1\. Données opérationnelles et de marché . . . . . . . . . . .1 2\. Informations financières sélectionnées . . . . . . . . . . . .2 1\. Histoire et évolution de TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 2\. Secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 3\. Secteur Raffinage-Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 4\. Secteur Marketing & Services . . . . . . . . . . . . . . . . . .47 5\. Investissements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 6\. Organigramme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 7\. Propriétés immobilières, usines et équipements . . .53 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2012 . . . .54 1\. Examen de la situation financière et des résultats . .58 2\. Trésorerie et capitaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 3\. Recherche & Développement . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 4\. Tendances et perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 1\. Risques financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 2\. Risques industriels ou environnementaux . . . . . . . .80 3\. Autres risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .84 4\. Assurance et couverture des risques . . . . . . . . . . . .93 1\. Capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .182 2\. Acte constitutif et statuts ; autres informations . . .186 3\. Autres renseignements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .189 4\. Documents accessibles au public . . . . . . . . . . . . . .190 5\. Informations sur les participations . . . . . . . . . . . . .190 1\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés . . . . . . . . . . . . . . . . . . .194 2\. Compte de résultat consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . .195 3\. Résultat global consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .196 4\. Bilan consolidé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .197 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé . . . . . . . . .198 6\. Variation des capitaux propres consolidés . . . . . . .199 7\. Annexe aux comptes consolidés . . . . . . . . . . . . . .200 au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .294 2\. Autres informations complémentaires . . . . . . . . . .310 1\. Rapport spécial des commissaires aux comptes 1\. Rapport du Président du Conseil d’administration sur les conventions et engagements réglementés . . .314 (article L. 225-37 du Code de commerce) . . . . . . . . .96 2\. Rapport des commissaires aux comptes 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) . . . . . . .126 3\. Direction générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 4\. Contrôleurs légaux des comptes . . . . . . . . . . . . . .128 d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . .129 6\. Effectifs, participation au capital . . . . . . . . . . . . . . .148 sur les comptes annuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .316 3\. Comptes sociaux société mère . . . . . . . . . . . . . . . .317 4\. Annexe aux comptes sociaux . . . . . . . . . . . . . . . . .321 5\. Autres informations financières société mère . . . . .336 des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . .339 1\. Cotation boursière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 2\. Dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 3\. Rachats d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158 4\. Actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .162 5\. Informations destinées aux actionnaires étrangers . .166 6\. Communication financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 1\. Informations financières historiques . . . . . . . . . . . .174 2\. Vérification des informations financières historiques . .174 3\. Informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . .174 4\. Politique de distribution des dividendes . . . . . . . . .175 5\. Procédures judiciaires et d’arbitrage . . . . . . . . . . .175 6\. Changements significatifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 1\. Informations sociales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .342 la santé et l’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . .347 3\. Informations sociétales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .356 et environnementales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .363 5\. Rapport de l’organisme de vérification . . . . . . . . . . .365 « 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 379 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 2012 figure en page 194 du présent Document de référence. Le rapport des contrôleurs légaux sur les comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2010 figurant en page 172 du Document de référence 2010 déposé le 28 mars 2011 auprès de l’Autorité des marchés financiers contient une observation technique. » Le présent Document de référence a été déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 28 mars 2013 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) 111,7 111,3 79,5 Marges de raffinage européennes ERMI ($ / t) 36,0 17,4 27,4 (a) Y compris quote-part dans CEPSA jusqu’au 31 juillet 2011 et à partir du 1er octobre 2010 dans TotalErg. Données consolidées en millions d’euros, à l’exception du résultat par action, du dividende, du nombre d’actions et des pourcentages. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Résultat net ajusté dilué par action (en euro) (a) (b) 5,45 5,06 4,58 Dividende par action (en euro) (c) 2,34 2,28 2,28 Dette nette / capitaux propres (au 31 décembre) 21% 23% 22% Rentabilité des capitaux moyens employés (ROACE) (d) 16% 16% 16% Rentabilité des capitaux propres 18% 18% 19% (a) Les résultats ajustés se définissent comme les résultats au coût de remplacement, hors éléments non récurrents et hors effet des variations de juste valeur à compter du 1er janvier 2011 et, jusqu’au 30 juin 2010, hors quote-part, pour TOTAL, des éléments d’ajustement de Sanofi. (b) Calculé sur le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice. (c) Dividende 2012 : sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale du 17 mai 2013. (d) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. (a) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013. (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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10 Gas & Power . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34 Raffinage-Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 Trading-Shipping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 4\. Secteur Marketing & Services 47 Marketing & Services . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 Énergies Nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .50 Principaux investissements réalisés au cours de la période 2010-2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 Principaux investissements prévus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 Place de la Société au sein du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 Filiales de la Société . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 7\. Propriétés immobilières, usines et équipements 53 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2012 54 1\. Histoire et évolution de TOTAL TOTAL S.A., société anonyme de droit français créée en France le 28 mars 1924, forme aujourd’hui avec l’ensemble des sociétés du Groupe le cinquième groupe pétrolier intégré international coté Présent dans plus de 130 pays, TOTAL exerce ses activités dans tous les secteurs de l’industrie pétrolière : amont (exploration, développement et production de pétrole et de gaz naturel, gaz naturel liquéfié) et aval (raffinage, pétrochimie, chimie de spécialités, trading et transport maritime de pétrole brut et de produits pétroliers, distribution). En outre, TOTAL détient des participations dans des mines de charbon et est actif dans le secteur de la production d’électricité et dans les énergies renouvelables. Les activités de TOTAL sont au cœur de deux des plus grands enjeux du monde actuel et de celui de demain : l’approvisionnement en énergie et la protection de l’environnement. La responsabilité du Groupe en tant que producteur d’énergies est de gérer au mieux ces deux impératifs, et de façon durable. La stratégie du Groupe, dont la mise en œuvre s’appuie sur le déploiement d’un modèle de croissance durable conjuguant l’acceptabilité de ses opérations et un programme soutenu d’investissements rentables a pour objectifs : – la croissance de ses activités d’exploration et de production d’hydrocarbures, et le renforcement de sa position mondiale parmi les leaders sur les marchés du gaz naturel et du GNL ; – l’élargissement progressif de l’offre énergétique en accompagnant la croissance des énergies nouvelles complémentaires ; 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. – 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 – 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 2012. 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 (cid:129) 2,3 Mbep / j d’hydrocarbures produits en 2012 (cid:129) 11,4 Gbep de réserves prouvées d’hydrocarbures (cid:129) Investissements 2012 : 19,6 milliards d’euros (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Sur l’ensemble de l’année 2012, le résultat opérationnel net ajusté du d’euros en 2011, soit une progression de 6%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Amont est en baisse de 3% à 14,4 milliards de dollars, qui s’explique principalement par la baisse des productions d’hydrocarbures du Groupe, alors que l’effet de la hausse des coûts techniques mentionnée ci-dessous a été en grande partie compensée par la baisse du taux moyen d’imposition de l’Amont. Les coûts techniques (2) des filiales consolidées, établis conformément à l’ASC 932 (3), s’établissent à 22,8 $ / bep (4) en 2012, contre 18,9 $ / bep La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE (5)) de l’Amont est de 18% en 2012 contre 21% en 2011. Prix de vente liquides et gaz (a) 2012 2011 2010 Prix moyen de vente liquides ($ / b) 107,7 105,0 76,3 Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 6,74 6,53 5,15 (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 et le prix moyen de vente du gaz de TOTAL ont augmenté de 3% sur l’année 2012 par rapport à 2011. (1) Sur la base d’un prix du Brent de 111,13 $ / 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 (6) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits à production. (7) Variation des réserves hors productions : i.e. (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période. (8) Le taux de renouvellement ressort à 100% dans un environnement de prix constant, pour un prix du baril de 110,96 $ / b si l’on exclut les acquisitions et les cessions. (9) 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. (10)Réserves prouvées et probables et ressources contingentes (quantités moyennes potentiellement récupérables des accumulations connues, Society of Petroleum En 2012, la production d’hydrocarbures a été de 2 300 kbep / j, en baisse de 2% par rapport à 2011, essentiellement en raison (cid:129) +4,5% liés aux démarrages et à la croissance des nouveaux projets ; (cid:129) -4% liés au déclin naturel des productions ; (cid:129) +1,5% liés aux variations de périmètre intégrant essentiellement les productions correspondant à la participation détenue dans Novatek nette de la cession de la participation dans CEPSA et de divers actifs de production au Royaume-Uni, en France, au Nigeria et au Cameroun ; (cid:129) -2% liés aux accidents d’Elgin en mer du Nord et d’Ibewa au Nigeria ; (cid:129) -1,5% liés aux conditions de sécurité au Yémen et à l’arrêt des productions en Syrie, partiellement compensés par le retour (cid:129) -0,5% lié aux effets prix (6). Asie - CEI 2 580 Mbep Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 111,13 $ / b) s’élèvent à 11 368 Mbep au 31 décembre 2012. Au niveau de production moyen de 2012, la durée de vie des réserves est de 13 ans. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (7), établies selon les règles de la SEC, ressort à 93%. Le taux de renouvellement organique des réserves prouvées (8) atteint pour sa part 100% dans un environnement de prix constant. Fin 2012, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (9) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2012 et des ressources (10) représentant plus de 45 ans de durée de vie. Dans le secteur Amont, TOTAL a pour ambition de maintenir une croissance des productions et une rentabilité au niveau des meilleurs de l’industrie sur le long terme. TOTAL évalue ses opportunités d’exploration en fonction de différents facteurs géologiques, techniques, politiques et économiques (y compris les questions d’ordre fiscal et contractuel), ainsi que des prévisions d’évolution des prix du pétrole et du gaz. Les découvertes et les extensions de champs existants représentent 77% des 2 016 Mbep de réserves prouvées supplémentaires du secteur Amont pour les trois années 2010, 2011 et 2012 (hors prise en compte, sur la même période, de la production et des prises ou cessions d’intérêts dans des réserves en terre). Le solde (23%) représente les révisions des estimations précédentes. Le volume des révisions durant cette période de trois ans est affecté significativement par l’augmentation successive des prix du baril de référence sur cette période (de 59,91 $ / b fin 2009 à 111,13 $ / b en 2012 pour le Brent) et par la baisse du prix de gaz onshore US (de 4,21 $ / Mbtu en 2011 à 2,85 $ / Mbtu en 2012 pour le Henry Hub) qui, ensemble, ont induit une baisse significative En 2012, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe se sont élevés à 2 634 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés), 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) et avaient été réalisés principalement en Norvège, au Royaume-Uni, en Angola, au Brésil, en Azerbaïdjan, en Indonésie, au Brunei, au Kenya, en Guyane Française et au Nigeria. En 2010, les investissements d’exploration des filiales consolidées du Groupe s’étaient élevés à 1 472 millions d’euros (y compris les bonus d’exploration inclus dans les coûts d’acquisition des permis non prouvés), réalisés notamment en Angola, en Norvège, au Brésil, au Royaume-Uni, aux États-Unis, en Indonésie, au Nigeria et au Brunei. Les investissements de développement des filiales consolidées de l’Exploration-Production se sont élevés à 14 milliards d’euros en 2012. Les principaux investissements ont été réalisés 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 des filiales consolidées de l’Exploration-Production 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 en Thaïlande. En 2010, les investissements de développement s’étaient élevés à 8 milliards d’euros, réalisés principalement en Angola, au Nigeria, au Kazakhstan, en Norvège, en Indonésie, en République du Congo, au Royaume-Uni, aux États-Unis, au Canada, en Thaïlande, au Gabon et en Australie. 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 contractuelles, 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 2012, 2011 et 2010, figurent dans le chapitre 10 (Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées)). 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 10 (Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées)). La révision de la norme 4-10 de la réglementation S-X de la SEC requiert de calculer les réserves prouvées au 31 décembre, à compter de l’année 2009, sur la base d’un prix moyen annuel de référence, calculé à partir de la moyenne arithmétique du prix des premiers jours de chaque mois de l’année, à l’exception des cas où les prix sont définis contractuellement, sans actualisation. Les prix moyens du Brent retenu comme référence pour les années 2012, 2011 et 2010 sont respectivement 111,13 $ / b, 110,96 $ / b et 79,02 $ / b. 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 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, au Kazakhstan et en Russie). Au 31 décembre 2010, les réserves prouvées de pétrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 695 Mbep (dont 53% de réserves prouvées développées). Les liquides (pétrole brut, condensats, liquides de gaz naturel et bitume) représentaient environ 56% de ces réserves et le gaz naturel 44%. Ces réserves étaient situées en Europe (principalement en Norvège et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et 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 Indonésie et au Kazakhstan). Une variation du prix de référence entraîne une variation inverse non proportionnelle des réserves associées aux contrats de partage de production et aux contrats de service à risques (représentant ensemble près de 25% des réserves de TOTAL au 31 décembre 2012). En effet, TOTAL dispose, en vertu de ces contrats, d’une partie de la production dont la vente doit permettre le remboursement de ses dépenses. Plus les prix sont élevés, plus le nombre de barils nécessaire au remboursement d’un même coût est faible. Par ailleurs, la quantité de barils récupérable au titre de ces contrats peut aussi varier en fonction de critères tels que la production cumulée, le taux de retour sur investissements ou le ratio revenus sur dépenses cumulées. Cette baisse est en partie compensée par un allongement de la durée d’exploitation économique des champs. Toutefois, l’effet de cet allongement est généralement inférieur à celui de la baisse des réserves associées aux contrats de partage de production ou de contrats de service à risques. Pour cette raison, une hausse des prix se traduit globalement par une baisse des réserves de TOTAL. De plus, des variations du prix du baril de référence pour les réserves prouvées impactent les volumes de royalties au Canada donc les 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 Les liquides ont représenté environ 53% et le gaz naturel 47% de la production globale de TOTAL en 2012. 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 2012, comme en 2011 et 2010, l’essentiel de la production de liquides du secteur Amont (voir tableau « Ressources et débouchés de pétrole brut » au paragraphe 3.2.1. La production de gaz naturel de TOTAL est majoritairement vendue dans le cadre de contrats à long terme. Toutefois, sa production nord-américaine est pour l’essentiel vendue sur des marchés spot ainsi qu’une partie de sa production britannique, norvégienne et argentine. Les contrats à long terme dans le cadre desquels TOTAL vend sa production de gaz naturel prévoient généralement un prix lié, entre autres facteurs, aux prix moyens du pétrole brut et d’autres produits pétroliers ainsi que, dans certains cas, à l’indice du coût de la vie. Bien que le prix du gaz naturel ait tendance à fluctuer dans le sillage de celui du pétrole brut, il s’écoule un certain laps de temps avant que les variations des prix du pétrole brut n’aient un impact sur les prix du gaz naturel. Du fait de la corrélation entre le prix contractuel du gaz naturel et les prix du pétrole brut, les prix contractuels ne sont généralement pas affectés par les fluctuations à court terme du prix du gaz naturel spot. Certains de ces contrats long-terme, notamment en Argentine, en Indonésie, au Nigeria, en Norvège, au Qatar et en Russie prévoient la livraison de quantités de gaz naturel, qui peuvent être ou ne pas être fixes et déterminables. Les contrats portant sur de tels engagements de livraison diffèrent de façon significative aussi bien sur leur durée que sur leur champ d’application. Par exemple, dans certains cas, les contrats exigent la livraison de gaz naturel en tant que de besoin et dans d’autres cas, la livraison de volumes de gaz naturel variant sur différentes périodes. Néanmoins, TOTAL évalue le montant des quantités fixes et déterminables de gaz devant être livré sur la période 2013-2015 à 4 070 milliards de pieds cubes. Le Groupe prévoit de satisfaire l’essentiel de ces engagements grâce à la production de ses réserves prouvées de gaz naturel et, si nécessaire, pourrait recourir au marché spot (voir chapitre 10, Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées)). Liquides Gaz Total Liquides Gaz Total Liquides Gaz Total kb / j naturel kbep / j kb / j naturel kbep / j kb / j naturel kbep / j Chine - 7 1 - - - - - - Iran - - - - - - 2 - 2 Irak 6 - 6 - - - - - - (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 2012 (a) Kuito, BBLT, Tombua-Landana (bloc 14) (20,00%) Oombo (bloc 3 / 91) (50,00%) Zones 15, 16 & 32 (75,00%) (b) Zones 70 & 87 (75,00%) (b) Zones 129 & 130 (30,00%) (b) Zones 130 & 131 (24,00%) (b) Shell Petroleum Development Company (SPDC 10,00%) Plusieurs actifs dans la zone de Barnett Shale (25,00%) (c) Plusieurs actifs dans la zone de l’Utica Shale (25,00%) (c) Plusieurs actifs dans l’UJV GLNG (27,50%) (d) Plusieurs champs au travers de la participation Abu Dhabi-Abu Al Bu Khoosh (75,00%) Kharir / Atuf (bloc 10) (28,57%) Divers champs onshore (bloc 6) (4,00%) (j) Champ de Mukhaizna (bloc 53) (2,00%) (k) North Field-Qatargas 2 Train 5 (16,70%) 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 de TOTAL dans le consortium étranger. (c) Participation de TOTAL dans la joint venture avec Chesapeake. (d) Participation de TOTAL dans l’uncorporated joint venture. (e) 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%. (f) TOTAL détient une participation indirecte de 46,17% dans le champ d’Elgin- Franklin via EFOG. (g) Participation de 13,33% via ADMA (société mise en équivalence). TOTAL est également associé aux opérations de Abu Dhabi Marine Operating Company. (h) Participation de 9,50% via ADPC (société mise en équivalence). TOTAL est également associé aux opérations de Abu Dhabi Company For onshore Oil Operation. (i) TOTAL détient une participation de 18,75% dans le consortium. (j) TOTAL détient une participation directe de 4,00% dans Petroleum Development Oman LLC, opérateur du bloc 6 dans lequel TOTAL détient une participation indirecte de 4,00% via Pohol (société mise en équivalence). Le Groupe détient également une participation de 5,54% dans l’usine de liquéfaction d’Oman LNG (trains 1 et 2), et une participation indirecte de 2,04% via OLNG dans Qalhat LNG (train 3). (k) TOTAL détient une participation directe de 2,00% dans le bloc 53. (l) Opéré par la société DEZPC détenue à 50,00% par TOTAL et 50,00% par GPC. À la suite de l’extension des sanctions de l’Union européenne contre la Syrie le 1er décembre 2011, TOTAL a cessé ses activités contribuant à la production d’hydrocarbures en Syrie. Pour une information sur les restrictions juridiques américaines et européennes en rapport avec les activités du Groupe en Syrie, consulter le chapitre 4 (Facteurs de risques). En 2012, la production de TOTAL en Afrique s’est établie à 713 kbep / j, représentant 31% de la production totale du Groupe, contre 659 kbep / j en 2011 et 756 kbep / j en 2010. En Algérie, la production de TOTAL s’est établie à 23 kbep / j pour l’année 2012, contre 33 kbep / j en 2011 et 41 kbep / j en 2010. Ces baisses s’expliquent notamment par la cession de la participation de TOTAL dans CEPSA (48,83%) finalisée en juillet 2011. La production du Groupe provient désormais intégralement du champ de TFT (Tin Fouyé Tabenkort, 35%). TOTAL détient également des intérêts de 37,75% et de 47% respectivement dans les projets de développement gazier de Timimoun et d’Ahnet. – Sur le champ de TFT, le plateau de production se maintient – À la suite de l’approbation fin 2010 par l’agence nationale ALNAFT du plan de développement, le Groupement Timimoun, opérateur du développement et de l’exploitation du champ, a été constitué. Les réponses à l’appel d’offres principal pour la construction de l’usine sont en cours d’analyse. Une sismique 3D a démarré fin décembre 2012. La production de gaz commercial devrait démarrer fin 2016 avec un plateau estimé de 1,6 Gm3 / an (160 Mpc / j). – Dans le cadre du projet Ahnet, le volet technique d’un plan de développement a été présenté aux autorités en juillet 2011. Les discussions se poursuivent avec les partenaires du projet et les autorités. Le plateau de production envisagé est de 4 Gm3 / an (400 Mpc / j) à compter de fin 2017. En Angola, la production du Groupe s’est établie à 179 kbep / j en 2012, contre 135 kbep / j en 2011 et 163 kbep / j en 2010. Elle provient principalement des blocs 0,14 et 17. Les années 2010 à 2012 ont été marquées par le lancement du projet CLOV en août 2010, le démarrage de la production de Pazflor en août 2011, par de nombreuses découvertes sur les blocs 15 / 06 et 17 / 06, et enfin par la prise de participations dans les blocs 25, 39 et 40 – 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 – Sur le bloc 0, le développement de Mafumeira Sul (10%) a été approuvé par les partenaires et les autorités. Ce projet est la deuxième phase de développement du champ de Mafumeira. Le démarrage de la production est prévu pour 2015. – Sur le bloc 32 (30%, opérateur), situé en offshore très profond, les travaux d’appréciation se poursuivent et des études d’ingénierie de base sont en cours pour le projet Kaombo. Ces études devraient permettre le développement des découvertes de la partie Sud-Est du bloc grâce à deux FPSO dont la capacité attendue est de 100 kb / j chacun. Les appels d’offres sont en cours et la décision finale d’investissement devrait être prise courant 2013. – 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. TOTAL est présent sur les blocs d’exploration 33 (55%, opérateur), opérateur). Le Groupe envisage de forer des objectifs antésalifères TOTAL est également présent dans le GNL au travers du projet Angola LNG (13,6%) qui comprend une usine de liquéfaction de gaz à proximité de Soyo. L’usine sera alimentée en particulier par le gaz associé aux productions des blocs 0, 14, 15, 17 et 18. Les travaux de construction sont achevés et le démarrage est prévu mi-2013. Au Cameroun, 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%. Depuis, le Groupe ne détient plus d’actifs d’exploration ni de production dans le pays. La production s’était élevée à 3 kbep / j en 2011 et 9 kbep / j en 2010. En Côte d’Ivoire, TOTAL est présent sur quatre permis d’exploration TOTAL est opérateur des permis CI-100 (60%) et depuis février 2012, CI-514 (54%) et détient également depuis février 2012 des participations sur les permis CI-515 (45%) et CI-516 (45%). Une sismique 3D complète a été réalisée sur le permis CI-100 et un premier forage d’exploration a démarré début janvier 2013. Ce permis, situé à environ 100 km au sud-est d’Abidjan, s’étend sur près de 2 000 km2 par des profondeurs d’eau comprises entre 1 500 mètres et 3 100 mètres. La production de Pazflor, composé des champs de Perpetua, Zinia, Hortensia et Acacia, démarrée en août 2011, a été de 196 kb / j 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 au mois de décembre 2012. Les données sont en cours d’interprétation. Le développement de CLOV a été lancé en 2010. Il conduira à l’installation d’un quatrième FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) d’une capacité de 160 kb / j. Le démarrage de la production est prévu en 2014. – Sur le bloc 14 (20%), la production du champ de Tombua-Landana a démarré en 2009. Elle complète les productions de Benguela- – Le développement du champ de Lianzi (10%) a été approuvé en 2012\. Situé dans la zone d’unitisation offshore entre l’Angola et la République du Congo, le gisement sera développé à l’aide d’un raccordement à la plateforme existante de Benguela-Belize- Lobito-Tomboco (bloc 14). Le démarrage de la production est En Égypte, à la suite de l’accord de concession signé en 2010, TOTAL est opérateur du bloc 4 (El Burullus Offshore Est). En janvier 2013, TOTAL a cédé une participation de 40% dans le bloc 4 et reste opérateur de ce permis avec un intérêt de 50%. Le permis, situé dans le bassin du Nil où de nombreuses découvertes de gaz ont déjà été réalisées, couvre une période d’exploration initiale de quatre ans et comporte des obligations de travaux sismiques 3D et de forage de puits d’exploration. À la suite de la campagne sismique 3D de 3 374 km2 réalisée en 2011, un forage est en cours de préparation et devrait être réalisé en 2013. Au Gabon, la production du Groupe s’est élevée à 57 kbep / j Les activités d’exploration et de production du Groupe au Gabon sont principalement menées au travers de Total Gabon (1), l’une des plus anciennes filiales du Groupe en Afrique subsaharienne. – Sur le champ d’Anguille, dans le cadre du projet de redéveloppement, la plateforme AGM Nord à partir de laquelle vingt et un puits de développement supplémentaires doivent être forés, a été installée sur le site au mois de janvier 2012. La campagne de forage a démarré au début du deuxième trimestre 2012 et la production à partir de cette plateforme est prévue en 2013 avec une capacité de 20 kbep / j. – Sur le permis offshore profond de Diaba, Total Gabon (opérateur) a cédé, en juin 2012, une partie de sa participation qui est désormais de 42,5%. Une sismique 3D de 6 000 km2 a été acquise en 2010 et a été traitée et interprétée. Un premier forage d’exploration est prévu au premier semestre 2013. – Total Gabon est entré en 2010 dans les permis d’exploration onshore de Mutamba-Iroru (50%), DE7 (30%) et Nziembou (20%). À la suite d’un forage d’exploration négatif sur le permis DE7, Total Gabon est sorti de ce permis en 2011. En 2012, après un retraitement des données sismiques existantes, le puits Nguongui-updip a été foré sur le permis de Mutamba-Iroru et a mis en évidence la présence d’hydrocarbures. Des travaux complémentaires devront être effectués pour évaluer la commercialité de cette découverte. Sur le permis Nziembou, une acquisition sismique 2D a été effectuée en 2012 et un puits d’exploration devrait être foré en 2014. Au Kenya, TOTAL a acquis en septembre 2011 une participation de 40% dans cinq permis offshore du bassin de Lamu, les permis L5, L7, L11a, L11b et L12 représentant une surface totale de plus de 30 600 km2, par des profondeurs d’eau comprises entre 100 mètres de sismique 3D réalisée pendant la période d’exploration initiale, 25% de la superficie des cinq blocs ont été rendus et il a été décidé de forer deux puits d’exploration en 2013 sur les blocs L7 et L11b. Le Groupe a également acquis, en juin 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 En Libye, la production du Groupe s’est élevée à 62 kb / j en 2012, contre 20 kb / j en 2011 et 55 kb / j en 2010. TOTAL est présent 129 & 130 (30% (2)) et 130 & 131 (24% (2)) et bloc NC191 (100% (2), En 2012, la production a retrouvé son niveau antérieur aux événements de 2011 dans le pays qui avaient conduit à une interruption de la production à partir de fin février 2011. – Sur les zones offshore 15, 16 et 32, la production a repris en septembre 2011 et a atteint très rapidement le niveau antérieur de production. Le démarrage du forage de deux puits d’exploration est prévu au deuxième trimestre 2013. – Sur les zones onshore 70 et 87, la production a redémarré en janvier 2012. La remontée au niveau du plateau a été progressive. Par ailleurs, le Groupe poursuit le développement des champs de Dahra et Garian pour un démarrage de production envisagé – Sur les zones onshore 129, 130 et 131, la production a repris en octobre 2011 avec un retour au plateau de production en 2012. La campagne sismique démarrée sur ces blocs avant les – Dans le bassin onshore de Murzuk, à la suite du succès du forage d’appréciation de la découverte réalisée sur une partie du bloc NC 191, un plan de développement a été soumis aux autorités en 2009. Après l’interruption liée aux événements de 2011 dans le pays, les discussions ont repris avec les autorités. À Madagascar, TOTAL a pris en 2008 une participation de 60% et le rôle d’opérateur sur le permis de Bemolanga 3102 pour apprécier les accumulations de grès bitumineux existantes sur ce permis. L’exploitation des grès bitumineux n’étant plus considérée, TOTAL s’oriente vers l’exploration d’hydrocarbures conventionnels. L’exploration conventionnelle du bloc devrait se poursuivre en 2013 avec une sismique 2D après l’approbation d’une extension supplémentaire de deux ans par les autorités malgaches de la Au Maroc, une autorisation de reconnaissance a été attribuée en décembre 2011 à TOTAL et à l’ONHYM (Office national des hydrocarbures et des mines) pour une zone en mer de 100 000 km2. En 2012, le Groupe a mené des études géologiques et réalisé une étude du fond marin. En décembre 2012, l’autorisation de reconnaissance a été prolongée d’un an et une campagne d’acquisition sismique 3D de 5 000 km2 a démarré fin 2012. En Mauritanie, le Groupe est présent dans l’exploration sur les permis Ta7 et Ta8 (60%, opérateur), situés dans le bassin de Taoudenni. En janvier 2012, TOTAL (90%, opérateur) a acquis une participation dans deux permis d’exploration : le bloc C9 en mer très profonde et le bloc Ta29 situé à terre dans le bassin – Sur le permis Ta7, à la suite de la campagne d’acquisition sismique 2D effectuée en 2011 un programme de forage a été préparé. Les opérations de forage du puits Ta7-1 ont démarré – Sur le permis Ta8, le forage du puits d’exploration s’est achevé en 2010. Les résultats du puits ont été décevants. – Sur le bloc Ta29, une sismique 2D de 900 km2 a été acquise – Sur le bloc C9, une campagne de sismique 3D a démarré fin Au Mozambique, en septembre 2012, TOTAL a acquis une participation de 40% dans le contrat de partage de production des blocs offshore zone 3 & zone 6. Situés dans le bassin prolifique de la Rovuma, ces deux blocs couvrent une superficie totale de 15 250 km², par des profondeurs d’eau comprises entre 0 mètre et 2 500 mètres. Le forage d’un puits d’exploration a été réalisé en 2012. L’analyse des résultats est en cours. Au Nigeria, la production du Groupe s’est établie à 279 kbep / j en 2012, contre 287 kbep / j en 2011 et 301 kbep / j en 2010. Ce niveau de production fait du Nigeria le premier pays contributeur aux (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. productions du Groupe en 2012. TOTAL, établi au Nigeria depuis 1962, opère sept permis de production (OML) sur les trente-huit auxquels il participe et deux permis d’exploration (OPL) sur les cinq auxquels il participe. TOTAL est aussi l’opérateur du bloc 1 (exploration) sur la Joint Development Zone (JDZ, administrée conjointement par le Nigeria et São Tomé-et-Principe). Le Groupe est également présent dans le GNL au travers de Nigeria LNG et du projet Brass LNG. S’agissant des variations récentes de domaines miniers : – TOTAL a annoncé en novembre 2012 la signature d’un accord de cession portant sur sa participation de 20% dans le bloc OML 138, comprenant le champ d’Usan. Cet accord est soumis – TOTAL (opérateur) a porté en 2011 de 45,9% à 48,6% son intérêt dans le bloc 1 de la JDZ. – La cession des 10% d’intérêts du Groupe détenus au travers de l’association opérée par Shell Petroleum Development Company (SPDC) dans les blocs OML 26 et 42 a été finalisée en 2011 et dans les blocs OML 30, 34 et 40 en 2012. Les blocs OML 4, 38 et 41 avaient été cédés en 2010. – TOTAL détient 15% de l’usine de liquéfaction Nigeria LNG, située sur l’île de Bonny, dont la capacité totale s’élève à 22 Mt / an de GNL. Par ailleurs, les travaux préliminaires au lancement du projet d’usine de liquéfaction de gaz de Brass LNG (17%), qui comprend la construction de deux trains d’une capacité de 5 Mt / an chacun, se sont poursuivis en 2012. Les appels d’offres pour la construction de l’usine et des installations de chargement sont en cours. TOTAL continue de renforcer sa capacité à assurer l’approvisionnement des projets GNL auxquels il participe et à répondre à la croissance de la demande intérieure en gaz : – 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). La seconde phase du projet concernera le développement de réserves Fin mars 2012, un accident de forage sur l’OML 58 a entrainé l’arrêt des installations. L’accident a été résolu et la production a pu reprendre progressivement à partir de juin 2012. En octobre 2012, les installations ont été à nouveau arrêtées et mises en sécurité en raison de crues exceptionnelles. La production a pu – Sur les permis OML 112 / 117 (40%), TOTAL a poursuivi en 2012 les études de développement du champ de gaz d’Ima. – 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 à l’horizon 2016 (capacité estimée : 55 kbep / j). – Sur le permis OML 102 (40%, opérateur), TOTAL poursuit le développement du projet Ofon phase 2 lancé en 2011, pour une capacité attendue de 60 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 – TOTAL a foré en 2012 en mer profonde trois puits d’exploration : Obo et Enitimi sur le bloc 1 de la JDZ et Owowo sur l’OPL 223. – Sur le permis OML 130 (24%, opérateur), le champ d’Akpo est à son plateau de production de 225 kbep / j depuis 2010. Le Groupe poursuit activement les travaux sur le champ d’Egina (capacité de 200 kbep / j) pour lequel un plan de développement a été approuvé par les autorités compétentes. Les appels d’offres sont en cours et les contrats devraient être signés au second – Sur le permis OML 138 (20%, opérateur), TOTAL a démarré la production sur le champ offshore d’Usan en février 2012 (180 kb / j, capacité du FPSO) qui a atteint fin 2012 le niveau de 120 kbep / j. Comme indiqué ci-dessus, TOTAL a signé en novembre 2012 un accord portant sur la vente de sa participation de 20% dans le bloc OML 138. Cet accord est soumis à l’approbation des autorités compétentes attendu en 2013. – La production non opérée du Groupe au Nigeria provient en grande partie de l’association SPDC, dans laquelle TOTAL détient une participation de 10%. La production de gaz de l’association SPDC a été soutenue en 2011 du fait de la contribution du projet Gbaran- Ubie, qui a démarré courant 2010. Cependant, la forte augmentation du détournement de pétrole en 2012 a pénalisé la production onshore et a eu un impact sur l’intégrité des installations et sur l’environnement. TOTAL détient également un intérêt de 12,5% dans l’association Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCO) qui opère en particulier le permis OML 118. Sur ce dernier permis, le champ de Bonga contribue en 2012, à hauteur de 15 kbep/j aux productions du Groupe. – En mer profonde, les partenaires ont poursuivi en 2012 le développement du projet Bonga Nord-Ouest sur le permis En Ouganda, TOTAL a finalisé en février 2012 l’acquisition d’une participation de 33,33%, dans les licences EA-1, EA-1A et EA-2, la nouvelle licence de Kanywataba et la licence de production de Kingfisher. Toutes ces licences sont situées dans la région du Lac Albert où des ressources en huile ont déjà été mises en évidence. TOTAL est l’opérateur de EA-1 et EA-1A et partenaire sur les autres licences. TOTAL et ses partenaires ont engagé un programme d’exploration et d’appréciation en 2012 et au-delà. – Le puits d’exploration de Kanywataba a été foré en juin 2012. La licence a expiré en août 2012 et a été rendue aux autorités suite aux résultats négatifs du puits. – La licence d’exploration EA-1A est arrivée à expiration en février 2013, à l’issue d’une campagne de plusieurs forages d’exploration. – Sur la licence d’appréciation EA-1, une campagne de forages d’appréciation, des tests de production et une acquisition de sismique 