) Montant net avant charges financières 5 083 (3 832) (3 465) (2 125) (3 126) (8 100) (15 565) financières non courantes (746) (625) (519) (405) (352) (1 078) (3 725) Montant net 4 708 (4 122) (3 760) (2 424) (3 416) (9 215) (18 228) (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) 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 2013, 2012 et 2011 (voir la note 28 de l’annexe aux comptes consolidés). Actif / (Passif) 2013 2012 2011 Fournisseurs et comptes rattachés (21 958) (21 648) (22 086) Autres dettes d’exploitation (5 941) (5 904) (5 441) dont instruments dérivés d’énergie (passif) (615) (456) (548) Total (3 724) (2 188) (11) 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) 2013 2012 2011 Actifs financiers courants (note 20) 536 1 562 700 Les montants des dépréciations sur les prêts et avances et sur les clients, comptes rattachés et autres créances d’exploitation sont fournis respectivement dans les notes 14 et 16 de l’annexe aux 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 2013, le montant reçu, net des versements, au titre de ces appels de marge s’élève à 801 millions d’euros (contre 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 l’activité Gas & Power L’activité Gas & Power 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 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 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. Le risque de crédit porte essentiellement sur les créances commerciales. Les procédures internes du Raffinage- Chimie comportent des règles de la gestion de crédit décrivant les fondamentaux de contrôle interne dans ce domaine. Chaque business unit décline les procédures de la branche dans la gestion et les méthodes de provisionnement en fonction de la taille des filiales et des marchés relativement différenciés sur lesquels elles opèrent. Ces procédures incluent notamment : \- la mise en place de plafonds 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 dossiers contentieux et des retards de paiement (la provision peut aussi être calculée sur base statistique). Les contreparties 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 crédits autorisés. Les limites des contreparties sont appréciées en fonction de données quantitatives et qualitatives sur leur solidité financière, et s’adossent également aux informations venant du marché ou de tiers extérieurs comme les agences de rating et les compagnies d’assurances. 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, Le Trading-Shipping met en œuvre une politique rigoureuse de gestion des délégations de pouvoir internes qui encadre la fixation des limites de crédit sur les pays et les contreparties ainsi que l’approbation des opérations spécifiques. Les risques de crédit découlant de ces limites et de ces autorisations sont suivis 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 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 Les procédures internes du Marketing & Services 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. À la connaissance de TOTAL, il n’existe pas de faits exceptionnels, litiges, risques ou engagements hors bilan, susceptibles d’avoir un impact significatif sur la situation financière, le patrimoine, le résultat 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, pendant une durée de dix ans, une garantie couvrant les éventuelles conséquences pécuniaires des procédures en matière d’entente anticoncurrentielle dont Arkema pourrait faire l’objet pour des faits Au 31 décembre 2013, toutes les procédures civiles ou engagées par les autorités de concurrence couvertes par la garantie ont été définitivement réglées tant en Europe qu’aux États-Unis. 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 être exclu que d’autres procédures concernant Arkema puissent être mises en œuvre pour des faits Dans le secteur Marketing & Services – La procédure administrative ouverte par la Commission européenne contre Total Nederland N.V. et TOTAL S.A. en sa qualité de maison mère, visant des pratiques se rapportant à une ligne de produits du secteur Marketing & Services, a donné lieu à une décision de condamnation en 2006, devenue définitive en 2012\. Les amendes en résultant (d’un montant de 20,25 millions d’euros) et intérêts ont été réglés au premier trimestre 2013. – Dans le cadre du recours engagé contre la décision de la juridiction européenne ayant condamné en 2008 Total Marketing Services pour des pratiques se rapportant à une ligne de produits du secteur Marketing & Services à une amende de 128,2 millions d’euros intégralement acquittée et pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable en tant que société mère, la juridiction communautaire compétente a décidé dans un arrêt rendu au troisième trimestre 2013 de réduire l’amende infligée à Total Marketing Services à 125,5 millions d’euros, sans modifier la responsabilité de TOTAL S.A. en tant que maison mère. Des recours en cassation ont été engagés sur cette décision. – Au Royaume-Uni, une transaction conclue au cours du troisième trimestre 2013 a définitivement mis fin à la procédure en indemnisation engagée contre TOTAL S.A., Total Marketing Services et d’autres groupes de sociétés par des tiers, à la suite de pratiques précédemment sanctionnées par la Commission européenne. Une procédure d’indemnisation similaire est pendante aux Pays-Bas. À ce stade, les demandeurs n’ont pas communiqué le quantum de leur demande. – Enfin, en Italie, en 2013, une procédure civile a été engagée à l’encontre de TOTAL S.A. et de sa filiale Total Aviazione Italia Srl devant les juridictions civiles compétentes. Le demandeur allègue à l’encontre de TOTAL S.A. et de sa filiale, ainsi qu’à l’encontre de différentes sociétés tierces, un préjudice qu’il estime à près de 908 millions d’euros. Cette procédure fait suite à des pratiques qui ont été sanctionnées par l’autorité de concurrence italienne en 2006. L’existence comme l’évaluation des préjudices allégués dans cette procédure qui comporte une pluralité de défendeurs, sont fermement contestées. Quelle que soit l’évolution des procédures décrites ci-dessus, le Groupe considère que leur issue ne devrait avoir d’impact significatif, ni sur sa situation financière, ni sur ses résultats consolidés. 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 remise en état 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. Après avoir présenté plusieurs hypothèses, les experts judiciaires ont, dans leur rapport final déposé le 11 mai 2006 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 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, son Président-directeur général au moment des faits, ont fait l’objet d’une citation directe par une association de victimes. (1) Arkema désigne collectivement l’ensemble des sociétés du groupe Arkema, dont la société mère est Arkema S.A. ; depuis le 12 mai 2006, Arkema ne fait plus partie de TOTAL. 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. 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 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 Par arrêt du 24 septembre 2012, la cour d’appel de Toulouse a confirmé le jugement du Tribunal qui avait déclaré irrecevable la demande de citation directe de TOTAL S.A. et de M. Thierry Desmarest. Certaines parties civiles ont fait une déclaration de pourvoi contre ces dispositions de l’arrêt. La cour d’appel de Toulouse a néanmoins considéré que l’explosion était due à un accident chimique tel que décrit par les experts judiciaires. Elle a en conséquence condamné Grande Paroisse et l’ancien directeur de l’usine à des sanctions pénales. Ces derniers ont décidé de se pourvoir en cassation ce qui a pour effet de suspendre l’exécution des peines. 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. Une provision d’un montant de 12,7 millions d’euros reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2013. 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 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 dudit 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 de dollars. Pour les mêmes raisons que celles déjà opposées avec succès par Elf Aquitaine à Blue Rapid et au Comité 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 portait sur un accord conclu par la Société avec des consultants au sujet de champs d’hydrocarbures en Iran et tendait 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 Fin mai 2013, après plusieurs années de discussions, TOTAL a conclu des transactions avec les autorités américaines (un Deferred Prosecution Agreement avec le DoJ et un Cease and Desist Order avec la SEC) qui mettent un terme à cette enquête. Ces accords ont été conclus sans reconnaissance de culpabilité et en contrepartie du respect par TOTAL d’un certain nombre d’obligations, dont le paiement d’une amende (245,2 millions de dollars) et d’une compensation civile (153 millions de dollars) qui est intervenu au cours du deuxième trimestre 2013. La provision de 398,2 millions de dollars qui avait été initialement comptabilisée dans les comptes au 30 juin 2012, a été intégralement reprise. Aux termes de ces accords, TOTAL a également accepté la nomination d’un monitor français indépendant qui sera chargé de passer en revue le programme de conformité mis en œuvre au sein du Groupe et le cas échéant de préconiser des améliorations. Dans cette même affaire, TOTAL et son Président-directeur général, à l’époque des faits Directeur Moyen-Orient, ont été mis en examen suite à une instruction lancée en France en 2006 et dans laquelle le Parquet a requis fin mai 2013 leur renvoi. Le juge d’instruction n’a La Société considère que 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. En avril 2013, la SEC a notifié à TOTAL la clôture de l’enquête la concernant en précisant qu’elle n’entend y donner Les conditions d’application des résolutions de l’Organisation des Nations unies (ONU) en Irak dites « pétrole contre nourriture » font 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 au dossier. En octobre 2010, le Parquet a de nouveau requis un non-lieu pour TOTAL S.A. ainsi que pour l’ensemble des 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 qui, par jugement du 8 juillet 2013, a prononcé la relaxe de TOTAL S.A. ainsi que celle de son Président-directeur général et de chacun des anciens salariés des sociétés du Groupe, jugeant qu’aucun des délits pour lesquels ils étaient poursuivis n’était constitué. Le 18 juillet 2013, le Parquet a fait appel d’une partie des dispositions du jugement relaxant TOTAL S.A. et certains anciens salariés du Groupe. Le jugement de relaxe du Président-directeur général de TOTAL S.A. prononcé le 8 juillet 2013 est définitif, le Parquet n’ayant pas fait appel des dispositions de la décision le concernant. 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 Au premier semestre 2010, l’enquête pénale a été clôturée. En mai 2012, le Juge de l’audience préliminaire a rendu une décision aux fins de non-lieu partiel au bénéfice de certains collaborateurs du Groupe et de renvoi partiel devant le Tribunal correctionnel pour un nombre réduit de charges. Le procès a 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. Le 9 juillet 2012, le tribunal fédéral suisse a rendu à l’encontre de la société Rivunion, filiale à 100% d’Elf Aquitaine, une décision confirmant un redressement fiscal d’un montant de 171 millions de francs suisses (hors intérêts de retard). Selon le Tribunal, Rivunion est condamnée en sa qualité d’agent collecteur d’une retenue à la source (« impôt anticipé ») due par les bénéficiaires des prestations taxées. Rivunion, en liquidation depuis le 13 mars 2002, n’étant pas en mesure d’obtenir la restitution de cette retenue à la source et ne pouvant faire face à ses obligations, a fait l’objet d’une procédure collective le 1er novembre 2012. Le 29 août 2013, l’administration fédérale fiscale suisse a déclaré la somme de 284 millions de francs suisses au passif de la procédure collective de Rivunion, incluant 171 millions de francs suisses en principal, ainsi que les intérêts de retard. Les frais de recherche et développement encourus par le Groupe au cours de l’exercice 2013 s’élèvent à 949 millions d’euros (805 millions d’euros en 2012 et 776 millions d’euros en 2011), Les effectifs 2013 consacrés à cette activité de recherche et développement sont de 4 684 personnes (4 110 personnes en 2012 et 3 946 personnes en 2011). 34) Évolutions en cours de la composition du Groupe – TOTAL a mis en vente ses intérêts dans le bloc 15 / 06 en Angola. – TOTAL a annoncé en novembre 2012 la finalisation d’un accord pour la vente de sa participation de 20% dans OML 138 au Nigeria à une filiale de Sinopec, cette transaction restant soumise à l’approbation des autorités compétentes. Au 31 décembre 2013, les actifs et passifs ont été respectivement maintenus dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » pour 1 833 millions d’euros et dans la rubrique « Passifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé pour 590 millions d’euros. Les actifs concernés comprennent principalement des immobilisations corporelles pour 1 468 millions d’euros. Au 31 décembre 2013, les actifs et passifs ont été respectivement classés dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » pour 526 millions d’euros et dans la rubrique « Passifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé pour 36 millions d’euros. Les actifs concernés pour 456 millions d’euros. En février 2014, TOTAL a signé un accord de cession à Sonangol E&P de ses intérêts dans le bloc 15 / 06. La transaction demeure soumise à l’approbation des Le tableau ci-dessous présente les principales sociétés consolidées : Dénomination sociale % d’intérêt Méthode Pays Pays Abu Dhabi Gas Liquefaction Company Ltd 5,00% E Émirats arabes unis Émirats arabes unis Angola Block 14 B.V. 50,01% Pays-Bas Angola Angola LNG Limited 13,60% E Bermudes Angola Brass Holdings Company Limited 100,00% Luxembourg Luxembourg Brass LNG Ltd 17,00% E Nigeria Nigeria Dolphin Energy Limited 24,50% E Émirats arabes unis Émirats arabes unis E. F. Oil And Gas Limited 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Elf Exploration Production 100,00% France France Elf Exploration UK Limited 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Elf Petroleum Iran 100,00% France Iran Elf Petroleum UK Limited 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Gaz Transport & Technigaz S.A.S. 30,00% E France France Ichthys LNG PTY Ltd 30,00% E Australie Australie Nigeria LNG Ltd 15,00% E Nigeria Nigeria Novatek 16,96% E Russie, Fédération de Russie, Fédération de Oman LNG LLC 5,54% E Oman Oman Gas Company Limited (II) Train B 16,70% E Qatar Qatar Qatargas Liquefied Gas company Limited 10,00% E Qatar Qatar Shtokman Development AG 25,00% E Suisse Russie Total (BTC) S.A.R.L. 100,00% Luxembourg Luxembourg Total Coal South Africa (PTY) Ltd 100,00% Afrique du Sud Afrique du Sud Total Colombia Pipeline 100,00% France Colombie Total Dolphin Midstream Limited 100,00% Bermudes Bermudes Total E&P Absheron B.V. 100,00% Pays-bas Azerbaidjan Total E&P Algerie 100,00% France Algerie Total E&P Angola 100,00% France Angola Total E&P Angola Block 15 / 06 Limited 100,00% Bermudes Angola Total E&P Angola Block 17 / 06 100,00% France Angola Total E&P Angola Block 25 100,00% France Angola Total E&P Angola Block 32 100,00% France Angola Total E&P Angola Block 33 100,00% France Angola Total E&P Angola Block 39 100,00% France Angola Total E&P Angola Block 40 100,00% France Angola Total E&P Arctic Russia 100,00% France France Total E&P Australia 100,00% France Australie Total E&P Australia 100,00% France Australie Total E&P Australia 100,00% France Australie Total E&P Azerbaijan B.V. 100,00% Pays-bas Azerbaidjan Total E&P Bolivie 100,00% France Bolivie Total E&P Borneo B.V. 100,00% Pays-bas Brunei Total E&P Bulgaria B.V. 100,00% Pays-bas Bulgarie Total E&P Canada Ltd 100,00% Canada Canada Total E&P Chine 100,00% France Chine Total E&P Colombie 100,00% France Colombie Total E&P Congo 85,00% Congo Congo Total E&P Cyprus B.V. 100,00% Pays-bas Chypre Total E&P Do Brasil LTDA 100,00% Brésil Brésil Total E&P Dolphin Upstream Limited 100,00% Bermudes Qatar Dénomination sociale % d’intérêt Méthode Pays Pays Total E&P France 100,00% France France Total E&P Golfe Holdings Limited 100,00% Bermudes Bermudes Total E&P Golfe Limited 100,00% Émirats arabes unis Qatar Total E&P Guyane Francaise 100,00% France France Total E&P Ichthys 100,00% France Australie Total E&P Ichthys B.V. 100,00% Pays-bas Australie Total E&P Indonesia West Papua 100,00% France Indonesie Total E&P Indonesie 100,00% France Indonesie Total E&P Iraq 100,00% France Irak Total E&P Italia 100,00% Italie Italie Total E&P Kazakhstan 100,00% France Kazakhstan Total E&P Kenya B.V. 100,00% Pays-bas Kenya Total E&P Kurdistan Region Of Iraq (Harir) B.V. 100,00% Pays-bas Irak Total E&P Kurdistan Region Of Iraq (Safen) B.V. 100,00% Pays-bas Irak Total E&P Libye 100,00% France Libye Total E&P Madagascar 100,00% France Madagascar Total E&P Malaysia 100,00% France Malaisie Total E&P Maroc 100,00% France Maroc Total E&P Mauritanie 100,00% France Mauritanie Total E&P Mauritanie Block TA29 B.V. 100,00% Pays-bas Mauritanie Total E&P Mozambique B.V. 100,00% Pays-bas Mozambique Total E&P Myanmar 100,00% France Myanmar Total E&P Nederland B.V. 100,00% Pays-bas Pays-bas Total E&P Nigeria Deepwater D Limited 100,00% Nigeria Nigeria Total E&P Nigeria Deepwater E Limited 100,00% Nigeria Nigeria Total E&P Nigeria Ltd 100,00% Nigeria Nigeria Total E&P Norge AS 100,00% Norvège Norvège Total E&P Oman 100,00% France Oman Total E&P Qatar 100,00% France Qatar Total E&P Russie 100,00% France Russie Total E&P South Africa B.V. 100,00% Pays-bas Afrique du Sud Total E&P South East Mahakam 100,00% France Indonesie Total E&P Syrie 100,00% France Syrie Total E&P Thailand 100,00% France Thailande Total E&P Uganda B.V. 100,00% Pays-bas Ouganda Total E&P UK Limited 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Total E&P Uruguay B.V. 100,00% Pays-bas Uruguay Total E&P USA Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Total E&P Vietnam 100,00% France Vietnam Total E&P Yamal 100,00% France France Total E&P Yemen 100,00% France Yemen Total Énergie Gaz 100,00% France France Total Exploration M’Bridge B.V. 100,00% Pays-bas Angola Total Exploration Production Nigeria 100,00% France France Total Gas & Power Actifs Industriels 100,00% France France Total Gas & Power Limited 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Total Gas & Power North America Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Total Gaz & Électricité Holdings France 100,00% France France Total GLNG Australia 100,00% France Australie Total Holding Dolphin Amont Limited 100,00% Bermudes Bermudes Total Holdings International B.V. 100,00% Pays-bas Pays-bas Total Holdings Nederland B.V. 100,00% Pays-bas Pays-bas Total LNG Angola 100,00% France France Total LNG Nigeria Ltd 100,00% Bermudes Bermudes Total Midstream Holdings UK Limited 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Total Oil And Gas South America 100,00% France France Total Oil And Gas Venezuela B.V. 100,00% Pays-bas Venezuela Total Participations Pétrolières Gabon 100,00% Gabon Gabon Dénomination sociale % d’intérêt Méthode Pays Pays Total Petroleum Angola 100,00% France Angola Total Profils Pétroliers 100,00% France France Total Qatar Oil And Gas 100,00% France France Total Shtokman B.V. 100,00% Pays-bas Pays-bas Total Upstream Nigeria Limited 100,00% Nigeria Nigeria Total Upstream UK Limited 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Total Yemen LNG Company Limited 100,00% Bermudes Bermudes Yamal LNG 33,59% E Russie, Fédération de Russie, Fédération de Yemen LNG Company Ltd 39,62% E Bermudes Yemen Atlantic Trading & Marketing Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Atotech (China) Chemicals Ltd 100,00% Chine Chine Atotech Deutschland GmbH 100,00% Allemagne Allemagne BASF TOTAL Petrochemicals LLC 40,00% États-Unis États-Unis Bostik Holding S.A. 100,00% France France Cray Valley USA LLC 100,00% États-Unis États-Unis CSSA – Chartering and Shipping Services S.A. 100,00% Suisse Suisse Pacific Petrochemical Co. Ltd (WEPEC) 22,41% E Chine Chine Grande Paroisse S.A. 100,00% France France Hutchinson Argentina S.A. 100,00% Argentine Argentine Hutchinson Autopartes De Mexico SA.DE CV 100,00% Mexique Mexique Hutchinson Do Brasil S.A. 100,00% Brésil Brésil Hutchinson Poland SP Z.O.O. 100,00% Pologne Pologne Legacy Site Services LLC 100,00% États-Unis États-Unis LSS Funding Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Qatar Petrochemical Company Q.S.C. (QAPCO) 20,00% E Qatar Qatar Qatofin Company Limited 49,09% E Qatar Qatar Samsung Total Petrochemicals Co. Ltd 50,00% E Corée, République de Corée, République de and Petrochemical Company 37,50% E Arabie saoudite Arabie saoudite Sigmakalon Group B.V. 100,00% Pays-bas Pays-bas Total Deutschland GmbH (a) 100,00% Allemagne Allemagne Total Downstream UK PLC 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Total Lindsey Oil Refinery Ltd 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Total Olefins Antwerp 100,00% Belgique Belgique Total Petrochemicals & Refining USA Inc. (a) 100,00% États-Unis États-Unis Total Petrochemicals & Refining S.A. / NV (a) 100,00% Belgique Belgique Total Petrochemicals France 100,00% France France Total Raffinaderij Antwerpen NV 100,00% Belgique Belgique Total Raffinage Chimie 100,00% France France Total Raffinage