3D est prévue sur 2012-2014. Cinq plans de développement sont à remettre aux autorités d’ici la fin 2013 (Ngiri, Jobi-Rii, Mpyo, Gunya et Jobi East). – Sur la licence d’appréciation EA-2, la campagne de forages d’appréciation et les tests de production commencés en 2012 se poursuivent en 2013. Plusieurs plans de développement sont à remettre aux autorités d’ici la fin 2013 (Waraga, Kasamene, Wahrindi, Kigogole, Ngege, Ngara et Nsoga). – Le plan de développement de la licence de production EA-3 du champ de Kingfisher a été finalisé par l’opérateur en novembre 2012 et remis aux autorités pour approbation. En République du Congo, la production du Groupe s’est élevée à 113 kbep / j en 2012, contre 123 kbep / j en 2011 et 120 kbep / j en 2010. – Dans la zone d’unitisation offshore située entre la République du Congo et l’Angola, le développement du champ de Lianzi (26,75%) a été approuvé en 2012 et sera réalisé au moyen d’un raccordement avec la plateforme existante Benguela-Belize- Lobito-Tomboco (bloc 14 situé en Angola). Le démarrage de la production est prévu pour 2015. – Le champ offshore Moho Bilondo (53,5%, opérateur) a atteint un plateau de production de 90 kbep / j mi-2010. Le déclin L’existence de ressources additionnelles dans la partie Sud du permis confirmée en 2010, permet d’envisager un développement complémentaire à partir des installations existantes (« Phase 1bis »). Les études d’ingénierie de base ont été terminées en 2012. Différents accords portant sur l’aménagement des conditions contractuelles et fiscales applicables au permis Moho Bilondo ont été signés avec les autorités en juillet 2012 et approuvés par une loi en octobre 2012, déclenchant le développement de la partie nord de la licence, dont le potentiel a été soutenu par l’évaluation et des puits d’exploration forés en 2008 et 2009 (projet Moho Nord). Les études d’ingénierie de base ont été Le lancement des projets Phase 1bis et Moho Nord a eu lieu en mars 2013, pour des démarrages de production respectivement envisagés en 2015 et 2016. Les capacités de production estimées sont d’environ 140 kbep / j en 2017 (Phase 1bis : 40 kbep / j ; Moho Nord : 100 kbep / j). – La mise en production de Libondo (65%, opérateur), situé sur le permis d’exploitation Kombi-Likalala-Libondo a eu lieu en mars 2011\. Le plateau de production a atteint 12 kbep / j en 2011. Une part substantielle des équipements a été réalisée localement à Pointe-Noire grâce au redémarrage d’un chantier de construction En République Démocratique du Congo, à la suite de l’ordonnance présidentielle approuvant 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. En République du Soudan du Sud, TOTAL détient un intérêt sur le bloc B et négocie avec les autorités du pays la reprise des activités d’exploration dans cette zone. Depuis l’indépendance de la République du Soudan du Sud le 9 juillet 2011, TOTAL n’est En 2012, la production de TOTAL en Amérique du Nord s’est établie à 69 kbep / j, représentant 3% de la production totale du Groupe, contre 67 kbep / j en 2011 et 65 kbep / j en 2010. Au Canada, TOTAL a finalisé en mars 2011 un partenariat avec la compagnie Suncor relatif aux projets miniers de Fort Hills et Joslyn, et à l’upgrader Voyageur. Ce partenariat permet de réorganiser autour de deux grands pôles le portefeuille des différents actifs acquis par le Groupe ces dernières années dans les sables bitumineux : 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 et upgrading qui regroupe les projets miniers de Joslyn (38,25%) opéré par TOTAL, de Fort Hills (39,2%) et le projet d’upgrader Voyageur (49%) opérés tous deux par Suncor. Le Groupe détient également 50% du projet minier de Northern Lights (opérateur) et plusieurs permis de sables bitumineux à 100% acquis lors de ventes aux enchères successives. En 2012, la production du Groupe s’est élevée à 12 kbep / j contre 11 kbep / j en 2011 et 10 kbep / j en 2010. – Sur le permis de Surmont, la production commerciale en mode SAGD correspondant à la première phase de développement s’élève en 2012 à environ 25 kbep / j de bitume à partir de quarante paires de puits. En 2013, l’opérateur prévoit de forer des puits additionnels et de continuer les conversions du mode d’activation des puits existants de gas lift en pompage électrique (ESP) afin d’en augmenter la production. Par ailleurs, un projet de dégoulottage de la phase 1 est en cours (addition d’une 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. En avril 2011, les autorités ont délivré un permis autorisant un niveau de production (phases 1 et 2) pouvant atteindre 136 kbep / j. – Le permis de Joslyn devrait être exploité par techniques minières. Après les auditions publiques en 2010, et l’accord en 2011 des autorités provinciales et fédérales canadiennes pour un projet de 100 kbep / j, les études d’engineering, incluant une revue du design pour optimiser la capacité de production du projet Joslyn North Mine, sont en cours. Des travaux préliminaires sur site ont été lancés (drainage des eaux de surface et génie civil). – TOTAL a finalisé en septembre 2010 l’acquisition de la société UTS et de son principal actif : un intérêt de 20% dans le permis de Fort Hills. En 2011, dans le cadre de leur partenariat, TOTAL a racheté à Suncor un intérêt supplémentaire de 19,2% dans ce permis, portant sa participation à 39,2%. Les études d’avant- projet sont en cours ainsi que les travaux de préparation du site. Le projet minier de Fort Hills a reçu l’approbation des autorités pour une première phase de développement d’une capacité pouvant atteindre 180 kbep / j. L’achèvement des études de pré-projet, en juin 2012, a permis le démarrage des études de basic engineering, actuellement en cours, en vue d’une décision finale d’investissement attendue en 2013. Certains contrats de travaux d’engineering ont déjà été adjugés. – TOTAL a également acquis en décembre 2010 un intérêt de 49% dans le projet d’upgrader Voyageur, opéré par Suncor, situé dans la province canadienne de l’Alberta et destiné à traiter le bitume des mines de Fort Hills et Joslyn. En 2012, l’estimation du coût de ce projet et les évolutions des marchés du brut en Amérique du Nord en ont modifié les perspectives stratégiques et écono - miques. En conséquence les partenaires TOTAL et Suncor ont lancé une revue stratégique conjointe du plan de développement de l’upgrader Voyageur. Cette revue détaillée a inclus notamment l’optimisation du plan de développement, des études logistiques d’évacuation des productions et les implications des évolutions possibles du projet. Dans l’attente de la finalisation de cette revue, les dépenses de développement avaient été réduites au minimum pendant cette période, et ce jusqu’à ce qu’une décision sur le plan de développement soit prise conjointement par les deux 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. Les développements des mines de Fort Hills et Joslyn ne sont pas remis en cause par cette cession et sont poursuivis selon les études logistiques d’évacuation des productions menées conjointement avec Suncor (se reporter au chapitre 7, point 6.). – Le Groupe détient par ailleurs une participation de 50% dans le projet Northern Lights qui devrait être exploité par techniques minières. Aux États-Unis, la production du Groupe s’est établie à 57 kbep / j en 2012, contre 56 kbep / j en 2011 et 55 kbep / j en 2010. – Dans le golfe du Mexique : \- Le champ d’huile de Tahiti (17%), situé en offshore profond, a atteint son pic de production (135 kbep / j) en 2009. La phase 2, lancée en septembre 2010, comprend le forage de quatre puits injecteurs et de deux puits producteurs. L’injection d’eau, qui vise à limiter le déclin des puits, a démarré en février 2012. Le deuxième puits producteur est en cours de forage. \- Le puits Chinook 4 sur le projet offshore profond Chinook (33,33%) a été mis en production au troisième trimestre 2012. Des forages complémentaires sont prévus, dont un puits \- La campagne de forage d’exploration de l’alliance TOTAL (40%) – Cobalt (60%, opérateur) avait été lancée en 2009. Les forages des trois premiers puits avaient donné des résultats décevants. Cette campagne, interrompue en raison du moratoire sur les forages en eaux profondes décidé en 2010 par l’administration américaine, a repris en 2012 avec le forage du puits Ligurian 2 et du puits North Platte. En décembre 2012, une importante découverte d’huile a été réalisée sur ce dernier puits. Des travaux d’appréciation sont prévus. – Une joint venture avec Chesapeake, pour la production de gaz de schiste dans le bassin de Barnett Shale au Texas, a été créée à la suite d’un accord signé fin 2009. Au travers de cette joint venture, TOTAL détient 25% du portefeuille de Chesapeake dans cette zone. En 2011, 300 forages supplémentaires environ ont été réalisés pour permettre une production de gaz atteignant, fin 2011, 1,4 Gpc / j. En 2012, compte tenu de la baisse des prix du gaz aux États-Unis, l’activité de forage a été fortement réduite et environ cent puits ont été forés. Le raccordement de certains puits supplémentaires, forés en 2011, a contribué au maintien TOTAL a signé fin 2011 un accord créant une joint venture avec Chesapeake et EnerVest. Selon les termes de cet accord, le Groupe a acquis une participation de 25% dans les gisements de gaz de schiste de l’Utica (Ohio), riches en liquides, détenus par Chesapeake et EnerVest. En 2012, plus d’une centaine de puits ont été forés et quarante-sept ont été raccordés Des ingénieurs de TOTAL sont détachés dans les équipes – 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. Le pilote d’exploitation de cette technologie est en cours – En mars 2012, TOTAL a finalisé une joint venture 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. – En octobre 2012, TOTAL a finalisé un accord pour l’achat d’environ 30 000 acres 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 2012, la production de TOTAL en Amérique du Sud s’est élevée à 182 kbep / j, représentant 8% de la production totale du Groupe, contre 188 kbep / j en 2011 et 179 kbep / j en 2010. En Argentine, TOTAL, présent depuis 1978, a opéré 30% (1) de la production de gaz du pays en 2012. La production du Groupe s’est – En Terre de Feu, le Groupe opère notamment les champs offshore de Carina et d’Aries (37,5%). Suite à la réévaluation des réserves du champ de Carina, deux 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 615 Mpc / j jusqu’à l’entrée en service du champ de Vega Pleyade 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 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 des tests de production réalisés sur les puits forés au cours de cette campagne sont positifs et les analyses se poursuivent. La production conventionnelle En Bolivie, la production du Groupe, essentiellement gazière, s’est établie à 27 kbep / j en 2012, contre 25 kbep / j en 2011 et 20 kbep / j en 2010. TOTAL est présent sur six permis : trois permis en production, San Alberto et San Antonio (15%) et bloc XX Tarija Oeste (41%), et trois permis en phase d’exploration ou d’appréciation, Aquio et Ipati (80%, opérateur) et Rio Hondo (50%). – La production du champ de gaz à condensats d’Itaú, situé sur le bloc XX Tarija Oeste, a démarré en février 2011. Elle est acheminée vers les infrastructures existantes du champ voisin de San Alberto. \- Le Groupe a vendu en 2010 ses participations dans les deux – Dans le bassin du Neuquén, TOTAL a démarré en 2011 une (1) Source : ministère de la Planification fédérale, Investissement public et services, Secrétariat à l’Énergie. Début 2011, TOTAL a cédé 34% d’intérêt et le rôle d’opérateur dans le bloc XX Tarija Oeste, ramenant sa participation à 41%. En 2012, le développement de la phase 2, approuvé par les autorités locales en 2011 s’est poursuivi et devrait permettre de porter la production du champ de 1,5 Mm3 / j à 4,5 Mm3 / j dans le courant de l’année 2013. 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 24 100 km² par des profondeurs d’eau allant de 200 mètres à 3 000 mètres. Fin 2011, le permis de recherche a été prolongé jusqu’au 31 mai 2016 – Le Groupe a découvert en 2004 le gisement de gaz d’Incahuasi, situé sur le bloc d’Ipati. En 2011, un puits d’appréciation a permis de confirmer l’extension de la découverte vers le nord sur le bloc adjacent d’Aquio. TOTAL a alors déposé une déclaration de commercialité pour les blocs d’Aquio et d’Ipati approuvée par les autorités locales en 2011. Des travaux d’appréciation complémentaires sont en cours avec, notamment, le forage en janvier 2012 d’un deuxième puits sur le bloc d’Ipati avec des résultats encourageants. En décembre 2012, TOTAL a soumis aux autorités un plan de développement de la phase 1 du projet incluant deux puits reliés à une usine de traitement d’une capacité de 6,5 Mm3 / j pour laquelle les appels d’offres ont été lancés. Un troisième puits d’appréciation, qui devrait être foré en 2013, sera raccordé à la phase 1 du projet en cas de succès. Au Brésil, le Groupe détient des participations dans trois permis d’exploration : les blocs BC-2 (41,2%) et BM-C-14 (50%), situés dans le bassin de Campos, et le bloc BM-S-54 (20%) situé dans – Le champ de Xerelete est pour l’essentiel situé sur le bloc BC-2, une extension se situant sur le bloc BM-C-14. En 2012, TOTAL est devenu l’opérateur du champ. À la suite d’un retraitement sismique, un prospect antésalifère a été mis en évidence sous la découverte de Xerelete réalisée en 2001 par 2 400 mètres de profondeur d’eau. Suite à l’approbation des autorités, TOTAL prévoit de reprendre des activités de forage sur le bloc fin 2013. – Sur le bloc BM-S-54, un premier puits au niveau de l’antésalifère a été foré fin 2010 sur la structure de Gato do Mato et a rencontré une colonne d’huile significative. Une campagne d’exploration / délinéation a été conduite sur le bloc d’octobre 2011 à juillet 2012. Elle a permis le forage d’une deuxième structure (Epitonium) identifiée sur le bloc BM-S-54, de tester la productivité du puits foré en 2010 et de réaliser le forage d’un puits d’appréciation dans la partie nord de la structure de Gato do Mato. Les résultats encourageants obtenus sur Gato do Mato sont actuellement en cours d’analyse afin de définir les prochaines étapes de l’appréciation du champ. En Colombie, où TOTAL est présent depuis 1973, la production du Groupe s’est établie à 6 kbep / j en 2012, contre 11 kbep / j en 2011 et 18 kbep / j en 2010. En 2011, la baisse de production s’expliquait notamment par la cession de la participation de TOTAL dans CEPSA, finalisée en juillet 2011. En 2012, la baisse de la production s’explique par la cession en octobre 2012 de TEPMA BV, filiale à 100% du Groupe, qui détenait la participation dans le champ de Cusiana. Cette opération comprend également la cession des participations dans les pipelines OAM et ODC. TOTAL a réduit en 2011 sa participation à 5,2% dans l’oléoduc d’Ocensa en vendant 10% de cet actif. Sur le permis d’exploration de Niscota (50%), après la découverte de Huron-1 en 2009 et une acquisition sismique 3D réalisée en 2010 sur cette découverte, le premier puits d’appréciation Huron-2 a également trouvé des hydrocarbures et devrait être testé au cours du deuxième trimestre 2013. Un second puits d’appréciation Huron-3 est en cours de forage. Les études conceptuelles de développement ont été lancées pour une déclaration de commercialité prévue fin 2013. Après avoir acquis 2 500 km2 de sismique 3D à l’est du bloc en 2009 et 2010, le forage du puits GM-ES-1, localisé à environ 170 km au nord-est de Cayenne sur le prospect Zaedyus par plus de 2 000 mètres de profondeur d’eau, a été réalisé en 2011. Ce puits a permis de mettre en évidence deux colonnes d’hydrocarbures 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. Un puits d’appréciation GM-ES-2 a été foré avec des résultats décevants qui ne remettent cependant pas en cause le potentiel du permis. Le forage du puits d’exploration GM-ES-3 a commencé fin 2012 et pourrait être suivi de deux nouveaux puits d’exploration en 2013 et 2014. À Trinité-et-Tobago, où TOTAL est présent depuis 1996, la production du Groupe s’est établie à 16 kbep / j en 2012, contre 12 kbep / j en 2011 et 3 kbep / j en 2010. TOTAL détient une participation de 30% dans le champ offshore d’Angostura situé sur le bloc 2C ainsi qu’une participation de 8,5% sur le bloc d’exploration adjacent 3A. La phase 2, correspondant au développement du gaz, a été mise en production en mai 2011. La vente des sociétés détenant ces deux actifs a été engagée en avril 2012 et devrait se réaliser En Uruguay, TOTAL a remporté en mars 2012 les enchères du bloc 14 situé à environ 250 km au large des côtes. Ce permis couvre une superficie d’environ 6 700 km² par des profondeurs contrat de partage de production signé en octobre 2012, TOTAL s’est notamment engagé à couvrir l’ensemble du bloc par une sismique 3D débutée en novembre 2012 et à forer un puits au cours de la première phase d’exploration d’une durée de trois ans. Au Venezuela, où TOTAL est présent depuis 1980, la production du Groupe s’est établie à 50 kbep / j en 2012, contre 54 kbep / j en 2011 et 55 kbep / j en 2010. 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 domestique, 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 a été lancée au deuxième semestre 2011. Suite à la signature d’un avenant au contrat de vente de gaz, une nouvelle phase de développement du champ de Yucal Placer permettant de porter la capacité de production de 100 Mpc / j à 300 Mpc / j a été lancée en juin 2012. En 2012, la production de TOTAL en Asie-Pacifique s’est élevée à 221 kbep / j, représentant 10% de la production totale du Groupe, contre 231 kbep / j en 2011 et 248 kbep / j en 2010. En Australie, où TOTAL possède des droits miniers depuis 2005, le Groupe détient 30% du projet Ichthys, 27,5% du projet Gladstone LNG (GLNG) et sept permis d’exploration offshore, dont trois opérés, au nord-ouest du pays dans les bassins de Browse et Bonaparte. En 2012, le Groupe a produit 5 kbep / j contre 4 kbep / j en 2011 et 1 kbep / j en 2010. – 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 onshore, 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. – Fin 2010, TOTAL a acquis une participation de 20% dans le projet GLNG, puis un intérêt supplémentaire de 7,5% en mars 2011. Ce projet intégré de production, transport et liquéfaction de gaz est basé sur l’exploitation de gaz de charbon des champs de Fairview, Roma, Scotia et Arcadia. La décision finale d’investissement a été prise 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 et la construction du pipeline et de l’usine se poursuivent. – Deux forages ont eu lieu en 2011 sur le permis WA-403 (60%, opérateur). Un puits ayant montré la présence d’hydrocarbures, des travaux d’évaluation supplémentaires sont prévus sur ce bloc (sismique 3D) au cours des prochaines années. – TOTAL a réduit son exposition sur le permis WA-408 (50%, opérateur) fin 2012, en cédant 50% d’intérêt à des partenaires. Trois nouveaux puits d’exploration sont prévus, le premier ayant 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, reste soumis à l’approbation des autorités. 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 2010. Le gaz est livré à l’usine de liquéfaction de Brunei LNG. Sur le bloc B, la campagne de forage qui avait débuté en 2009 s’est déroulée jusqu’en 2011. Deux des puits réalisés ont été connectés aux installations de production en 2010 et en 2011. Les autres puits, de nature exploratoire, ont mis en évidence de nouvelles réserves dans le sud du champ. Une extension de dix ans de la durée du titre minier a été octroyée en décembre 2011 par le gouvernement du Brunei, qui a permis le lancement d’un projet de développement des réserves nouvelles qui pourraient conduire à une augmentation de la production de gaz et des livraisons à l’usine de liquéfaction de Brunei LNG à partir de 2015. Sur le bloc d’exploration CA1 (54%, opérateur), anciennement bloc J, situé en offshore profond, les activités d’exploration avaient repris en septembre 2010 après avoir été suspendues depuis mai 2003 en raison d’une contestation frontalière entre le Brunei et la Malaisie. Une campagne d’acquisition sismique a commencé avant l’été 2011 et une première campagne de trois forages a été entreprise en octobre 2011\. Cette dernière, conduite jusqu’en octobre 2012, s’est révélée décevante malgré l’identification de quelques niveaux à hydrocarbures. Des études permettant de réévaluer le potentiel du bloc sont en cours et devraient mener à une nouvelle stratégie d’exploration. 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 autorités ont autorisé l’opérateur à engager les travaux préliminaires du développement dès le printemps 2011. Les premiers puits de développement ont été forés et les installations sont actuellement TOTAL discute avec Sinopec un accord d’étude conjointe sur le potentiel des gaz de schiste d’une zone de près de 4 000 km2 près de Nanjing sur laquelle Sinopec a prévu d’entreprendre des travaux de sismique et de forage. Un accord pourrait être négocié ultérieurement avec les autorités pour l’exploitation de ces ressources En Indonésie, où TOTAL est présent depuis 1968, la production du Groupe s’est établie à 132 kbep / j en 2012, contre 158 kbep / j en 2011 et 178 kbep / j en 2010. Les activités de TOTAL sont essentiellement concentrées sur le permis de la Mahakam (50%, opérateur) qui inclut notamment les champs gaziers de Tunu et Peciko. TOTAL détient également une participation dans le champ de gaz de Sisi-Nubi (47,9%, opérateur). Le Groupe livre l’essentiel de sa production de gaz naturel à l’usine de liquéfaction de Bontang, opérée par la société indonésienne PT Badak. La capacité totale des huit trains de liquéfaction de cette usine s’élève à 22 Mt / an. En 2012, la production de gaz opérée par TOTAL s’est établie à 1 871 Mpc / j. Cette production est en retrait par rapport à celle de 2011 (2 227 Mpc / j) en raison de la maturité de la plupart des champs du permis de la Mahakam, dont le déclin est maintenant nettement amorcé. Le gaz opéré et livré par TOTAL a représenté environ 79% 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. – Sur le permis de la Mahakam : \- Sur le champ de Tunu, en 2012, ont été forés des puits supplémentaires dans le réservoir principal ainsi que des puits de développement visant les réservoirs de gaz peu enfouis. \- Sur le champ de Peciko, les forages de la phase 7 débutés \- Sur South Mahakam, qui comprend les champs de gaz à condensats Stupa, West Stupa et East Mandu, le démarrage de la production a eu lieu fin octobre 2012. 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 installations de traitement de Tunu. – Sur le permis de Sebuku (15%), le développement du champ de gaz de Ruby a été lancé en février 2011. La mise en production est prévue fin 2013 avec une capacité de production estimée à 100 Mpc / j. – Sur le bloc d’exploration Sageri (50%), le forage du premier puits d’exploration (Lempuk-1X), achevé début 2012, s’est révélé négatif. – TOTAL a acquis en octobre 2012 une participation de 100% dans le bloc d’exploration Bengkulu – Mentawai, situé dans le bassin offshore de Bengkulu au Sud-Ouest de Sumatra. – Le Groupe a également pris en octobre 2012 une participation de 100% dans le bloc d’exploration Telen, situé dans le bassin offshore de Kutai dans la province de Kalimantan Est. – TOTAL a acquis en mai 2011 une participation de 100% dans le bloc d’exploration South West Bird’s Head situé à terre et en mer dans le bassin de Salawati dans la province de Papouasie Occidentale. Les travaux préparatoires du puits d’exploration Anggrek Hitam 1 ont débuté fin 2012 et le démarrage du forage – Le Groupe a signé en décembre 2011 un accord pour prendre une participation de 18,4% dans un bloc de coal bed methane (CBM) – Kutai II, situé dans la province de Kalimantan Est. Elle s’ajoute à la participation de 50% prise en mars 2011 sur le bloc de même nature de Kutai Timur. Les premiers puits et carottages sont prévus pour 2013. – Enfin, TOTAL a conduit des études sur plusieurs autres blocs d’exploration dans lesquels il détient des intérêts : Amborip VI (24,5%), Arafura Sea (24,5%), Sadang (30%), South East Mahakam (50%, opérateur), South Mandar (33%) et South En Malaisie, TOTAL a signé en 2008 un contrat de partage de production portant sur les blocs d’exploration offshore PM303 et PM324. À la suite des études sismiques, TOTAL s’est retiré début 2011 du bloc d’exploration offshore PM303. Les travaux d’exploration se sont poursuivis sur le bloc PM324 (50%, opérateur) et un premier forage en conditions de haute pression / haute température a débuté en octobre 2011. Ce forage s’est poursuivi dans des conditions techniques difficiles jusqu’en septembre 2012. Les résultats se sont révélés décevants sur le plan géologique. Des études sont en cours pour poursuivre l’évaluation du potentiel du bloc. TOTAL a également signé en novembre 2010 un nouveau contrat de partage de production portant sur le bloc d’exploration SK 317 B (85%, opérateur) situé dans l’offshore profond du Sarawak. L’interprétation de la sismique 3D est en cours et pourrait conduire au forage d’un puits d’exploration en 2013. Au Myanmar, la production du Groupe s’est élevée à 16 kbep / j est opérateur du champ de Yadana (31,2%). Ce champ, situé sur les blocs offshore M5 et M6, produit du gaz livré majoritairement à PTT (compagnie nationale thaïlandaise) et destiné aux centrales électriques thaïlandaises. Le champ de Yadana alimente également le marché local via deux gazoducs construits et opérés par la compagnie nationale du Myanmar MOGE. TOTAL a signé en septembre 2012 un accord pour prendre 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. Cette acquisition a été approuvée par les autorités début 2013. Le forage d’un puits d’exploration est prévu en 2013. En Papouasie-Nouvelle-Guinée, TOTAL a acquis en octobre 2012, sous réserve d’approbation des autorités, 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. Le programme de travaux comprend le forage de deux puits d’exploration en 2013. Aux Philippines, TOTAL détient depuis septembre 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 En Thaïlande, la production du Groupe s’est élevée à 55 kbep / j en 2012 contre 41 kbep / j en 2011 et 2010. Celle-ci provient du champ offshore de gaz à condensats de Bongkot (33,33%). PTT achète la totalité de la production de condensats – 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 plates-formes puits), lancée fin 2010 a démarré comme prévu en 2012 ; \- la phase 3K (deux plates-formes puits) a été approuvée en septembre 2011 et le démarrage est prévu en 2013 ; \- la phase 3L (deux plates-formes puits) a été approuvée en septembre 2012 pour un démarrage prévu en 2015 ; \- la deuxième phase d’installation de compresseurs basse pression pour augmenter la production de gaz s’est achevée – La partie Sud du champ (Greater Bongkot South) fait également l’objet d’un développement par phases. Il comprendra à terme une plateforme de traitement, une plateforme d’habitation et treize plates-formes de production. La mise en production de la première phase (phase 4A), avec une capacité de 350 Mpc / j, a eu lieu en juin 2012. Au Vietnam, à la suite d’un accord signé en 2007 avec PetroVietnam, TOTAL détient une participation de 35% dans le contrat de partage de production du bloc d’exploration offshore 15-1 / 05. TOTAL a mis En 2009, TOTAL a signé un contrat de partage de production avec PetroVietnam pour les blocs onshore DBSCL-02 et DBSCL-03 (75%, opérateur). Compte tenu des informations sismiques acquises en 2009 et 2010, les partenaires ont décidé de ne pas poursuivre les travaux d’exploration et le permis a été rendu aux autorités à son échéance, en avril 2012. 2.1.7.5. Communauté des États indépendants (CEI) En 2012, la production de TOTAL dans la CEI s’est établie à 195 kbep / j, représentant 8% de la production totale du Groupe, contre 119 kbep / j en 2011 et 23 kbep / j en 2010. En Azerbaïdjan, TOTAL est présent depuis 1996 sur le champ de Shah Deniz (10%), avec une production s’établissant à 16 kbep / j en 2012 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 Les livraisons de gaz à la Turquie et à la Géorgie ont continué tout au long de l’année 2012, à un rythme moins soutenu pour la Turquie en raison d’une plus faible demande que prévue initialement. SOCAR, la compagnie nationale d’Azerbaïdjan, a en revanche enlevé des quantités de gaz supérieures à celles Les études de développement et les négociations commerciales pour la vente du gaz nécessaires au lancement d’une seconde phase de développement du champ de Shah Deniz se sont poursuivies en 2012. À la suite des accords signés en octobre 2011 entre SOCAR et BOTAS, compagnie nationale turque, portant sur la vente de volume de gaz additionnels et sur les conditions de transit des volumes destinés aux marchés européens, les études d’ingénierie Front-End Engineering and Design (FEED) de la seconde phase ont été officiellement lancées à la fin du premier trimestre 2012. En parallèle se poursuivent les négociations et les études sur le transport du gaz de Shah Deniz vers l’Europe. L’objectif est de prendre la décision finale d’investissement pour la seconde phase de développement courant 2013. TOTAL a signé en 2009 un contrat d’exploration, de développement et de partage de production, avec SOCAR, pour 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. Le forage d’un premier puits d’exploration a démontré en septembre 2011 l’existence d’une accumulation de gaz de taille significative qui a été testée au premier trimestre 2012. Une déclaration de découverte et de commercialité a été déposée en juin 2012. Les opérations sur le puits se sont poursuivies par le forage d’un sidetrack vers le nord de la structure achevé avec des résultats positifs en septembre 2012. Le plan de développement du champ est en cours de préparation et sera remis pour approbation à SOCAR dans les années à venir comme le prévoit le contrat Au Kazakhstan, TOTAL, présent depuis 1992, détient une participation de 16,81% dans le permis Nord Caspienne qui couvre notamment le champ de Kashagan. Le projet Kashagan prévoit un développement du champ par phases successives. Le plan de développement de la première phase (300 kb / j) a été approuvé en février 2004 par les autorités kazakhes, permettant le lancement effectif des travaux. Le consortium prévoit un démarrage de la production en 2013. En mai 2012, les membres du consortium North Caspian Sea Production Sharing Agreement (NCSPSA) et les autorités kazakhes ont signé des accords qui ont permis de régler un certain nombre de questions relatives aux conditions contractuelles de la première phase. 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 14 500 km2 et sont situés dans le Sud-Ouest du pays. En Russie, où TOTAL est présent au travers de sa filiale depuis 1991, la production du Groupe s’est élevée à 179 kbep / j en 2012, contre 105 kbep / j en 2011 et 10 kbep / j en 2010. Elle provient du champ de Kharyaga (40%, opérateur) et de la participation – En mars 2012, les partenaires de la première phase de développement du projet Shtokman au sein de la société Shtokman Development AG (TOTAL, 25%) ont décidé d’évaluer la faisabilité d’un projet axé sur la seule production de gaz naturel liquéfié (GNL). Les études menées sur le projet Shtokman ont montré que les solutions techniques initialement retenues pour la production de 23,7 Gm3 / an de gaz (dont la moitié exportée par gazoduc vers l’Europe et l’autre moitié expédiée sous forme de GNL) auraient des coûts d’investissement et d’opération trop élevés pour permettre une rentabilité acceptable. L’accord signé en 2007 entre TOTAL et Gazprom est expiré depuis le 1er juillet 2012 mais les échanges techniques entre TOTAL et Gazprom se poursuivent afin de parvenir à un développement – TOTAL et Novatek, société russe cotée à Moscou et à Londres, ont signé un accord de partenariat stratégique, en vertu duquel TOTAL est devenu actionnaire de Novatek à hauteur de 12,09% en avril 2011, avec l’intention des deux parties que TOTAL augmente sa participation à 19,40% sous trois ans. En décembre 2011, TOTAL a augmenté sa participation dans Novatek de 2%, la portant à 14,09%. Depuis avril 2012, TOTAL a augmenté sa participation dans Novatek pour atteindre 15,34% au 31 décembre 2012. Fin 2011, TOTAL a pris, avec son partenaire Novatek, la décision finale d’investissement pour développer le champ de Termokarstovoye (capacité 65 kbep / j). 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%). – En octobre 2011, TOTAL (20%) et Novatek ont signé les accords définitifs en vue de développer conjointement le projet Yamal LNG. Le projet Yamal LNG vise à développer le gisement de gaz et de condensats de South Tambey situé en zone arctique dans la péninsule de Yamal. Les études de FEED se sont terminées fin 2012, certains appels d’offres ont été lancés et une décision finale d’investissement pourrait être prise en 2013. – Sur le champ de Kharyaga, les travaux relatifs au plan de développement de la phase 3 se poursuivent. Ce plan vise le maintien du plateau de production au-dessus de 30 kbep / j, niveau atteint fin 2009. TOTAL a cédé 10% du champ à la société d’État Zarubezhneft en 2010, ramenant sa participation à 40%. – En 2009, TOTAL a signé un accord établissant les principes de coopération avec la société KazMunaiGas (KMG) pour le développement du champ de gaz à condensats de Khvalynskoye, situé à la frontière russo-kazakhe dans l’offshore conventionnel de la mer Caspienne (sous juridiction russe). Aux termes de cet accord, TOTAL prévoit d’acquérir une participation de 17% auprès de KMG. Cette transaction sera soumise à l’accord des autorités. Au Tadjikistan, TOTAL a signé en décembre 2012 un accord en vue d’acquérir un intérêt de 33,3% dans le PSC de Bocktar. Cette transaction reste soumise à l’accord des autorités. En 2012, la production de TOTAL en Europe s’est élevée à 427 kbep / j, représentant 19% de la production totale du Groupe, contre 512 kbep / j en 2011 et 580 kbep / j en 2010. En Bulgarie, la licence Khan Asparuh (100%, opérateur), qui couvre 14 220 km2 en mer Noire, a été octroyée à TOTAL en juillet 2012, et le contrat de concession a été signé en août 2012. TOTAL s’est engagé à acquérir de la sismique et à forer deux puits sur les cinq ans prévus par le contrat. Un accord de cession de 30% d’intérêt à chacune des sociétés OMV et Repsol a été conclu en novembre 2012\. Aux termes de cet accord, OMV sera opérateur durant la phase de travaux sismiques et TOTAL le deviendra ensuite. À Chypre, TOTAL est présent sur deux permis d’exploration situés dans l’offshore profond, pour les blocs 10 et 11 qui ont été obtenus dans le cadre du deuxième appel d’offres pour l’exploration offshore, lancé par les autorités du pays en 2012. TOTAL a signé, début 2013, deux contrats de partage de production pour ces permis avec des surfaces respectives de 2 572 km2 et de 2 958 km2, situés au sud-ouest de Chypre, par des L’exploration de ces blocs commencera par des travaux Au Danemark, TOTAL détient depuis 2010 une participation de (Nordsjaelland, ex-Frederoskilde). Ces licences onshore, dont le potentiel en gaz de schiste reste à évaluer, couvrent respectivement à la suite des études géosciences conduites en 2011, le forage d’un puits a été décidé. Initialement prévu courant 2013, celui-ci devrait être retardé en raison d’études environnementales complémentaires demandées par les autorités locales. Sur la licence 2 / 10, les études géosciences sont en cours. En France, la production du Groupe s’est établie à 13 kbep / j en 2012, contre 18 kbep / j en 2011 et 21 kbep / j en 2010. Les principaux actifs du Groupe sont les champs de gaz de Lacq (100%) et Meillon (100%) situés dans le sud-ouest du pays. Sur le gisement de Lacq, dont l’exploitation remonte à 1957, un pilote de captage, d’injection et de stockage du CO2, est entré en service en janvier 2010. Dans le cadre de ce projet, une chaudière a été modifiée pour fonctionner en oxycombustion et le CO2 produit est injecté dans le gisement déplété de Rousse. Ce projet, qui s’inscrit dans la politique de développement durable du Groupe, permet de tester dans son ensemble l’une des voies envisageables pour réduire les émissions de CO2. 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 12. Des accords ont été signés en décembre 2011 pour la vente des actifs Itteville, Vert-le-Grand, Vert-le-Petit, La Croix Blanche, Dommartin Lettrée et Vic-Bilh. Le transfert de l’exploitation de ces concessions et des droits à production est intervenu en janvier 2012. Des accords de vente des actifs de Lacq, Lagrave et Pécorade ont été également signés en février 2012. Tous ces accords restent soumis à l’approbation des autorités, attendue en 2013. 