France 100,00% France France Total Raffinerie Mitteldeutschland GmbH 100,00% Allemagne Allemagne Total UK Limited (a) 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni TOTSA Total Oil Trading S.A. 100,00% Suisse Suisse Zeeland Refinery N.V. 55,00% Pays-bas Pays-bas Dénomination sociale % d’intérêt Méthode Pays Pays Air Total International S.A. 100,00% Suisse Suisse Amyris Inc. 17,88% E États-Unis États-Unis Compagnie Pétrolière de l’Ouest - CPO 100,00% France France Société Anonyme de la Raffinerie des Antilles 50,00% E France France Total China Investment Co. Ltd 100,00% Chine Chine Total Deutschland GmbH (a) 100,00% Allemagne Allemagne Total Énergie Développement 100,00% France France Total Énergies Nouvelles Activités USA 100,00% France France Total Especialidades Argentina 100,00% Argentine Argentine Total Guinea Ecuatorial 80,00% Guinée équatoriale Guinée équatoriale Total Holding Asie 100,00% France France Total Marketing Middle East Free Zone 100,00% Émirats arabes unis Émirats arabes unis Total Marketing Services 100,00% France France Total Mineraloel Und Chemie GmbH 100,00% Allemagne Allemagne Total Oil Turkiye AS 100,00% Turquie Turquie Total Outre Mer 100,00% France France Total Specialties USA Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Total South Africa (PTY) Ltd 50,10% Afrique du Sud Afrique du Sud Total UK Limited (a) 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Total Vostok 100,00% Russie, Fédération de Russie, Fédération de TotalErg SPA 49,00% E Italie Italie Elf Aquitaine Fertilisants 100,00% France France Elf Aquitaine Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Omnium Reinsurance Company S.A. 100,00% Suisse Suisse Société Civile Immobilière CB2 100,00% France France Total CAPITAL Canada Ltd 100,00% Canada Canada Total CAPITAL International 100,00% France France Total Delaware Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Total E&P Holdings 100,00% France France Total Finance Exploitation 100,00% France France Total Finance Global Services S.A. 100,00% Belgique Belgique Total Finance USA Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Total Funding Nederland B.V. 100,00% Pays-bas Pays-bas Total Gestion Filiales 100,00% France France Total Gestion USA 100,00% France France Total Holdings EUROPE 100,00% France France Total Holdings UK Limited 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni Total Holdings USA Inc. 100,00% États-Unis États-Unis Total International NV 100,00% Pays-bas Pays-bas Total Petrochemicals & Refining USA Inc. (a) 100,00% États-Unis États-Unis Total Petrochemicals & Refining S.A. / NV (a) 100,00% Belgique Belgique Total S.A. N / A France France Total UK Finance Ltd 100,00% Royaume-Uni Royaume-Uni 9.Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 1\. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 336 1.1. Processus d’évaluation des réserves . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .336 1.2. Réserves prouvées développées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .336 1.3. Réserves prouvées non développées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .337 1.4. Estimation des réserves prouvées d’huile, bitume et gaz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .337 1.5. Résultats des opérations de production d’hydrocarbures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .345 1.6. Coûts induits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .347 1.7. Coûts capitalisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .348 1.8. Calcul normalisé des cash flows nets futurs actualisés (hors transport) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .349 1.9. Principales origines des variations des cash flows nets futurs actualisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .351 2.1. Production de gaz commercialisable, prix de production et coûts de production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .352 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Les estimations de réserves prouvées sont calculées suivant les règles de la SEC (norme 4-10 de la réglementation S-X) mises à jour dans le cadre de la « Modernization of Oil and Gas Reporting (Release n° 33-8995) » et suivant la réglementation du Financial Accounting Standard Board (FASB) Accounting Standards Update regarding Extractive Activities – Oil and Gas (ASC 932) qui fournissent les définitions et les obligations 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 équipes impliquées dans l’exercice sont formées aux procédures internes ainsi qu’aux règles de la SEC qui définissent les critères nécessaires pour que 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 approfondie des définitions de la SEC. Son rôle est de vérifier de façon indépendante que les variations de réserves reposent sur des méthodes et des procédures adéquates. – À l’issue de la revue annuelle des réserves réalisée par la direction Développement, 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 le COMEX du Groupe. La validation annuelle des réserves du Groupe fait l’objet d’une procédure précise qui repose sur les éléments suivants : L’évaluation des réserves et les procédures de contrôle font l’objet – 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 dans les pays où le Groupe est présent, 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 – Une revue annuelle des réserves de chaque société contrôlée par un groupe d’experts choisis pour leurs compétences dans le domaine des géosciences et du réservoir et leurs connaissances de la société contrôlée. 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 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 gazière, a des compétences reconnues dans le domaine des géosciences et de l’ingénierie réservoir et une expérience de plus de quinze ans dans l’évaluation, l’audit et le contrôle des réserves. Il est ingénieur de l’Institut national des sciences appliquées de Lyon et de l’École nationale supérieure du pétrole et des moteurs (IFP school). 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 Au 31 décembre 2013, les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (pétrole brut, liquides de gaz naturel, bitume et gaz naturel) de TOTAL atteignaient 5 674 Mbep et représentaient 49% des réserves prouvées. Au 31 décembre 2012, les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (pétrole brut, liquides de gaz naturel, bitume et gaz naturel) de TOTAL atteignaient 5 789 Mbep et représentaient 51% des réserves prouvées. Au 31 décembre 2011, les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (pétrole brut, liquides de gaz naturel, bitume et gaz naturel) de TOTAL étaient de 6 046 Mbep et représentaient 53% des réserves prouvées. Sur les trois dernières années, la moyenne annuelle du renouvellement des réserves prouvées développées s’est maintenue à un niveau supérieur à 800 Mbep. Cela traduit la capacité du Groupe à convertir régulièrement les réserves prouvées non développées en réserves prouvées développées. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 Au 31 décembre 2013, les réserves prouvées non développées d’hydrocarbures de TOTAL s’élevaient à 5 852 Mbep tandis qu’elles Mbep des réserves prouvées non développées se décompose en +946 Mbep associés à des découvertes ou extensions de champs découverts, -278 Mbep associés à des révisions, +44 Mbep associés à des cessions / acquisitions, et 439 Mbep de transfert de réserves prouvées non développées en réserves prouvées développées. Les révisions négatives sont consécutives à un changement du périmètre considéré pour l’alimentation d’une usine LNG en Afrique ainsi qu’au report d’un projet de dégoulottage et la révision de la performance d’un champ en Amérique. Pour l’année 2013, les coûts induits consacrés au développement de réserves prouvées non développées se sont élevés à 15,0 milliards d’euros, représentent 83% des coûts induits de développement et concernent des projets situés principalement en Angola, en Australie, au Canada, au Congo, au Gabon, au Nigeria, Environ 51% des réserves prouvées non développées sont relatives à des projets déjà en production. Ces réserves se situent principale - ment au Canada, au Kazakhstan, au Nigeria, en Norvège en Russie 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 prouvées non développées est relatif à des champs non développés pour lesquels un développement a été décidé ou est en cours. Le portefeuille de réserves prouvées 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 20% des réserves non développées et incluent 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 prouvées est développée pour atteindre le plateau de production ou remplir les obligations contractuelles. Le complément des réserves peut donc rester non développé plus de cinq ans après l’enregistrement des réserves en fonction du comportement du champ. Compte tenu de la spécificité de ces projets, le Groupe estime justifié de comptabiliser l’intégralité des réserves prouvées de ces projets, malgré des durées de mise en production de ces réserves non développées qui peuvent s’étaler sur plus de cinq ans après le lancement des projets. TOTAL a démontré par le passé sa capacité à développer avec succès des projets comparables avec les développements 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 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 2013, 2012 et 2011. Les quantités affichées concernent les réserves prouvées développées et non développées, ainsi que sur les variations correspondantes intervenues durant les exercices 2013, 2012 et 2011. Les définitions des réserves prouvées, des réserves prouvées développées et des réserves prouvées non développées d’hydrocarbures sont conformes à la norme 4-10 révisée de la réglementation S-X de la SEC. Les réserves et la production mentionnées dans les tableaux correspondent à la part du Groupe dans lesdites réserves ou ladite production. Les réserves prouvées mondiales de TOTAL incluent les réserves prouvées de ses filiales consolidées, ainsi que sa quote-part dans les réserves prouvées des sociétés mises en équivalence. 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB 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 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Acquisitions de réserves en terre 32 - - - - 32 Cessions de réserves en terre (38) (71) (8) - - (117) Production de l’année (156) (261) (77) (34) (90) (618) Acquisitions de réserves en terre - - - - 132 132 Cessions de réserves en terre (51) - (51) - - (102) Production de l’année (143) (243) (74) (31) (97) (588) Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires (en millions de barils équivalent pétrole) Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Découvertes, extensions, autres - - - - 158 158 Acquisitions de réserves en terre - - - - 118 118 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (15) (146) (63) (224) Révisions des estimations antérieures - (3) (141) (3) 33 (114) Découvertes, extensions, autres - - - 14 622 636 Acquisitions de réserves en terre - - - - 117 117 Cessions de réserves en terre - - - - (92) (92) Production de l’année - (1) (13) (164) (73) (251) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 (en millions de barils équivalent pétrole) Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Les réserves d’huile incluent les réserves de pétrole brut, de condensats et de liquides de gaz naturel. Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Acquisitions de réserves en terre 7 - - - - 7 Cessions de réserves en terre (32) (45) (2) - - (79) Production de l’année (72) (210) (12) (21) (14) (329) Acquisitions de réserves en terre - - - - 34 34 Cessions de réserves en terre (49) - (6) - - (55) Production de l’année (60) (194) (12) (20) (16) (302) Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Révisions des estimations antérieures - 5 (40) 5 9 (21) Découvertes, extensions, autres - - - - 51 51 Acquisitions de réserves en terre - - - - 11 11 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (15) (93) (5) (113) Révisions des estimations antérieures - (3) (138) (6) (4) (151) Découvertes, extensions, autres - - - - 32 32 Acquisitions de réserves en terre - - - - 13 13 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (13) (99) (7) (119) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 1.4.3. Évolution des réserves de bitume Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Révisions des estimations antérieures - - 43 - - 43 Découvertes, extensions, autres - - 15 - - 15 Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (4) - - (4) Révisions des estimations antérieures - - 2 - - 2 Découvertes, extensions, autres - - 53 - - 53 Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (5) - - (5) 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 FASB Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 1.4.4. Évolution des réserves de gaz Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Cessions de réserves en terre - (46) - - - (46) Production de l’année (528) (259) (317) (169) (445) (1 718) Révisions des estimations antérieures 268 31 (278) (132) 15 (96) Acquisitions de réserves en terre 138 - - - - 138 Cessions de réserves en terre (30) (173) (35) - - (238) Production de l’année (462) (257) (337) (75) (433) (1 564) Révisions des estimations antérieures (6) (887) 199 29 (186) (851) Acquisitions de réserves en terre 1 - - - 506 507 Cessions de réserves en terre (13) - (243) - - (256) Production de l’année (450) (248) (320) (68) (458) (1 544) Part des réserves prouvées développées et non développées des minoritaires Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Révisions des estimations antérieures - (21) 5 (4) 366 346 Découvertes, extensions, autres - - - - 578 578 Acquisitions de réserves en terre - - - - 568 568 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (1) (2) (287) (304) (594) Acquisitions de réserves en terre - - - - 553 553 Cessions de réserves en terre - - - - (485) (485) Production de l’année - (6) (2) (354) (345) (707) 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 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. Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Coûts de production (1 318) (1 442) (297) (340) (395) (3 792) Charges d’exploration (483) (365) (339) (18) (241) (1 446) Amortissements (1 986) (2 574) (1 558) (458) (938) (7 514) Autres charges (a) (326) (1 356) (386) (159) (128) (2 355) Impôts sur les bénéfices (3 478) (7 383) 226 (386) (1 264) (12 285) Coûts de production (1 327) (1 486) (313) (375) (440) (3 941) Charges d’exploration (363) (439) (406) (124) (301) (1 633) Amortissements (1 368) (2 585) (914) (546) (1 274) (6 687) Autres charges (a) (371) (1 188) (327) (80) (137) (2 103) Impôts sur les bénéfices (2 726) (6 235) 42 (316) (1 061) (10 296) 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Coûts de production - - (125) (289) (88) (502) Charges d’exploration - - - - (3) (3) Amortissements - - (60) (299) (227) (586) Autres charges - - (754) (6 924) (54) (7 732) Impôts sur les bénéfices - - (63) (303) (51) (417) Coûts de production - - (81) (362) (41) (484) Charges d’exploration - - - - (2) (2) Amortissements - - (34) (350) (194) (578) Autres charges - - (481) (6 741) (91) (7 313) Impôts sur les bénéfices - - (77) (410) (83) (570) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 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. Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Coûts d’exploration - - 2 - - 2 Acquisition des permis prouvés - - - - 238 238 Acquisition des permis non prouvés - - - - (22) (22) Coûts d’exploration - - - - - - Acquisition des permis prouvés - - - - 206 206 Acquisition des permis non prouvés - - - - 106 106 Coûts d’exploration - - - - - - (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. 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB 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. Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Amortissements cumulés (24 047) (18 642) (2 294) (4 274) (5 066) (54 323) Amortissements cumulés (23 660) (20 364) (3 219) (4 648) (5 872) (57 763) Amortissements cumulés (23 354) (21 955) (3 814) (4 961) (6 844) (60 928) Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Amortissements cumulés - - (96) (2 337) (213) (2 646) Amortissements cumulés - - (177) (2 540) (457) (3 174) Amortissements cumulés - - (161) (2 911) (646) (3 718) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 1.8. Calcul normalisé des cash flows nets futurs actualisés (hors transport) 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 du Groupe ; – les cash flows futurs comprennent les coûts de production (incluant les taxes à la production), les coûts de développement et les coûts de restitution des sites. Toutes ces estimations de coûts sont basées sur les conditions techniques et économiques – les estimations des impôts sont calculées en fonction des législations fiscales locales existantes en fin d’année et tiennent compte des différences permanentes et des crédits d’impôts futurs ; – les cash flows nets futurs sont actualisés au taux standard de 10%. Ces principes d’application sont ceux requis par la norme ASC 932 et ne reflètent pas les perspectives de revenus réels pouvant provenir de ces réserves, ni leur valeur actuelle. Ils ne constituent donc pas des critères de décision d’investissement. Une meilleure estimation de la valeur actuelle des réserves doit prendre également en considération, entre autres facteurs, la part des réserves déjà découvertes mais non encore qualifiées de réserves prouvées, l’intégration de modifications futures dans les prix et les coûts, et un taux d’actualisation plus représentatif de la valeur temps du coût de l’argent et des risques inhérents aux calculs de réserves estimées. Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Coûts de production futurs (20 337) (39 091) (25 824) (5 213) (15 218) (105 683) Coûts de développement futurs (24 490) (28 896) (12 949) (3 807) (10 954) (81 096) Impôts futurs (27 393) (68 017) (4 456) (2 732) (12 641) (115 239) Actualisation à 10% (10 549) (17 731) (11 608) (2 227) (19 969) (62 084) Coûts de production futurs (18 859) (38 160) (27 316) (5 249) (15 106) (104 690) Coûts de développement futurs (23 058) (25 951) (14 231) (3 234) (12 910) (79 384) Impôts futurs (20 621) (55 303) (3 919) (2 288) (11 453) (93 584) Actualisation à 10% (8 166) (14 649) (11 557) (1 880) (20 932) (57 184) Part des intérêts minoritaires dans les cash flows nets futurs 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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) Coûts de production futurs - (99) (17 250) (35 830) (3 265) (56 444) Coûts de développement futurs - - (2 360) (2 967) (3 906) (9 233) Impôts futurs - (392) (3 353) (5 430) (648) (9 823) Actualisation à 10% - (1 087) (2 978) (10 316) (955) (15 336) Coûts de production futurs - (105) (9 043) (29 094) (9 481) (47 723) Coûts de développement futurs - - (1 265) (2 558) (3 866) (7 689) Impôts futurs - (262) (2 164) (5 076) (1 653) (9 155) Actualisation à 10% - (480) (1 413) (10 121) (12 316) (24 330) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 1.9. Principales origines des variations des cash flows nets futurs actualisés (en millions d’euros) 2011 2012 2013 Ventes nettes des coûts de production et autres charges (27 026) (28 552) (24 742) Variations des estimations des coûts de développement futurs (4 798) (6 503) (8 158) Cessions des réserves en terre (1 161) (2 553) (1 054) (en millions d’euros) 2011 2012 2013 Ventes nettes des coûts de production et autres charges (1 991) (1 885) (2 775) Variations des prix et des coûts de production et autres charges 3 715 (743) (1 196) Extensions, découvertes et amélioration de la récupération - (25) 3 761 Variations des estimations des coûts de développement futurs (383) (495) 408 Coûts de développement antérieurement estimés encourus dans l’année 635 809 831 Révisions des estimations précédentes des quantités (749) 984 (3 792) Variation nette des impôts sur les bénéfices (1 341) 1 314 836 Cessions des réserves en terre (624) - (385) 11 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 2.1. Production de gaz commercialisable, prix de production et coûts de production Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 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 - - - - - - Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Huile (€ / b) 79,82 82,65 61,85 81,05 75,49 80,84 Bitume (€ / b) - - 35,27 - - 35,27 Gaz naturel (€ / kpc) 7,10 2,19 2,23 0,90 8,35 5,31 Coûts de production unitaires (€ / bep) (c) Total liquides et gaz 8,78 5,69 3,92 10,76 4,61 6,36 Bitume - - 24,00 - - 24,00 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Huile (€ / b) - - 105,12 83,26 28,27 83,27 Bitume (€ / b) - - - - - - Gaz naturel (€ / kpc) - - - 1,35 0,95 1,23 Coûts de production unitaires (€ / bep) (c) Total liquides et gaz - - 8,84 1,98 1,44 2,27 Bitume - - - - - - Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 11 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Huile (€ / b) 73,60 77,30 49,65 74,22 70,22 74,80 Bitume (€ / b) - - 34,43 - - 34,43 Gaz naturel (€ / kpc) 7,17 2,00 2,66 0,85 7,64 5,28 Coûts de production unitaires (€ / bep) (c) Total liquides et gaz 9,72 6,31 4,27 12,93 4,77 6,96 Bitume - - 23,90 - - 23,90 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Huile (€ / b) - - 62,10 78,62 38,88 74,57 Bitume (€ / b) - - - - - - Gaz naturel (€ / kpc) - - 0,00 1,78 0,81 1,47 Coûts de production unitaires (€ / bep) (c) Total liquides et gaz - - 6,25 2,24 0,59 1,97 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 11 février 2014 et ne sont pas mis à jour des éléments 1\. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions 2\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels 358 3\. Comptes sociaux société mère 359 Compte de résultat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .359 Bilan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .360 Tableau des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .361 Variation des capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .362 4\. Annexe aux comptes sociaux 363 Principes comptables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .363 Immobilisations incorporelles et corporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .363 Titres de participation et créances rattachées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .364 Autres immobilisations financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .365 Créances d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .365 Capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .366 Provisions pour risques et charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .367 Provisions pour restructurations, retraites, pensions et obligations similaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .367 Dettes financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .368 Dettes d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .369 Écarts de conversion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .369 Chiffre d’affaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .369 Charges nettes d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .369 Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .370 Charges et produits financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .370 Dividendes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .370 Autres charges et produits financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .370 Résultat exceptionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .371 Régime fiscal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .371 Risque de change et de contrepartie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .371 Engagements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .372 Ventilation de l’effectif moyen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .372 Plans d’options de souscription et d’achat d’actions, plans d’attribution gratuite d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .373 Autres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .376 5\. Autres informations financières société mère 377 Filiales et participations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .377 Autres informations sur cinq ans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .378 Proposition d’affectation du résultat 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .379 Évolution du capital social au cours des cinq derniers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .379 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 2013 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. 2\. Conventions et engagements déjà approuvés par l’assemblée générale Conventions et engagements approuvés au cours d’exercices antérieurs 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 suivante, 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 de votre société. Le Président d’Honneur, compte tenu des missions de représentation du Groupe TOTAL 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 suivants, 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 révocation ou de non-renouvellement du mandat de M. Christophe de Margerie, déjà approuvés par l’assemblée générale au cours d’exercices antérieurs et qui n’ont pas donné lieu à exécution au cours de l’exercice écoulé. 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. concernés en matière d’indemnité de départ à la retraite et de régime supplémentaire de retraite. \- Indemnités de départ à la retraite Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés Le Président-directeur général bénéficie 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 TOTAL. Cette indemnité est égale à 25% de la rémunération brute annuelle fixe et variable perçue au cours des douze mois précédant le départ en retraite du dirigeant mandataire 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. – Régime supplémentaire de retraite à prestations définies Le Président-directeur général bénéficie également d’un régime supplémentaire de retraite à prestations définies qui concerne l’ensemble des salariés du Groupe TOTAL dont la rémunération excède un montant égal à huit fois le plafond annuel de la sécurité sociale, montant au-delà duquel il n’existe pas de système de retraite conventionnel. Le bénéfice de ce régime supplémentaire de retraite, mis en place et financé par TOTAL S.A., est subordonné à des conditions d’âge et d’ancienneté minimum (5 ans), 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 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. La base de calcul de ce régime supplémentaire 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 retraites des régimes externes (autres que celles constituées à titre individuel et facultatif) ne peut dépasser 45% de la moyenne des rémunérations des trois dernières années d’activité. Si ce plafond était dépassé, le montant de la retraite supplémentaire serait réduit à due concurrence. Au 31 décembre 2013, 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 de retraite correspondant à 17,96% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2013 (part fixe 2013 et part variable au titre de l’exercice 2012). Engagements concernant les dispositions applicables en cas de révocation ou de non-renouvellement M. Christophe de Margerie, Président-directeur général Cette indemnité sera égale à deux années de rémunération brute. En cas de révocation ou de non-renouvellement de son mandat social, le Président-directeur général bénéficiera d’une indemnité de départ. La base de référence de cette indemnité sera constituée par la rémunération brute (fixe et variable) des douze derniers mois précédant la date de la révocation ou du non-renouvellement du mandat social. L’indemnité de départ, versée en cas de changement de contrôle ou de stratégie décidé par la société, ne sera pas due en cas de faute grave ou lourde, ou si le Président-directeur général quitte la société à son initiative, change de fonctions à l’intérieur du Groupe ou peut faire valoir à brève échéance ses droits à la retraite à taux plein. Le bénéfice de cette indemnité en cas de révocation ou de non-renouvellement du mandat social est 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 Président-directeur général atteint au moins 12% ; \- la moyenne des ROACE (return on average capital employed) des trois années précédant l’année de départ du Président-directeur général atteint au moins 10% ; \- le taux de croissance de la production de pétrole et du gaz du Groupe TOTAL est supérieur ou égal à la moyenne du taux de croissance des quatre sociétés : ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, au cours des trois années précédant l’année de départ Paris-La Défense, le 6 mars 2014 KPMG Audit ERNST & YOUNG Audit Département de KPMG S.A. Pascal Macioce Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels 2\. Rapport des commissaires aux comptes Exercice clos le 31 décembre 2013 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 2013, sur : – le contrôle des comptes annuels de la société TOTAL S.A., tels qu’ils sont joints au présent rapport ; – la justification de nos appréciations ; – les vérifications et informations spécifiques prévues par la loi. Les comptes annuels ont été arrêtés par le conseil d’administration. Il nous appartient, sur la base de notre audit, d’exprimer une opinion sur 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 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, et mis en œuvre des tests pour vérifier, par sondages, l’application de ces méthodes. Dans le cadre de nos appréciations et sur la base des éléments disponibles à ce jour, nous avons également vérifié le 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 et les comptes annuels. Concernant les informations fournies en application des dispositions de l’article L. 225-102-1 du Code de commerce sur les rémunérations et avantages versés aux mandataires sociaux ainsi que sur les engagements consentis en leur faveur, nous avons vérifié leur concordance avec les comptes ou avec les données ayant servi à l’établissement de ces comptes et, le cas échéant, avec les éléments recueillis par votre société auprès des sociétés contrôlant votre société ou contrôlées par elle. Sur la base de ces travaux, nous attestons l’exactitude et la sincérité de ces informations. En application de la loi, nous nous sommes assurés que les diverses informations relatives aux prises de participation et de contrôle et à l’identité des détenteurs du capital et des droits de vote vous ont été communiquées dans le rapport de gestion. Paris-La Défense, le 6 mars 2014 (en milliers d’euros) 2013 2012 2011 Charges nettes d’exploitation (note 13) (13 001 765) (13 012 996) (10 907 658) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation (note 14) (137 490) (43 328) (260 650) Charges et produits financiers (note 15) (238 685) (434 272) (428 098) (Dotations) Reprises aux provisions financières (1 084 247) (954 020) (839 231) Autres charges et produits financiers (note 17) (4 097) 10 956 (8 656) Résultat sur cessions de titres et prêts (29 092) (695) 435 924 Éléments exceptionnels (7 813) (294 985) 31 866 Résultat exceptionnel (note 18) (36 837) (287 033) Participation et intéressement des salariés (65 301) (58 002) (52 073) Impôts (note 19) (3 504 476) (3 231 651) (3 050 856) Amortissements et provisions (452 175) (381 620) (310 388) Amortissements et provisions (463 549) (450 118) (406 249) Amortissements et provisions (note 3) (828 041) (699 995) (574 296) Acompte sur dividendes (4 213 343) (4 161 373) (4 058 442) Produits constatés d’avance \- 806 250 3.3. Tableau des flux de trésorerie (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Dotations (Reprises) aux amortissements et provisions pour dépréciation des immobilisations corporelles et incorporelles 127 122 110 Dotations (Reprises) aux provisions des immobilisations financières 138 140 7 (Profits) Pertes sur cessions 29 (15) (436) Diminution (Augmentation) du besoin en fonds de roulement (996) 782 (789) Acquisition d’immobilisations corporelles et incorporelles (77) (160) (82) Acquisition de titres de participation et augmentations de prêts long terme (5 156) (1 