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. Un recours a donc été déposé en décembre 2011 devant la juridiction administrative afin de demander l’annulation par le juge de l’abrogation du permis. En Italie, le champ de Tempa Rossa (75%, opérateur), découvert en 1989 et situé sur la concession unitisée de Gorgoglione (région Basilicate), est l’un des principaux actifs d’Exploration-Production du Groupe dans le pays. En mars 2013, TOTAL a finalisé un accord de cession de 25% de ses intérêts dans Tempa Rossa. Le transfert des intérêts interviendra après approbation par les autorités italiennes. Total Italia a acquis en 2011 un intérêt supplémentaire de 25% dans le champ de Tempa Rossa, portant sa participation à 75%, ainsi que des participations dans deux licences d’exploration. Les travaux de préparation des sites ont débuté en 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, se reporter au chapitre 7, point 5., Procédures judiciaires et d’arbitrage). Certains contrats annulés ont fait l’objet de nouveaux appels d’offres. Le forage d’appréciation Gorgoglione 2, démarré en 2010, est arrivé à sa profondeur finale, et a été testé en 2012, confirmant les résultats des autres puits. La décision finale d’investissement a été prise en juillet 2012, après l’obtention des autorisations du gouvernement et de la région. Le plan d’extension du système d’export de la raffinerie de Tarente, nécessaire au développement du champ de Tempa Rossa avait été approuvé fin 2011. La mise en production est prévue en 2016 avec une capacité de 55 kbep / j. En Norvège, où le Groupe est présent depuis le milieu des années soixante, TOTAL détient des intérêts dans quatre-vingt-onze permis de production sur le plateau continental maritime norvégien, dont vingt-trois opérés. La production du Groupe s’est élevée à 275 kbep / j est issue de Greater Ekofisk Area situé dans le secteur sud de la mer du Nord, 106 kbep / j des secteurs central et nord de la mer du Nord et 79 kbep / j de la région de l’Haltenbanken et de la mer de Barents. – En mer du Nord norvégienne, où de nombreux projets de développements viennent d’être lancés, la contribution la plus importante à la production du Groupe, essentiellement non opérée, provient de l’ensemble Greater Ekofisk Area (Ekofisk, \- Sur Greater Ekofisk Area, situé au sud, plusieurs projets sont en cours. Le Groupe détient une participation de 39,9% dans les champs d’Ekofisk et d’Eldfisk. Les projets Ekofisk South et Eldfisk 2 (capacité 70 kbep / j chacun) ont été lancés en juin 2011, après l’approbation des plans de développement et d’opération (PDO) par les autorités. La production devrait démarrer en 2014 pour Ekofisk South et en 2015 pour Eldfisk 2. Le projet concernant la construction et l’installation de la plateforme abritant les nouveaux quartiers d’habitation et le centre de services d’Ekofisk est maintenant dans sa troisième année. \- Sur Greater Hild Area, situé au nord et où le Groupe est opérateur avec une participation de 51%, le schéma de développement de Martin Linge (capacité 80 kbep / j, anciennement nommé Hild) a été sélectionné fin 2010, approuvé par les autorités en 2012 pour un démarrage de la production prévu en 2016. \- Le champ d’Islay, opéré par le Groupe et sur lequel TOTAL a une participation de 100%, a été mis en production en avril 2012. Le champ d’Islay 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%. \- De nombreux travaux d’exploration et d’appréciation ont été menés avec succès en mer du Nord sur la période 2010-2012. Ils ont conduit au lancement de plusieurs projets de développement. Certains sont déjà finalisés, d’autres sont en cours de réalisation ou devraient être approuvés . Dans le secteur central de la mer du Nord, sur la licence PL102C (40%, opérateur), un projet de développement accéléré avait été lancé pour le champ d’Atla (anciennement appelé David) découvert en 2010. Le démarrage de la production de gaz a eu lieu en octobre 2012 moins de deux ans après . La production de gaz du champ de Beta West (10%), satellite de Sleipner, situé dans le secteur central de la mer du Nord, . En mer du Nord septentrionale, dans la zone de Visund, sur la licence PL120 (7,7%), le projet de Visund South de développement accéléré des découvertes de Pan / Pandora a été achevé au quatrième trimestre 2012. Le démarrage de la production a eu lieu en novembre 2012. Un second projet de développement accéléré, Visund North, a été lancé fin 2011 pour redévelopper la partie Nord du champ de Visund et pour fournir une infrastructure de développement aux prospects d’exploration et aux découvertes (Titan) situés dans la licence. Le démarrage de la production est prévu fin 2013. L’extension de la licence PL20 (Visund) jusqu’à fin 2034 a été accordée par les autorités. . Le projet Stjerne a été lancé en 2011 pour développer la structure de Katla découverte en 2009 et située sur la licence PL104 (14,7%) au sud d’Oseberg, en mer du Nord septentrionale. Le démarrage de la production est prévu en 2013. . Le projet de développement accéléré de la structure de Vigdis North East (PL089, cédé en 2012 dans le cadre de la transaction avec ExxonMobil – voir ci-dessous), découverte en 2009 et située au sud de Snorre, a été lancé en 2011. . Un puits d’appréciation positif a été foré en 2010 sur le flanc sud de la structure de Dagny (38%), située au nord de Sleipner. Le projet de développement a été validé fin 2012 et le plan de développement et d’opérations (PDO) remis aux remis aux autorités, avec une approbation attendue pour l’été 2013. La production devrait démarrer en 2017. – 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 Yttergryta (24,5%) et Morvin (6%). Morvin a démarré en août 2010, conformément au calendrier, avec deux puits producteurs. 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. Sur le champ de gaz de Linnorm, le puits d’exploration Onyx South devrait être foré en 2013. Le gaz de Linnorm sera exporté au terminal onshore de Nyhamna par un nouveau gazoduc (projet Polarled). Le projet Polarled (5,11%) a été sanctionné en décembre 2012 et le plan de développement a été soumis aux autorités norvégiennes en janvier 2013. Le projet consiste en l’installation d’un gazoduc de 481 km de long reliant le champ d’Aasta Hansen au terminal Nyhamna et en l’extension du terminal. – En mer de Barents, la production de GNL sur Snøhvit (18,4%) a démarré en 2007. Outre l’usine de liquéfaction déjà construite (capacité de 4,2 Mt / an), ce projet comprend le développement des champs de gaz de Snøhvit, d’Albatross et d’Askeladd. Un projet a été lancé en 2012 avec comme objectif l’amélioration – Plusieurs puits d’exploration ont été forés avec succès pendant . En octobre 2012, TOTAL a foré un puits d’exploration positif sur la structure de Garantiana (40%, opérateur) située au nord de la mer du Nord sur la licence PL554. Le forage de puits supplémentaires d’exploration et d’appréciation est à l’étude. . En juillet 2012, TOTAL a annoncé une importante découverte de gaz et de condensats sur le prospect de King Lear situé sur les licences 146 et 333 dans le sud de la mer du Nord norvégienne (22,2%). Le forage d’un puits d’appréciation . En 2011, TOTAL a foré avec succès un puits d’exploration sur la structure d’Alve North, située sur la licence PL127 (50%, opérateur) à proximité du champ de Norne. Les études préliminaires ont été réalisées. L’interprétation des données issues d’une nouvelle sismique est en cours. . En 2011, TOTAL a foré un puits d’exploration positif sur la structure de Norvarg, située en mer de Barents sur la licence PL535 (40%, opérateur), attribuée lors du vingtième cycle d’attribution. Les études préliminaires de développement ont été réalisées et un puits d’appréciation devrait être foré en 2013. Le Groupe a optimisé son portefeuille d’actifs en Norvège en entrant sur de nouvelles licences et en cédant plusieurs actifs – Début 2013, lors du cycle d’attribution APA 2012 (Awards in Predefined Areas), TOTAL a obtenu huit nouvelles licences dont quatre en tant qu’opérateur. Toutes ces licences sont situées en mer du Nord norvégienne : PL661 (60%, opérateur), PL662 (60%, opérateur) et PL667 (50%, opérateur) dans la zone péri- Ekofisk, PL675 (40%) et PL676S (20%) dans la partie centrale, et PL190B (10%), PL684 (5%) et PL685 (40%, opérateur) au nord. – En octobre 2012, TOTAL et ExxonMobil ont échangé des participations dans des actifs en production ou sur le point d’être développés. En échange de ses participations dans la licence PL089 (5,6%) et dans les champs de Sygna (2,52%), de Statfjord Øst (2,8%) et de Snorre (6,18%), TOTAL a reçu les participations détenues par ExxonMobil dans le champ d’Oseberg (4,7%), dans le système de transport de gaz d’Oseberg (4,33%), ainsi que dans les licences PL029c (100%) et PL029b (30%) qui contiennent une partie du champ de Dagny. L’accord a été finalisé et approuvé par les autorités norvégiennes au dernier trimestre 2012. La participation de TOTAL dans la licence PL104 est de 14,7% et de 38% dans la structure de Dagny. TOTAL n’a plus de participation dans la licence PL089. – Début 2012, TOTAL a obtenu huit nouvelles licences d’exploration dont cinq en tant qu’opérateur lors du cycle En 2011, TOTAL a obtenu quatre nouvelles licences d’exploration lors du cycle d’attribution APA 2010 dont une licence opérée. Le Groupe a aussi acquis en 2011 un intérêt de 40% sur la licence PL554, située au nord de Visund, et en est l’opérateur. Un puits d’exploration a été foré sur cette licence en 2012 et a donné lieu à la découverte de Garantiana. – En juin 2011, TOTAL a annoncé la signature d’un accord prévoyant la vente de l’ensemble de sa participation dans Gassled (6,4%) et les entités associées. Cette cession est intervenue fin 2011. – En 2010, TOTAL a cédé ses participations dans les champs 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 2012, la production du Groupe s’est établie à 33 kbep / j, contre 38 kbep / j en 2011 et 42 kbep / j en 2010. – En novembre 2012, le champ L4-D (55,66%, operateur) est entré – Une campagne d’acquisition sismique 3D de plusieurs permis offshore couvrant une superficie de 3 500 km2 a été réalisée de mai à septembre 2012. Les résultats d’interprétation de cette campagne sont attendus pour fin 2013. – Le projet de développement K4-Z (50%, opérateur) a été lancé en 2011. Ce développement comprend deux puits sous-marins reliés aux installations existantes de production et de transport. Le démarrage de la production est prévu en 2013. – Le projet de développement K5-CU (49%, opérateur) a été lancé en 2009 et la production a démarré début 2011. Ce développement comprend quatre puits supportés par une plateforme (installée en 2010) et reliée à la plateforme K5-A par un gazoduc de 15 km. Afin de retrouver d’ici à 2015 le niveau de production qui existait avant l’accident d’Elgin, un projet de redéveloppement prévoyant le forage de nouveaux puits intercalaires sur Elgin et Franklin est en Fin 2010, TOTAL a cédé 18,19% de ses parts dans le gazoduc NOGAT, ramenant ainsi sa participation à 5%. Par ailleurs, le développement de West Franklin Phase se poursuit avec un démarrage de la production prévu en 2014. 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. Un forage a été réalisé sur le permis de Chelm et le puits testé. Les résultats de ce puits sont à l’étude. TOTAL a demandé aux autorités le retrait du permis Werbkowice en septembre 2012, celui-ci ne présentant Au Royaume-Uni, où TOTAL est présent depuis 1962, la production du Groupe s’est établie à 106 kbep / j en 2012 contre 169 kbep / j en 2011 et 207 kbep / j en 2010. 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. – Sur la zone d’Alwyn (100%), la mise en production de satellites ou de nouveaux compartiments des réservoirs permet de maintenir le potentiel de production. Ainsi les puits N54, N53 et N52 ont été mis en production respectivement en mai 2012, Sur le champ de Dunbar (100%), une nouvelle campagne de forage (Dunbar phase IV) devrait débuter mi-2013 incluant trois reconditionnements de puits et six nouveaux puits. Le champ d’Islay (94,49%, gaz et condensats) a été mis En février 2012, TOTAL a finalisé la cession de sa participation En octobre 2011, il a été décidé de redévelopper la formation Brent South West d’Alwyn, en forant deux puits : un producteur dont le forage débuté en août 2012 est en cours et un injecteur d’eau qui devrait être réalisé durant le deuxième semestre 2013. – 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). Suite à une fuite de gaz survenue sur le champ d’Elgin le 25 mars 2012, la production des champs d’Elgin, Franklin et West Franklin a été arrêtée et le personnel du site évacué. 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 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 le 9 mars 2013 après l’approbation du dossier de sécurité par l’Autorité de régulation britannique (HSE). Le redémarrage se fait de façon progressive. La production devrait prochainement atteindre environ 70 kbep/j (environ 30 kbep/j en part Groupe), soit 50% du potentiel de production des champs. – 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 pour lesquels TOTAL a porté sa participation à 80% début 2010. La décision de développer ces deux champs est intervenue en mars 2010 et la production devrait démarrer en 2014 avec une capacité prévue de 90 kbep / j. Le schéma de \- 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, \- un nouveau pipeline connecté au gazoduc 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, en utilisant les infrastructures mises en place, a été décidé fin décembre 2012. En 2010, la participation du Groupe dans le permis P967 (opérateur), qui comprend la découverte de gaz de Tobermory, a été portée de 43,75% à 50%. Ce permis est situé au nord 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 Neuf nouvelles licences (trois en Northern North Sea, trois en Central Graben, trois en West Shetland) ont été attribuées à TOTAL lors du vingt-septième round d’exploration dont les résultats ont été En 2012, la production de TOTAL au Moyen-Orient s’est établie à 493 kbep / j, représentant 21% de la production totale du Groupe, contre 570 kbep / j en 2011 et 527 kbep / j en 2010. Aux Émirats arabes unis, où TOTAL est présent depuis 1939, la production du Groupe s’est élevée à 246 kbep / j en 2012, contre 240 kbep / j en 2011 et 222 kbep / j en 2010. En 2012, le pays a maintenu un rythme de production soutenu ce qui a permis d’augmenter légèrement la part de production de TOTAL. La croissance de production en 2011 s’expliquait essentiellement par des productions en hausse sur Abu Dhabi Company for onshore Oil Operations (ADCO) et Abu Dhabi Marine (ADMA). 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 ADMA qui exploite deux champs offshore. Par ailleurs, TOTAL détient 15% d’Abu Dhabi Gas Industries (GASCO), société qui produit des LGN et des condensats issus du gaz associé produit par ADCO et 5% d’Abu Dhabi Gas Liquefaction Company (ADGAS), société qui produit du GNL, du LGN et La licence d’ADCO arrive à échéance en janvier 2014. Les autorités d’Abou Dabi ont initié en 2012 les discussions devant conduire à définir l’avenir d’ADCO au-delà de cette échéance. Début 2011, TOTAL a signé un Memorandum of Understanding avec IPIC, une entité détenue par le gouvernement d’Abou Dabi, en vue de développer des projets d’intérêts communs dans le secteur de l’Exploration-Production du pétrole et du gaz. Le Groupe détient 24,5% de la société Dolphin Energy Ltd. en partenariat avec la société Mubadala détenue par le gouvernement d’Abou Dabi afin de commercialiser du gaz, en particulier en provenance du Qatar, aux Émirats arabes unis. Le Groupe détient en outre 33,33% de la société Ruwais Fertilizer Industries (FERTIL) qui produit de l’urée. Un nouveau projet, FERTIL 2, a été lancé en 2009, afin de construire une nouvelle unité d’urée granulée d’une capacité de 3 500 t / j (1,2 Mt / an). Ce projet est en cours de démarrage et permettra à FERTIL de doubler sa production à 2 Mt/an d’ici mi-2013. En Irak, TOTAL détient une participation de 18,75% dans 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 (capacité de 100 kb / j) a démarré en juin 2012 et s’est établie à 12 kbep/j sur les six derniers mois de 2012 (soit 6 kbep/j en moyenne sur l’année). Le plan de développement définitif (capacité estimée de 535 kb / j) a été présenté aux autorités début 2013. Mi-2012, TOTAL a finalisé la prise d’une participation de 35% dans les blocs d’exploration Safen (qui sera opéré par TOTAL lorsqu’une découverte sera déclarée) 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). Le forage du puits Harir 1 s’est achevé début 2013 ; celui de Taza 1 est en cours. Le forage de deux nouveaux puits est prévu en 2013. En Iran, le Groupe n’a eu aucune production depuis 2010. Elle s’était élevée à 2 kbep / j en 2010 provenant des reliquats de contrats de buy-back. Pour une information complémentaire, se reporter au chapitre 4 (Facteurs de risques). En Oman, la production du Groupe s’est établie à 37 kbep / j en 2012, stable par rapport à 2011 et 2010. 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 gaz naturel liquéfié 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. Au Qatar, où TOTAL est présent depuis 1936, la production du Groupe s’est élevée à 139 kbep / j en 2012, contre 155 kbep / j en 2011 et 164 kbep / j en 2010. Le Groupe détient des participations dans le champ d’Al Khalij (100%), dans le bloc NFB (20%) du North Field ainsi que dans l’usine de liquéfaction de Qatargas 1 (10%). Le Groupe détient également des intérêts de 16,7% dans le train 5 de Qatargas 2. – En novembre 2012, TOTAL et Qatar Petroleum ont signé un nouvel accord prolongeant de vingt-cinq ans leur partenariat sur le champ d’Al Khalij. Selon le nouveau protocole, à partir de 2014, TOTAL restera l’opérateur et détiendra une participation de 40% et Qatar Petroleum détiendra une participation de 60%. – Le contrat pour la production du projet gazier Dolphin, signé en 2001 avec la société nationale Qatar Petroleum, prévoit la vente de 2 Gpc / j de gaz en provenance du North Field pour une période de vingt-cinq ans. Ce gaz est traité dans l’usine Dolphin de Ras Laffan puis acheminé vers les Émirats arabes unis par un gazoduc long de 360 km. – La production du train 5 de Qatargas 2, démarrée en 2009, 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 (train 4 et train 5) a été signé en 2011. Cet accord prévoit le partage 50 / 50 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 Le Groupe est partenaire depuis mai 2011 dans le permis En Syrie, TOTAL détient des intérêts dans le permis de Deir Ez Zor à travers sa participation de 50% dans la société DEZPC (100%, opérateur) et est présent au travers du contrat Tabiyeh entré en vigueur en octobre 2009. Le Groupe n’a eu aucune production En décembre 2011 TOTAL a, en effet, suspendu ses activités contribuant à la production d’hydrocarbures en Syrie, en accord avec la réglementation de l’Union européenne envers ce pays. 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 65 kbep / j en 2012, contre 86 kbep / j en 2011 et 66 kbep / j en 2010. TOTAL participe au projet Yemen LNG (39,62%) qui consiste à approvisionner l’usine de liquéfaction de Balhaf, sur la côte Sud du pays, avec le gaz du bloc 18 situé dans la région de Marib au centre du Yémen, au travers d’un gazoduc de 320 km. Le premier train de liquéfaction a été mis en service en octobre 2009 et le deuxième en avril 2010. L’usine a une capacité nominale de 6,7 Mt / an de GNL. L’année 2012 a été marquée par huit sabotages sur le pipeline, ayant entrainé une perte de production de près de 24%. 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 (opéré par TOTAL depuis juillet 2010), et 36% dans le bloc 72 (opéré par TOTAL depuis octobre 2011). En décembre 2012, l’acquisition par TOTAL de la participation dans le permis d’exploration bloc 3 (40%, opérateur) a été finalisée. (1) TOTAL détient une participation directe de 4,00% dans Petroleum Development Oman LLC, opérateur du bloc 6 dans lequel TOTAL détient une participation indirecte de 4,00% via Pohol (2) TOTAL détient une participation directe de 2,00% dans le bloc 53. (3) Participation indirecte de TOTAL via l’intérêt d’Oman LNG dans Qalhat LNG. 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. Puits Puits Puits Puits Puits Puits producteurs producteurs producteurs producteurs producteurs producteurs bruts net (a) bruts net (a) bruts 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 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) nets (a) forés (a) forés nets (a) nets (a) forés (a) forés nets (a) nets (a) forés (a) Europe 0,9 3,3 4,2 1,5 1,7 3,2 1,7 0,2 1,9 Afrique 4,9 2,8 7,7 2,9 1,5 4,4 1,6 4,3 5,9 Amériques 3,9 0,6 4,5 1,2 1,3 2,5 1,0 1,6 2,6 Moyen-Orient - - - 1,2 0,8 2,0 0,9 0,3 1,2 Asie 2,4 1,4 3,8 2,1 3,7 5,8 3,2 1,2 4,4 Sous-total 12,1 8,1 20,2 8,9 9,0 17,9 8,4 7,6 16,0 Europe 6,0 0,7 6,7 7,5 - 7,5 5,0 - 5,0 Afrique 22,7 - 22,7 24,7 - 24,7 18,1 - 18,1 Amériques 70,6 131,7 202,3 113,1 82,2 195,3 135,3 112,5 247,8 Moyen-Orient 43,3 - 43,3 32,6 2,6 35,2 29,5 1,4 31,0 Asie 127,8 - 127,8 118,4 - 118,4 59,3 - 59,3 Sous-total 270,4 132,4 402,8 296,3 84,8 381,1 247,3 113,9 361,2 Total 282,5 140,5 423,0 305,2 93,8 399,0 255,7 121,5 377,2 (a) Les puits nets correspondent à la quote-part des intérêts du Groupe dans les puits bruts. 2.1.11. Puits d’exploration et de développement en cours de forage Bruts Nets (a) Bruts Nets (a) Bruts Nets (a) Europe 1 1,0 2 2,0 3 2,1 Afrique 4 1,3 2 0,8 4 1,4 Amériques 7 3,4 3 1,0 2 0,9 Moyen-Orient 2 1,1 - - 2 1,2 Asie 2 1,3 1 0,6 2 1,1 Sous-total 16 8,1 8 4,4 13 6,7 Europe 23 6,2 21 4,5 21 3,8 Afrique 25 6,4 31 11,3 29 6,4 Amériques 29 8,2 22 5,7 99 29,2 Moyen-Orient 93 6,1 26 3,5 20 5,1 Asie 171 49,2 11 5,1 23 9,8 Sous-total 341 76,1 111 30,1 192 54,3 Total 357 84,2 119 34,5 205 61,0 (a) 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 2012. Pipeline(s) Origine Destination % intérêt Opérateur Liquides Gaz Central Graben Liquid Export Line (LEP) Elgin-Franklin Alwyn North, Bruce et autres St.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 en 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 de sa stratégie. Gas & Power a de surcroît pour mission de consolider 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 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 2012, les ventes de TOTAL se sont élevées à 11,4 Mt de GNL, en baisse de 13% par rapport aux ventes 2011 (13,2 Mt) et de 7% par rapport aux ventes 2010 (12,3 Mt). Cette baisse s’explique notamment par le déclin de la production de l’usine de Bontang LNG ainsi que par les forces majeures déclarées par le projet Yemen LNG au cours de l’année 2012\. Le démarrage de l’usine Angola LNG prévu en 2013, ainsi que les projets de liquéfaction du Groupe en Australie, en Russie et au Nigeria devraient permettre la croissance des ventes Gas & Power a la responsabilité des activités GNL en aval des usines de liquéfaction. Elle est en charge de la commercialisation du GNL à des tiers pour le compte de l’Exploration-Production, du développement du portefeuille aval GNL pour ses activités de trading, de marketing et de transport ainsi que des terminaux Au Nigeria, TOTAL détient une participation de 15% dans l’usine Nigeria LNG. Le Groupe a signé un contrat d’achat de GNL, initialement destiné à être livré aux États-Unis et en Europe, d’une durée de vingt-trois ans à compter de 2006 pour une quantité initiale de 0,23 Mt / an à laquelle s’est ajoutée 0,94 Mt / an au démarrage du train 6 en 2007. TOTAL détient également une participation de 17% dans le projet Brass LNG qui porte sur la construction de deux trains de 5 Mt / an chacun. Parallèlement à cette prise de participation, TOTAL a signé avec Brass LNG Ltd un accord préliminaire définissant les principaux termes d’un contrat d’achat de GNL portant sur environ un sixième de la capacité de l’usine pendant vingt ans. Ce contrat d’achat reste soumis à la décision finale d’investissement du projet. 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 à partir de 2009 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. 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. Parallèlement à cette participation, TOTAL a signé un contrat d’achat de GNL de 0,9 Mt par an pendant quinze ans. Les enlèvements de GNL devraient débuter en 2017. En Angola, TOTAL participe au projet de liquéfaction Angola LNG (13,6%), constituée d’un train de 5,2 Mt / an. Le démarrage du projet est prévu mi-2013. Une filiale d’Angola LNG Ltd, Angola LNG Marketing, à laquelle TOTAL participe à hauteur de 8,6%, a été créée à Londres en juillet 2012. Cette filiale a le rôle d’intermédiaire marketing chargé de la commercialisation des volumes de GNL du projet. Aux États-Unis, TOTAL a conclu en 2012 avec Kogas 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. Ce contrat d’achat reste conditionné à la décision finale d’investissement Parallèlement, TOTAL a également conclu un contrat d’achat de 2 Mt / an de GNL, pour une durée de 20 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 Cheniere, ainsi qu’à la En outre, TOTAL a également 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. (1) Données sociétés, sur la base des portefeuilles amont et aval de GNL. (2) L’activité de production et de liquéfaction de gaz naturel du Groupe relève de l'Exploration-Production. Dans le cadre de ses activités de transport de GNL, TOTAL affrète directement depuis 2004 un méthanier à long terme, l’Arctic Lady, d’une capacité de 145 000 m3, afin d’acheminer sa part de production de l’usine de liquéfaction de Snøhvit en Norvège. En novembre 2011, TOTAL a signé un contrat pour l’affrètement long terme d’un deuxième méthanier, le Meridian Spirit (anciennement Maersk Meridian), d’une capacité de 165 000 m3, pour renforcer ses capacités de transport dans le cadre de ses engagements Le Groupe détient également une participation de 30% dans la société Gaztransport & Technigaz (GTT) dont l’activité principale porte sur la conception et l’ingénierie des cuves cryogéniques à membranes pour les méthaniers. À fin 2012, sur une flotte mondiale estimée à 388 méthaniers (1), 260 méthaniers en circulation étaient équipés de cuves à membranes construites sous licence GTT. En 2012, 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, depuis 2011, TOTAL assure la commercialisation de la production de petcoke de la raffinerie de Port Arthur (États-Unis) 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 et Total Gas & Power North America, détenues à 100% par le Groupe. TOTAL intervient dans le domaine du trading de gaz et d’électricité en Europe et en Amérique du Nord en vue d’écouler les productions du Groupe et d’approvisionner ses filiales marketing. En Europe, TOTAL a commercialisé 42,1 Gm3 (1,488 Gpc) de gaz naturel en 2012 (contre 42,5 Gm3 (1 500 Gpc) en 2011 et 36,2 Gm3 (1 278 Gpc) en 2010), dont environ 11% en provenance des productions du Groupe. TOTAL a par ailleurs livré 53,3 TWh d’électricité en 2012 (contre 24,2 TWh en 2011 et 27,1 TWh en 2010), essentiellement issus de ressources externes. En Amérique du Nord, TOTAL a commercialisé 36 Gm3 (1,256 Gpc) de gaz naturel en 2012, contre 48 Gm3 (1 694 Gpc) en 2011 et 51 Gm3 (1 798 Gpc) en 2010, qu’il s’agisse de productions du Groupe ou de ressources externes. TOTAL exerce des activités de trading de GNL sur base spot et dans le cadre de contrats à terme tels que décrits dans la partie 2.2.1. Depuis 2009, de nouveaux contrats d’achat (Qatargas 2, Yemen LNG) et de vente (Chine, Inde, Japon, Corée du Sud, Thaïlande) ont permis de développer sensiblement les activités du Groupe dans la commercialisation du GNL, notamment sur les marchés les plus porteurs en Asie. Ce portefeuille d’activités GNL spot et à terme permet à TOTAL d’assurer l’approvisionnement en gaz de ses principaux clients à travers le monde, tout en conservant un degré de flexibilité satisfaisant pour réagir aux opportunités de marché. TOTAL a acheté quatre-vingt-sept cargaisons contractuelles et huit cargaisons spot en 2012, contre respectivement quatre-vingt-dix neuf et dix en 2011 et quatre-vingt-quatorze et douze en 2010, en provenance du Qatar, du Yémen, du Nigeria, de Norvège, de Russie et d’Égypte. Cette baisse est notamment due aux forces majeures déclarées sur le projet Yemen LNG et le projet Snøhvit En 2012, TOTAL a négocié et commercialisé près de 6,0 Mt de GPL (butane et propane) dans le monde, contre 5,7 Mt en 2011 et 4,5 Mt en 2010. Près de 20% de ces quantités proviennent de champs ou de raffineries exploités par le Groupe. Cette activité de négoce a été exercée au moyen de onze bateaux en affrètement à temps, ce qui a représenté 220 voyages en 2012, et d’environ soixante-treize bateaux utilisés sur une base spot. TOTAL a commercialisé 8.5 Mt de charbon sur le marché international en 2012, contre 7,5 Mt en 2011 et 7,3 Mt en 2010. Plus de 80% de ce charbon provient d’Afrique du Sud. Environ 70% des volumes sont vendus en Asie, où le charbon est principalement destiné à la génération d’électricité. Les autres volumes sont commercialisés TOTAL a démarré la commercialisation du petcoke produit par le coker de la raffinerie de Port Arthur depuis 2011. Près de 1,1 Mt de petcoke ont été vendues sur le marché international en 2012 contre 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 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 North Europe en Belgique et Total Gas & Power Nederland B.V. aux Pays-Bas. 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 2012, les volumes de gaz vendus se sont élevés à 4,2 Gm3 (146 Gpc), contre 4,6 Gm3 (162 Gpc) en 2011 et 4,9 Gm3 (173 Gpc) en 2010. Les ventes d’électricité se sont élevées à près de 3.9 TWh en 2012, contre 4,1 TWh 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 5,0 Gm3 (176 Gpc) en 2012, contre 5,9 Gm3 (208 Gpc) en 2011 et 6,4 Gm3 (226 Gpc) en 2010. 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 0.975 Mt en 2012, contre 1,2 Mt en 2011 et 1,3 Mt en 2010. 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 2012, les volumes de gaz vendus ont atteint 2,9 Gm3 (101 Gpc), contre 2,4 Gm3 en 2011 En Allemagne, la filiale marketing de TOTAL créée en 2010, Total Énergie Gas GmbH, a démarré son activité commerciale en 2011. En 2012, cette filiale a commercialisé 0,15 Gm3 de gaz 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 développe des réseaux de transport de gaz naturel, des installations de stockage de gaz, sous forme liquide ou gazeuse, et des terminaux TIGF (Transport Infrastructures Gaz France) regroupe en France, l’ensemble des activités de transport situées dans le Sud-Ouest du pays. Cette filiale (100%) opère, sous un régime régulé, un réseau de transport de 5 000 km de gazoducs. Dans le cadre TOTAL a décidé en 2011 de réaliser le projet Euskadour (liaison franco-espagnole) dont la mise en service est prévue pour 2015. Cette décision fait suite aux investissements dans les projets de gazoducs Artère du Béarn et Girland (renforcement de l’Artère de Guyenne) dont la mise en service est prévue en 2013. Par ailleurs, en 2012, TIGF a continué à mettre en œuvre le troisième paquet Énergie adopté en juillet 2009 par l’Union européenne, et qui implique, pour mémoire, la séparation effective des activités de réseau d’une part et des activités de production et de fourniture Les nouvelles conditions du marché gazier européen, et particulièrement le plan de réorganisation du transport de gaz engagé par l’Europe depuis 2012, ont conduit TOTAL à rechercher des acquéreurs capables d’assurer le développement de TIGF. TOTAL est entré, le 5 février 2013, en négociation exclusive avec le consortium réunissant Snam, EDF et GIC après avoir reçu de ce dernier une offre ferme pour l’acquisition de 100% de TIGF. En Amérique du Sud, le Groupe détient des participations dans plusieurs sociétés de transport de gaz naturel situées en Argentine, au Chili et au Brésil. Ces installations représentent, au total, un réseau intégré d’environ 9 500 km de canalisations qui dessert les marchés argentin, chilien et brésilien à partir des bassins producteurs de gaz situés en Bolivie et en Argentine où le Groupe dispose de réserves de gaz naturel. Ces sociétés de transport de gaz naturel sont confrontées à un contexte opérationnel et financier difficile en Argentine, dû à l’absence d’augmentation des tarifs de transport et compte tenu des restrictions imposées aux exportations de gaz. GasAndes, société dans laquelle TOTAL détient une participation de 56,5%, est toutefois parvenue à négocier des arrangements financiers positifs avec tous ses clients. 2.2.4.2. Stockage de gaz naturel et de GPL En France, l’ensemble des activités de stockage situées dans le sud-ouest du pays est regroupé au sein de TIGF. Cette filiale opère, sous un régime négocié, deux unités de stockage, pour une capacité utile de 2,7 Gm3 (95 Gpc). 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 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 2012, les bateaux reçus ont acheminé 950 kt de GPL, contre 850 kt en 2011 et 779 kt en 2010. 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 (anciennement dénommée Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou) et a, via sa filiale Total Gas & Power Ltd, une capacité de regazéification de 2,25 Gm3 / an. Le terminal a reçu cinquante six navires en 2012, comparé à cinquante-neuf en 2011. 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. 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 prévue fin 2015. Au Royaume-Uni, dans le cadre de sa participation dans le projet Qatargas 2, TOTAL détient un intérêt de 8,35% dans le terminal de regazéification de South Hook et dispose d’un droit d’utilisation du terminal équivalent. La mise en service de la phase 2 du terminal a eu lieu en 2010 portant ainsi la capacité totale à 21 Gm3 / an (742 Gpc / an). Le terminal a regazéifié en 2012 soixante-huit cargaisons provenant du Qatar, comparé à près de 100 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 la société Gas del Litoral. 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 avril 2012, le terminal de Sabine Pass a reçu l’autorisation d’exporter du GNL à partir de quatre trains de liquéfaction 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, si la capacité réservée par TOTAL pour de la regazéification devait être contrainte avant 2029 du fait de la transformation du terminal. En Inde, TOTAL détient une participation de 26% dans le terminal d’Hazira dont la capacité de regazéification de gaz naturel en 2013 sera portée à 6,9 Gm3 / an (244 Gpc / an). Ce terminal, situé sur la côte Ouest dans l’État du Gujarat, est un terminal marchand dont les activités couvrent à la fois la regazéification du GNL et le marketing du gaz. Après une année 2010 de faible activité, les capacités du terminal ont été contractées à 100% sur 2011 et 2012 et le sont également sur 2013. Les fortes prévisions de croissance du marché indien ont conduit à un projet avec une décision d’investissement prévue en 2013 visant à porter la capacité du terminal à 9,7 Gm3 (343 Gpc / an) en 2017. 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 associe génération d’électricité et dessalement d’eau de mer. Elle est détenue par la société Gulf Total Tractebel Power Cy dans laquelle TOTAL détient une participation de 20%. En exploitation depuis 2003, la centrale Taweelah A1 a une capacité nette de génération d’électricité de 1 600 MW et une capacité de dessalement d’eau de mer de 385 000 m3 par jour. La production est vendue à l’Abu Dhabi Water and Electricity Company (ADWEC) dans le cadre d’un contrat à long terme. Au Nigeria, TOTAL et son partenaire, la compagnie nationale Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), participent à deux projets de centrales électriques à gaz qui s’inscrivent dans les objectifs gouvernementaux de développement de la production électrique et de l’utilisation accrue de la production de gaz naturel – Le projet Afam VI, au travers de la joint venture Shell Petroleum Development Company (SPDC) dans laquelle TOTAL détient un intérêt de 10%, concerne le développement d’une centrale électrique en cycle combiné d’une capacité de 630 MW en – Le développement d’une nouvelle centrale électrique en cycle combiné d’une capacité de 417 MW, située près de la ville d’Obite (delta du Niger) dans le cadre du projet gazier OML 58, associant NNPC et TOTAL (40%, opérateur). Une décision finale d’investissement devrait être prise en 2014 avec une mise en service prévue pour 2015 en cycle ouvert et 2016 en cycle fermé. La centrale sera reliée au réseau électrique existant par une nouvelle ligne haute tension de 108 km. En Thaïlande, TOTAL détient 28% de la société Eastern Power and Electric Company Ltd qui exploite la centrale à cycle combiné de Bang Bo, d’une capacité de 350 MW, mise en service en 2003. La production est vendue à l’Electricity Generating Authority of Thailand dans le cadre d’un contrat à long terme. Depuis près de trente ans, TOTAL produit et exporte du charbon depuis l’Afrique du Sud principalement vers l’Europe et l’Asie. En 2012, TOTAL a produit 4,4 Mt de charbon. La filiale Total Coal South Africa (TCSA) possède et opère cinq mines en Afrique du Sud. Le Groupe poursuit l’étude d’autres projets de développement de ses ressources minières. Le charbon sud-africain, produit par TCSA ou acheté auprès de mines détenues par des tiers, est soit commercialisé localement, soit exporté à partir du port de Richard’s Bay, dont TOTAL détient 5,7%. Le Groupe a annoncé en octobre 2011 un projet de réorganisation de son secteur Aval et de son secteur Chimie, devenue effective au 1er janvier 2012, en créant un secteur Raffinage-Chimie qui constitue un grand pôle industriel regroupant les activités de raffinage, de pétrochimie, de fertilisants et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de Trading-Shipping. L’information des périodes comparatives antérieures à ce changement a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle (cid:129) L’un des dix plus grands producteurs intégrés au monde (1) (cid:129) Environ 2 Mb / j de capacité de raffinage au 31 décembre 2012 (cid:129) Parmi les premiers opérateurs mondiaux dans le trading de pétrole et de produits pétroliers (cid:129) Investissements bruts 2012 : 1,9 milliard d’euros (a) Y compris quote-part du Groupe dans CEPSA jusqu’au 31 juillet 2011 et dans TotalErg Sur l’année 2012, les volumes raffinés sont en baisse de 4% par rapport à 2011, reflétant essentiellement la cession de la participation dans CEPSA effectuée fin juillet 2011 et l’arrêt de la raffinerie de Rome survenu à la fin du troisième trimestre 2012. Comme en 2011, l’année 2012 a été marquée par un niveau élevé de grands arrêts qui ont concerné principalement les raffineries européennes, avec en particulier l’arrêt complet des installations à la raffinerie de Normandie dans le cadre de son programme de modernisation sur la fin de l’année 2012, ainsi que des arrêts planifiés dans les raffineries de Provence et Feyzin. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Dont Chimie de spécialités 384 423 475 L’indicateur de marges de raffinage européennes s’est établi à 36 $ / t en 2012, soit plus du double par rapport à 2011. Sur l’année 2012, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie est de 1 414 millions d’euros, en hausse de 67% par rapport à 2011 contre 848 millions d’euros en 2011. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie atteint 1,8 milliard de dollars, en hausse de 54% par rapport à 2011. Cette nette progression s’explique essentiellement par l’effet positif de l’amélioration des marges de raffinage alors que les volumes raffinés par le Groupe ont été globalement en baisse de 4% entre les deux périodes et que la pétrochimie a vu son environnement se dégrader, en particulier en Europe et dans les polymères. La baisse du résultat opérationnel net ajusté dans la Chimie de spécialités est entièrement imputable à l’effet de la cession d’activités résines mi-2011. Le ROACE (2) du secteur Raffinage-Chimie est de 9% en 2012 Les activités Raffinage-Chimie regroupent le raffinage, la pétrochimie, les fertilisants ainsi que les activités de chimie de spécialités. La pétrochimie comprend la pétrochimie de base (oléfines et aromatiques) et les dérivés polymères (polyoléfines, polystyrène). Les activités de chimie de spécialités comprennent la transformation des élastomères, les adhésifs et la chimie de métallisation. La dimension de ses activités fait du secteur Raffinage-Chimie de TOTAL l’un des dix plus grands 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, d’une part, sur l’adaptation des capacités de production à l’évolution de la demande en Europe et aux États-Unis, en se concentrant sur les plateformes intégrées, et d’autre part, sur le développement de ses positions en Asie et au Moyen-Orient pour accéder en particulier à des ressources pétrolières et gazières dédiées 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. Au 31 décembre 2012, la capacité de raffinage de TOTAL fin 2010 (3). Les ventes de produits raffinés du Groupe dans le monde (activités de négoce comprises) se sont élevées à 3 403 kb / j (1) Données sociétés, sur la base du chiffre d’affaires consolidé 2011. (2) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. (3) Les données 2010 et 2011 ont été retraitées afin notamment de prendre en compte la raffinerie de Ras Laffan au Qatar qui était rattachée à l’Exploration-Production du Groupe avant TOTAL détient des participations dans vingt 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 2012, soit 95% de la capacité totale du Groupe (1). Les activités de pétrochimie (production et commercialisation de pétrochimie de base, de polymères et dérivés) sont essentiellement situées en Europe, aux États-Unis, au Qatar et en Corée du Sud. Reliées par des pipelines aux raffineries du Groupe ou situées sur des sites voisins, les activités pétrochimiques bénéficient d’une L’activité Raffinage-Pétrochimie a pour objectif l’amélioration de la rentabilité de ses opérations notamment à travers la mise en œuvre des synergies liées à l’intégration raffinage-pétrochimie et à l’amélioration de l’efficacité opérationnelle de façon à tirer le meilleur parti des actifs (disponibilité des installations, maîtrise En mars 2012, TOTAL a finalisé l’acquisition de 35% de Fina Antwerp Olefins, deuxième usine européenne de production de pétrochimie de base (monomères) (2). Grâce à cette acquisition, le Groupe dispose de nouvelles opportunités pour renforcer la compétitivité de la plateforme d’Anvers et en poursuivre l’intégration, ce qui constitue l’un des piliers de sa stratégie. TOTAL a finalisé en juillet 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 (3). L’Europe de l’Ouest représente 85% de la capacité de raffinage et 2 135 kb / j fin 2010. La baisse survenue en 2012 correspond essentiellement à l’arrêt de la raffinerie de Rome ; celle survenue en 2011 provient essentiellement de la cession de la participation du Groupe dans CEPSA. 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 sont situés en Belgique à Anvers (vapocraqueurs, polyéthylène, aromatiques), à Feluy (polyoléfines, polystyrène) et en France à Carling (vapocraqueur, polyéthylène, polystyrène, aromatiques), à Feyzin (vapocraqueur, aromatiques), à Gonfreville (vapocraqueurs, styrène, polyoléfines, polystyrène, aromatiques) et à Lavéra (vapocraqueur, polypropylène, aromatiques). L’Europe représente 56% de la capacité pétrochimique du Groupe, soit 11 803 kt survenue en 2012 est principalement due à l’acquisition de 35% de Fina Antwerp Olefins alors que la baisse survenue en 2011 provient essentiellement de la cession de la participation du Groupe dans CEPSA. − En France, où il détient cinq raffineries, le Groupe poursuit l’adaptation de ses capacités de raffinage et le rééquilibrage de ses productions au profit du diesel, dans un contexte de baisse structurelle de la consommation de produits pétroliers en Europe et d’augmentation des excédents d’essence. Depuis 2010, TOTAL met en œuvre son projet d’évolution de l’établissement des Flandres. L’arrêt de l’activité de raffinage entraîne le démontage progressif des unités. Le Groupe a entamé la reconversion du site autour de quatre pôles : un centre d’assistance technique, une école de formation aux métiers du raffinage, un dépôt pétrolier et une direction permettant d’accompagner plus généralement la revitalisation du site. En 2010, le Groupe a finalisé la cession de sa participation minoritaire (40%) dans la société de la Raffinerie de Dunkerque (SRD), entreprise spécialisée dans la fabrication de bitumes Par ailleurs, le projet visant à faire évoluer le schéma industriel de la raffinerie de Normandie se poursuit. 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. Le nouveau schéma devrait être opérationnel début 2014. Parallèlement, le projet de modernisation des activités pétrochimiques 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. – En Belgique et aux Pays-Bas, le Groupe étudie un projet visant à augmenter les capacités de conversion des raffineries d’Anvers et de Zeeland. Ce projet permettrait de les rendre plus complémentaires et d’utiliser les gaz résiduels produits par la raffinerie d’Anvers comme charges des vapocraqueurs en pétrochimie. De plus, à Feluy, TOTAL construit une unité de fabrication de polystyrène expansible de nouvelle génération, dont le démarrage est prévu au premier semestre 2013, destinée au marché de l’isolation, actuellement en forte croissance. − 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 soufre. Après avoir annoncé en 2010 la mise en vente de la raffinerie de Lindsey dans le cadre de la cession d’activités Aval au Royaume-Uni, le Groupe a décidé début 2012 de la maintenir dans son portefeuille, compte tenu de l’absence − En Italie, TotalErg (49%) détient une participation de 25,9% dans la raffinerie de Trecate. La raffinerie de Rome, dans laquelle TotalErg avait une participation de 100%, a été transformée (1) 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. (2) Données Société, sur la base des capacités de production en 2011. (3) Données sociétés, sur la base des capacités de raffinage et des quantités vendues en 2011. Les principaux sites 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 lancé en 2008 un programme de modernisation de la raffinerie de Port Arthur qui comprenait la construction d’une unité de désulfuration entrée en service en 2010, d’une unité de distillation sous vide, d’une unité de conversion profonde (coker) et d’autres unités associées, démarrées avec succès en 2011. 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 (TOTAL, 40%), leur filiale commune détenant le vapocraqueur de Port Arthur. Cette nouvelle structure renforce les synergies entre la raffinerie et le vapocraqueur implantés sur le même site de Port Arthur. De plus, le craqueur de BTP aura, en avril 2013, la possibilité de produire jusqu’à 35% de son éthylène à partir d’éthane et 35% à partir de butane, ce qui lui permettra de bénéficier de conditions de marché favorables aux États-Unis. 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. Les partenaires prévoient de conserver chacun une participation de 37,5% et d’introduire en bourse sur le marché saoudien les 25% restants. Les principaux contrats de construction de la raffinerie ont été signés mi-2009, marquant le démarrage des travaux. Une mise en service progressive des diverses unités Le schéma de cette raffinerie lui permettra de traiter des bruts lourds produits en Arabie 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 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. TOTAL a décidé la construction d’une nouvelle usine de polystyrène à Ningbo dans la région de Shanghai d’une capacité de 200 kt / an dont la mise en production est prévue en 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 investissements majeurs ont été approuvés fin 2011 pour un démarrage prévu en 2014 : une nouvelle unité d’EVA (1) d’une capacité d’environ 240 kt / an et une nouvelle unité aromatique d’une capacité de 1,5 Mt / an de paraxylène et de benzène dont la matière première sera fournie par un 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 (Qapco, Ras Laffan) et quatre lignes de polyéthylène (Qapco, Qatofin). L’unité de polyéthylène linéaire basse densité d’une capacité de 450 kt / an, opérée par Qatofin à Messaied, a démarré en 2009. Le vapocraqueur sur base éthane de Ras Laffan, conçu pour produire 1,3 Mt / an d’éthylène, a démarré en 2010. La nouvelle ligne de polyéthylène basse densité d’une capacité de 300 kt / an opérée par Qapco a démarré TOTAL détient une participation de 10% dans la raffinerie de condensats de Ras Laffan, d’une capacité de 146 kb / j. Le doublement de la capacité de la raffinerie est à l’étude. (1) Copolymères d'éthylène et d'acétate de vinyle. (2) Participations TOTAL : Qapco 20% ; Qatofin 49% ; Ras Laffan Olefin Cracker 22,5% aux cotés de Qatar Petroleum. 3.1.1.4. Capacité de raffinage de pétrole brut Le tableau suivant présente la capacité journalière de raffinage de pétrole brut de TOTAL : (en milliers de barils par jour) 2012 2011 2010 Neuf raffineries opérées par des sociétés du Groupe Normandie (100%) (a) 247 247 338 Autres raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations (b) 278 326 598 (b) 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). Cession de la participation de TOTAL dans CEPSA (quatre raffineries) en 2011 et arrêt de la raffinerie de Rome en 2012. 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) 2012 2011 2010 Carburants pour l’aviation (b) 153 158 168 Gazole et combustibles 734 804 775 (a) Dans les cas où TOTAL ne détient pas 100% des intérêts d’une raffinerie, la production indiquée représente la quote-part détenue par TOTAL dans la production globale du site. (b) Avgas, jet fuel et kérosène. Les tableaux suivants présentent les taux d’utilisation des raffineries du Groupe : Sur brut et autres charges (a) (b) 2012 2011 2010 Reste de l’Europe (hors CEPSA et TotalErg) 90% 77% 85% CEPSA et TotalErg (c) 58% 83% 94% (a) Y compris raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Brut + charges à craquer / capacité de distillation en début d’année. (c) Pour CEPSA en 2011 : calcul du taux d’utilisation sur la base de la production et d’une capacité calculée au prorata temporis sur les sept premiers mois de l’année. Sur brut (a) (b) 2012 2011 2010 (a) Y compris quote-part des raffineries dans lesquelles le Groupe détient des participations. (b) Brut / capacité de distillation en début d’année. NB : le taux d’utilisation ne prend pas en compte la contribution de Ras Laffan 3.1.1.7. Pétrochimie : répartition des principales capacités de production de TOTAL au 31 décembre (en milliers de tonnes) 2012 2011 2010 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. (b) Ethylène + Propylène + Butadiène. (d) Principalement Monoéthylène Glycol (MEG) et Cyclohexane. Les capacités de production fin 2010 et fin 2011 ont été revues pour prendre en compte la quote-part de TOTAL dans CEPSA à fin 2010 et les autres produits issus de la pétrochimie. de production de carburants et polymères sur base autres que les hydrocarbures En plus de l’optimisation des procédés existants, TOTAL explore les nouvelles voies de valorisation des ressources carbonées, conventionnelles ou non. 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 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 est engagé dans l’étude de faisabilité d’un projet de conversion de charbon en oléfines (CTO), en partenariat avec l’électricien China Power Investment. Ce projet intègre le procédé novateur Méthanol To Olefins (MTO / OCP) testé sous forme d’unité de démonstration à Feluy (Belgique), et serait situé en Mongolie intérieure (Chine). 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 TOTAL participe à ce titre, en collaboration avec l’Institut IFP Énergies Nouvelles, basé en France, à un programme de recherche et développement 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 TOTAL est actif dans le développement de procédés dédiés ou participants à la conversion de biomasse en polymères. Il s’agit principalement du développement d’une technologie de production de poly (acide lactique) (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 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 TOTAL a également participé au projet BioDME suédois qui vise à démontrer la faisabilité de toute la chaîne, depuis la production de DME à partir de gazéification de biomasse (liqueur noire, résidu de l’industrie papetière) jusqu’à la logistique et aux tests dans une flotte de quatorze camions dédiés. Si le programme européen s’est terminé fin 2012, les tests sur la flotte de camions continuent en 2013. Plus largement, TOTAL étudie attentivement l’émergence des premières unités industrielles de production de biocarburant de En 2012, le Groupe a incorporé : – Dans les essences 531 kt d’éthanol (1) dans ses raffineries européennes et plusieurs dépôts (2), contre 494 kt en 2011 – Dans les gazoles 1 927 kt d’EMHV (4) dans ses raffineries européennes et plusieurs dépôts (5), contre 1 859 kt en 2011 et 1 737 kt en 2010 (3). (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 (100% JV) inclus. (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 (100% TotalErg). PCK et Zeeland Refinery inclus (à hauteur de la participation TOTAL). Au travers de sa filiale française GPN, TOTAL produit à partir de gaz naturel et commercialise principalement des engrais azotés. En 2012, les productions de GPN ont été limitées par la non-disponibilité essentiellement au premier semestre de l’unité ammoniac de Rouen. Le manque de disponibilité a eu un impact négatif sur les résultats Au cours des dernières années, l’outil industriel de GPN a été modernisé au moyen de deux investissements portant sur la construction d’une unité d’acide nitrique à Rouen, démarrée au deuxième semestre 2009, et d’une unité d’urée à Grandpuits, en cours de stabilisation de production. La production d’urée supplémentaire permettra de positionner GPN sur le marché prometteur des produits qui contribuent à la réduction des émissions de NOx notamment Adblue® en application transport. En janvier 2012, le Groupe a finalisé la cession de sa participation dans la société Pec-Rhin. L’activité Mines et Carrières de GPN, localisée sur le site de Mazingarbe, a été cédée en janvier 2011. Ces actions ont pour objectif d’améliorer la compétitivité de GPN en concentrant son activité sur deux sites dotés d’outils modernes et d’une capacité de production supérieure à la moyenne européenne. TOTAL a annoncé en février 2013 avoir reçu du groupe Borealis une offre de rachat de son activité Fertilisants en Europe. TOTAL a décidé d’engager sur ce projet les procédures d’information et/ou consultation des instances représentatives du personnel concernées. 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. En 2012, les activités de chimie de spécialités ont connu un environnement favorable grâce à la bonne tenue du marché nord-américain et à la croissance continue des pays émergents, même si celle-ci s’est ralentie en cours d’année. L’environnement s’est détérioré en Europe sans impact notable cependant sur les résultats. Dans ce contexte et à périmètre constant (hors activités Résines), le chiffre d’affaires a progressé de 7% par rapport à 2011, L’activité Grand public d’Hutchinson (Mapa® et Spontex®) a été cédée au printemps 2010. Les activités résines de revêtement de Cray Valley et résines photoréticulables de Sartomer ont été cédées en juillet 2011. Le chiffre d’affaires des activités cédées s’est établi à 860 millions d’euros en 2010. Les activités maintenues, résines d’hydrocarbures et résines de structure, ont été intégrées aux activités pétrochimiques. (1) Données sociétés, sur la base du chiffre d’affaires consolidé en 2012. 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 (1), a pour objectif d’offrir à ses clients des solutions innovantes dans les domaines du transfert de fluides, de l’étanchéité, de l’isolation vibratoire, acoustique et thermique, de la transmission et de la mobilité. Hutchinson dispose de quatre-vingt sites de production dans le monde, dont cinquante-et-un en Europe, seize en Amérique du Nord, sept en Amérique du Sud, cinq en Asie, et un en Afrique. Le chiffre d’affaires d’Hutchinson s’est établi à 3,17 milliards d’euros en 2012, en hausse de 6% par rapport à 2011. Le chiffre d’affaires de l’activité automobile a enregistré une hausse de 5% grâce à la bonne tenue du marché nord-américain et à la croissance des ventes sur les marchés d’Amérique latine et de la Chine. Les ventes en Europe sont en léger recul (-3%) par rapport à 2011. Sur les marchés industriels, le chiffre d’affaires est en hausse de 7% en raison de la hausse des ventes sur les marchés de l’aéronautique civile, du ferroviaire et de l’offshore pétrolier. Pour renforcer sa position dans le secteur aéronautique, Hutchinson a acquis début 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. En 2012, Hutchinson a annoncé la cession de 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, Hutchinson a fermé fin 2012 le site d’Oyartzun en Espagne. 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 (1), avec des positions de premier plan sur les segments de l’industrie, de l’hygiène, du bâtiment et de la distribution grand public Bostik dispose de quarante-neuf sites de production dans le monde, dont vingt en Europe, neuf en Amérique du Nord, huit en Asie, six en Australie-Nouvelle-Zélande, quatre en Amérique du Sud En 2012, le chiffre d’affaires s’est établi à 1,55 milliard d’euros, en progression de 8% par rapport à 2011. Bostik continue de renforcer son positionnement technologique dans les secteurs de la construction et de l’industrie, d’accélérer son programme d’innovation axé principalement sur le développement durable, de poursuivre son développement dans les pays en forte croissance et d’améliorer sa performance opérationnelle. Ainsi, après le démarrage d’une nouvelle unité de production au Vietnam en 2011, Bostik a démarré en 2012 une nouvelle unité de production en Égypte, une troisième unité de production en Chine, à Changshu, qui sera à terme la plus grande usine de Bostik au monde, et ouvert un nouveau centre technologique régional En 2011, l’acquisition de la société StarQuartz aux États-Unis a permis à Bostik d’élargir son offre technologique dans les adhésifs de construction. Bostik renforce sa présence dans les zones de croissance avec l’acquisition en 2012 de la société brésilienne Usina Fortaleza, spécialisée dans les adhésifs En France, Bostik a annoncé fin 2011 un investissement dans un nouvel atelier de production d’adhésifs polyesters de spécialités à Ribécourt et en octobre 2012 un investissement dans un nouveau centre de R&D à vocation mondiale et régionale près de Compiègne. Bostik poursuit, par ailleurs, la rationalisation de son outil industriel avec la fermeture du site d’Ibos en France fin 2011 et l’annonce au quatrième trimestre 2012 de l’arrêt, mi-2013, de la production sur les sites de Dublin en Irlande et de Barcelone en Espagne. Atotech est le deuxième acteur mondial sur les technologies de métallisation (1). Son activité est répartie entre le marché de l’électronique (circuits imprimés, semi-conducteurs) et les applications générales de traitement de surface (automobile, 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 en Amérique du Sud. Le chiffre d’affaires d’Atotech s’est établi à 0,97 milliard d’euros en 2012, en progression de 8% par rapport à 2011. 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 Afin de renforcer sa position sur le marché de l’électronique, Atotech a démarré en 2011 une nouvelle unité de production destinée au marché des semi-conducteurs à Neuruppin (Allemagne) et acquis des technologies d’adhésions (interfaces moléculaires) dans le domaine des nanotechnologies aux États-Unis. Atotech entend poursuivre son développement en Asie où il réalise déjà près de 65% de son chiffre d’affaires mondial. Les activités de Trading-Shipping ont pour mission première de répondre aux besoins du Groupe et comprennent essentiellement : – l’affrètement des navires requis pour ces activités ; – les interventions sur les différents marchés dérivés. – la vente de la production de pétrole brut ; – l’approvisionnement des raffineries du Groupe en pétrole brut ; – les importations et exportations de produits pétroliers nécessaires à l’ajustement des productions des raffineries du Groupe à leurs demandes locales ; 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. 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 trois derniers exercices. Les volumes physiques négociés de pétrole brut et de produits raffinés se sont établis à 4,5 Mb / j en 2012. Ressources et débouchés de pétrole brut et ventes de produits raffinés du Trading (a) (en kb / j) 2012 2011 2010 (1) Données sociétés, sur la base du chiffre d’affaires consolidé en 2012. 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 avec des contreparties variées. Les informations relatives aux positions des instruments dérivés de Trading-Shipping sont présentées dans les notes 30 (Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret) et 31 (Risques de marché) de l’annexe aux comptes consolidés du présent Toutes les activités de Trading du Groupe sont exercées dans le cadre d’une politique rigoureuse de contrôle interne et de fixation En 2012, les marchés pétroliers sont restés tendus, les prix du pétrole ont été légèrement en hausse au cours de l’année et la structure des prix de bruts fermement en backwardation (1). Les taux de fret se sont légèrement améliorés en 2012, malgré une disponibilité toujours croissante de la capacité d’affrètement. Brent ICE - 1st Line (a) ($ / b) 111,68 110,91 80,34 0,7% 89,23 (21 juin) 126,22 (13 mars) Brent ICE - 12th Line (b) ($ / b) 106,66 108,12 84,61 -1,3% 91,40 (21 juin) 119,39 (13 mars) Contango time structure (12th \- 1st) (c) ($ / b) -5,01 -2,79 4,27 79,6% -9,37 (01 mars) 2,17 (21 juin) WTI NYMEX - 1st Line (a) ($ / b) 94,15 95,11 79,61 -1,0% 77,69 (13 mars) 109,77 (09 juil.) WTI vs. Brent 1st Line ($ / b) -17,53 -15,80 -0,73 11,0% -25,53 (15 nov.) -8,55 (01 janv.) Gasoil ICE - 1st Line (a) ($ / t) 953,42 933,30 673,88 2,2% 808,00 (25 juin) 1043,50 (19 mars) ICE Gasoil vs ICE Brent ($ / b) 16,30 14,36 10,11 13,5% 9,30 (01 mars) 23,62 (19 oct.) VLCC Ras Tanura Chiba – BITR (d) ($ / t) 12,82 11,99 13,41 6,9% 9,05 (19 juil.) 19,13 (04 avril) (a) 1st Line : cotation sur ICE ou NYMEX Futures pour livraison sur le mois M+1. (b) 12th Line : cotation sur ICE Futures pour livraison sur le mois M+12. (c) Contango \+ / Backwardation -. (d) VLCC : Very Large Crude Carrier (grand pétrolier transporteur de brut). BITR : Baltic International Tanker Routes. Une présentation de l’environnement mondial en 2012 des marchés Malgré un contexte économique difficile, la demande pétrolière a connu une croissance solide en 2012 (estimée à +1,0 Mb / j), notamment pour le gasoil (+0,3 Mb / j) et l’essence (+0,5 Mb / j). Cette croissance s’est concentrée en Asie (+0,9 Mb / j), tandis que la demande en Bassin Atlantique s’est contractée. La mise en œuvre de nouvelles sanctions économiques à l’encontre de l’Iran en 2012 a privé le marché de 0,7 Mb / j d’offre de bruts en moyenne. Dans un marché tout de même bien fourni en brut, la perte de l’offre iranienne a provoqué des tensions au cours du premier semestre 2012 du fait de la réorganisation des approvisionnements et de la constitution des stocks (notamment en Chine). L’effet de la perte de l’offre iranienne a par ailleurs été aggravé par des pertes de production dans d’autres pays Opep et non-Opep. Malgré ces pertes de production, l’offre de brut de l’Opep en 2012 a été estimée en hausse d’environ +1,8 Mb / j, notamment du fait de la reprise de la production libyenne, mais aussi grâce aux efforts de production de l’Arabie saoudite, de l’Irak, du Koweït, et des Émirats arabes unis. La production non-Opep n’a augmenté que de +0,6 Mb / j en 2012, portée à la hausse par l’Amérique du Nord (+1,0 Mb / j), tandis que la production dans la majorité d’autres régions diminuait. En particulier, différents problèmes ont impacté l’offre au Yémen (attaques d’infrastructures pétrolières), en Syrie (embargo), au Soudan (disputes sur les tarifs de transport), au Royaume-Uni (accidents), et au Brésil (accidents). La production du LGN (liquides de gaz naturel) a été estimée en hausse (+0,3 Mb / j), mais celle des biocarburants a stagné du fait des problèmes au Brésil. Après un mois de janvier 2012 relativement stable, suivant la tendance amorcée au quatrième trimestre 2011, le prix du Brent daté a rapidement augmenté de 110 $ / b au 31 janvier à 128 $ / b le 8 mars, pic de l’année. Par la suite, le prix a baissé quasi continuellement pour atteindre 89 $ / b autour du 25 juin, du fait d’une disponibilité importante de l’offre et d’une accumulation rapide des stocks. Les prix ont augmenté rapidement au cours du troisième trimestre 2012 du fait d’une importante baisse des stocks, atteignant 118 $ / b le 23 août (second pic de l’année). À partir de cette date, les prix se sont détendus, se stabilisant en fin d’année autour de 110 $ / b. La capacité mondiale de raffinage a augmenté d’environ +1,1 Mb / j en 2012, hissant les traitements de brut en raffinerie de +1,0 Mb / j sur l’année. Un niveau particulièrement élevé d’arrêts non planifiés a freiné les raffineurs, qui ont tout de même augmenté leurs taux d’utilisation, notamment en Europe et aux États-Unis. L’offre de produits s’est donc tendue, tirant les stocks de produits à la baisse durant la première moitié de l’année pour atteindre leur plus bas niveau depuis sept ans en OCDE à la fin du mois de juin. Cette tension a tiré à la hausse le différentiel de prix entre gasoil et brut. L’année 2012 a encore été marquée par l’élargissement du différentiel du prix entre le brut WTI (West Texas Intermediate, cloisonné dans le centre des États-Unis) et le Brent (livré en mer du Nord et accessible internationalement). Le Brent a plus particulièrement subi des tensions du fait des maintenances prolongées sur le champ de Buzzard en mer du Nord ainsi que des exportations régulières de cargaisons vers la Corée du Sud. Le WTI a continué à subir en 2012 la pression de la hausse de la production locale et des exportations du Canada qui, combinées, dépassaient les besoins de la capacité locale de raffinage et la capacité des pipelines vers les raffineries américaines sur le golfe du Mexique. Le prix du WTI a en effet diminué au cours de 2012 alors que le Brent a continué à augmenter, creusant l’écart de prix. (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. Le Shipping assure le transport maritime du pétrole brut et des produits raffinés nécessaires au développement des activités du Groupe. Ces besoins sont satisfaits par un recours au marché spot et par le développement d’une politique équilibrée en matière d’affrètement à temps. Il maintient une politique rigoureuse de sécurité, grâce en particulier à une sélection stricte des navires qu’il affrète. Dans le cadre de son activité de Shipping, le Groupe utilise, comme un certain nombre de compagnies pétrolières et d’armateurs, des produits dérivés de taux de fret afin d’adapter son exposition aux fluctuations du marché. Le Shipping a réalisé plus de 3 000 affrètements au cours de l’exercice 2012, pour un volume transporté de 115 millions de tonnes de pétrole brut et produits raffinés. Au 31 décembre 2012, la flotte affrétée à temps, en moyen ou long terme, est composée de cinquante-et-un navires (en incluant dix 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) 12,82 11,99 13,41 9,05 (19 juil.) 19,13 (4 avr.) Suezmax Bonny Philadelphia-BITR ($ / t) 14,44 13,86 14,50 11,52 (7 déc.) 21,99 (15 mars) Aframax Sullom Voe Wilhemshaven-BITR ($ / t) 6,48 6,51 6,39 5,98 (20 août) 8,65 (19 janv.) (a) VLCC : Very Large Crude Carrier (grand pétrolier transporteur de brut). BITR : Baltic International Tanker Routes. L’année 2012 a été une période difficile pour les activités du transport maritime de pétrole avec deux semestres aux profils contrastés. Dans le même temps, les soutes ont connu des niveaux record et ont pesé fortement sur les coûts de transports. L’augmentation de la demande mondiale de transport de brut a atteint près de 10% entre le premier semestre 2012 et le premier semestre 2011 sur les grandes tailles de navire, ce qui s’explique principalement par des exportations élevées du golfe persique vers les États-Unis et la constitution de stocks en Chine. Dans le même temps, la croissance de la flotte a été modérée suite à de nombreux décalages de livraisons et à un niveau de démolition important. L’équilibre offre / demande s’est ainsi amélioré permettant La situation s’est fortement dégradée lors du second semestre répétant la situation observée en 2011. Avec la disparition des effets conjoncturels du premier semestre, un effondrement des taux d’affrètement a eu lieu au début de l’été laissant le marché des transporteurs de brut historiquement déprimé. Concernant le marché des navires de produits, la situation est globalement meilleure qu’en 2011. Des arbitrages en faveur de routes plus longues, en particulier à destination de l’Asie, ont été favorables pour les navires de plus grandes tailles. Le Groupe a annoncé en octobre 2011 un projet de réorganisation de son secteur Aval et de son secteur Chimie, devenue effective au 1er janvier 2012, en créant un secteur Marketing & Services comprenant 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. L’information des périodes comparatives antérieures à ces changements a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle (cid:129) L’un des premiers distributeurs en Europe de l’Ouest (1) (cid:129) 1er distributeur sur le continent africain et au Moyen-Orient (1) (cid:129) 14 725 stations-service au 31 décembre 2012 (cid:129) Investissements bruts 2012 : 1,3 milliard d’euros Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services est de 837 millions d’euros, en hausse de 3% par rapport à 2011. Cette hausse reflète essentiellement l’amélioration de la performance dans les Énergies Nouvelles. Les activités liées à la distribution de produits pétroliers ont pour leur part conservé un résultat stable en dépit de la baisse globale des volumes vendus, grâce en particulier à une progression du résultat dans les zones Asie-Pacifique Le ROACE (2) du secteur Marketing & Services est de 12% en 2012 par zone géographique : 1 710 kb / j (a) (a) Hors négoce international et ventes massives Raffinage et y compris quote-part dans TotalErg. Ventes de produits raffinés en 2012 (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 2012, la baisse des ventes de produits raffinés de 14% du secteur Marketing & Services par rapport à 2011 s’explique quasi intégralement par l’effet de la cession par le Groupe de sa participation dans CEPSA et d’activités Marketing au Royaume-Uni. Hormis ces effets périmètres, les ventes auraient été en baisse annuelle de 1% avec une baisse plus marquée en Europe (-3%) compensée par une hausse des ventes en Asie et au Moyen-Orient. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Résultat opérationnel net ajusté 837 813 981 Dont Énergies Nouvelles (169) (197) n / a Sur l’année 2012, le chiffre d’affaires hors Groupe du secteur Marketing & Services s’est établi à 86,6 milliards d’euros, en hausse de 2% par rapport à 2011. (1) Données publiées par les sociétés, sur la base des quantités vendues. (2) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. TOTAL est l’un des principaux distributeurs en Europe de l’Ouest (1). Le Groupe est également leader (2) sur le continent africain et au TOTAL commercialise une large gamme de produits issus de ses raffineries, comme d’autres sources. Le Groupe est un acteur majeur sur le marché des produits de spécialité, en particulier les lubrifiants, le GPL, les carburants pour l’aviation, les fluides spéciaux, les bitumes, les combustibles lourds et les soutes marines, avec des produits commercialisés dans près de 150 pays (3). TOTAL 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, Marketing & Services détient des participations dans cinq raffineries en Afrique, une en Europe, au travers de sa participation dans TotalErg (49%) et une dans les Caraïbes. En 2012, Marketing & Services a fait évoluer son organisation pour mettre en œuvre ses ambitions de croissance. Marketing & Services est composé désormais de quatre directions géographiques (Europe, Afrique Moyen-Orient, Asie Pacifique, Amériques). Une direction opérationnelle a été créée pour piloter les activités par nature mondiales en raison de leurs marchés, de la clientèle et de leurs offres. Les directions fonctionnelles ont été adaptées dans le but d’apporter le support aux objectifs de croissance. TOTAL dispose d’un réseau de plus de 9 100 stations-service en Europe, réparties en France, en Belgique, aux Pays-Bas, au Luxembourg, en Allemagne, ainsi qu’en Italie au travers de sa participation dans TotalErg (49%). TOTAL opère également sous la marque AS24 un réseau de 700 stations-service destinées aux transporteurs routiers dans vingt-sept pays européens. En 2012, le Groupe a poursuivi le développement de son réseau de stations-service en s’implantant en Géorgie. 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 seize pays. Le Groupe est un acteur majeur dans le domaine des cartes pétrolières, avec près de 3,5 millions de cartes émises dans Dans les produits de spécialité, 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 (Le Havre en France), de bitumes (Brunsbüttel en Allemagne) et de graisses (Lille en France). En Europe de l’Ouest, TOTAL a poursuivi en 2012 l’optimisation – En France, le réseau de stations-service bénéficie d’un maillage dense avec près de 1 850 stations à la marque TOTAL, ainsi que 1 650 stations à la marque Elan essentiellement en zone rurale. TOTAL a lancé en octobre 2011 « Total access », un nouveau concept de stations-service alliant des prix bas à la qualité des carburants et des services de la marque TOTAL : 316 stations Total access ont été déployées fin 2012, sur les 600 prévues fin 2013\. Les 121 stations Elf restantes à fin 2012, seront transformées en stations-service Total access courant 2013. Sur le marché du fioul de chauffage en France, TOTAL est leader (4) au travers de ses huit filiales de proximité couvrant l’ensemble du territoire. En 2012, TOTAL a poursuivi sa stratégie de diversification avec la commercialisation de granulés de bois et de services avec le lancement de fioulmarket.fr, le premier site français de vente en ligne de fioul pour les particuliers sur l’ensemble du territoire. Dans le domaine de la logistique pétrolière, TOTAL a achevé en 2012 son adaptation avec la fermeture des dépôts de Brive, de Chambéry et de BTT Honfleur, le transfert des opérations des dépôts de Lorient et de Lyon à des sociétés tiers, et s’est renforcé dans l’est de la France en entrant à hauteur de 18% au capital du dépôt de Strasbourg détenu par la Société Européenne de Stockage. Suite à cette adaptation, TOTAL détient des participations dans vingt-trois dépôts, dont huit opérés. – En Italie, dans le cadre de l’optimisation de son portefeuille aval en Europe, la société TotalErg (49%), issue de la fusion entre Total Italia et ERG Petroli, a été créée à l’automne 2010. Elle est devenue le troisième opérateur sur le marché italien avec près de 12% (5) de parts de marché réseau et plus de 3 150 stations-service. En octobre 2012, la raffinerie de Rome, détenue par TotalErg, a arrêté sa production. Le site sera converti en pôle – Au Royaume-Uni, TOTAL 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. TOTAL conserve au Royaume-Uni des activités de spécialité, en particulier dans les lubrifiants et l’aviation. En Europe du Nord, centrale et orientale, en 2012, TOTAL a poursuivi l’expansion de sa présence directe sur les marchés porteurs d’Europe de l’Est, en particulier dans les domaines des lubrifiants et des bitumes. Le Groupe cherche à accélérer la croissance de ses activités de spécialité, principalement en Russie, et à consolider ses outils de production sur la zone. TOTAL est leader dans la distribution de produits pétroliers sur le continent africain et au Moyen-Orient, avec 12% (6) de parts de marché en 2012. Sur ces marchés en forte croissance, le Groupe exploite près de 4 500 stations-service réparties dans plus de quarante pays et opère notamment des réseaux importants en Afrique du Sud, en Turquie, au Nigeria, au Kenya et au Maroc. (1) Données sociétés, sur la base des quantités vendues 2011. (2) PFC Energy et données Société. (3) Y compris via des distributeurs nationaux. (4) CPDP 2012, et données Société. (5) PFC Energy : rapport Italie 2012. (6) Part de marché dans les pays où le Groupe est présent, données sociétés 2012 sur la base des quantités vendues. En novembre 2012, TOTAL a acquis en Jordanie une licence de distribution permettant d’accélérer le développement du réseau de stations-service et des activités de commerce de gros. Dans le cadre de l’optimisation de son portefeuille, le Groupe a cédé 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. En 2012, TOTAL a renforcé ses positions logistiques en Afrique de l’Ouest. Le Groupe a augmenté sa participation de 25% à 35% dans la société de stockage Senstock au Sénégal et développe un projet de terminal d’importation au Ghana. TOTAL poursuit sa stratégie de croissance des produits de spécialité. Le Groupe, qui s’appuie notamment sur l’usine de production de lubrifiants de Dubaï, a mis en service en novembre 2012 une nouvelle usine en Égypte. À fin 2012, TOTAL est présent dans une vingtaine de pays de la zone Asie-Pacifique, principalement sur les marchés de produits de spécialité. Le Groupe y développe ses positions dans la distribution de carburants et notamment en Chine. TOTAL opère également des réseaux de stations-service au Pakistan, aux Philippines, au Cambodge, en Indonésie et est un acteur significatif dans les îles du Pacifique. Sur l’ensemble des Amériques et des Caraïbes, TOTAL opère un nombre significatif d’unités industrielles (fabrication de lubrifiants, Le tableau suivant présente les ventes de produits raffinés par zone (en milliers de barils par jour) 2012 2011 2010 Reste du monde 190 172 159 Ventes massives raffinage 532 437 379 (a) Y compris quote-part du Groupe dans CEPSA (jusqu’à fin juillet 2011) et, depuis le 1er octobre 2010, dans TotalErg. En Chine, le Groupe opère près de 175 stations-service à fin 2012 au travers de deux joint ventures TOTAL / Sinochem. Pour les données sur les biocarburants, se référer au chapitre 2, En Inde, TOTAL a inauguré en septembre 2012 son premier centre d’assistance technique en dehors de l’Europe pour les lubrifiants, Au Vietnam, TOTAL continue de renforcer sa présence dans les produits de spécialité. Le Groupe est devenu l’un des leaders du marché vietnamien du GPL suite à l’acquisition de Vinagas en juin 2012. Dans le domaine des lubrifiants, TOTAL poursuit sa dynamique de croissance dans la zone avec une progression de 6,4% des ventes de lubrifiants en 2012 par rapport à 2011. Le Groupe construit à Tianjin sa troisième usine de production de lubrifiants en Chine. La mise en service est prévue au premier semestre 2013. Par ailleurs, le Groupe étend sa présence commerciale avec la création d’une succursale en Papouasie – Nouvelle Guinée, en décembre 2012. 4.1.6. Répartition du réseau de stations-service Le tableau suivant présente le nombre de stations-service du Groupe dont CEPSA - - 1 737 (a) Stations-service sous les marques TOTAL, Total access, Elf et Elan. En Amérique latine et dans les Caraïbes, TOTAL est présent dans une vingtaine de pays sur les marchés de produits de spécialité – lubrifiants et fluides spéciaux – comme dans les activités grands produits (réseau, 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 spécialité, notamment des lubrifiants, et poursuit son développement depuis l’acquisition fin 2009 d’actifs lubrifiants dans la province du Québec au Canada. Par ailleurs, le Groupe étudie la construction d’une usine de production de fluides spéciaux au Texas. En 2012, TOTAL a poursuivi ses partenariats techniques et R&D en Formule 1 avec Renault Sport F1, en Rallyes WRC avec Citroën Sport, et a initié un partenariat avec Toyota en compétition d’endurance. 