875) (4 361) Investissements (5 233) (2 035) (4 443) Flux de trésorerie d’investissement (4 785) (1 373) (2 024) Augmentation de capital 367 31 482 Rachat d’actions propres - - - Solde du dividende payé en numéraire (2 807) (2 684) (2 685) Acompte sur dividende payé en numéraire (2 795) (2 735) (2 684) Remboursement d’emprunts à long terme (127) - - Augmentation (Diminution) des dettes financières et concours bancaires courants 4 131 (1 872) (2 811) Flux de trésorerie de financement (1 231) (7 260) (7 698) Augmentation (diminution) des disponibilités et dépôts à court terme (1) (26) (103) Disponibilités et dépôts à court terme au bilan d’ouverture 12 38 141 Disponibilités et dépôts à court terme au bilan de clôture 11 12 38 Solde du dividende payé en numéraire (a) \- - - (2 685) - (2 685) Acompte sur dividende 2011 (b) (b’) \- - - (4 058) - (4 058) Variation des écarts de réévaluation - - - - - - Frais liés à l’augmentation de capital réservée aux salariés - - (1) - - (1) Solde du dividende payé en numéraire (c) \- - - (1 311) - (1 311) Acompte sur dividende 2012 (d) (d’) \- - - (4 161) - (4 161) Variation des écarts de réévaluation - - - - (24) (24) Frais liés à l’augmentation de capital réservée aux salariés - - - - - - Solde du dividende payé en numéraire (e) \- - - (1 381) - (1 381) Acompte sur dividende 2013 (f) (f’) \- - - (4 213) - (4 213) Variation des écarts de réévaluation - - - - (8) (8) Frais liés à l’augmentation de capital réservée aux salariés - - (2) - - (2) Les comptes de l’exercice 2013 sont établis conformément à la 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 Les titres de participation sont comptabilisés au coût d’acquisition éventuellement corrigé de la réévaluation légale de 1976. Les créances rattachées à des participations sont valorisées à leur 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 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 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 Siège (a) 499 (348) 151 167 Succursale (A.D.G.I.L.) (b) 459 (104) 355 394 Total immobilisations incorporelles 958 (452) 506 561 Total immobilisations corporelles 648 (464) 184 201 (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 Brut début Augmentations Diminutions Écart Brut de période de conversion fin de période Monétaires Non monétaires Monétaires Non monétaires (a) Les principales variations de titres concernent l’acquisition des titres Total Marketing & Services et l’apport des titres Total Raffinage France. (b) 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 Brut début Augmentations Diminutions Écart Brut de période de conversion fin de période Monétaires Non monétaires Monétaires Non monétaires Titres de l’activité portefeuille 4 - - - - - 4 Autres créances 24 32 - (24) - - 32 Dépôts et cautionnements 17 1 - (9) - - 9 Total 45 33 - (33) - - 45 B) Après provisions sur les autres immobilisations financières Titres de l’activité portefeuille 4 - 4 4 Autres créances (a) 32 - 32 24 Dépôts et cautionnements 9 - 9 17 Total (b) 45 - 45 45 (a) Le montant net au 31 décembre 2013 est à moins d’un an. (b) Au 31 décembre 2012, les valeurs brutes et les valeurs nettes étaient identiques. (a) Dont 2 669 millions d’euros concernant les entreprises liées au 31 décembre 2013. (b) La totalité est à moins d’un an. Les variations du nombre d’actions composant le capital social s’analysent comme suit : Évolution du nombre d’actions composant le capital social 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 Actions émises en raison de : Augmentation de capital dans le cadre du plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL au profit des salariés 1 366 950 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 798 883 Actions émises en raison de : Augmentation de capital réservée aux salariés 10 802 215 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 942 799 (a) Dont 109 214 448 actions d’autodétention et d’autocontrôle déduites des capitaux propres consolidés. Augmentation de capital réservée aux salariés L’Assemblée générale mixte du 11 mai 2012 a délégué au Conseil d’administration, dans sa dix-septième résolution, 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. Cette même Assemblée générale a également délégué au Conseil d’administration les pouvoirs à l’effet de procéder en une ou plusieurs fois dans un délai maximum de dix-huit mois à une augmentation de capital réservée, ayant pour objet de donner aux salariés de filiales étrangères des avantages comparables à ceux dont bénéficient les salariés concernés par la dix-septième résolution. Dans le cadre de ces délégations, le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 a décidé une augmentation de capital réservée aux salariés comprenant une formule de souscription classique et une formule à effet de levier au choix des salariés, dans la limite de 18 millions d’actions portant jouissance au 1er janvier 2012. Cette augmentation de capital a donné lieu à la souscription de 10 802 215 actions d’un nominal de 2,50 euros au prix unitaire de 30,70 euros, dont la création a été constatée le 25 avril 2013. La précédente augmentation de capital réservée aux salariés du Groupe avait été décidée par le Conseil d’administration du 28 octobre 2010 en vertu de l’autorisation de l’Assemblée générale mixte du 21 mai 2010 et avait donné lieu à la souscription de 8 902 717 actions d’un nominal de 2,50 euros au prix unitaire de 34,80 euros, dont la création avait été constatée le 28 avril 2011. Augmentation de capital liée au plan mondial L’Assemblée générale du 16 mai 2008 a délégué au Conseil d’administration la compétence de procéder à l’attribution gratuite d’actions de la Société aux collaborateurs du Groupe ainsi qu’à des dirigeants mandataires sociaux de la Société ou de sociétés du Groupe, pour une durée de 38 mois, dans la limite de 0,8% du capital de la Société existant au jour où le Conseil décide l’attribution. Dans le cadre de cette délégation de compétence, le Conseil d’administration du 21 mai 2010 a décidé les modalités et les conditions d’un Plan mondial d’attribution gratuite d’actions TOTAL au profit des salariés du Groupe et a délégué au Président-directeur général de la Société tous les pouvoirs nécessaires à la mise en œuvre de ce Plan. À ce titre, le 2 juillet 2012, le Président-directeur général du Groupe a constaté l’émission et l’attribution définitive de 1 366 950 actions ordinaires de 2,50 euros de nominal aux bénéficiaires désignés, en application des conditions d’attribution arrêtées par le Conseil Au 31 décembre 2013, 873 475 actions étaient encore susceptibles d’être émises au titre de ce plan. La Société n’a procédé à aucune réduction de capital par annulation d’actions au cours des exercices 2011, 2012 et 2013. (actions TOTAL détenues par TOTAL S.A.) propres actions, soit 0,37% du capital social, réparties de la façon – 8 764 020 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 119 160 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés propres actions, soit 0,34% du capital social, réparties de la façon – 7 994 470 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 65 901 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. propres actions, soit 0,39% du capital social, réparties de la façon – 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 étaient déduites des capitaux propres consolidés. (actions TOTAL détenues par des filiales du Groupe) Au 31 décembre des exercices 2013, 2012 et 2011, TOTAL S.A. détenait indirectement, par l’intermédiaire de ses filiales, 100 331 268 de ses propres actions, soit 4,22% du capital social au 31 décembre 2013, 4,24% du capital social au 31 décembre 2012 et 4,24% du capital social au 31 décembre 2011 réparties – 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. (en millions d’euros) 2013 2012 2011 Réserve spéciale de réévaluation 16 24 48 7) Provisions pour risques et charges (en millions d’euros) Brut Augmentations Diminutions de période Utilisées Non utilisées période Provisions pour risques d’exploitation (dont note 8) et charges de rémunération 382 146 (118) - 410 (b) Provisions pour risques exceptionnels (c) 302 - (302) - - (a) Les provisions pour risques financiers comprennent principalement une garantie donnée à une filiale de financement de l’activité Amont pour 5 655 millions d’euros. (b) Les provisions pour risques d’exploitation comprennent essentiellement : \- des provisions de 248 millions d’euros pour retraites, pensions et obligations similaires, de 10 millions d’euros pour médailles du travail ; \- ainsi qu’une provision de 146 millions d’euros au titre des attributions gratuites 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 2 ans pour le plan 2012 et 3 ans pour le plan 2013, au terme de laquelle l’attribution des actions à leur bénéficiaire est définitive, sous réserve que les conditions de performance et de présence soient remplies (cf. note 23). (c) La provision de 302 millions d’euros liée à l’enquête de la Securities and Exchange commission (SEC) et du Département de Justice américaine (DoJ) a été reprise intégralement suite à un accord, par règlement de ce même montant en 2013. 