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 2012, la marque TOTAL a été associée (1) Présence dans trois des quatre marchés principaux ouverts dans la zone. TOTAL a poursuivi son partenariat « Clean Energy Partnership » en Allemagne, axé sur la distribution d’hydrogène. En 2012, une station expérimentale à proximité du nouveau siège de TOTAL Deutschland à Berlin a été achevée. En 2013, une nouvelle station hydrogène devrait être ouverte près du nouvel aéroport de Berlin. L’étude « H2 Mobility » de déploiement potentiel d’un réseau de distribution d’hydrogène carburant en Allemagne à l’horizon 2015-2020 a été menée à terme. TOTAL est désormais engagé dans une phase de négociations entre partenaires industriels en vue de la mise en œuvre du business plan résultant de l’étude. Les démonstrations de distribution d’électricité à destination des véhicules électriques (recharge rapide) se poursuivent également. TOTAL dispose aujourd’hui d’une vingtaine de stations de recharge aux Pays-Bas, en Belgique, en Allemagne et en France. TOTAL a lancé en 2012 un programme de six pilotes expérimentaux d’offres multi-énergies et de services énergétiques destinés à favoriser la maîtrise des consommations, à développer des solutions techniques hybrides Carburants / Photovoltaïques et à favoriser l’accès à l’énergie dans les zones rurales en Afrique. L’activité Énergies Nouvelles est engagée dans le développement d’énergies renouvelables qui viendront en complément des hydrocarbures pour répondre à la croissance de la demande énergétique mondiale. Dans cette perspective, le Groupe privilégie deux axes : l’énergie solaire qui bénéficie de ressources énergétiques illimitées et qui devrait jouer un rôle clé en 2030 en particulier sur des zones géographiques où le Groupe est fortement présent, et la transformation de la biomasse dont l’objectif est de développer de nouvelles solutions de produits bio-sourcés pour les marchés aval du Groupe, Marketing & Services et Raffinage-Chimie. D’autres voies, telles que les énergies marines, font l’objet d’une veille active. TOTAL développe une activité de production industrielle amont et une activité de commercialisation en aval dans la filière photovoltaïque du silicium cristallin. Le Groupe poursuit par ailleurs ses activités de R&D dans cette filière grâce à plusieurs partenariats et dans L’industrie photovoltaïque est en pleine mutation depuis 2011, dans un contexte de surproduction mondiale et d’effondrement des prix qui a entrainé la disparition de nombreux acteurs et la diminution des programmes de subventions. La baisse très importante des prix des modules depuis dix-huit mois renforce la compétitivité de l’énergie solaire photovoltaïque et devrait permettre d’augmenter sa part dans le mix énergétique tout en participant à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. TOTAL détient 66% de SunPower, société américaine basée à San José, en Californie, et cotée au NASDAQ (NASDAQ : SPWR) suite à la réalisation d’une offre publique d’achat en juin 2011 et d’une augmentation de capital en janvier 2012 concomitante à l’intégration de Tenesol (filiale historique de TOTAL dans le solaire, implantée principalement en Europe et en Afrique). Acteur intégré, SunPower conçoit, fabrique et fournit des modules solaires à haut rendement, les plus performants du marché. La société est présente 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 En amont, SunPower produit l’intégralité de ses cellules en Asie (Philippines, Malaisie) avec une capacité totale de production de 1200 MW / an, et poursuit l’adaptation de ses procédés de fabrication afin d’en réduire le coût tout en maintenant son leadership technologique. Les cellules sont ensuite assemblées en modules (panneaux solaires) dans des usines situées en Asie, en Amérique du Nord, en Europe et en Afrique du Sud. En aval, la société est présente sur les principaux marchés géographiques (États-Unis, Europe, Asie, Australie, Afrique) aussi bien dans les activités de toitures résidentielles que dans les grandes TOTAL détient 50% de Photovoltech, société belge spécialisée dans la production de cellules photovoltaïques multicristallines. Dans le contexte de crise actuelle, la société, confrontée à une situation de pertes structurelles, est en cessation d’activité. Les activités Outre-Mer (anciennement détenues par Tenesol) sont portées par la société Sunzil (50%). 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 35% En 2010, TOTAL a été retenu pour participer à la construction puis à l’exploitation pendant vingt-cinq ans, d’une centrale solaire à concentration de 109 MW à Abou Dabi. Ce projet, Shams (20%), est réalisé en partenariat avec Masdar au travers de l’Abu Dhabi Future Energy Company (ADFEC). Les travaux ont commencé en juillet 2010 et le démarrage du projet a eu lieu début 2013. La production sera vendue à l’Abu Dhabi Water Electricity Afin de consolider sa position de leader technologique dans la filière du silicium cristallin, TOTAL consacre d’importants efforts en matière de R&D via un réseau de partenariats avec de grands laboratoires et instituts de recherche en France et à l’étranger, opérés par des équipes de recherche mixtes. Leur mission consiste 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, par fermentation, d’un laboratoire de recherche et d’unités pilote en Californie et au Brésil. Amyris a démarré son site de production industriel de Paraiso au Brésil début 2013. Par ailleurs, le Groupe poursuit le développement d’un réseau de collaborations de R&D visant à développer des technologies complémentaires de la plateforme d’Amyris : déconstruction de la lignocellulose, nouvelles voies de biosynthèse, outils pour l’ingénierie du métabolisme, et procédés liés aux voies biochimiques. On peut notamment citer les partenariats avec Joint BioEnergy Institute (JBEI, États-Unis), Novogy (États-Unis), l’université de Wageningen (Pays-Bas) et le consortium Toulouse Le Groupe évalue également le potentiel de la voie des phototrophes : bio-ingénierie des microalgues et procédés associés. Un accord de recherche exploratoire a démarré avec Cellectis S.A. (France) dans ce domaine, et le Groupe participe au consortium AlgaePark 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 26,6% dans la société Scotrenewables Tidal Power (îles Orcades, Écosse). Les tests d’un prototype d’une puissance de 250 kW sont en cours. Le modèle commercial (2 MW) est en cours en augmentant l’efficacité et la fiabilité des composants et en élargissant les applications et solutions proposées aux marchés. Le centre de recherche IMEC (Interuniversity MicroElectronics Center – Belgique) accueille ainsi une équipe R&D de TOTAL et participe aux programmes de recherche axés sur la réduction des quantités de silicium nécessaires aux cellules et l’augmentation TOTAL prépare également les prochaines générations de cellules et de modules photovoltaïques avec le Laboratoire de physique des interfaces et couches minces de l’École Polytechnique, spécialiste notamment des procédés de déposition plasma à basse température. Dans la continuité de ce partenariat, le Groupe, en association avec le CNRS, l’École Polytechnique et EDF notamment, a annoncé en mars 2012 la création de l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF), dont l’ambition est de devenir à terme l’un des cinq plus grands centres de recherche mondiaux sur les dispositifs solaires Une autre équipe TOTAL travaille, en collaboration avec les scientifiques du Laboratoire d’analyse et d’architecture des systèmes de Toulouse, en France (LAAS-CNRS), sur l’amélioration des performances énergétiques des modules par l’approche système. Dans le domaine du stockage d’électricité, TOTAL poursuit la collaboration débutée en 2009 avec un laboratoire du Massachussetts Institute of Technology (MIT) aux États-Unis pour développer une nouvelle technologie de batteries. Le Groupe a investi en 2011 dans la start-up Ambri issue de ce même laboratoire. Par ailleurs, les difficultés rencontrées lors de l’amélioration de la technologie développée par AEP Polysilicon Corporation (AEP) (30%) pour obtenir du silicium de qualité solaire ont conduit à l’abandon du projet et à la fermeture du pilote industriel. La start-up Konarka Technologies Inc. (25%), qui n’a pas pu réunir les capitaux nécessaires à la poursuite de ses activités, est en liquidation. TOTAL explore plusieurs voies de valorisation de la biomasse selon la ressource utilisée, la nature des marchés visés (carburants, lubrifiants, pétrochimie, chimie de spécialité, etc.), ou les procédés de transformation. L’activité Énergies Nouvelles développe l’une des deux voies principales de transformation de la biomasse, TOTAL a conclu en juin 2010 un partenariat stratégique avec Amyris Inc., société américaine cotée au Nasdaq (NASDAQ : AMRS), spécialisée dans les biotechnologies. Le Groupe détient une participation de 18,5% fin 2012 et a signé un accord de collaboration portant sur la recherche, le développement, la production et la commercialisation de molécules bio-sourcées destinées aux marchés avals du pétrole ou de la chimie verte, incluant la mise en place d’une équipe de R&D commune. 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 5.1. Principaux investissements réalisés au cours de la période 2010-2012 (1) (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Les investissements organiques, y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, se sont établis en 2012 à 23,8 milliards de dollars (18,5 milliards d’euros (2)), contre 20,6 milliards de dollars en 2011 (14,8 milliards d’euros). À ceux-ci s’est ajouté un montant d’acquisitions de 4 milliards de dollars (3,1 milliards d’euros). Les investissements bruts (y compris acquisitions) ont donc baissé de 34,2 milliards de dollars en 2011 (24,5 milliards d’euros) à 29,5 milliards de dollars en 2012 (22,9 milliards d’euros). La baisse des investissements bruts provient essentiellement des secteurs Amont et Marketing & Services. Tout en poursuivant en 2012 le développement de ses grands projets dans l’Exploration-Production, le Groupe a fortement réduit le montant de ses acquisitions qui a atteint 4 milliards de dollars en 2012 contre plus de 12 milliards de dollars en 2011. Ces acquisitions ont concerné pour l’essentiel le secteur Amont avec, en particulier, l’acquisition d’une participation dans des licences d’exploration et de production en Ouganda, de 1,3% supplémentaire dans le capital de Novatek, de divers permis d’exploration et d’accords de portage dans les gisements de gaz à condensats de l’Utica aux États-Unis. Dans le secteur Raffinage-Chimie, le Groupe a par ailleurs acquis des intérêts du partenaire dans la société Fina Antwerp Olefins. Pour l’année 2013, TOTAL a annoncé un budget d’investissement organique (3) de 28 milliards de dollars, dont plus de 80% dans l’Amont. Les investissements de 23 milliards de dollars dans l’Amont devraient être essentiellement consacrés aux grands projets de développement dont GLNG en Australie, Surmont au Canada, les zones d’Ekofisk et Eldkisk en Norvège, Kashagan au Kazakhstan, les projets de Laggan Tormore au Royaume-Uni, CLOV en Angola, Ofon au Nigeria et Moho Nord au Congo. Au global, le budget Amont devrait être alloué pour 30% environ aux travaux de maintenance et d’intégrité sur des actifs déjà en production et pour 70% aux projets futurs Dans le Raffinage-Chimie, un budget d’investissement de près de 3 milliards de dollars devrait être consacré aux activités de raffinage, pétrochimie et chimie de spécialités. L’année 2013 devrait en particulier être marquée par la poursuite de la construction et le démarrage de la raffinerie de Jubail en Arabie saoudite. Une partie significative du budget du secteur sera par ailleurs consacrée aux investissements Outre ces acquisitions, les investissements de l’Amont ont été principalement consacrés au développement de nouvelles installations de production d’hydrocarbures, ainsi qu’aux activités d’exploration et à l’acquisition de nouveaux permis. En 2012, les investissements de développement ont en particulier été consacrés aux projets suivants : GLNG et Ichthys en Australie, Surmont au Canada, les zones d’Ekofisk et Eldfisk en Norvège et de la Mahakam en Indonésie, Kashagan au Kazakhstan ; les projets de Laggan Tormore au Royaume-Uni, CLOV en Angola ; Anguille et Mandji au Gabon et Ofon au Nigeria. 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 2012 a été marquée par le projet de modernisation de la raffinerie de Normandie en France et par la poursuite de la construction de la raffinerie de Jubail en Arabie saoudite. Dans le secteur Marketing & Services, en 2012, les investissements ont concerné essentiellement le réseau, la logistique et les installations de production et de stockage de produits de spécialités. L’année 2012 a par ailleurs été marquée par un montant de cessions d’actifs de 5,9 milliards de dollars en 2012, contre près de 11 milliards de dollars en 2011, incluant essentiellement la vente du solde de la participation dans le capital de Sanofi, d’une participation dans le réseau de pipeline Gassled en Norvège, d’actifs Amont au Nigeria, au Royaume-Uni, en Colombie et en France et de la cession de participations du Groupe dans les sociétés Composites One aux États-Unis, Pec-Rhin et Geostock en France. de maintenance et de sécurité nécessaires à ce type d’activités Dans le secteur Marketing & Services, un budget d’investissements de près de 2 milliards de dollars est prévu en 2013 pour financer en particulier le réseau de stations-service, la logistique, les installations de production et de stockage de produits de spécialités (lubrifiants, GPL, etc), ainsi que le développement de ses activités dans le Énergies Nouvelles. La majeure partie du budget d’investissement du Marketing & Services sera allouée aux zones de croissance Au-delà de 2013, TOTAL envisage de poursuivre un effort d’investissement soutenu pour alimenter la croissance de ses activités avec une priorité toujours marquée pour l’Amont. TOTAL autofinance la plupart de ses investissements à partir de ses excédents de trésorerie d’exploitation (se reporter au tableau de flux de trésorerie consolidé, chapitre 9, point 5.), (1) Le détail des principales acquisitions et cessions des exercices 2010-2012 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 2012 de 1,2848 $/€. (3) Y compris les investissements nets dans les sociétés mises en équivalence et non consolidées, hors acquisitions et cessions, avec l’hypothèse de 1€ = 1,30 $ pour 2013. Organigramme - Propriétés immobilières, usines et équipements qui sont essentiellement complétés par un recours régulier au marché obligataire en fonction des conditions offertes par les marchés financiers (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés, chapitre 9, point 7.). Toutefois, les investissements pour lesquels des entreprises communes sont mises en place entre TOTAL et des partenaires extérieurs au Groupe font généralement l’objet de financements de projet spécifiques. Pour l’année 2013, le Groupe a par ailleurs annoncé vouloir céder certains actifs de son portefeuille et affiche dans son budget un objectif de cessions d’actifs dont le montant serait supérieur de 6 milliards de dollars au montant des acquisitions. 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 2013 la réception d’une offre ferme et l’entrée en négociation exclusive avec un consortium d’acheteurs en vue de la cession de TIGF, filiale de transport et de stockage Dans le cadre de certains accords de financement de projet, TOTAL S.A. a octroyé des garanties. Ces garanties (« Garanties données sur emprunts ») et les autres informations sur les engagements hors bilan et obligations contractuelles du Groupe figurent à la note 23 des comptes consolidés (chapitre 9, point 7.). Le Groupe considère actuellement que ni ces garanties, ni les autres engagements hors bilan de TOTAL S.A. ou de toute autre société du Groupe, ont, ou pourraient raisonnablement avoir dans le futur, un impact significatif sur la situation financière, les produits et charges, la liquidité, les investissements ou les ressources 6.1. Place de la Société au sein du Groupe TOTAL S.A. est la société mère du Groupe. Au 31 décembre 2012, il existe 883 sociétés intégrées dans le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A., dont 803 sociétés par intégration globale et 80 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 2012, 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 La liste des principales filiales directes ou indirectes de la Société figure, sous forme de tableau récapitulatif, à la note 35 de l’annexe aux comptes consolidés (Périmètre de consolidation) figurant au chapitre 9, point 7. du présent Document de référence. 7\. Propriétés immobilières, usines et équipements Les sociétés du Groupe exploitent de nombreux sites, en pleine propriété, concession, location ou autrement, dans plus de 130 pays à travers le monde. Les activités exploitées dans ces propriétés immobilières, champs d’hydrocarbures et autres installations ou implantations industrielles, commerciales ou administratives, ainsi que les capacités productives et taux d’utilisation de ces installations, sont décrites dans le présent chapitre pour chacun des secteurs d’activité (Amont, 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 Les redevances minimales des contrats de location financement portant sur les actifs immobiliers, les stations-service, les navires et les autres équipements figurent à la note 22 de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9, point 7.). Des indications sur les objectifs de politique environnementale de la Société, ayant trait notamment aux installations ou implantations industrielles du Groupe, figurent au chapitre 12, Informations sociales, environnementales et sociétales du présent Document de référence. Schéma d’organisation au 31 décembre 2012 8\. Schéma d’organisation au 31 décembre 2012 Schéma d’organisation au 31 décembre 2012 Le Rapport de gestion a été arrêté par le Conseil d'administration le 12 février 2013 et n'est pas mis à jour des éléments postérieurs à cette date. 1\. Examen de la situation financière et des résultats 58 1.1. Panorama de l’exercice 2012 pour TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58 1.2. Résultats du Groupe pour l’année 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 1.3. Résultats du secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 1.4. Résultats du secteur Raffinage-Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 1.5. Résultats du secteur Marketing & Services . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 1.6. Résultats de TOTAL S.A. en 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 1.7. Proposition de dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 2.1. Capitaux à long terme et à court terme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 2.2. Source et montant des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 2.3. Conditions d’emprunt et structure de financement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 2.4. Conditions d’utilisation des financements externes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 2.5. Sources de financement attendues . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 3.1. Secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66 3.2. Secteur Raffinage-Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 3.3. Secteur Marketing & Services . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 3.4. Environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 3.5. Dispositif de Recherche & Développement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 4.1. Perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 4.2. Risques et incertitudes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 4.3. Sensibilités des résultats 2013 aux paramètres d’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69 Examen de la situation financière et des résultats 1\. Examen de la situation financière et des résultats 1.1. Panorama de l’exercice 2012 pour TOTAL L’année 2012 a été marquée par un ralentissement économique qui a pesé sur la demande pétrolière des pays OCDE. Le dynamisme des pays émergents et les besoins engendrés par l’accident de Fukushima au Japon ont néanmoins soutenu la croissance globale de la demande de produits pétroliers, en particulier en Asie en fin d’année. Les marchés sont restés suffisamment approvisionnés grâce notamment à la hausse de la production de pétrole non- conventionnel en Amérique du Nord, alors que la persistance de facteurs géopolitiques faisait peser des tensions sur l’offre. Le prix moyen du Brent est ainsi demeuré stable, s’établissant à 111,7 $ / b en 2012 contre 111,3 $ / b en 2011. Les prix spot du gaz sont restés stables en 2012 en Europe et en Asie, soutenus par la demande des marchés asiatiques. À l’inverse, les prix spot du gaz aux États-Unis ont atteint des niveaux très bas en raison de l’abondance de l’offre de gaz naturel liée à l’exploitation du gaz de schiste, renforcé par la production du gaz associé à la production de liquides non-conventionnels. La poursuite de la réduction progressive de la capacité de raffinage européen combinée à un niveau très élevé d’arrêts pour maintenance dans l’industrie mondiale du raffinage a limité la surcapacité constatée depuis 2009, permettant ainsi un rebond des marges de raffinage en Europe ont quant à elles diminué en moyenne sur l’année sous l’effet de la baisse de la demande consécutive au ralentissement économique. À l’inverse aux États-Unis, la pétrochimie a bénéficié de la baisse des cours de l’éthane et des gaz de pétrole liquéfié, Dans ce contexte, le résultat net ajusté de TOTAL s’établit à 12,4 milliards d’euros, en hausse par rapport à 2011. Ce résultat reflète essentiellement les bonnes performances des secteurs, dans un environnement favorable pour l’Amont et marqué par un rebond temporaire mais significatif des marges de raffinage dans l’aval. Le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont atteint 11,2 milliards d’euros en 2012, en hausse de 6% par rapport à l’an passé, aidé en particulier par l’évolution du taux de change €-$. Le secteur Raffinage-Chimie affiche une hausse de 67% de son résultat opérationnel net ajusté. Cette augmentation s’explique essentiellement par les effets de la hausse des marges de raffinage. Enfin, le secteur Marketing & Services a vu son résultat augmenter de 3% par rapport à 2011. L’année 2012 a été marquée par une baisse significative des acquisitions par rapport à 2011, et par un niveau de cessions de 6 milliards de dollars illustrant la volonté du Groupe d’optimiser et de simplifier son portefeuille, en le développant sur des actifs Amont à fort potentiel de croissance. Grâce essentiellement à la hausse de son cash flow opérationnel et à la baisse du niveau des acquisitions, TOTAL a financé ses investissements tout en augmentant de près de 3% son dividende à 2,34 euros par action, dont la distribution sera proposée à l’Assemblée générale du 17 mai 2013. La solidité du bilan (1) Sur la base de l’indicateur de marge European Refining Margin Indicator de TOTAL. a été renforcée avec un taux d’endettement fin 2012 qui s’établit à 21% contre 23% à fin 2011. Sur le plan opérationnel, le Groupe a fait face en 2012 à des accidents survenus en mer du Nord et au Nigeria, ainsi qu’à des problèmes de sûreté sur ses installations au Yémen qui sont venus affecter ses productions. Avec responsabilité et transparence, TOTAL a réaffirmé la priorité absolue portée à la sécurité des opérations et son engagement en faveur de la protection de l’environnement. Il a par ailleurs poursuivi l’amélioration de ses performances sécurité illustrée par un TFAD (TRIR (2)) du Groupe en baisse de 18% par rapport à 2011. Dans l’Amont, quatre découvertes significatives en Argentine, aux États-Unis dans le golfe du Mexique, au Nigeria et en Norvège sont de nouveaux résultats de la stratégie d’exploration plus audacieuse menée par le Groupe. L’année 2012 a également connu le succès des démarrages de production notamment sur les champs d’Usan, Islay, Bongkot South, Halfaya, et South Mahakam. Le développement de nouveaux projets majeurs tels que ceux d’Ofon II, Hild ou Tempa Rossa a été lancé afin d’assurer la croissance des prochaines années. L’année 2012 a également été marquée par l’extension du domaine minier avec l’obtention de permis dans des zones d’exploration prometteuses, notamment en Irak, en Bulgarie, en Uruguay, au Kenya ou au Kazakhstan. En parallèle, TOTAL a cédé quelques actifs matures ou non stratégiques de l’Amont tels une participation dans des pipelines en Norvège, sa filiale de production en Colombie ou des participations minoritaires dans des actifs au Nigeria et en mer du Nord. Il a par ailleurs annoncé la vente de la participation dans le bloc offshore OML 138 au Nigeria Dans les activités de Raffinage-Chimie, TOTAL a détaillé sa stratégie qui consiste à augmenter la compétitivité de ses activités pour porter la rentabilité du secteur de 6% en 2010 à 13% en 2015 dans l’environnement de 2010, à réduire son exposition dans les zones matures, principalement l’Europe, et à étendre sa présence dans les zones de croissance. Ainsi, l’année 2012 a vu l’avancée de la modernisation de la raffinerie de Normandie en France et de la construction de la raffinerie de Jubail en Arabie saoudite dont le démarrage est prévu en 2013. Dans le Marketing & Services, le Groupe a fait évoluer son organisation en 2012 pour mettre en œuvre ses ambitions de croissance. Il a renforcé ses positions de leader sur le continent africain et au Moyen-Orient avec notamment le développement de ses activités en Jordanie et de ses ventes de produits de spécialité. En Europe, il a poursuivi l’optimisation de ses activités en déployant son nouveau concept de stations-service Total access sur 300 stations fin 2012. Dans les Énergies Nouvelles, TOTAL a intensifié ses actions pour renforcer sa compétitivité dans le domaine de l’énergie solaire photovoltaïque dans un contexte de profonde mutation de l’industrie, et annoncé fin 2012 le succès commercial remporté par sa filiale SunPower avec la vente du projet Antelope Valley aux États-Unis. Examen de la situation financière et des résultats La dynamique de croissance des budgets de recherche et développement engagée depuis 2004 a été maintenue avec des dépenses qui se sont élevées à 805 millions d’euros en 2012, en hausse de 4% par rapport à 2011. Ces dépenses devraient permettre, en particulier, de poursuivre la constante amélioration de l’expertise technologique du Groupe dans l’exploitation des ressources pétrolières et gazières mais aussi de développer des technologies du solaire, de la biomasse et du captage et stockage du CO2 visant à contribuer à l’évolution de l’offre énergétique mondiale. Enfin, TOTAL a réaffirmé en 2012 la priorité donnée à la sécurité et à l’environnement dans le cadre de ses opérations et de ses investissements pour l’ensemble de ses activités. À travers les projets menés dans de très nombreux pays, le Groupe a également placé les enjeux sociétaux, éthiques, et la contribution au développement du tissu économique local au cœur de ses préoccupations. Au 31 décembre 2012, les activités du Groupe sont divisées en trois secteurs définis comme suit : – 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 industriel contenant les activités de raffinage, de pétrochimie, de fertilisants et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de trading pétrolier et les transports maritimes ; – un secteur 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 et financières des holdings. En conséquence des réorganisations mises en œuvre en 2012, l’information par secteur d’activité des périodes comparatives a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur au 31 décembre 2012. 1.2. Résultats du Groupe pour l’année 2012 (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Résultat net ajusté dilué par action (en euro) (a) (b) 5,45 5,06 4,58 Dividende par action (en euro) (c) 2,34 2,28 2,28 Dette nette / capitaux propres (au 31 décembre) 21% 23% 22% Rentabilité des capitaux moyens employés (ROACE) (d) 16% 16% 16% Rentabilité des capitaux propres 18% 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 et, jusqu’au 30 juin 2010, hors quote-part, pour TOTAL, des éléments d’ajustement de Sanofi. (b) Calculé sur le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice. (c) Dividende 2012 : sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013. (d) Calculé sur la base du résultat opérationnel net ajusté et des capitaux employés moyens au coût de remplacement. Brent ($ / b) 111,7 111,3 79,5 Marges de raffinage européennes ERMI (a) ($ / t) 36,0 17,4 27,4 (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. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Éléments non récurrents du résultat opérationnel (2 342) (873) (1 394) Charges de restructuration (2) - - Dépréciations exceptionnelles (1 474) (781) (1 416) Effet des variations de juste valeur (9) 45 - Effet de stock (écart FIFO / coût de remplacement) (a) (234) 1 215 993 Total des éléments d’ajustement du résultat opérationnel (2 585) 387 (401) (a) Voir note 1N de l’annexe aux comptes consolidés. Examen de la situation financière et des résultats Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Éléments non récurrents du résultat net (part du Groupe) (1 503) (14) (384) Charges de restructuration (77) (122) (53) Dépréciations exceptionnelles (1 112) (1 014) (1 224) Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi (a) \- - (81) Effet des variations de juste valeur (7) 32 - Effet de stock (écart FIFO / coût de remplacement (b)) (157) 834 748 Total des éléments d’ajustement du résultat net (part du Groupe) (1 667) 852 283 (a) Le Groupe ne consolide plus sa participation dans Sanofi depuis le 1er juillet 2010. Participation de TOTAL dans Sanofi de 5,5% au 31 décembre 2010, de 3,2% au 31 décembre 2011 et de 0% au 31 décembre 2012. (b) 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 2012 s’établit à 200 061 millions d’euros (257 038 millions de dollars), contre 184 693 millions d’euros en 2011, soit une hausse de 8%. Le résultat net ajusté est en hausse de 8% et s’élève à 12 361 millions d’euros contre 11 424 millions d’euros en 2011. Exprimé en dollars, le résultat net ajusté est stable par rapport à 2011. Comparé à l’année 2011, l’environnement pétrolier en 2012 a été marqué par une grande stabilité par rapport à l’année précédente avec un prix du Brent stable à 111,7 $ / b et un prix moyen de vente du gaz du Groupe qui a augmenté de 3% à 6,74 $ / Mbtu contre 6,53 $ / Mbtu en 2011. Dans l’aval en revanche, l’indicateur ERMI des marges de raffinage en Europe a affiché une nette hausse en s’établissant à 36,0 $ / t en moyenne contre 17,4 $ / t en 2011. La parité euro-dollar s’est établie à 1,28 $ / € contre 1,39 $ / € Dans ce contexte, le résultat opérationnel ajusté des secteurs d’activité ressort à 24 986 millions d’euros, soit une hausse de 2% par rapport à 2011 (1). Exprimé en dollars (2), le résultat opérationnel ajusté des secteurs atteint 32,1 milliards de dollars, en baisse de 6% par rapport à 2011 qui s’explique par la baisse du résultat de l’Amont, compensée partiellement par une hausse dans le Raffinage-Chimie et le Marketing & Services. Le taux moyen d’imposition (3) des secteurs est de 55,2% contre 57,9% en 2011, en raison essentiellement de la baisse du taux d’imposition de l’Amont et de la part plus importante des activités aval dans les résultats avant impôt. Le résultat opérationnel net ajusté des secteurs d’activité s’établit Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté des secteurs est en hausse de 1%. Le fait que ce résultat opérationnel net ajusté des secteurs soit en hausse en 2012 alors que le résultat opérationnel ajusté des secteurs est en baisse par rapport à 2011 s’explique principalement par la baisse du taux moyen d’imposition des secteurs entre les deux périodes et par la hausse du résultat ajusté Le résultat net ajusté exclut l’effet de stock après impôt, les effets des variations de juste valeur et les éléments non récurrents : – L’effet de stock après impôt ressort à -157 millions d’euros contre +834 millions d’euros en 2011. – Les effets de variations de juste valeur ont été de -7 millions d’euros en 2012 comparé à +32 millions d’euros en 2011. – Les autres éléments non récurrents du résultat net ont eu un impact de -1 503 millions d’euros en 2012, constitués essentiellement d’une dépréciation pour perte de valeur sur les actifs du Barnett aux États-Unis, de provisions pour couvrir les coûts d’abandons de puits sur Elgin au Royaume-Uni, de la taxe exceptionnelle de 4% sur les stocks pétroliers en France, de dépréciations d’actifs dans la chimie en Europe et d’une provision comptabilisée dans le cadre d’une transaction en cours avec la SEC et le DoJ aux États-Unis. Ces charges non récurrentes ont été partiellement compensées en 2012 par des plus-values de cession d’actifs. Les autres éléments non récurrents s’étaient élevés à -14 millions d’euros en 2011. Le résultat net part du Groupe ressort à 10 694 millions d’euros contre 12 276 millions d’euros en 2011. Le taux moyen d’imposition du Groupe s’établit à 56,2% en 2012 Au 31 décembre 2012, le nombre dilué d’actions est de 2 270,4 millions contre 2 263,8 millions au 31 décembre 2011. En 2012, le résultat net ajusté dilué par action, calculé sur la base d’un nombre moyen pondéré dilué d’actions de 2 266,6 millions, s’élève à 5,45 euros contre 5,06 euros en 2011, soit une hausse Exprimé en dollars, le résultat net ajusté dilué par action est de 7,01 dollars contre 7,05 dollars en 2011, soit une baisse de 1%. (1) Les éléments non récurrents du résultat opérationnel des secteurs d’activités ont eu un impact de -2 342 millions d’euros en 2012. Ils avaient eu un impact de -873 millions d’euros en 2011. (2) Chiffres en dollars obtenus à partir des chiffres en euros convertis sur la base du taux de change moyen €-$ de la période : 1,2848 $ / € en 2012, 1,3920 $ / € en 2011 et 1,3257 $ / € en 2010. (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 net ajusté). Examen de la situation financière et des résultats Les investissements hors acquisitions, y compris variation des prêts non courants, se sont établis à 18,5 milliards d’euros (23,8 milliards de dollars) en 2012 contre 14,8 milliards d’euros (20,6 milliards de dollars) en 2011, une hausse expliquée par l’augmentation des investissements dans l’Amont liée à l’important programme de nouveaux projets actuellement en développement. Les acquisitions ont représenté 3,1 milliards d’euros (4,0 milliards de dollars) en 2012, essentiellement constituées de l’acquisition d’une participation dans des licences d’exploration et de production en Ouganda, de 1,3% supplémentaire dans le capital de Novatek (1), de divers permis d’exploration, des intérêts du partenaire dans la société Fina Antwerp Olefins et d’accords de portage dans les gisements de gaz à condensats de l’Utica aux États-Unis. Les cessions en 2012 se sont élevées à 4,6 milliards d’euros (5,9 milliards de dollars), incluant essentiellement la vente du solde de la participation dans le capital de Sanofi, d’une participation dans le réseau de pipeline Gassled en Norvège, d’actifs Amont au Nigeria, au Royaume-Uni, en Colombie et en France et de la cession, dans l’aval, de participations du Groupe dans les sociétés Composites One aux États-Unis, Pec-Rhin et Geostock en France. Les investissements nets ressortent à 17,1 milliards d’euros (21,9 milliards de dollars) en 2012, en hausse de 7% par rapport à leur niveau de 16,0 milliards d’euros (22,2 milliards de dollars) en 2011. Exprimés en dollars, les investissements nets en 2012 sont en baisse de 1% qui s’explique en particulier par une forte baisse des acquisitions en 2012 par rapport à l’année précédente. Le ROACE en 2012 est de 16% pour le Groupe, stable par rapport à 2011. La rentabilité des capitaux propres (Return On Equity, ROE) s’établit à 18% en 2012, contre 18% en 2011 et 19% en 2010. Prix de vente liquides et gaz (a) 2012 2011 2010 (cid:129) -2% liés aux accidents d’Elgin en mer du Nord et d’Ibewa au Nigeria, (cid:129) -1,5% liés aux conditions de sécurité au Yémen et à l’arrêt Brent ($ / b) 111,7 111,3 79,5 Prix moyen de vente liquides ($ / b) 107,7 105,0 76,3 Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 6,74 6,53 5,15 Prix moyen des hydrocarbures ($ / bep) 77,3 74,9 56,7 (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 favorables dans l’Amont en 2012. Les prix moyens de vente des liquides et de gaz du Groupe ont augmenté de 3% sur l’année 2012 par rapport à 2011. En 2012, la production d’hydrocarbures a été de 2 300 kbep / j, en baisse de 2% par rapport à 2011, essentiellement en raison (cid:129) +4,5% liés aux démarrages et à la croissance des nouveaux projets, (cid:129) -4% liés au déclin naturel des productions, (cid:129) +1,5% liés aux variations de périmètre intégrant essentiellement les productions correspondant à la participation détenue dans Novatek nette de la cession de la participation dans CEPSA et de divers actifs de production au Royaume-Uni, en France, des productions en Syrie, partiellement compensés par le retour (cid:129) -0,5% lié aux effets prix (2). Les réserves prouvées d’hydrocarbures établies selon les règles de la SEC (Brent à 111,13 $ / b) s’élèvent à 11 368 Mbep au 31 décembre 2012. Au niveau de production moyen de 2012, la durée de vie des réserves est de plus de 13 ans. Le taux de renouvellement des réserves prouvées (3), établies selon les règles de la SEC, ressort à 93%. Le taux de renouvellement organique des réserves (4) atteint pour sa part 100% dans un environnement de prix constant. Fin 2012, TOTAL possède un portefeuille solide et diversifié de réserves prouvées et probables (5) représentant plus de 20 ans de durée de vie au niveau de production moyen de 2012 et des ressources (6) représentant plus de 45 ans de durée de vie. (1) L’intérêt du Groupe au capital de Novatek atteint 15,3% à fin 2012. (2) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits à production. (3) Variation des réserves hors productions : i.e. (révisions + découvertes, extensions + acquisitions – cessions) / productions de la période. (4) Taux de renouvellement dans un environnement de prix constant, pour un prix du baril de 110,96 $ / b, si l’on exclut les acquisitions et les cessions. (5) 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. (6) 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 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 (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Rentabilité des capitaux moyens employés(a) 18% 21% - (a) Les capitaux employés 2009 n’ont pas été recalculés selon la nouvelle organisation. Sur l’ensemble de l’année 2012, le résultat opérationnel net ajusté d’euros en 2011, soit une progression de 6%. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté de l’Amont est en baisse de 3% à 14,4 milliards de dollars, qui s’explique principalement par la baisse des productions d’hydrocarbures du Groupe, alors que l’effet de la hausse des coûts techniques mentionnée ci-dessous a été en grande partie compensée par la baisse du taux moyen Les coûts techniques des filiales consolidées, établis conformément à l’ASC 932 (1), s’établissent à 22,8 $ / bep en 2012, contre 18,9 $ / bep en 2011, une hausse qui s’explique principalement par la hausse des amortissements des immobilisations corporelles à la suite des démarrages de grands projets tels Pazflor, Halfaya et Usan, ainsi que par la hausse des dépenses d’exploration passées en charge. La rentabilité des capitaux employés moyens (ROACE) de l’Amont est de 18% en 2012 contre 21% en 2011. Données opérationnelles (a) 2012 2011 2010 (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 secteur Sur l’année 2012, les volumes raffinés sont en baisse de 4% par rapport à 2011 reflétant l’effet périmètre lié à la cession de la participation du Groupe dans CEPSA effectuée fin juillet 2011 et l’arrêt de la raffinerie de Rome survenu à la fin du troisième trimestre 2012\. Hormis cet effet périmètre, les traitements du Groupe ont été en hausse de 4%, grâce à une meilleure disponibilité de ses raffineries. Comme en 2011, l’année 2012 a été marquée par un niveau élevé de grands arrêts qui ont concerné essentiellement les raffineries européennes, avec en particulier l’arrêt complet des installations à la raffinerie de Normandie dans le cadre de son programme de modernisation sur la fin de l’année 2012, ainsi que des arrêts planifiés dans les raffineries de Provence et Feyzin. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 dont chimie de spécialités 384 423 475 Rentabilité des capitaux moyens employés (a) 9% 5% - (a) Les capitaux employés 2009 n’ont pas été recalculés selon la nouvelle organisation. L’indicateur de marges de raffinage européennes ERMI s’est établi à 36 $ / t en 2012, soit plus du double par rapport à 2011. Sur l’ensemble de l’année 2012, le résultat opérationnel net ajusté du secteur Raffinage-Chimie est de 1 414 millions d’euros en hausse de 67% par rapport à 848 millions d’euros en 2011. Exprimé en dollars, le résultat opérationnel net ajusté du secteur atteint 1,8 milliards de dollars, en hausse de 54% par rapport à 2011. Cette nette progression s’explique essentiellement par l’effet positif de l’amélioration des marges de raffinage alors que les volumes raffinés par le Groupe ont été globalement en baisse de 4% entre les deux périodes et que la pétrochimie a vu son environnement se (1) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries – Oil and Gas. dégrader, en particulier en Europe et dans les polymères. La baisse du résultat opérationnel net ajusté dans la chimie de spécialités pour sa part est entièrement imputable à l’effet de la cession d’activités résines mi-2011. Hors cet effet périmètre, le résultat opérationnel net ajusté aurait été en très légère hausse dans la chimie de spécialités. Le ROACE du secteur Raffinage-Chimie est de 9% en 2012 contre 1.5. Résultats du secteur Marketing & Services Données opérationnelles (a) 2012 2011 2010 (a) Hors négoce international (Trading) et ventes massives Raffinage et y compris quote-part dans TotalErg et, jusqu’au 31 juillet 2011, dans CEPSA. En 2012, la baisse des ventes de 14% du secteur Marketing & Services par rapport à 2011 s’explique essentiellement par l’effet de la cession par le Groupe de sa participation dans CEPSA et d’activités marketing au Royaume- Uni. 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) 2012 2011 2010 Résultat opérationnel net ajusté 837 813 981 dont Énergies Nouvelles (169) (197) n / a Rentabilité des capitaux moyens employés (a) 12% 13% - (a) Les capitaux employés 2009 n’ont pas été recalculés selon la nouvelle organisation. Sur l’ensemble de l’année 2012, le chiffre d’affaires hors Groupe du secteur Marketing & Services s’établit à 86,6 milliards d’euros, en hausse de 2% par rapport à 2011. Le résultat opérationnel net ajusté du secteur Marketing & Services en 2012 s’élève à 837 millions d’euros contre 813 millions d’euros en 2011, soit une progression de 3%. Cette hausse reflète essentiellement l’amélioration de la performance dans les Énergies 1.6. Résultats de TOTAL S.A. en 2012 Nouvelles. Les activités liées à la distribution de produits pétroliers ont pour leur part conservé un résultat stable en dépit de la baisse globale des volumes vendus, grâce en particulier à une progression du résultat dans les zones Asie-Pacifique et en Europe de l’Est. Le ROACE du Marketing & Services est de 12% en 2012 contre Le Conseil d’administration, après avoir arrêté les comptes, a décidé de proposer à l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013 la distribution d’un dividende de 2,34 euros par action au titre de 2012, en hausse de près de 3% par rapport à l’année précédente. Compte tenu des acomptes trimestriels votés par le Conseil d’administration au titre des trois premiers trimestres 2012, le solde du dividende au titre de l’année 2012 s’élèverait à 0,59 euro par action et serait payé en numéraire le 27 juin 2013 (1). Le taux de distribution de TOTAL en 2012, calculé sur la base du résultat net ajusté, ressortirait ainsi à 43%. (1) Le détachement du solde du dividende aurait lieu le 24 juin 2013 ; pour les ADR (NYSE : TOT) la date de détachement aurait lieu le 19 juin 2013. 2.1. Capitaux à long terme et à court terme (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (1 626) (1 976) (1 870) (a) Hypothèse de distribution d’un dividende au titre de 2012 de 2,34 euros par action. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Actifs financiers courants nets (1 386) (533) (1 046) Trésorerie et équivalents de trésorerie (15 469) (14 025) (14 489) 2.2. Source et montant des flux de trésorerie (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Variation du BFR corrigé de l’effet de stock avant impôt 850 (524) 497 Flux de trésorerie d’exploitation avant variation du BFR, Investissements (22 943) (24 541) (16 273) Dividendes versés (5 288) (5 312) (5 250) Ratio dette nette sur capitaux propres au 31 décembre 21% 23% 22% Le flux de trésorerie d’exploitation s’élève à 22 462 millions d’euros, en hausse de 15% par rapport à celui de 2011, essentiellement grâce à l’évolution favorable de la variation du besoin en fonds de roulement entre les deux périodes. Le flux de trésorerie d’exploitation ajusté (1) s’établit à 21 612 millions d’euros, en hausse de 8%. Exprimé en dollars, le flux de trésorerie d’exploitation ajusté est de 27,8 milliards de dollars, une diminution de 1% par rapport à 2011. Le cash flow net (2) du Groupe ressort à 5 390 millions d’euros contre 3 573 millions d’euros en 2011. Exprimé en dollars, le cash flow net du Groupe est de 6,9 milliards de dollars en 2012. Le ratio de dette nette sur fonds propres s’établit à 21,4% au 31 décembre 2012 contre 23,0% au 31 décembre 2011. (1) Flux de trésorerie d’exploitation au coût de remplacement, avant variation du besoin en fonds de roulement. (2) Cash flow net = flux de trésorerie d’exploitation + désinvestissements – investissements bruts. 2.3. Conditions d’emprunt et structure de financement La politique du Groupe vise à s’endetter à long terme, principalement à taux variable, ou à taux fixe en cas d’opportunité lors de l’émission en fonction du niveau des taux d’intérêt, en dollars, en euros, ou en dollars canadiens selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. Les dettes financières non courantes sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars, en euros, ou en dollars canadiens, soit dans des devises échangées contre des dollars, des euros ou des dollars canadiens selon les besoins généraux du Groupe, par le biais de swaps d’émission. Toute contrepartie bancaire avec laquelle le Groupe souhaite travailler pour des opérations de marché doit avoir été préalablement autorisée après appréciation de sa solidité financière (analyse multicritères intégrant notamment une étude de la capitalisation boursière, du taux de Credit Default Swap (CDS), de la notation par les agences Standard & Poor’s et Moody’s, laquelle doit être de première qualité, et de la situation financière générale). Une limite globale d’encours autorisée est définie pour chaque banque et répartie entre les filiales et les entités centrales de trésorerie du Groupe en fonction des besoins pour les activités financières. Pour réduire le risque de valeur de marché sur ses engagements, en particulier sur les swaps mis en place dans le cadre des émissions obligataires, le Groupe a également développé un système d’appels de marge, mis en place avec ses contreparties significatives. 2.4. Conditions d’utilisation des financements externes Le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.), s’élève à 11 328 millions de dollars au 31 décembre 2011), dont 10 921 millions de dollars ne sont pas utilisés (11 154 millions de dollars non utilisés au 31 décembre 2011). 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 (contre 10 139 millions de dollars au 31 décembre 2011), dont 10 463 millions de dollars ne sont pas utilisés (10 096 millions de dollars non utilisés au 31 décembre 2011). 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 2012, de restriction à l’utilisation des capitaux dont bénéficient les sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.) pouvant influencer sensiblement, de manière directe ou indirecte, les activités du Groupe. Le financement des investissements, du besoin en fonds de roulement, et du paiement du dividende est assuré par la génération de cash flow des opérations, par des désinvestissements d’actifs et, le cas échéant, Pour les années ultérieures et sur la base des conditions actuelles de financement offertes par les marchés financiers, la Société entend maintenir cette politique de financement des investissements En 2012, TOTAL a engagé 805 millions d’euros dans la Recherche & Développement (R&D), contre 776 millions d’euros en 2011 et 715 millions d’euros en 2010. La dynamique de croissance des budgets de R&D engagée depuis 2004 a été maintenue. 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 Les effectifs consacrés aux activités de R&D se sont élevés et 4 087 personnes en 2010. Les évolutions du périmètre du Groupe sont la principale source de ces changements. 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 ; 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 valorisation – 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 économiques du Groupe ; – la compréhension et la mesure des impacts de l’activité et des produits du Groupe sur les milieux et les écosystèmes (eau, sol, air, biodiversité) afin de renforcer la sécurité environnementale dans le cadre de la réglementation et de réduire ces impacts pour tendre vers la durabilité des activités du Groupe ; – le développement et l’industrialisation de technologies du solaire, – la maîtrise et l’utilisation de technologies innovantes, comme 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, les biotechnologies, les sciences des matériaux, les nanotechnologies, le calcul haute performance, les technologies de l’information et de communication ou les techniques analytiques nouvelles. innovants et compétitifs qui répondent aux besoins spécifiques des clients, facilitent l’émergence de fonctionnalités et de systèmes Ces enjeux sont abordés en synergie au sein du portefeuille de projets. Ils se déclinent de façon différenciée selon les secteurs. Outre l’optimisation continue des développements en offshore profond et de la valorisation des ressources gazières, TOTAL poursuit l’amélioration de 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 gaz et huile de schiste, avec une attention toute particulière sur la gestion de l’eau dans l’ensemble du cycle de production et sur la recherche Le Groupe a choisi en 2012 de devenir partenaire du consortium de développement du simulateur Intersect. Il a par ailleurs engagé un important développement des technologies d’exploration et d’exploitation dans les zones de grands froids. 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 majeurs. De plus, de nouvelles technologies d’exploitation des schistes bitumineux par pyrolyse sont en cours de développement. Le projet de captage par oxycombustion et stockage de CO2 dans le réservoir déplété de Rousse à Lacq (France) arrive au terme de sa phase active de réinjection et se poursuivra par une phase de monitoring. 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 l’objet d’un effort continu de R&D. Le programme de développement de nouvelles solutions pour le GNL (Gaz naturel liquéfié) se poursuit. La R&D en matière de raffinage et de pétrochimie a été revue en 2012 dans le cadre de la réorganisation du Groupe. – de maximiser les bénéfices de la synergie entre unités industrielles ; – de maximiser la création de valeur en tirant parti de ressources – d’améliorer continûment la sécurité, la performance et l’efficacité énergétique des procédés par une compréhension approfondie des mécanismes mis en jeu et des relations structure – propriétés des charges et des produits ; – de proposer une variété différenciée de produits face aux enjeux du marché, notamment en ce qui concerne les carburants – de donner au Groupe les moyens de satisfaire les obligations environnementales des unités et des produits, dans une perspective Dans le Raffinage, TOTAL se prépare à l’émergence des ressources de demain, qu’il s’agisse du pétrole non conventionnel ou de la biomasse, et développe des produits adaptés aux besoins du marché, notamment des carburants et des huiles de base plus performants et permettant des économies d’énergie. Plusieurs projets de R&D dans le domaine de la production de biocarburants de seconde génération se poursuivent dans le cadre de partenariats industriels (projet BioTfuel) ou avec Un effort soutenu reste engagé pour améliorer continûment les performances des procédés, et contribuer ainsi à l’amélioration Le développement de nouveaux grades de polymères reste un pilier de la stratégie de la Pétrochimie. Futerro, la joint venture entre Galactic et TOTAL, est le leader technologique sur la chaîne de production de PLA (acide polylactique), depuis la production du monomère jusqu’au recyclage du polymère. L’organisation et la stratégie de la R&D du Marketing & Services ont été repensées en 2012 en relation avec l’organisation et les enjeux – le développement de carburants, d’additifs de spécification et de performance et de combustibles satisfaisant les enjeux du marché, par exemple les évolutions des réglementations environnementales, et l’adaptation à de nouvelles ressources dont celles issues de la biomasse ; – le développement de nouvelles familles de bitumes, en travaillant sur leurs propriétés et sur les enjeux de la logistique et de l’application L’optimisation du procédé « UOP – TOTAL », de production d’oléfines à partir du méthanol (MTO / OCP) a atteint ses objectifs. Un projet industriel est à l’étude et les travaux continuent en soutien Enfin, les activités de Pétrochimie poursuivent leur participation avec Hutchinson, Bostik et Atotech, aux projets « Sciences des Matériaux » qui visent à développer et à rendre visibles les compétences et innovations dans le domaine des matériaux. Une troisième génération du projet Total Car Concept vise à démontrer le bénéfice de ces technologies. La R&D en chimie est stratégique pour les produits de spécialités. Elle se développe en étroite relation avec les besoins des filiales Hutchinson poursuit quatre principaux thèmes de recherche : l’efficacité énergétique, la réduction de masse, l’électrification et le contrôle, le confort et la sécurité. Hutchinson développe ses produits et technologies en s’appuyant sur sa capacité à formuler des matériaux avancés originaux et sur la compréhension des systèmes dans lesquels ses produits sont intégrés. D’importants développements sont faits en analyse chimique et simulation numérique. 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. – le développement de lubrifiants avancés, pour une grande variété de secteurs et de clients ; – le développement de méthodes analytiques et de moyens de screening pour optimiser les processus de développement produit. Par ailleurs, les savoir-faire en matière d’essais-moteur et de caractérisation analytique des produits sont jugés critiques. 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 Groupe Les enjeux environnementaux sont communs à l’ensemble du Groupe et pris en compte dans chacun des projets. Ils concernent la gestion du risque environnemental et notamment : – la gestion de l’eau, en réduisant notamment l’utilisation de l’eau provenant des milieux naturels continentaux et les émissions conformément à l’évolution de la réglementation ; – la réduction des émissions de gaz à effet de serre en améliorant l’efficacité énergétique et les efforts de captage et de stockage – la détection et la réduction des émissions à l’air et la simulation – la prévention de la pollution des sols et le respect de la conformité réglementaire concernant les aspects historiques et la réhabilitation – l’évolution des différents produits du Groupe et la maîtrise de leur cycle de vie, notamment en relation avec la directive REACH. 3.5. Dispositif de Recherche & Développement Le Groupe vise à accroître l’effort de R&D dans toutes les branches et sur des thèmes et technologies abordés de façon transverse. Une attention constante est portée aux synergies de R&D entre Le partenariat de longue durée avec des universités et des laboratoires universitaires jugés stratégiques en Europe, aux États-Unis, au Japon ou en Chine, et le partenariat avec des PME innovantes font partie Le Groupe dispose de vingt-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. 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 partenaires. En 2012, plus de 250 brevets ont été déposés Afin de générer une croissance rentable, durable et créatrice de valeur, TOTAL poursuit les investissements dans ses projets et l’optimisation de son portefeuille avec, en particulier, les cessions de filiales ou actifs non stratégiques, au potentiel de croissance limité ou dans lesquels il détient une faible participation. Ainsi, le budget d’investissements nets du Groupe pour 2013 s’établit à 22 milliards de dollars, stable par rapport à 2011 et 2012. Sur les 15 à 20 milliards de dollars de cessions annoncées sur la période 2012-2014, le Groupe a d’ores et déjà cédé 6 milliards de dollars d’actifs en 2012 et prévoit d’atteindre la limite basse de son objectif dès la fin de l’année 2013 avec la clôture de la vente d’Usan et d’autres projets de cession en cours de négociation. Le budget d’investissements organiques ressort à 28 milliards de dollars, dont plus de 80% seront consacrés à l’Amont, en grande partie pour des projets qui seront mis en production d’ici 2017 et présentent des niveaux de rentabilité très compétitifs. Le Groupe confirme aussi son engagement en matière de recherche et développement avec un budget d’environ 1,3 milliard de dollars Dans l’Amont, TOTAL confirme ses objectifs de croissance de production pour 2015, 3% par an en moyenne sur la période 2011-2015, et pour 2017, un potentiel de 3 millions de barils par jour sur lequel la visibilité a été renforcée cette année. TOTAL se concentre sur le développement de ses projets afin d’assurer leur démarrage dans les temps et budgets impartis. En 2013, la croissance des productions devrait être alimentée par les projets démarrés en cours d’année 2012 ainsi que par les démarrages d’Anguille au Gabon, d’Angola LNG, de Kashagan au Kazakhstan et par l’extension de l’OML 58 au Nigeria. Par ailleurs, le Groupe travaille en collaboration avec les autorités britanniques en vue d’un redémarrage sécurisé et progressif d’Elgin-Franklin au Royaume-Uni au cours du premier trimestre 2013. La visibilité sur l’objectif de croissance des productions sera à nouveau renforcée cette année avec le lancement de projets majeurs, en particulier en Afrique de l’Ouest. Le budget d’exploration 2013 a été augmenté à 2,8 milliards de dollars. Le programme d’exploration 2013, reflet de la nouvelle dynamique engagée, est très prometteur avec en particulier des forages prévus en Côte d’Ivoire, au Gabon, au Kenya, Dans le Raffinage-Chimie, la restructuration en cours devrait dégager des gains de productivité et synergies en 2013, contribuant ainsi à l’augmentation de la rentabilité en ligne avec l’objectif de 13% à horizon 2015 dans l’environnement de 2010. L’année 2013 sera également marquée par le démarrage de la plateforme de Jubail en Arabie saoudite. Cette raffinerie, entièrement convertissante et intégrée à des unités de pétrochimie, traitera 400 000 barils par jour de brut lourd et approvisionnera en produits raffinés en particulier les marchés en croissance du Moyen-Orient et d’Asie. Le secteur Marketing & Services continuera de renforcer ses positions au niveau mondial, au plus près des besoins des consommateurs. Les Énergies Nouvelles poursuivront leurs efforts de productivité, de développement et d’innovation afin de progresser vers Le Groupe confirme son engagement en faveur d’une politique compétitive de retour à l’actionnaire, en cohérence avec ses objectifs 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 gestion Une description détaillée de ces risques est donnée dans la partie Facteurs de Risques (chapitre 4) du présent Document de référence. Pour une information complémentaire, se rapporter également au rapport du Président du Conseil d’administration au paragraphe 4.3. Sensibilités des résultats 2013 aux paramètres d’environnement (a) Paramètres Scénario Variation Impact estimé sur le résultat Impact estimé sur le résultat Dollar 1,30 $ / € +0,1 $ par € -2,2 G€ -0,95 G€ Brent 100 $ / b +1 $ / b +0,24 G€ / 0,31 G$ +0,11 G€ / 0,14 G$ Marges de raffinage européennes ERMI 30 $ / t +1 $ / t +0,08 G€ / 0,1 G$ +0,05 G€ / 0,06 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 2013. 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. 1.1. Sensibilité aux paramètres d’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 1.2. Risques relatifs aux marchés des hydrocarbures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 1.3. Risques relatifs aux marchés financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73 1.4. Gestion du risque de contrepartie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.5. Gestion du risque de change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.6. Gestion de la position de taux à court terme et des liquidités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.7. Gestion du risque de taux sur la dette à long terme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74 1.8. Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .75 1.9. Risques relatifs aux marchés boursiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.10. Risques de liquidité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 1.11. Risques de crédit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78 2\. Risques industriels ou environnementaux 80 2.1. Nature des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80 2.2. Gestion et suivi des risques industriels et environnementaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 3.1. Environnement économique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .84 3.2. Risques liés à l’exploration et la production pétrolière et gazière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .84 3.3. Projets majeurs et croissance de la production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85 3.4. Sociétés mises en équivalence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 3.5. Risques associés à des facteurs économiques ou politiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 3.6. Risques éthiques et de non conformité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87 3.7. Aspects juridiques des activités du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87 3.8. Services informatiques critiques et sécurité de l’information . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 3.9. Pays sous sanctions économiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 3.10. Risques liés à la concurrence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92 3.11. Procédures judiciaires et d’arbitrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92 4\. Assurance et couverture des risques 93 4.1. Organisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .93 4.2. Politique de gestion des risques et assurances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .93 4.3. Politique d’assurance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .93 Les risques financiers sont détaillés dans la note 31 de l’annexe aux comptes consolidés (point 7. du chapitre 9). Les résultats de TOTAL sont sensibles à différents facteurs dont les plus significatifs sont les prix des hydrocarbures, les marges de raffinage et les taux de change, notamment celui du dollar 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 2013, dans les scénarios retenus, le Groupe estime qu’une appréciation du cours du Brent de 1 dollar par baril entraînerait une hausse du résultat opérationnel net ajusté de l’année d’environ 0,11 milliard d’euros (0,14 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 0,05 milliard d’euros (0,06 milliard de dollars (1)) et inversement. Toutes les activités du Groupe sont sensibles à divers titres et dans des proportions variables aux évolutions du cours du dollar. Une appréciation de 0,10 dollar par euro (hausse de l’euro contre le dollar) engendrerait une baisse du résultat opérationnel net ajusté de l’année d’environ 0,95 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 $ par € -2,2 G€ -0,95 G€ Brent 100 $ / b +1 $ / b +0,24 G€ / 0,31 G$ +0,11 G€ / 0,14 G$ Marges de raffinage européennes ERMI 30 $ / t +1 $ / t +0,08 G€ / 0,1 G$ +0,05 G€ / 0,06 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 2013. 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 L’activité Trading-Shipping mesure son exposition au risque de marché relatif aux activités de négoce de pétrole brut, de produits raffinés et de taux de fret, c’est à dire la perte potentielle en juste valeur, en mettant en œuvre une méthode d’évaluation de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque de marché découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché sur une période d’une journée de cotation. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les 400 derniers jours ouvrés pour tous les instruments et échéances dans les activités internationales de négoce. Les options sont systématiquement réévaluées en utilisant des modèles appropriés. La probabilité de variation de juste valeur correspond à un intervalle de confiance de la valeur en risque de 97,5%. Cela signifie que le portefeuille n’enregistrerait une perte supérieure au montant de la valeur en risque qu’une seule fois sur une période de 40 jours ouvrés si l’exposition au risque du portefeuille restait inchangée. (1) Avec une hypothèse de parité de 1,30 $ pour 1 €. Trading-Shipping : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture L’activité de trading de gaz, d’électricité et de charbon met en œuvre des instruments dérivés tels que les futures, forwards, swaps et options, tant sur les marchés organisés que sur les marchés de gré à gré, le dénouement des transactions prenant généralement la forme de livraisons physiques. L’exposition au risque de marché, c’est-à-dire la perte potentielle en juste valeur, est évaluée en mettant en œuvre une méthode de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché journalières. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les deux années écoulées pour tous les instruments et échéances. Trading de gaz et d’électricité : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture Le Groupe met en œuvre une politique rigoureuse de gestion et de surveillance de ces risques de marché. Celle-ci s’appuie, d’une part, sur une séparation des fonctions d’engagement des opérations et des fonctions de contrôle et, d’autre part, sur un système d’information intégré qui permet un suivi en temps réel Des limites d’intervention sont approuvées par le Comité exécutif et font l’objet d’un contrôle quotidien. Afin de garantir la souplesse des interventions et la liquidité des positions, les activités de couverture sont conduites avec des contreparties nombreuses et indépendantes, telles que les autres compagnies pétrolières, les grands producteurs ou consommateurs d’énergie et les institutions financières. Un dispositif de limites par contrepartie est mis en œuvre et un suivi régulier des encours par contrepartie est effectué. 1.3. Risques relatifs aux marchés financiers Dans le cadre de son activité de financement et de gestion de la trésorerie, le Groupe utilise des instruments financiers dérivés afin de gérer son exposition aux fluctuations des taux d’intérêt et des cours de change de devises étrangères. Il s’agit principalement de swaps de taux d’intérêt et de devises. Le Groupe peut également, plus occasionnellement, utiliser des contrats de futures et options. Les opérations en cours et leur traitement comptable sont présentés dans les notes 1M, 20, 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. La gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux instruments financiers de taux et de change obéit à des règles strictes qui sont définies par la Direction Générale du Groupe et qui prévoient la centralisation par la direction Financement-Trésorerie des liquidités, des positions et de la gestion des instruments financiers. Les excédents de liquidités du Groupe qui en résultent sont essentiellement placés sous forme de dépôts, de prises en pension ou d’achats de papier auprès de banques de dépôt, d’institutions étatiques ou de sociétés de premier plan. La gestion s’organise autour d’un département Salle des Marchés spécialisé dans l’intervention sur les marchés financiers de change et de taux 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 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, le dollar canadien, la livre sterling et la couronne norvégienne). Pour le risque de change généré par l’activité commerciale, la couverture des revenus et coûts en devises étrangères s’effectue essentiellement par des opérations de change au comptant et parfois à terme. Le Groupe ne couvre que rarement des flux prévisionnels et il peut notamment dans ce cas, avoir recours à des options. Pour les risques de change liés aux actifs à long terme comptabilisés dans une autre devise que l’euro, le Groupe a une politique de couverture permettant de réduire le risque de change associé, en adossant un financement dans cette autre devise. L’exposition nette au risque de change court terme est suivie régulièrement, en référence à un dispositif de limites définies par la Direction générale du Groupe. Les dettes financières non courantes décrites dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars, en euros, ou en dollars canadiens, soit dans des devises échangées contre des dollars, des euros ou des dollars canadiens selon les besoins généraux du Groupe, par le biais de swaps d’émission. Le produit de cet endettement est prêté à des filiales dont les comptes sont tenus en dollars, en dollars canadiens ou en euros. Il en résulte que la sensibilité nette de ces positions au risque S’agissant des swaps de change court terme dont le montant notionnel figure dans la note 29 de l’annexe aux comptes consolidés, leur utilisation à des fins d’optimisation de la gestion centralisée de la trésorerie du Groupe implique que la sensibilité au change qu’ils pourraient induire est également considérée 1.6. Gestion de la position de taux à court terme et des liquidités La position courante, principalement constituée en euros et en dollars, est gérée selon les objectifs principaux fixés par la Direction Générale du Groupe (maintenir un bon niveau de liquidité, optimiser le revenu des placements en fonction de la courbe de taux, minimiser le coût d’emprunt), dans le cadre d’une gestion à horizon inférieur à douze mois et sur la base d’une référence de taux au jour le jour, notamment par l’intermédiaire de swaps de taux à court terme et de swaps de change à court terme, sans modification 1.7. Gestion du risque de taux sur la dette à long terme La politique du Groupe vise à s’endetter à long terme, principalement à taux variable, ou à taux fixe en cas d’opportunité lors de l’émission en fonction du niveau des taux d’intérêt, en dollars, en euros, ou en dollars canadiens, selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. 1.8. Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change Les tableaux ci-après présentent l’impact potentiel d’une translation d’une amplitude de 10 points de base des courbes de taux d’intérêt dans chacune des devises sur la valeur de marché des instruments financiers en cours au 31 décembre des exercices 2012, 2011 et 2010. 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) (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 - - Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (20 019) (20 408) 86 (84) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (178) (178) - - Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux (2) (2) 3 (3) Swaps de change et contrats à terme de devises (101) (101) - - 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) 2012 2011 2010 Coût de la dette nette (571) (440) (334) Translation des taux d’intérêt de : +10 points de base (11) (10) (11) -10 points de base 11 10 11 +100 points de base (106) (103) (107) -100 points de base 106 103 107 En raison de la politique de gestion du risque de change décrite précédemment, la sensibilité du Groupe au risque de change est principalement influencée par la situation nette des filiales dont les monnaies fonctionnelles sont le dollar et, dans une moindre proportion, la livre sterling, la couronne norvégienne et le dollar canadien. Cette sensibilité est reflétée par l’évolution historique des écarts de conversion imputés dans les capitaux propres consolidés qui, au cours des trois derniers exercices, et essentiellement du fait de l’évolution du dollar et de la livre sterling, ont été les suivants : Au 31 décembre 2012 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (1 488) - (781) (823) 116 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 (962) - 127 (923) (166) instruments non dénoués (26) - (25) (1) - Au 31 décembre 2010 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (2 501) - (1 237) (1 274) 10 instruments non dénoués 6 - 6 - - 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 26 millions d’euros en 2012, gain de 118 millions d’euros en 2011, résultat nul en 2010). 1.9. Risques relatifs aux marchés boursiers Le Groupe détient un ensemble de participations dans des sociétés cotées (voir les notes 12 et 13 de l’annexe aux comptes consolidés) dont la valeur boursière totale fluctue notamment en fonction de la tendance des marchés boursiers mondiaux, de la valorisation des secteurs d’activité respectifs auxquels ces sociétés appartiennent et des données économiques et financières propres à chacune de ces sociétés. TOTAL S.A. bénéficie de lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales, lui permettant de constituer une Le montant de ces lignes de crédit au 31 décembre 2012 s’élève pas utilisés. Les contrats relatifs aux lignes de crédit accordées à TOTAL S.A. ne contiennent pas de dispositions conditionnant les termes et modalités du crédit octroyé aux ratios financiers de la Société, à la notation de sa solidité financière par les agences spécialisées ou à la survenance d’événements susceptibles d’avoir un impact significativement défavorable sur sa situation financière. Pour information, le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.) s’élève à 11 328 millions de dollars au 31 décembre 2012, dont 10 921 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 2012, 2011 et 2010 (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). (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) non courantes (746) (625) (519) (405) (352) (1 078) (3 725) Montant net 4 708 (4 122) (3 759) (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) (principal hors intérêts) - (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (18 913) Dettes financières courantes (9 653) - - - - - (9 653) Autres passifs financiers courants (159) - - - - - (159) Montant net avant charges financières 5 882 (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (13 031) financières non courantes (843) (729) (605) (450) (358) (1 195) (4 180) Montant net 5 500 (3 750) (3 996) (2 635) (3 760) (7 665) (16 306) 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 2012, 2011 et 2010 (voir la note 28 de l’annexe aux comptes consolidés). (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Fournisseurs et comptes rattachés (21 648) (22 086) (18 450) Autres dettes d’exploitation (5 904) (5 441) (3 574) dont instruments dérivés d’énergie (passif) (482) (606) (559) Ces actifs et passifs financiers ont principalement une échéance inférieure à un an. Le risque de crédit est le risque de défaut d’une contrepartie face à ses engagements contractuels ou à l’encaissement des créances. Le Groupe est exposé au risque de crédit dans le cadre de ses activités opérationnelles et de financement. L’exposition maximum au risque de crédit est représentée en partie par les montants d’actifs financiers qui sont présentés dans le bilan, y compris les instruments dérivés d’énergie qui ont une valeur de marché positive. L’exposition maximale est détaillée dans le tableau suivant : (en millions d’euros) 2012 2011 2010 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 2012, le montant reçu, net des versements, au titre de ces appels de marge s’élève à 1 635 millions d’euros La gestion du risque de crédit dans les différents secteurs est la 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 accordées. L’analyse de la capacité des contreparties à faire face à leurs engagements repose sur des données quantitatives et qualitatives concernant l’état financier et les risques commerciaux, ainsi que sur l’étude de toute information venant du marché ou de tiers extérieurs comme les agences de notation. Sur cette base, des limites de crédit sont définies pour chaque contrepartie potentielle et, si nécessaire, les transactions sont soumises à des autorisations spécifiques. L’exposition au risque de crédit, qui est essentiellement une exposition économique ou une exposition physique future anticipée, est contrôlée en permanence et soumise à des mesures de sensibilité. Le risque de crédit est limité par l’utilisation systématique de contrats standard qui autorisent la compensation et permettent d’obtenir des sûretés complémentaires en cas d’évolution défavorable de la qualité du risque. Ces contrats permettent notamment l’annulation du contrat en cas de défaut. Le risque de crédit porte essentiellement sur les créances commerciales. Chaque business unit décline des procédures de gestion et méthodes de provisionnement en fonction de la taille des filiales et des marchés sur lesquels elles opèrent. – 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 opérations sont conduites avec des contreparties commerciales et des institutions financières partout dans le monde. Les contreparties commerciales sur les opérations physiques et de dérivés sont principalement des compagnies pétrolières ou gazières ou des sociétés de négoce de produits énergétiques et des institutions financières. Les couvertures sur les risques de crédit sont conclues avec des institutions financières, banques internationales ou compagnies d’assurance, sélectionnées selon des critères stricts. Le Trading-Shipping met en œuvre une politique rigoureuse de gestion des délégations de pouvoir internes qui encadre la fixation des limites de crédit sur les pays et les contreparties ainsi que l’approbation des opérations spécifiques. Les risques de crédit découlant de ces limites et de ces autorisations sont suivis Les contreparties potentielles font l’objet d’une analyse de crédit et sont approuvées avant la conclusion des transactions ; une revue régulière est faite de toutes les contreparties actives incluant une révision de l’évaluation et un renouvellement des limites autorisées. Le crédit des contreparties est apprécié en fonction de données quantitatives et qualitatives sur leur solidité financière et sur les risques commerciaux, et s’adosse également aux informations venant du marché ou de tiers extérieurs telles que les notations publiées par Standard & Poor’s, Moody’s et d’autres agences de notation. Lorsque cela est possible, des cadres contractuels sont négociés pour permettre, par le biais de compensation entre les transactions, l’optimisation de la gestion du risque ; des clauses protectrices additionnelles autorisant des appels de fonds ou des garanties à titre de sûreté en cas de détérioration financière ou permettant l’annulation des transactions en cas de défaillance sont également 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 Dans le secteur Marketing & Services 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 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 TOTAL est exposé à des risques liés à la sécurité et la sûreté TOTAL mène un large éventail d’activités qui inclut 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 base ou de spécialités, et qui comportent des risques opérationnels multiples. Parmi ces risques 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 transport utilisés (principalement maritimes, fluviaux-maritimes, ou par pipelines, rail, route), des quantités concernées et, enfin, de la sensibilité des zones traversées (qualité des infrastructures, densité de population, environnement). La plupart 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 Sécurité et Émissions explosion produits accidentelle des sols et santé des dans l’air, l’eau toxiques sous-sols consommateurs et les sols Forage x x x x - x Production d’hydrocarbures x x x x - x Traitement des hydrocarbures sur champ x x x x - x Transport de produits pétroliers et chimiques x x x x - x Raffinage, pétrochimie x x x x x x Stockage de produits pétroliers x x x x - x Distribution de produits pétroliers x - x x x x Chimie de Spécialités x x x x x x Les événements industriels qui pourraient avoir l’impact le plus des déclarations en cours ou à venir ne sont pas susceptibles d’avoir un impact significatif sur la situation financière du Groupe. – un accident industriel majeur (incendie, explosion, fuite de produits très toxiques) ; Certains secteurs ou activités du Groupe comportent des risques – une pollution accidentelle de grande ampleur. Tous les risques décrits correspondent à des événements susceptibles de porter atteinte à des vies humaines, à des biens, à des activités économiques, de provoquer des dommages environnementaux ou de dégrader la santé des personnes. Les personnes atteintes peuvent être des salariés 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 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 causer des dommages aux personnes 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 et les coûts estimés au 31 décembre 2012 pour l’ensemble Les activités du secteur Amont sont 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 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 à 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 peut être ainsi réduite. 