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 248 237 Provisions au 31 décembre 248 237 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 différents paramètres 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. Les hypothèses actuarielles utilisées au 31 décembre sont les suivantes : Taux moyen de revalorisation des salaires 4,63% 4,61% Taux de rendement moyen prévu des placements 4,04% 3,79% 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 éléments différés 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 366 394 Éléments différés à amortir (118) (157) Provisions retraites et autres au 31 décembre 248 237 L’engagement de la Société pour les régimes externalisés auprès de fonds d’assurance s’élève à : Dette actuarielle au 31 décembre 569 561 Engagement net au 31 décembre 75 43 Provisions pour retraite et autres au 31 décembre 0 0 Échéances au 31 décembre 2013 À un an À plus À plus 2012 (en millions d’euros) au plus d’un an et de 5 ans Emprunt 5% 1998-2013 (1 000 millions de francs français) (a) \- - - - 127 Intérêts courus - - - - - Total des emprunts obligataires - - - - 127 (a) Cet emprunt a été transformé en emprunts en dollars à taux variable par des swaps d’émission adossés individuellement. Il a été intégralement remboursé en 2013. (b) Dont 27 612 millions d’euros concernant les entreprises liées. (c) Dont 9 352 millions d’euros concernant les entreprises liées. (a) À l’exclusion des factures non parvenues (676 millions d’euros), il reste un encours de 989 millions d’euros, dont : \- 791 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 423 millions d’euros et à six mois au plus tard 368 millions d’euros ; \- 4 millions d’euros hors Groupe dont l’échéancier est le suivant : (b) À l’exception des factures non parvenues (602 millions d’euros), il restait un encours de 708 millions d’euros, dont : \- 670 millions d’euros liés aux succursales implantées à l’étranger vis-à-vis de fournisseurs étrangers et pour lesquels l’échéancier était le suivant : à échoir à un mois 437 millions d’euros et à six mois au plus tard 233 millions d’euros ; \- 2 millions d’euros vis-à-vis du Groupe échus au 31 décembre 2012. (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 2013 correspond à un écart de conversion net actif de 273 millions d’euros provenant essentiellement des prêts en dollars. (en millions d’euros) France Reste de Amérique Afrique Moyen-Orient Total Coût d’achat des marchandises vendues (9 934) (9 690) Autres achats et charges externes (1 658) (1 952) Impôts, taxes et versements assimilés (43) (40) Charges de personnel (1 367) (1 331) 14) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation \- sur immobilisations corporelles et incorporelles (107) (98) \- pour restructurations, retraites, pensions, obligations similaires et charges de rémunération (146) (140) \- sur actif circulant (2) - \- sur immobilisations corporelles et incorporelles - - \- pour restructurations, retraites, pensions, obligations similaires et charges de rémunération 118 195 Total (1 + 2) (137) (43) Intérêts sur emprunts et charges assimilées (284) (461) Pertes sur créances rattachées à des participations - - Produits des créances de l’actif immobilisé - 1 Intérêts sur dépôts court terme et produits assimilés 45 26 Total (1 + 2) (239) (434) (a) Dont, concernant les entreprises liées : 262 450 (b) Dont, concernant les entreprises liées : 45 27 17) Autres charges et produits financiers Cette perte nette de 4 millions d’euros est entièrement constituée du résultat de change. Le résultat exceptionnel dégagé est une perte de 37 millions d’euros. – des versements au titre des subventions accordées à hauteur de – d’un résultat de cession des titres de participation représentant – d’une reprise de provision pour 8 millions d’euros suite à la une perte de 29 millions d’euros ; réévaluation des titres de Total Nigeria plc dans le cadre de sa TOTAL S.A. est assujettie 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 situées à l’étranger. 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 celles-ci pendant la période d’intégration sont définitivement acquis à TOTAL S.A. Le périmètre d’intégration fiscale se compose de 171 filiales détenues à plus de 95% dont les principales contributrices au résultat fiscal intégré au 31 décembre 2013 sont : – Total Marketing & Services ; 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 2013 qui portent le taux global Une contribution additionnelle à l’impôt sur les sociétés (IS) de 3% due sur les dividendes distribués par les sociétés et organismes français ou étrangers passibles de l’IS en France a été instaurée par la loi de finances rectificative pour 2012. Cette nouvelle contribution est due pour les dividendes distribués dont la mise en paiement est intervenue à compter du 17 août 2012, date d’entrée L’impact de la contribution additionnelle à l’impôt sur les sociétés est une charge de 161 millions d’euros. Au titre de l’exercice 2013, TOTAL S.A. a enregistré en compte de résultat une charge nette d’impôt de 3 504 millions d’euros qui se ventile en, un produit net de 838 millions d’euros principalement reçu des filiales au titre de l’intégration fiscale, une charge d’impôt payée par les succursales à l’étranger de 4 181 millions d’euros et de la contribution additionnelle de l’impôt de 161 millions d’euros. TOTAL S.A. n’enregistre pas d’impôts différés dans ses comptes sociaux, toutefois les principales différences temporaires en base Provisions sur pensions, retraites et obligations similaires 248 237 Écart de conversion (actif net) passif net (273) 112 Provision perte de change 273 - 20) Risque de change et de contrepartie La position de change générée, le cas échéant, par l’activité commerciale est systématiquement couverte par achat / vente de devises, essentiellement au comptant et parfois à terme. Quant aux actifs long terme en devises étrangères, TOTAL S.A. s’efforce de réduire le risque de change associé en adossant, si cela est possible, un financement dans la même devise. En terme de taux d’intérêt, l’essentiel de l’endettement long terme est ramené à taux variable par l’utilisation de swaps d’émission (swaps de taux et change long terme). La trésorerie courante est gérée sur la base du taux au jour le jour, notamment par le biais de 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 droits de douanes 921 1 021 Garanties sur lignes de crédit confirmées 55 126 (a) La variation est due essentiellement à nos activités en Australie. (b) Cette rubrique regroupe principalement les engagements suivants : accords actionnaires, garanties des financements, garanties de paiements, garanties de réservation de capacité de (c) Garanties des emprunts obligataires et des programmes de financements court terme émis par Total Capital, Total Capital International et Total Capital Canada Ltd. Sur un programme Les engagements hors bilan liés aux activités du Groupe sur les instruments financiers dérivés sont présentés ci-dessous. Montant notionnel, pied de coupon (a) \- 127 Valeur de marché, pied de coupon (b) \- 30 Prêteur à taux fixe (a) \- 947 Valeur de marché, pied de coupon (b) \- - Valeur de marché (b) (1) (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 482 453 23) Plans d’options de souscription et d’achat d’actions, A) Options de souscription d’actions TOTAL 23 mai 2006 inclus (en euros) (b) 33,30 39,85 49,73 - - - - - - du 24 mai 2006 (en euros)(b) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 Annulées (c) (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 Notifiées - - - - - - - - - - - Annulées (c) \- (11 351 931) (2 516) (1 980) (1 380) (3 600) (2 700) (4 140) (3 400) (11 371 647) 39,31 Exercées - (742 593) - - - (1 630) (20 200) (34 460) - (798 883) 39,28 Notifiées - - - - - - - - - - - Annulées (c) \- - (6 159 390) (900) (1 020) (360) (1 080) (720) - (6 163 470) 49,04 Exercées - - (630) - - (110 910) (344 442) (122 871) (363 946) (942 799) 37,37 (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) 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 et les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre. 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. 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 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 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. Depuis le plan 2011, aucun nouveau plan d’attribution d’options de souscription d’actions Total n’a été décidé. – 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 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 égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (Return On Average Capital Employed ou ROACE) tels que publiés par le Groupe 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 En raison de l’application des conditions de performance, ces taux d’attribution ont été de 100% pour le plan 2011. Pour rappel, ces taux d’attribution ont été de 100% pour les plans 2009 et 2010. B) Attribution gratuite d’actions de performance TOTAL Annulées (26 214) (10 750) (19 579) - - (56 543) Attribuées définitivement (2 928 122) (1 836) - - - (2 929 958) Annulées 832 (32 650) (18 855) - - (50 673) Attribuées définitivement (832) (2 955 401) (5 530) - - (2 961 763) Annulées - - (14 970) (17 340) (3 810) (36 120) Attribuées définitivement - - (3 590 836) (180) - (3 591 016) 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 trois ans pour le plan 2013 et de deux ans pour les plans antérieurs, 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 de conservation de deux ans à compter de la Pour le plan 2013, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 2013, 2014 et 2015. Le taux – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale Le Conseil d’administration a également décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 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 tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est – 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 consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2013, 2014 et 2015. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 7% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2012, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 2012 et – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale Le Conseil d’administration a également décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 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 tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2012 et 2013. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 8%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 8% et inférieure à 16%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 16%. – 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 consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2012 et 2013. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 7% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autres que le Président-directeur général), l’attribution définitive de la totalité des actions attribuées est soumise à une condition de présence et à une condition de performance. La condition de performance dispose que le nombre d’actions définitivement 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 – 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 Le Conseil d’administration a également décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, 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 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 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’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 consolidés 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%. En raison de l’application des conditions de performance, ces taux d’acquisition ont été de 100% pour le plan 2011. Pour rappel, ces taux d’acquisition ont été de 100% pour les plans 2009 et 2010. 