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 (inflammable, toxique, ou ayant des impacts à long terme sur l’environnement, tels que les émissions de gaz à effet de serre), de leur utilisation (y compris par les clients), des émissions et des rejets émanant de leur processus de fabrication, ainsi que du recyclage ou du traitement des matériaux et des déchets à la fin de leur cycle de vie. Les contrats auxquels les entités du Groupe sont parties peuvent comporter des obligations d’indemnisation à l’égard de tiers, soit à la charge, soit au bénéfice de TOTAL, notamment en cas de survenance d’événements entraînant des cas de décès, des dommages corporels ou matériels ou des rejets de matériaux dangereux dans l’environnement. Concernant les joint ventures dont les actifs sont opérés par une entité du Groupe, les termes contractuels prévoient, en règle générale, que cette entité assume la responsabilité des dommages causés par une négligence grave ou une faute intentionnelle qu’elle a commise. Concernant les joint ventures dans lesquelles une entité du Groupe détient une participation, mais dont les actifs sont opérés par des sociétés tierces, les termes contractuels indiquent, en règle générale, que l’opérateur assume la responsabilité des dommages causés par une négligence grave ou une faute intentionnelle commise par l’opérateur. Toutes les autres causes de responsabilité de ces types de joint venture sont en règle générale assumées par les partenaires proportionnellement à leurs participations respectives. Concernant les fournisseurs de biens et services tiers, le niveau et la nature des responsabilités assumées par le fournisseur tiers dépendent du contexte et peuvent être limités par contrat. Vis-à-vis de leurs clients, les entités du Groupe veillent à garantir que leurs produits répondent aux spécifications applicables et à se conformer à toutes les lois de protection des consommateurs applicables. Leur non-respect pourraient entrainer des atteintes aux personnes et à l’environnement, des manquements réglementaires et des pertes de clientèle, qui pourraient impacter défavorablement les résultats des opérations du Groupe, sa situation financière et sa réputation. Pour maîtriser ces risques, 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 4. du présent chapitre (« Assurance Les systèmes de gestion de crise sont nécessaires pour répondre efficacement aux situations d’urgence et éviter les éventuelles interruptions des activités et des opérations du Groupe. TOTAL a mis en place des plans de gestion de crise pour faire face aux urgences, telles que la fuite sur le champ d’Elgin en mer du Nord (se reporter au paragraphe 2.2.3. du chapitre 12). Faute de pouvoir apporter une réponse adéquate à de telles urgences, les activités et les opérations du Groupe sont susceptibles d’être fortement perturbées. 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 (se reporter au paragraphe 2.2.3. ci-après). Une incapacité à restaurer ou remplacer les capacités de production en temps utiles pourrait prolonger l’impact des arrêts de production et avoir des conséquences défavorables sur les activités ou les opérations 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, susceptibles de porter atteinte à sa réputation. 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 et 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 actions gouvernementales en matière de lutte – 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 ayant subi des dommages causés par des accidents ou les activités du Groupe ; – les coûts additionnels de production, les coûts liés aux changements de spécifications des produits ou aux ventes ; – les coûts relatifs au démantèlement des plateformes de forage Si les réserves financières du Groupe s’avéraient inadéquates, 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 – 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 de l’adoption de nouvelles lois et réglementations ou d’autres facteurs, le Groupe pourrait également être contraint d’écourter, modifier ou cesser certaines opérations ou de mettre en œuvre des fermetures temporaires de sites, ce qui pourrait conduire à une baisse de productivité et impacter défavorablement et de manière significative les résultats des opérations du Groupe, y compris 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 9). Les dépenses futures pour restitution des sites sont comptabilisées par le Groupe selon les principes comptables indiqués dans la note 1Q de l’annexe aux comptes consolidés (point 7., chapitre 9). 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 les activités du Groupe, affecter les ventes de produits et réduire La réglementation relative au marché des quotas d’émission de CO2 en Europe, EU-ETS (European Trading Scheme), est entrée dans sa troisième phase à partir du 1er janvier 2013. Cette troisième phase met fin à l’allocation gratuite généralisée de quotas d’émission, en particulier pour les installations de génération électrique qui ne bénéficient plus de quotas gratuits, et instaure la mise en place de ventes aux enchères de quotas par les États. Le Groupe est concerné en Europe par cette nouvelle phase de la réglementation, notamment pour ses installations de raffinage et de pétrochimie et, dans une moindre mesure, ses opérations Amont. En phase 3, les allocations gratuites se limitent à celles issues d’un calcul basé sur un benchmark à l’intérieur d’un même secteur industriel, défini sur la base des 10% des installations les plus performantes en termes d’émission. Les installations, au-delà des 10% les plus performantes, devront disposer des quotas manquants achetés au prix de marché. En outre, les installations du Groupe devront supporter indirectement le coût des quotas pour toute l’électricité consommée y compris celle générée en interne dans ses propres installations. Bien qu’à ce jour les allocations de quotas gratuits pour la phase 3 n’aient toujours pas été rendues publiques, le Groupe estime qu’il continuera de recevoir des quotas gratuits qui couvriront environ 80% de ses émissions soumises à l’EU-ETS sur la période 2013-2020. Compte tenu du niveau d’allocations gratuites de début de période et de la possibilité d’utiliser en phase 3 ses excédents de quotas achetés ou reçus en phase 2, l’exposition du Groupe devrait rester limitée au titre de la période considérée. De plus, la production de TOTAL à l’avenir devrait 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 liés à des reports ou des baisses de production Par ailleurs, TOTAL exerce ses activités dans diverses régions où les impacts physiques potentiels du changement climatique, y compris les changements des modèles climatiques, sont largement incertains et pourraient avoir un impact significatif défavorable sur les résultats d’exploitation du Groupe. 2.2. Gestion et suivi des risques industriels et environnementaux la sécurité, la santé et l’environnement TOTAL s’est doté d’une « charte Sécurité Santé Environnement Qualité » (se reporter au point 2. du chapitre 12) qui 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 ce cadre, TOTAL met en place des organisations performantes et des systèmes de management de la sécurité, de l’environnement et de la qualité pour lesquels il recherche leur certification ou leur évaluation (normes telles que International Safety Rating System, ISO 14001, ISO 9001). Par exemple, TOTAL a obtenu en 2010 la certification ISO 9001 pour « l’élaboration et la gestion du référentiel des métiers techniques » de l’Exploration-Production. Dans la plupart des pays, les activités de TOTAL sont soumises à des réglementations dans le domaine de la protection de l’environnement et de la sécurité industrielle. Les principales 1) En Europe : directives IPPC et Grandes Installations de Combustion (refondues dans la directive IED), directive SEVESO, directive Équipements sous Pression, directive Cadre sur l’Eau, directive Déchets, directive ETS (quotas CO2), directive 2) En France : plusieurs sites sont également concernés par les réglementations sur les risques naturels et technologiques. 3) Aux États-Unis : plusieurs activités sont soumises à la réglementation américaine de sécurité et d’exploitation des activités industrielles à risque, OSHA / PSM (Occupational Safety and Health Administration, process safety management of highly hazardous materials), et à la loi Superfund. TOTAL veille à se conformer aux réglementations applicables, et notamment à la réglementation REACH qui vise à protéger la santé et la sécurité des salariés, des producteurs et celle des utilisateurs de produits et substances chimiques, grâce notamment à la fourniture d’informations détaillées dans les fiches de données de sécurité (FDS / FDSE) (se reporter également au point 2. du chapitre 12). Dans le cadre de sa politique, TOTAL évalue systématiquement les risques et les impacts dans les domaines de la sécurité industrielle (en particulier des risques technologiques), de l’environnement et de la protection des travailleurs et des populations riveraines : – préalablement à la décision de nouveaux projets d’investissements, d’acquisitions et de cessions ; – régulièrement pendant les opérations (études de sécurité, études d’impact environnemental, études d’impact sanitaire, PPRT en France dans le cadre de la loi de 2003 sur la prévention – 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 où s’exercent ces activités et des pratiques professionnelles Dans les pays qui prévoient des procédures d’autorisation et de contrôle du déroulement des projets, aucun de ces projets 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 doit progressivement s’appliquer à toutes les activités opérées par les sociétés du Groupe. TOTAL déduit des évaluations des risques et des impacts, les mesures de gestion des risques. Celles-ci concernent la conception même des installations et des structures, le renforcement des dispositifs de protection, ou encore la réparation des atteintes 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 Par ailleurs, des indicateurs de performance (dans les domaines HSE) et de suivi des risques ont été mis en place, des objectifs ont été fixés et des plans d’action sont mis en œuvre pour atteindre Bien que l’accent soit mis sur la prévention des risques, TOTAL se prépare régulièrement à la gestion de crises sur la base 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 12, point 2.). Au niveau du Groupe, TOTAL a mis en place le plan d’alerte PARAPOL (Plan to mobilize Resources Against Pollution) pour faciliter la gestion de crise et fournir une assistance en mobilisant les ressources tant internes qu’externes en cas de pollution marine, côtière ou fluviale, sans restriction géographique. La procédure PARAPOL est accessible aux filiales de TOTAL et son principal objectif est de faciliter l’accès aux experts internes et aux moyens En outre, TOTAL et ses filiales sont actuellement adhérents auprès de certaines coopératives, spécialisées dans la gestion des déversements de pétrole, qui sont en mesure de fournir expertise, ressources et équipements dans toutes les zones géographiques où TOTAL conduit ses activités, dont en particulier Oil Spill Response Limited, le CEDRE (Centre de documentation, de recherche et d’expérimentations sur les pollutions accidentelles des eaux), et Clean Caribbean & Americas. À la suite de l’accident survenu sur le puits Macondo dans le golfe du Mexique en 2010 (dans lequel le Groupe n’était pas impliqué), TOTAL a mis en place trois groupes de travail (task forces) chargés d’analyser les risques et d’émettre des recommandations. Dans l’Exploration-Production, le groupe de travail n° 1 a traité de la sécurité des opérations de forage en offshore profond (architecture des puits, conception des blow out preventers, formation du personnel s’appuyant sur les enseignements tirés des événements graves récemment survenus dans l’industrie) et a abouti à la mise en place de contrôles et d’audits encore plus stricts sur les activités de forage. Le groupe de travail n° 2, en coordination avec le Global Industry Response Group (GIRG) mis en place par l’OGP (International Association of Oil and Gas Producers), porte sur le captage de pétrole en offshore profond et les opérations de confinement correspondantes en cas de survenance d’un événement de pollution en eaux profondes. Il permettra de disposer de dispositifs de captage dans plusieurs régions du monde où TOTAL est fortement Le groupe de travail n° 3 a porté sur les plans de lutte contre les déversements accidentels pour renforcer la capacité du Groupe à répondre à une pollution accidentelle majeure du type blow out ou perte de confinement complète d’un FPSO (Floating Production, Storage and Offloading facility). Cette action a abouti en particulier à une nette augmentation des moyens de dispersion disponibles 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. L’ensemble des actions mises en œuvre dans les domaines de la sécurité et de la préservation de l’environnement est présenté de façon détaillée dans le chapitre 12. Le Groupe estime qu’il est impossible de garantir que les coûts ou engagements relatifs aux points mentionnés ci-dessus ne risquent pas d’entraîner des conséquences négatives significatives sur ses activités, son patrimoine, sa situation financière consolidée, ses flux de trésorerie ou ses résultats à l’avenir. Les résultats opérationnels et le taux de croissance futur du Groupe sont sensibles à l’évolution des prix des matières premières. d’environnement est plus amplement détaillée au point 1.1. 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 : – 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 ; – l’offre et la demande en énergie, mondiale et régionale ; – 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 – 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 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 l’aval 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 de l’aval 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 pourraient être significativement affectés. réserves épuisées 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, 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 souterraines 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 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 les – 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 – la concurrence de compagnies pétrolières et gazières publiques et étatiques en matière d’acquisition et de développement d’actifs – la hausse des impôts et royalties, y compris celles liées – les contestations liées aux titres de propriété. L’ensemble de ces facteurs est susceptible d’entraîner des dépassements de coûts et de limiter la capacité du Groupe à réaliser des découvertes et acquisitions, à mener à bien ses projets de développement ou à assurer la rentabilité 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. de fabrication et de livraison d’équipements essentiels ou aux pénuries de tels équipements ; 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 négociations avec les partenaires, gouvernements, – les dépassements de coûts et retards liés au manque de disponibilité d’une main-d’œuvre qualifiée, aux retards – 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 licences par les organismes publics. 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. 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 (en particulier les partenaires locaux dans les pays émergents) 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. 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 Afrique, d’où provient 31% de la production combinée de liquides et de gaz du Groupe en 2012, certains pays dans lesquels le Groupe a une activité de production, ont récemment connu certaines de ces situations, notamment le Nigeria où le Groupe a enregistré en 2012 sa plus importante production d’hydrocarbures et la Libye. Le Moyen-Orient, d’où provient 21% de la production combinée de liquides et de gaz du Groupe en 2012, 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 a édicté des sanctions économiques interdisant ainsi à TOTAL d’y produire des hydrocarbures, et au Yemen. En Amérique du Sud, d’où provient 8% de la production combinée de liquides et de gaz du Groupe en 2012, plusieurs pays dans lesquels TOTAL exerce une activité de production ont récemment connu certaines des situations mentionnées précédemment, notamment l’Argentine et le Venezuela. En outre, dans ces régions, les incertitudes relatives à l’application des droits contractuels pourraient entraîner des conséquences négatives sur les résultats du Groupe. 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 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. 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 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 quotas d’exportation ; – la nationalisation ou l’expropriation d’actifs ; – l’annulation ou la modification unilatérale des droits à licence – la hausse des impôts et royalties, y compris celles liées – 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 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 actionnariale. 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 ou à toutes autres dispositions légales applicables, 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. Outre ces sanctions, un contrôleur (« monitor ») est susceptible d’être nommé pour passer en revue les dispositifs de conformité et de contrôle interne du Groupe, et le cas échéant, faire toutes recommandations d’amélioration de ces dispositifs. Se reporter au paragraphe 5.6. du chapitre 7 (Procédures judiciaires et d’arbitrage — Iran) pour des informations complémentaires sur l’enquête menée depuis 2003 par la SEC et le Département de Justice américain (DoJ) concernant la recherche d’affaires en Iran par plusieurs compagnies pétrolières, dont TOTAL. À ce stade, la Société considère que la résolution de cette affaire ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière du Groupe ou de conséquences sur ses projets futurs. 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 paragraphe 1.10.1. du chapitre 5 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, conclus avec des propriétaires privés. Ces conventions et permis ont des caractéristiques qui les apparentent généralement soit au modèle de la concession, soit à celui du contrat de partage de production. Dans le cadre des contrats de concession, la société pétrolière est propriétaire des actifs et des installations, et reçoit la totalité En contrepartie, les risques d’exploitation, les frais et les investissements sont à sa charge et la société pétrolière s’engage à verser à l’État, généralement propriétaire des richesses du sous- sol, une redevance calculée sur la production, un impôt sur les bénéfices, voire d’autres impôts prévus par la législation 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, 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. Ainsi, sur le contrat irakien, la rémunération est un montant défini par baril produit. Les activités d’exploration et de production d’hydrocarbures font l’objet d’autorisations de l’autorité publique (permis) distinguant des périodes de temps spécifiques et limitées pour chacune de ces activités ; ces permis comportent une obligation de rendre, à l’issue de la période d’exploration, une grande partie, voire la totalité en cas d’insuccès, de la superficie du permis. TOTAL paie les impôts sur les revenus générés par ses activités de production et de vente d’hydrocarbures dans le cadre de la concession, du contrat de partage de production et des contrats de service à risques tels qu’ils sont prévus par les réglementations locales. En outre, suivant les pays, la production et les ventes d’hydrocarbures de TOTAL peuvent être assujetties à un ensemble d’autres impôts, taxes et prélèvements, notamment des impôts et taxes pétroliers spécifiques. La fiscalité applicable aux activités pétrolières et gazières est généralement beaucoup plus lourde que celle qui s’applique aux autres activités industrielles et commerciales. Le cadre juridique des activités d’exploration et de production de TOTAL, établi à travers les concessions, licences, permis et contrats attribués par ou conclus avec un État, une compagnie nationale ou, parfois, des propriétaires privés, reste soumis à des risques qui, dans certains cas, peuvent diminuer ou remettre en cause les protections offertes par ce cadre juridique. Les 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 des différents États. Dans les autres pays où le Groupe exerce ses activités, la législation est souvent inspirée des règles américaines ou européennes. Ces pays ont tendance à développer plus fortement certains aspects réglementaires pour des domaines particuliers, notamment 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 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. Le large spectre des activités et des pays dans lesquels le Groupe est présent conduit à une analyse sectorielle et locale des risques juridiques en matière de droit de la concurrence. Des plans de conformité au droit de la concurrence ont été mis en œuvre de longue date par certains secteurs d’activités du Groupe. En 2012, une politique de conformité au droit de la concurrence et de prévention des infractions en la matière 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 paragraphe 3.9.2. ci-après). Depuis l’indépendance de la République du Soudan du Sud le 9 juillet 2011, TOTAL n’est 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 ou 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 en vue de l’imposition d’éventuelles sanctions à l’encontre de toute personne physique ou morale ayant, notamment, réalisé intentionnellement des investissements d’une valeur au moins égale à 20 millions de dollars 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. Depuis l’adoption de l’ILSA et jusqu’en 2007, TOTAL a réalisé des investissements d’un montant supérieur à 20 millions de dollars par an en Iran (hors investissements réalisés dans le cadre du développement de South Pars). Depuis 2008, TOTAL est essentiellement dans une phase passive de recouvrement de ses investissements réalisés dans le cadre de contrats de type buy-back signés entre 1995 et 1999, pour l’exploitation de permis dont le Groupe n’est plus opérateur. 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. Les investissements dans le secteur pétrolier initiés avant l’adoption du CISADA restent soumis à la version antérieure de l’ISA. Les nouvelles sanctions prévues par le CISADA portent sur les nouveaux investissements dans le secteur pétrolier ou toute autre activité pouvant faire l’objet de sanctions initiés le 1er juillet 2010 ou après cette date. 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 domestique de produits pétrochimiques. TOTAL ne mène aucune activité en Iran 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 et 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 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 Naftiran Intertrade Company (NICO) détiennent une participation (10% chacun). TOTAL ne mène aucune des activités visées par le décret 13622. Le 10 août 2012, le Président Obama a promulgué l’Iran Threat Reduction and Syria Human Rights Act (ITRSHRA), qui modifie notamment l’ISA et le CISADA. L’ITRSHRA, 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’ITRSHRA 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’ITRSHRA prévoit également une exception pour le projet du champ gazier de Shah Deniz. TOTAL ne mène aucune des activités visées par l’ITRSHRA. L’ITRSHRA ajoute également une nouvelle 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). La Section 13 (r) exige également que TOTAL dépose une déclaration spécifique auprès de l’United States Securities and Exchange Commission (SEC) pour toute communication d’informations relatives à la Section 13 (r) publiée dans son rapport annuel. Après réception de cette déclaration, la SEC doit transmettre un rapport au Président et au Congrès. 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 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 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 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 PSA 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. 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 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 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 à l’application de sanctions. TOTAL ne peut garantir que les réglementations actuelles ou futures ne puissent pas avoir d’impacts défavorables sur ses activités ou sa réputation. Le présent paragraphe 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 au paragraphe 3.9.1. ci-dessus. En 2012, 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 auxquels sont soumises ces activités. Par ailleurs, le Trading-Shipping a acheté des hydrocarbures pour un montant d’environ 62 millions d’euros au titre de contrats spot conclus avec une entité publique. L’Iran Threat Reduction and Syria Human Rights Act of 2012 (ITRSHRA), promulgué par le Président Obama le 10 août 2012, a ajouté une nouvelle Section 13 (r) au Securities Exchange Act of 1934\. Celle-ci impose à TOTAL de révéler certaines de ses activités liées à l’Iran ou celles des sociétés que TOTAL contrôle (« affiliates »), intervenues au cours de l’année 2012. Bien que le Groupe n’exerce aucune activité devant être révélée en application des sous-sections (A), (B), (C), (D) (I) ou (D) de la Section 13 (r) (1), les sociétés que TOTAL contrôle pourraient être considérées comme ayant engagé une transaction ou une relation avec le gouvernement iranien en application de la Section 13 (r) (1) (d) (iii), comme précisé ci-dessous. Le Groupe n’a pas d’activité d’Exploration-Production en Iran. Néanmoins, certains paiements 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 qui ne participe plus à l’exploitation de ces champs ne détient aucune information sur leur production. Le Groupe conserve localement un bureau en Iran uniquement pour des besoins non opérationnels. En 2012, Total E&P Iran (100%), Elf Petroleum Iran (99,7%) et Total South Pars 2&3 (99,7%) ont versé collectivement aux administrations iraniennes environ un million d’euros sous la forme d’impôts et de charges sociales afférents à des paiements effectués en 2012 au profit du Groupe au titre des contrats de buy-back pour les champs de Dorood et South Pars 2&3 et au maintien du bureau local et de son personnel. TOTAL n’a enregistré aucun revenu ni bénéfice au titre de ces contrats en 2012. Des versements sous la forme d’impôts et de charges sociales sont prévus en 2013. En 2012, dans le cadre de sa stratégie globale de protection de sa propriété intellectuelle, TOTAL a déposé deux demandes de brevet en Iran comme dans de nombreux autres pays. Le dépôt d’une demande de brevet en Iran est une activité que l’OFAC autorise, et, bien que TOTAL ne soit pas une entité américaine, le Groupe estime que son activité est conforme à cette autorisation. La société Total E&P UK Limited (« TEP UK »), filiale détenue à 100% par TOTAL, a eu des contacts limités en 2012 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 TEP UK’s Frigg UK Association pipeline (100%). À la connaissance du Groupe, 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). 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. Aucun achat n’a eu lieu dans le cadre de cet accord depuis novembre 2010. Les contacts que TEP UK a eus avec IOC et NICO en 2012 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. TEP UK est susceptible d’avoir le même type de contacts limités avec IOC et NICO en 2013. En 2012, TOTAL n’a enregistré aucun chiffre d’affaires ou bénéfice au titre de la situation décrite ci-dessus. Le Groupe ne détient ni n’opère de raffinerie ou d’usine chimique en Iran. Jusqu’en décembre 2012, date à laquelle TOTAL a cédé la totalité de sa participation, le Groupe détenait une participation de 50% dans la société Beh Total aux côtés de Behran Oil (50%), une société contrôlée par des entités liées au gouvernement iranien. Beh Total a produit et commercialisé en 2012 de petites quantités de lubrifiants (16 885 tonnes) en vue de leur vente sur le marché intérieur iranien. En 2012, le chiffre d’affaires généré par les activités de Beh Total en Iran s’est élevé approximativement à 50 millions d’euros et le résultat net à trois millions d’euros. Beh Total s’est par ailleurs acquitté d’impôts à hauteur d’environ un million d’euros et a distribué approximativement quatre millions d’euros de dividendes au titre de l’exercice 2010 (quote-part TOTAL : approximativement En 2012, Total Marketing Middle East FZE (« TMME »), filiale détenue à 100% par TOTAL, a vendu des lubrifiants et des additifs à Beh Total en Iran. Ces ventes ont généré, en 2012, un chiffre d’affaires d’environ 3,9 millions d’euros et un bénéfice net d’environ 0,8 million d’euros. TMME a cessé de procéder à de telles ventes fin 2012. Après discussions avec Beh Total, Total Oil Turkiye A.S. (« TOT A.S. »), société détenue à 100% par le Groupe et deux de ses salariés, a obtenu des autorités françaises, en 2012, les autorisations administratives nécessaires à l’exportation d’additifs vers l’Iran pour que Beh Total les mélange à des huiles de base afin de fabriquer des lubrifiants et de les vendre. Cependant, aucune transaction avec Beh Total ni aucun paiement à cette société concernant une telle activité n’a eu lieu en 2012. TOT A.S. ne prévoit pas de poursuivre En 2012, Total Ethiopia Ltd. (« TEL »), filiale éthiopienne détenue à 100% par le Groupe et trois de ses salariés, a versé environ 70 000 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 poursuivra cette activité jusqu’à la sécurisation de l’accès à d’autres installations localement, prévue fin 2013. à compter du 31 mars 2013 au titre de cet engagement. En outre, STC a vendu 1 450 tonnes de polymères pour environ 1 million d’euros à deux traders coréens, Skyplast et Tera Corée, qui ont pu exporter tout ou partie de ces produits en Iran. Compte tenu des usages pouvant être faits de ces polymères (par exemple, les emballages alimentaires, les tuyaux, les intérieurs de voiture), les clients finaux étaient probablement des sociétés privées. STC pourrait effectuer des ventes similaires à l’avenir. En 2012, Total Raffinage Marketing S.A., filiale française détenue à 100% par le Groupe et cinq de ses salariés, et Total Belgium NV, société détenue à 99,99% par le Groupe et une personne physique, ont fourni des cartes pétrolières utilisables dans les stations-service du Groupe à des missions diplomatiques iraniennes, respectivement en France et en Belgique. Ces activités ont généré, en 2012, un chiffre d’affaires d’environ 50 000 euros et un bénéfice net d’environ 2 000 euros. Le Groupe a mis un terme à ces accords contractuels en France et procède actuellement à leur cessation en Belgique. 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%). Au cours des six premiers mois de l’année 2012 et préalablement au décret 13622, STC a acheté 292 000 tonnes de condensats, directement ou indirectement, auprès de sociétés affiliées au gouvernement iranien pour environ 264 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 revenu net issu de ces achats. 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 s’est engagé contractuellement à recommencer de tels achats de condensats. Cependant, les dirigeants de STC ont récemment indiqué que STC ne prendrait plus de livraisons de condensats Le Trading-Shipping a cessé ses achats d’hydrocarbures iraniens, préalablement au 23 janvier 2012. Avant cette date, en 2012, Total International Limited, une filiale détenue à 100% par TOTAL, a acheté en Iran près de deux millions de barils d’hydrocarbures à des entités publiques pour un montant de près de 189 millions d’euros au titre de contrats spot et à terme. Ces barils ont été revendus par la suite pour environ 176 millions d’euros. Le Groupe couvrant le risque lié à une fluctuation des prix des hydrocarbures dans le cadre de ses activités de trading, le profit dégagé par cette activité s’est élevé à 3 millions d’euros. Le Trading-Shipping était débiteur envers des entités étatiques iraniennes à hauteur d’environ 235 millions d’euros au 31 décembre 2011 et 83 millions d’euros au 31 décembre 2012, sommes correspondant à la valeur des hydrocarbures achetés avant la cessation de cette activité. Depuis le début du mois de décembre 2011, TOTAL a cessé ses activités qui contribuaient à la production pétrolière et gazière en Syrie et conserve localement un bureau uniquement pour des besoins administratifs non opérationnels. En 2012, TOTAL a versé aux organisations gouvernementales syriennes moins de deux millions d’euros sous la forme d’impôts et contributions au titre des services rendus par le secteur public syrien afférents au maintien de ce bureau et de son personnel. 3.10. Risques liés à la concurrence Les concurrents de TOTAL comprennent principalement des compagnies dites « nationales » (dont le contrôle, direct ou indirect, est détenu majoritairement 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 2012, TOTAL se situe au cinquième rang de ces compagnies pétrolières en termes de capitalisation boursière (1). Les principaux litiges dans lesquels les sociétés du Groupe sont impliquées sont décrits au chapitre 7 du présent Document de référence. 4\. Assurance et couverture des risques TOTAL dispose de sa propre société 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 rétrocèdent 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 2012, la rétention nette d’ORC, c’est-à-dire la part de sinistre conservée par le Groupe après réassurance, était ainsi, au maximum, de 90 millions de dollars par sinistre « responsabilité civile » et de 75 millions de dollars par sinistre « dommage matériel / pertes d’exploitation ». En conséquence, dans l’éventualité d’un sinistre ouvrant droit à une demande de dédommagement cumulé, l’impact sur ORC serait limité à une rétention maximale de 165 millions 4.2. Politique de gestion des risques et assurances Dans le contexte défini précédemment, la politique de gestion des risques et assurances consiste, en étroite collaboration avec les structures internes de chaque filiale, à : – participer à la mise en œuvre des mesures destinées à limiter la probabilité d’apparition de sinistres et l’ampleur des dommages – définir des scénarios de risques catastrophiques majeurs (sinistre – évaluer les conséquences financières pour le Groupe en cas – arbitrer entre la conservation au sein du Groupe des conséquences financières qui résulteraient de ces sinistres, ou leur transfert 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 2012 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 – 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 2012 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 2012 d’environ 1,7 milliard de dollars pour le secteur Raffinage-Chimie et d’environ 1,6 milliard de dollars Les franchises en dommages matériels et responsabilité civile sont comprises, selon la taille du risque considéré et du degré de responsabilité, entre 0,1 et 10 millions d’euros (à la charge des filiales concernées). Pour ce qui concerne les pertes d’exploitation, la couverture commence soixante jours après la survenance de l’événement ayant donné lieu à interruption. D’autres contrats d’assurance sont conclus par le Groupe en dehors des contrats couvrant les risques industriels en dommages matériels et responsabilité civile, notamment flotte automobile, assurances crédit et assurances de personnes. Ces risques sont pour l’essentiel pris en charge par des compagnies 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 défavorable sur le Groupe. 