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 (de TOTAL S.A. ou d’une société ou groupement d’intérêt économique dont le capital est détenu, directement ou indirectement, à plus de 50% par TOTAL S.A.). Au 30 juin 2010, chaque salarié a reçu des droits à 25 actions L’attribution définitive est soumise à une condition de présence pendant la période d’acquisition du plan. En fonction des pays dans lesquels les sociétés du Groupe sont situées, la période d’acquisition est soit de 2 ans suivie d’une période de conservation de 2 ans pour les pays avec une structure 2+2, soit de 4 ans sans période de conservation pour les pays avec une structure 4+0. Par ailleurs, les actions attribuées ne sont pas soumises à une À l’issue de la période d’acquisition, les actions attribuées seront des actions nouvelles provenant d’une augmentation de capital de TOTAL S.A. réalisée par incorporation de réserves ou de primes Le Président-directeur général a constaté le 2 juillet 2012 la création et l’attribution définitive de 1 366 950 actions aux bénéficiaires désignés à l’issue de la période d’acquisition de deux ans. (2 + 2) (4 + 0) Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Annulées (111 725) (40 275) (152 000) Attribuées définitivement (b) (1 367 275) (350) (1 367 625) Annulées 100 (101 150) (101 050) (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Attribution définitive de 1 366 950 actions aux bénéficiaires désignés à l’issue de la période d’acquisition de deux ans. Le montant global des rémunérations directes et indirectes versées par les sociétés françaises et étrangères membres du Groupe, à l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe (les membres du Comité directeur et le Trésorier) et aux membres salariés du Conseil d’administration se sont élevées à 22,1 millions d’euros en 2013 Les rémunérations allouées aux membres du Conseil d’administration au titre des jetons de présence, se sont élevées à 1,25 million d’euros en 2013 (1,10 million d’euros en 2012). Les engagements de retraite au profit des principaux dirigeants du Groupe et de certains membres du Conseil d’administration, salariés et anciens salariés du Groupe s’élèvent à 188,7 millions d’euros au 31 décembre 2013 (contre 181,3 millions d’euros au 31 décembre 2012). Ils concernent des indemnités versées au moment du départ en retraite et des régimes de retraite 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 Au 31 décembre 2013 Quote-part Capital Autres Valeur comptable Prêts et Chiffre Résultat Dividendes Avals et (en millions d’euros) du capital capitaux des titres détenus avances d’affaires net versés cautions Holdings Ichthys 100,0 84 (3) 84 84 - - (2) - - Total E&P Ichthys 100,0 298 (3) 298 298 - - (1) - - (b) Dont 55 410 millions d’euros concernant Total Capital, Total Capital International et Total Capital Canada Ltd, pour les programmes d’émission d’emprunts obligataires et de financements 5.2. Autres informations sur cinq ans Nombre d’actions futures à créer : – options et actions Elf Aquitaine bénéficiant de la garantie d’échange en actions TOTAL (a) \- - - - - Résultat après impôts, mais avant dotations aux amortissements et provisions (a) (b) 3,06 3,44 4,80 2,90 2,68 aux amortissements et provisions (a) (b) 2,66 2,88 4,33 2,60 2,52 Dividende net attribué à chaque action (a) 2,38 2,34 2,28 2,28 2,28 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. en 2012 et 89 personnes en 2013). 5.3. Proposition d’affectation du résultat 2013 (Dividende net proposé : 2,38 euros par action) Résultat de l’exercice 6 031 467 364,58 Report à nouveau antérieur 10 291 082 595,98 Montant à répartir 16 322 549 960,56 Report à nouveau 10 660 960 136,04 Montant réparti 16 322 549 960,56 5.4. Évolution du capital social au cours des cinq derniers Exercices Apports en numéraire Montants Nombre 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. Les termes communément utilisés pour décrire un projet dans lequel deux entités ou plus participent. Pour les principes et méthodes de consolidation applicables aux différents types de partenariat selon les normes IFRS, se reporter à l’annexe aux comptes consolidés (Chapitre 10, point 7, note 1). 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 et de 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. Brent Daté est un terme du marché qui représente le minimum de la valeur des cargaisons de brut physique Brent, Forties, Oseberg ou Ekofisk, dont la période de chargement est comprise entre le 10e et le 25e jour à venir. Les cotations du Brent daté sont utilisées, directement ou indirectement, comme les cotations de référence sur le marché 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 de pétrole brut des unités de 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 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 contractuellement pour le remboursement des dépenses d’exploration, de développement, d’exploitation, de restitution des sites (dépenses dites « récupérables »). 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 craquage permet alors d’obtenir notamment de l’éthylène et du propylène. Modification d’une installation permettant d’en augmenter la capacité 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. Également 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 (biocarburant). 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 and 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 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 la Gaz libéré lors de la production de pétrole. 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. Le GPL fait partie des LGN. Gaz naturel présent dans les gisements de charbon. Gaz naturel piégé dans une roche très compacte et peu perméable. 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, 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 hydrates de méthane, les bruts extra lourds, les bitumes, et les hydrocarbures liquides ou gazeux générés lors de la pyrolyse des 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 Les liquides de gaz naturel sont un mélange d’hydrocarbures légers que l’on trouve dans la phase gazeuse à température ambiante et qui sont récupérés sous forme liquide dans des unités de traitement à gaz. Les LGN incluent l’éthane, le propane et le butane. 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. Essence lourde utilisée comme base en pétrochimie. Ensemble de produits (gaz) obtenus après craquage de charges pétrolières. Les oléfines sont : l’éthylène, le propylène et le butadiène. Ces produits trouvent des applications dans la fabrication de grandes matières plastiques (polyéthylène, polypropylène, PVC, etc.), dans la production d’élastomères (polybutadiène… ), ou dans la fabrication de grands intermédiaires chimiques. 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 Le terme « projet», tel qu’il est utilisé dans ce rapport, est susceptible de recouvrir différentes significations telles que, actifs, accords, investissements, développements, phases, activités ou composantes. Chacun de ces termes pris individuellement peut également être décrit de manière informelle comme un « projet ». L’utilisation de ce terme est donnée uniquement à titre indicatif et n’a pas vocation à fournir une description précise du terme « projet», dont l’acception dépend de lois ou réglementations particulières. 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. 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 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 restitution des sites. Technique utilisée dans la production in situ de bitumes à partir des sables bitumineux, cette technique consiste à injecter de la vapeur d’eau afin d’augmenter la température du bitume et d’en réduire sa viscosité, facilitant ainsi son extraction. Puits dérivé foré à partir d’une portion de puits existante (et non pas en partant de la surface). Il est utilisé pour contourner une obstruction dans le puits d’origine ou reprendre le forage dans une nouvelle direction ou encore explorer une zone géologique proche. 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. Technique de production ex situ des schistes bitumineux (Technologie Red Leaf : EcoShaleTM La technique de production ex-situ s’applique aux formations de schiste bitumineux peu profondes. Les schistes sont extraits par technique minière puis placés dans des grandes capsules scellées dans lesquelles ils sont chauffés. Le chauffage provoque une réaction de pyrolyse qui permet d’obtenir des hydrocarbures liquides de grande qualité ainsi que du gaz. Technique de production in situ des schistes Dans un processus in situ, les schistes bitumineux sont chauffés en place sous terre afin de provoquer une réaction de pyrolyse in situ. Les hydrocarbures liquides, de très bonne qualité, et gazeux qui sont produits grâce à cette réaction sont ensuite extraits du réservoir, par gaz lift et / ou pompage qui sont des techniques 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. Table de concordance du Document de référence, permettant d’identifier les informations Informations prévues à l’annexe 1 Document de référence 2013 1\. Personnes responsables p i p i 2\. Contrôleurs légaux des comptes 5 4.1. à 4.3. 3\. Informations financières sélectionnées 1 2. 4\. Facteurs de risque 4 1. à 5. 5.1.1. Raison sociale et nom commercial 2 1.1. 5.1.2. Lieu et numéro d’enregistrement 2 1.1. 5.1.3. Date de constitution et durée de vie pays d’origine, adresse et numéro de téléphone du siège social 5.1.5. Événements importants dans l’exercice des activités 5.1.4. Siège social, forme juridique, législation applicable, 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 les immobilisations corporelles les plus significatives 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) 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 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 Informations concernant les membres des organes de participations dans le capital social de l’émetteur 15.1. Rémunérations versées et avantages en nature octroyés par l’émetteur et ses filiales Sommes provisionnées ou constatées aux fins du versement 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 n / a n / a 10 7. (notes 24 et 25) n / a n / a 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 n / a n / a n / a n / a n / a n / a n / a n / a n / a n / a 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 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) n / a n / a Informations provenant de tiers, déclarations d’experts et déclarations d’intérêts n / a n / a n / a n / a n / a n / a 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 Rapport financier annuel Document de référence 2013 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) 3 4.1. à 4.3. et 5 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 2013 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 n / a n / a 3 4.1. à 4.3. et 5 n / a n / a n / a n / a n / a n / a 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 FSC (pour l’utilisation de papiers issus de forêts gérées durablement) et accréditée EMAS Photographie en couverture : © Thierry Gonzalez / TOTAL Conception et réalisation : Agence Marc Praquin 2, place Jean Millier - La Défense 6