1\. Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) 96 1.1. Composition du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96 1.2. Autres informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .103 1.3. Code de gouvernement d’entreprise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104 1.4. Règlement intérieur du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .105 1.5. Les Comités du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .109 1.6. Les travaux du Conseil d’administration et de ses Comités en 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .115 1.7. Fonctionnement du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .118 1.8. Indépendance des administrateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 1.9. Informations complémentaires sur les membres du Conseil d’administration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .120 1.10. Contrôle interne et gestion des risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .120 1.11. Modalités particulières relatives à la participation des actionnaires aux Assemblées générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .124 1.12. Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .124 1.13. Principes et règles applicables à la détermination de la rémunération et des autres avantages perçus par les dirigeants mandataires sociaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .125 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code de commerce) 126 3.1. Modalité d’exercice de la Direction générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 3.2. Le Comité exécutif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 3.3. Le Comité directeur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 4\. Contrôleurs légaux des comptes 128 4.1. Commissaires aux comptes titulaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .128 4.2. Commissaires aux comptes suppléants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .128 4.3. Mandats des commissaires aux comptes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .128 4.4. Honoraires perçus par les commissaires aux comptes (y compris les membres de leurs réseaux) . . . . . . . . . . . . . . . . . . .129 5\. Rémunération des organes d’administration et de direction 129 5.1. Rémunération des administrateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .129 5.2. Participation des administrateurs aux réunions du Conseil d’administration et des Comités en 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . .130 5.3. Rémunération du Président-directeur général . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .130 5.4. Rémunération des principaux dirigeants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 5.5. Pension et autres engagements (article L. 225-102-1, alinéa 3 du Code de commerce) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 5.6. Politique d’attribution des options sur actions et attributions gratuites d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134 5.7. Tableaux récapitulatifs concernant les mandataires sociaux (Code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 5.8. Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .140 5.9. Suivi des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL au 31 décembre 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .141 5.10. Suivi des attributions gratuites d’actions TOTAL au 31 décembre 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 6\. Effectifs, participation au capital 148 6.1. Effectifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 6.2. Accords de participation des salariés au capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 6.3. Participation au capital des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .149 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 2012 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 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 12 février 2013 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 Entre deux assemblées, et en cas de vacance par décès ou démission, des nominations peuvent être effectuées à titre provisoire par le Conseil d’administration ; elles sont soumises à ratification de la prochaine Assemblée. Le décalage dans le temps des dates d’échéance des mandats de chacun des administrateurs permet d’assurer un échelonnement des renouvellements et la continuité des travaux du Conseil d’administration. 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. 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 : 11 mai 2012 jusqu’en 2015. Au 31 décembre 2012, 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 2012 (1)) : Né le 6 août 1951 (nationalité française). – Président-directeur général de TOTAL S.A.* depuis le 21 mai 2010 (Directeur Général depuis le 14 février 2007) – Président de Total E&P Indonésie – Administrateur de Shtokman Development AG (Suisse) – Membre du Conseil de surveillance de Vivendi* – Gérant de CDM Patrimonial SARL Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président-directeur général d’Elf Aquitaine jusqu’au 21 juin 2010 – Administrateur de Total E&P Russie jusqu’en 2008 – Administrateur de Total Exploration and Production Azerbaïdjan – Administrateur de Total E&P Kazakhstan jusqu’en 2008 – Administrateur de Total Profils Pétroliers jusqu’en 2008 – Administrateur de Abu Dhabi Petroleum Company Ltd (ADPC) 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 – Administrateur de Abu Dhabi Marine Areas Ltd (ADMA) – Administrateur de Iraq Petroleum Company Ltd (IPC) – Représentant permanent de TOTAL S.A. au Conseil d’administration de Total Abu al Bukhoosh jusqu’en 2008 (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 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 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 Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1995. Dernier renouvellement : 21 mai 2010 jusqu’en 2013. Président du Comité de nomination et de la gouvernance, membre du Comité des rémunérations et membre du Comité stratégique. – Administrateur de Bombardier Inc.* (Canada) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil d’administration de TOTAL S.A.* – 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 Né le 14 octobre 1951 (nationalité française). Diplômé de l’École Polytechnique, de l’École Nationale de la Statistique et de l’Administration Économique (ENSAE) et de l’Institut d’études politiques de Paris, M. Artus débute sa carrière à l’INSEE où il participe en particulier aux travaux de prévision et de modélisation. Il travaille ensuite au Département d’Économie de l’OCDE (1980) puis devient Directeur des études à l’ENSAE de 1982 à 1985. Il est ensuite Conseiller scientifique à la Direction générale des études de la Banque de France, avant de rejoindre le groupe Natixis en tant que Directeur de la recherche et des études. Il est par ailleurs Professeur associé à l’Université de Paris Sorbonne. l est également membre du Conseil d’analyse économique auprès du Premier ministre et membre du Cercle Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2009. Dernier renouvellement : 11 mai 2012 jusqu’en 2015. Membre du Comité des rémunérations, et depuis le 9 février 2012, membre du Comité de nomination et de la gouvernance. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Née le 17 avril 1955 (nationalité française). Diplômée de l’École Supérieure de Commerce de Paris en 1976, Mme Barbizet a débuté sa carrière au sein du groupe Renault en tant que Trésorier de Renault Véhicules Industriels, puis directeur Financier de Renault Crédit International. Elle a rejoint le groupe Pinault en 1989 en tant que directeur Financier. En 1992, elle devient Directeur Général de Financière Pinault. Elle a été Président du Conseil de Surveillance du groupe Pinault Printemps Redoute jusqu’en mai 2005 et est devenue Vice-Présidente du Conseil d’administration de PPR en mai 2005. Mme Barbizet est également administrateur aux Conseils d’administration des sociétés TOTAL, TF1, Air France-KLM et Fonds stratégique d’investissement. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2008. Dernier renouvellement : 13 mai 2011 jusqu’en 2014. Présidente du Comité d’audit et membre du Comité stratégique. – Vice-Président du Conseil d’administration de PPR* – Directeur Général et Administrateur d’Artémis – Membre du Conseil de surveillance de Financière Pinault – Directeur Général (non mandataire social) de Financière Pinault – Administrateur de la Société Nouvelle du Théâtre Marigny – Représentant permanent d’Artémis au Conseil – Représentant permanent d’Artémis au Conseil d’administration – Membre du Conseil de gérance de Société Civile du Vignoble – Membre du Conseil de surveillance de Yves Saint Laurent – Administratore Delagato et administratore de Palazzo Grazzi – Chairman of the Board of directors de Christie’s International Plc – Administrateur du Fonds stratégique d’investissement Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Non executive Director de Tawa Plc* jusqu’en juin 2012 – Directeur Général Délégué de la Société Nouvelle du Théâtre (1) Société non consolidée sortie du périmètre au 1er juillet 2010. * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration – Administrateur de Fnac jusqu’en mai 2011 – Administrateur de Piasa jusqu’en 2008 – Président du Conseil d’administration de Piaza jusqu’en 2008 Administrateur de TOTAL S.A.* représentant les salariés actionnaires. 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 le 21 mai 2010 et jusqu’en 2013. Membre du Comité stratégique, et depuis le 9 février 2012, membre du Comité des rémunérations et membre du Comité de nomination et de la gouvernance. – Président du Conseil de Stora Enso Oy – Président du Conseil de Mölnlycke Health Care Group – Membre du Conseil de Investor AB – Président du Conseil de Rolling Optics – Membre du Conseil de Stena AB* – Membre du Conseil de Syngenta AG* 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 – Membre du Conseil de Lego AS jusqu’en 2008 Né le 17 novembre 1956 (nationalité française). Entré dans le Groupe en février 1977, M. Clément a débuté à la Compagnie Française de Raffinage qui a assuré sa formation. Il a occupé différentes fonctions à la division exploitation du Raffinage, dans des raffineries françaises et africaines (Gabon, Cameroun). Il est actuellement responsable Méthodes Exploitation Raffinage à la Direction Exploitation Raffinage / Méthodes Exploitation. M. Clément est membre élu titulaire du Conseil de surveillance des FCPE TOTAL ACTIONS EUROPÉENNES, TOTAL DIVERSIFIÉ À DOMINANTE ACTIONS, TOTAL ÉPARGNE SOLIDAIRE depuis 2010, et membre élu titulaire du Conseil de surveillance des FCPE TOTAL DIVERSIFIÉ À DOMINANTE OBLIGATIONS, TOTAL MONÉTAIRE et TOTAL OBLIGATIONS depuis 2010. Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 21 mai 2010 Mandat ayant expiré au cours des cinq dernières années – Membre élu titulaire du Conseil de surveillance du FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE jusqu’en 2012 – Président du Conseil de surveillance du FCPE TOTAL Née le 4 novembre 1956 (nationalité française). Diplômée de l’Université de Paris X Nanterre (droit et anglais), reçue aux Barreaux de Paris puis de New-York en 1980, Mme Coisne-Roquette a exercé le métier d’avocat tant à Paris qu’à New-York jusqu’en 1988, date à laquelle elle a rejoint le groupe familial SONEPAR. De 1988 à 1998, tout en assurant la Direction du holding familial Colam Entreprendre, elle exerce successivement plusieurs mandats de direction opérationnelle au sein de SONEPAR S.A. dont elle devient Président du Conseil en 1998. Elle en est Président-directeur général depuis 2002. Membre du Conseil exécutif du MEDEF depuis 2000, Mme Coisne-Roquette en préside la Commission fiscalité depuis 2005. Mme Coisne-Roquette est également administrateur de l’Association nationale des sociétés par actions (ANSA). Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 13 mai 2011 et jusqu’en 2014. – Président-directeur général de SONEPAR S.A. – Président-directeur général de COLAM ENTREPRENDRE – Administrateur de HAGEMEYER CANADA, Inc. – Président du Conseil de surveillance de OTRA N.V. – Administrateur de SONEPAR CANADA, Inc. – Président du Conseil de surveillance de SONEPAR – Administrateur de SONEPAR ITALIA HOLDING – Membre du Conseil de surveillance de SONEPAR NEDERLAND B.V. – Administrateur de SONEPAR USA HOLDINGS, Inc. – Administrateur de FELJAS et MASSON SAS – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE, membre du Conseil d’administration de CABUS & RAULOT (S.A.S.) – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE et de SONEPAR, co-gérants de SONEDIS (Société civile) – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur – Représentant permanent de SONEPAR, Président de SONEPAR – Représentant permanent de COLAM ENTREPRENDRE, – Cogérante de DÉVELOPPEMENT MOBILIER & INDUSTRIEL – Gérante de KER CORO (Société civile immobilière) * 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 MEXICO Mandat ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil d’administration de SONEPAR MEXICO Membre du Comité de nomination et de la gouvernance, et jusqu’au 9 février 2012 membre du Comité des rémunérations. – Administrateur de ENCON SAFETY PRODUCTS, Inc. jusqu’en 2010 – Administrateur de HAGEMEYER NORTH AMERICA, Inc. – Administrateur de HAGEMAYER PPS Ltd jusqu’en 2010 – Président du Conseil d’administration de HAGEMAYER PPS Ltd – Président du Conseil d’administration de SONEPAR – Président du Conseil d’administration de SONEPAR France Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Lafarge* jusqu’en 2012 – Président de l’Institut Français des Relations Internationales (IFRI) – Président du Conseil d’administration et administrateur délégué de SONEPAR IBERICA jusqu’en 2009 – Président du Conseil d’administration de SONEPAR ITALIA – Président du Conseil de surveillance de SONEPAR – Président du Conseil d’administration de SONEPAR NORDIC A / S jusqu’en 2009 – Président du Conseil d’administration et CEO de SONEPAR USA HOLDINGS, Inc. jusqu’en 2009 – Administrateur de VALLEN CORPORATION jusqu’en 2010 – 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 – Représentant permanent de SONEPAR, commandité – Représentant permanent de SONEPAR, administrateur 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. 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 et membre du Comité exécutif de Power Corporation du Canada* – Co-Président du Conseil et membre du Comité exécutif de la Corporation Financière Power* (Canada) – Vice-Président du Conseil d’administration et Administrateur délégué de Pargesa Holding SA* (Suisse) – Administrateur et membre du Comité de direction de La Great-West, compagnie d’assurance-vie (Canada) – 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) – Administrateur et membre du Comité permanent de Groupe – Administrateur et membre du Comité de direction de Groupe – Administrateur et membre du Comité de direction du Groupe – Administrateur et membre du Comité de direction de London Life, compagnie d’assurance-vie (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de Mackenzie Inc. – Administrateur et Président délégué du Conseil – Administrateur et Président délégué de Gesca ltée (Canada) – Administrateur de GDF Suez* (France) – 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 – 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 Life-Vie (Canada) – Administrateur et membre du Comité de direction de la Société financière IGM Inc.* (Canada) – Administrateur et Président du Conseil de 171263 – Membre du Conseil de surveillance de Vallourec* – Administrateur de Mediobanca S.p.A.* (Italie) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – 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 Présidente de la SNCF jusqu’en 2008. Née le 26 février 1954 (nationalité suisse). – Administrateur de Power Communications Inc. (Canada) – Administrateur et Vice-Président du Conseil de Power – Administrateur et membre du Comité de direction de Putnam – Membre du Conseil de surveillance de – 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 membre du Comité de direction de Crown Life Insurance Company (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) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Président du Conseil adjoint de 3819787 Canada Inc. (Canada) Diplômée d’un MBA avec mention de l’INSEAD de Fontainebleau, Mme Kux a rejoint en 1984 McKinsey & Company comme consultante en Management et où elle a été responsable de missions stratégiques pour des groupes mondiaux. Après avoir été responsable du développement des marchés émergents chez ABB puis chez Nestlé entre 1989 et 1999, elle a ensuite été Directeur de Ford en Europe de 1999 à 2003. Mme Kux devient, en 2003, membre du Comité de direction du groupe Philips en charge, à partir de 2005, du développement durable. Elle est depuis 2008 membre du Directoire de Siemens AG. Elle est, en outre, responsable du développement durable du Groupe et en charge de la chaîne Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 13 mai 2011 jusqu’en 2014. – Membre du Conseil de Les Journaux Trans-Canada (1996) Inc. – Administrateur et Vice-Président du Conseil d’administration – Membre du Directoire de Siemens AG* 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 Administrateur de TOTAL S.A. depuis le 11 mai 2012 jusqu’en 2015. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Membre du Conseil d’administration de l’INSEAD jusqu’en 2011 – Membre du Conseil d’administration de ZF Friedrichshafen AG – Membre du Conseil d’administration de Firmenich S.A. – Membre du Conseil d’administration de COFRA Holding AG – Membre du Group Management Committee de Royal Philips 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 * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration de Belgique en qualité de gestionnaire d’investissements, contrôleur de gestion de 1989 à 1991 puis conseiller pour les opérations stratégiques de 1992 à 1995. Il entre à la Compagnie Financière de Suez en qualité de Chargé de mission auprès du Président et Secrétaire du Comité de direction (1995-1997), puis participe à la fusion entre la Compagnie de Suez et la Lyonnaise des Eaux, devenue Suez Lyonnaise des Eaux (1997), avant de se voir confier le poste de Directeur délégué en charge du Plan, du Contrôle et des Comptabilités. En 2000, M. Lamarche poursuit son parcours par un volet industriel en rejoignant NALCO (filiale américaine du groupe Suez – leader mondial du traitement de l’eau industrielle) en qualité d’Administrateur Directeur Général. En mars 2004, il est nommé Directeur Général en charge des Finances du groupe Suez, puis devient Directeur Général Adjoint en charge des Finances et membre du Comité de direction et du Comité exécutif du Groupe GDF Suez en juillet 2008. Le 12 avril 2011, M. Lamarche est nommé administrateur au sein du Conseil d’administration du Groupe Bruxelles Lambert (GBL). Il y occupe les fonctions d’Administrateur-Délégué depuis janvier 2012. M. Lamarche est également administrateur de Legrand. Il a par ailleurs été nommé, par cooptation, administrateur de TOTAL S.A., en janvier 2012, pour une durée de un an. Il y est également membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique. En avril 2012, il a été nommé censeur de GDF Suez et, en mai 2012, administrateur de Lafarge pour une période de quatre ans. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2012. Nomination par cooptation : 12 janvier 2012 ratifiée le 11 mai 2012, Membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique – Administrateur et Président du Comité d’audit de Legrand* Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Electrabel jusqu’en 2011 – Administrateur de Suez Environnement Company jusqu’en 2011 – Administrateur d’International Power Plc jusqu’en 2011 – Administrateur de Europalia International jusqu’en 2011 – Administrateur de GDF Suez Belgium jusqu’en 2011 – Administrateur de Agua de Barcelona jusqu’en 2011 – Administrateur de GDF Suez E.S. jusqu’en 2011 – Administrateur de Suez Tractebel jusqu’en 2011 – Administrateur de Fortis Banque jusqu’en 2010 – Administrateur de Leo Holding Company jusqu’en 2009 – Administrateur de Suez Environnement North America – Président et administrateur de Genfina jusqu’en 2008 – Administrateur de Distrigaz jusqu’en 2008 – Administrateur et Président de GDF Suez CC jusqu’en 2008 – Administrateur de Suez Environnement* jusqu’en 2008 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. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000. Dernier renouvellement : 11 mai 2012 jusqu’en 2015. – Administrateur de Vodafone Group Plc* – 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* 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 Schlumberger SBC Energy Institute. – Administrateur-Délégué et administrateur du Groupe Né le 9 janvier 1942 (nationalité française). * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2008. Dernier renouvellement : 13 mai 2011 jusqu’en 2014. de TOTAL S.A. ayant expiré en 2012 Membre du Comité stratégique, et depuis le 9 février 2012, membre du Comité des rémunérations et membre du Comité de nomination et de la gouvernance. Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années Administrateur de GDF Suez* de juillet à décembre 2008 Né le 23 janvier 1942 (nationalité française). Inspecteur général des Finances honoraire, M. Pébereau a occupé diverses fonctions au ministère de l’Économie et des Finances, avant d’être successivement Directeur Général puis Président- directeur général du Crédit Commercial de France (CCF) de 1982 à 1993. Président-directeur général de BNP puis de BNP Paribas de 1993 à 2003, puis Président du Conseil d’administration de 2003 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 exécutif du Mouvement des entreprises de France, membre du Conseil d’orientation de l’Institut de l’entreprise, Président d’Honneur du Conseil de surveillance de l’Institut Aspen, Président du Conseil de direction de l’Institut d’études politiques de Paris, et administrateur de la fondation ARC. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 2000. Dernier renouvellement : 11 mai 2012 jusqu’en 2015. Président du Comité des rémunérations et, jusqu’au 9 février 2012, membre du Comité de nomination et de la gouvernance. – Administrateur de la Compagnie de Saint-Gobain* – 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 – Président du Conseil d’administration de BNP Paribas – Administrateur de Lafarge* jusqu’en mai 2011 – Président de la Fédération Bancaire Européenne jusqu’en 2008 Né le 10 avril 1950 (nationalité française). Inspecteur général des Finances, M. Bouton occupe diverses fonctions au ministère de l’Économie. Il est Directeur du Budget de 1988 à 1990. Il rejoint Société Générale en 1991, dont il devient Directeur Général en 1993 puis Président-directeur général en novembre 1997. Président du groupe Société Générale à partir du 12 mai 2008, il est Président d’Honneur du groupe Société Générale depuis le 6 mai 2009. Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1997. Dernier renouvellement : 15 mai 2009 – fin de mandat : 11 mai 2012. Mandats en cours (informations au 11 mai 2012) Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de TOTAL S.A.* jusqu’au 11 mai 2012 – Président-directeur général de Société Générale* jusqu’en 2008 puis Président du Conseil d’administration jusqu’en 2009 Né le 3 septembre 1949 (nationalités belge et française). Diplômé en mathématiques de l’Université de Genève et de l’Université Libre de Bruxelles, ainsi que de Wharton (MBA), M. de Rudder occupe diverses fonctions à Citibank de 1975 à 1986, puis au sein du Groupe Bruxelles Lambert dont il est Administrateur de TOTAL S.A. depuis 1999 - Dernier renouvellement : 21 mai 2010 jusqu’au 12 janvier 2012. Membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique Mandats en cours (information au 12 janvier 2012) – Administrateur-délégué de Groupe Bruxelles Lambert* – Administrateur de Brussels Securities (Belgique) – Administrateur de GBL Treasury Center (Belgique) – Administrateur GBL Energy Sàrl (Luxembourg) – Administrateur GBL Verwaltung Sàrl (Luxembourg) – Administrateur GBL Verwaltung GmbH (Allemagne) – Administrateur de Ergon Capital Partners (Belgique) – Administrateur de Ergon Capital Partners (Belgique) – Administrateur de Ergon Capital Partners (Belgique) * Les sociétés marquées d’un astérisque sont des sociétés cotées. Les sociétés soulignées sont les sociétés n’appartenant pas au groupe au sein duquel l’administrateur concerné exerce ses principales fonctions. Rapport du Président du Conseil d’administration Mandats ayant expiré au cours des cinq dernières années – Administrateur de Compagnie Nationale à Portefeuille* – Administrateur de Suez-Tractebel (Belgique) jusqu’en avril 2010 – Administrateur d’Imerys* jusqu’en avril 2010 – Administrateur de GBL Participations (Belgique) jusqu’en 2010 – Administrateur GBL Finance S.A. (Luxembourg) jusqu’en 2009 Au 12 février 2013, la Société est administrée par un Conseil d’administration composé de quinze membres dont un administrateur représentant les salariés actionnaires du Groupe, élu par Parmi les membres du Conseil, douze sont indépendants (se reporter au point 1.8. ci-après). Le Conseil d’administration compte cinq femmes (soit un tiers des administrateurs), et quatre administrateurs de nationalité étrangère (soit 27% des administrateurs). Les profils, compétences et expertises des administrateurs sont détaillés dans les biographies présentées aux paragraphes 1.1.1. à 1.1.2. ci-dessus. Participation au sein des Comités du Conseil (a) Président du Comité de nomination et de la gouvernance Membre du Comité de nomination et de la gouvernance (b) Membre du Comité de nomination et de la gouvernance (b) Membre du Comité des rémunérations (b) Membre du Comité de nomination et de la gouvernance Membre du Comité de nomination et de la gouvernance (b) Membre du Comité des rémunérations (b) (a) Pour une information plus détaillée sur la composition des Comités du Conseil d’administration, se reporter au point 1.5. ci-après. (b) Depuis le 9 février 2012. (c) Depuis le 12 janvier 2012. le renouvellement des mandats d’administrateurs de MM. Desmarest, Brock et Lamarche. En outre, le mandat de M. Clément, administrateur représentant les salariés actionnaires arrivant à échéance, l’Assemblée générale sera appelée à désigner l’administrateur représentant M. Paris de Bollardière a été nommé par le Conseil d’administration en qualité de Secrétaire du Conseil lors de la séance du Conseil Représentants du Comité d’entreprise : conformément à l’article L. 2323-62 du Code du travail, des membres du Comité d’entreprise assistent avec voix consultative à toutes les séances du Conseil d’administration. En application du deuxième alinéa de cet article, depuis le 7 juillet 2010, le nombre de membres du Comité assistant aux séances du Conseil est de quatre membres. * 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 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 modifié en avril 2010 pour introduire des recommandations en matière d’équilibre dans la représentation entre les hommes et les femmes au sein des conseils. Le code propose d’atteindre un pourcentage d’au moins 20% de femmes avant avril 2013 et d’au moins 40% avant avril 2016. Ces exigences ont été reprises dans la loi française du 27 janvier 2011 relative à la représentation équilibrée des femmes et des hommes au sein des conseils d’administration et de surveillance et à l’égalité professionnelle ; la loi prévoit que le seuil de 20% devra être atteint à l’issue de l’Assemblée générale de 2014 et que le seuil de 40% devra être atteint à l’issue de l’Assemblée générale de 2017. Au 31 décembre 2012, le Conseil d’administration de la Société comptait cinq femmes sur un total de quinze membres (soit un tiers des administrateurs) et quatre administrateurs de nationalité étrangère (soit 27% des administrateurs). Le Conseil d’administration continuera ses réflexions afin de poursuivre la diversification de sa composition pour les années à venir. 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 Critères à examiner afin de qualifier un administrateur d’indépendant : – Ne pas être administrateur de la Société depuis plus de 12 ans. Le Conseil a écarté, dans l’appréciation de l’indépendance de trois administrateurs, le critère d’une durée maximum d’exercice de 12 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 trois administrateurs ont fait preuve lors des travaux du Conseil. Il a par ailleurs considéré que l’expérience acquise au sein du Conseil par ces trois 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 au point 1.8. ci-après. Le Conseil a estimé qu’il n’est pas opportun de mesurer la contribution effective de chaque administrateur aux travaux du Conseil, compte tenu du caractère collégial de cet organe. Il s’est néanmoins assuré de la pleine implication des administrateurs dans les travaux du Conseil au regard des taux de participation des administrateurs aux réunions du Conseil et des comités (se reporter au point 5.2 ci-après) et a constaté que les questions importantes avaient été convenablement préparées et débattues. Par ailleurs, dans le cadre de l’examen de la composition du Conseil et de ses différents comités, le Comité de nomination et de la gouvernance a examiné le caractère équilibré de la représentation des différentes En raison également du caractère collégial du Conseil d’administration, il n’est pas prévu une réunion formelle des administrateurs hors la présence des administrateurs internes. Les principes et règles applicables à la détermination de la rémunération des dirigeants mandataires sociaux arrêtés par le Conseil d’administration prévoient que la part fixe de la rémunération des dirigeants mandataires sociaux est revue avec une périodicité minimale de deux ans (se reporter au point 1.13. ci-après). En pratique, la part fixe de la rémunération du Président-directeur général est inchangée depuis sa nomination aux fonctions – L’évaluation du Conseil doit notamment avoir pour objectif de « mesurer la contribution effective de chaque administrateur aux travaux du Conseil du fait de sa compétence et de son implication – Il est recommandé que les administrateurs extérieurs à l’entreprise se réunissent périodiquement hors la présence – La rémunération fixe ne doit en principe être revue qu’à échéance relativement longue, par exemple trois ans. Rapport du Président du Conseil d’administration – Procéder à des attributions aux mêmes périodes calendaires, par exemple après la publication des comptes de l’exercice précédent, et sans doute chaque année, ce qui devrait limiter les effets d’aubaine. Le nombre d’options et d’actions attribuées ne doit pas s’écarter des pratiques antérieures de l’entreprise, sauf changement de périmètre significatif justifiant une évolution du – 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 des actions attribuées. Le Conseil d’administration a décidé d’attribuer des actions de performance, lors de sa réunion du 26 juillet 2012, plutôt qu’en septembre, compte tenu de sa décision de ne pas attribuer en 2012 d’options de souscription ou d’achat d’actions. Les volumes d’attribution au profit des catégories de bénéficiaires concernés Compte tenu de l’obligation de conservation imposée aux dirigeants mandataires sociaux (se reporter au paragraphe 5.6.2. ci-dessous) ainsi que 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 (se reporter au paragraphe 1.1.1. ci-dessus), 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 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 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. Lors de sa réunion du 30 octobre 2012, le Conseil d’administration, sur proposition du Comité de nomination et de la gouvernance, a décidé de modifier le règlement intérieur du Conseil afin de porter de quinze à trente jours la période d’abstention d’intervention sur les instruments financiers de la Société avant chaque annonce de résultats périodiques, ainsi que le jour de l’annonce. Il a également décidé de formaliser plus précisément dans le règlement intérieur du Conseil, les règles de prévention applicables aux administrateurs lors des transactions sur les instruments financiers de la Société, de ses filiales et participations cotées, ainsi que l’interdiction d’effectuer toute opération sur les instruments financiers liés à l’action de la Société ainsi que toute opération à découvert ou en report sur ces instruments financiers et de recourir à des produits de couverture des actions détenues ainsi que des options qui, le cas échéant, leur ont été attribuées. 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 Rapport du Président du Conseil d’administration Le Conseil d’administration de TOTAL S.A. (1), 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 – il désigne les dirigeants sociaux (2) et contrôle l’exécution de leurs missions respectives ; – il détermine les orientations stratégiques de la Société et, plus généralement, du Groupe ; – il approuve les opérations d’investissement et de désinvestissement envisagées par le Groupe lorsque celles-ci portent sur des montants supérieurs à 3% des fonds propres ; supérieurs à 1% des fonds propres ; – il est tenu informé de tout événement important concernant la marche de la Société, en particulier des investissements et désinvestissements – 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 L’acceptation de la fonction d’administrateur entraîne l’engagement de respecter les règles déontologiques de l’administrateur telles que définies dans le code de Gouvernement d’Entreprise auquel la Société se réfère. Elle entraine également l’engagement de respecter le présent Règlement intérieur et l’adhésion aux valeurs du Groupe telles qu’elles sont décrites dans son Code de conduite. Lorsqu’il participe aux délibérations du Conseil d’administration et exprime son vote, l’administrateur représente l’ensemble des actionnaires de la Société et agit dans l’intérêt social de la Société. L’administrateur s’engage, en toutes circonstances, à maintenir son indépendance d’analyse, de jugement, de décision et d’action et à rejeter toute pression, directe ou indirecte, pouvant s’exercer sur lui et pouvant émaner d’administrateurs, de groupes particuliers d’actionnaires, de créanciers, de fournisseurs et en général de tout tiers. 2.2. PARTICIPATION AUX TRAVAUX DU CONSEIL L’administrateur consacre à la préparation des séances du Conseil d’administration, ainsi que des comités du Conseil d’administration auxquels il siège, le temps nécessaire à l’examen attentif des dossiers qui lui ont été adressés. Il peut demander à tout dirigeant social tout complément d’informations qui lui est nécessaire ou utile. S’il le juge nécessaire, un administrateur peut demander à bénéficier d’une formation sur les spécificités de l’entreprise, ses métiers et son secteur d’activité ainsi que de toute formation utile à l’exercice Sauf impossibilité dont le Président du Conseil d’administration aura été préalablement averti, l’administrateur participe à toutes les séances du Conseil d’administration et à toutes celles des comités du Conseil d’administration dont il est membre, ainsi qu’aux assemblées (1) TOTAL S.A. est désignée dans le présent Règlement comme la « Société » et collectivement avec l’ensemble de ses filiales directes et indirectes comme le « Groupe ». (2) Par « dirigeant social », on entend le Président-directeur général si le Président du Conseil d’administration assume la direction générale de la Société, le Président du Conseil d’administration et le Directeur Général dans le cas contraire, ainsi que, le cas échéant, tout Directeur Général Délégué, selon l’organisation adoptée par le Conseil d’administration. Rapport du Président du Conseil d’administration 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. 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 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 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. Rapport du Président du Conseil d’administration 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. 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 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 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. Rapport du Président du Conseil d’administration Le Directeur Général présente, à intervalles réguliers, les résultats et les perspectives du Groupe, aux actionnaires et à la communauté financière. Lors de chaque réunion du Conseil d’administration, le Directeur Général rend compte des faits marquants de la vie du Groupe. Le Conseil d’administration a décidé la constitution : – d’un Comité de nomination et de la gouvernance, – d’un Comité des rémunérations, et Les missions et compositions de ces comités sont définies dans leurs règlements intérieurs respectifs arrêtés par le Conseil d’administration. Ces comités exercent leurs activités sous la responsabilité et au bénéfice du Conseil d’administration. Chaque Comité fait rapport au Conseil d’administration de ses travaux. 1.5. Les Comités du Conseil d’administration Le 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. Lors de sa réunion du 12 février 2013, le Conseil d’administration a décidé de modifier le règlement intérieur du Comité d’audit pour formaliser plus précisément les missions et pratiques suivies au sein du 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 TOTAL S.A. Afin de permettre au Conseil d’administration de TOTAL S.A. de s’assurer de la qualité du contrôle interne et de la fiabilité de l’information fournie aux actionnaires ainsi qu’aux marchés financiers, le Comité exerce notamment les missions suivantes : – proposer la désignation des commissaires aux comptes, leur rémunération, s’assurer de leur indépendance et veiller à la bonne exécution – fixer les règles de recours aux commissaires aux comptes pour des travaux autres que de contrôle des comptes et en vérifier la bonne – 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 – assurer le suivi du processus d’élaboration de l’information financière ; – s’assurer de la mise en place et du bon fonctionnement d’un comité de contrôle des informations à publier ; prendre connaissance – examiner les programmes annuels de travaux des auditeurs externes et internes ; – être régulièrement informé des travaux d’audit, examiner le rapport annuel d’audit interne et les autres rapports (commissaires aux comptes, – 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 ; le concours de l’audit interne ; Rapport du Président du Conseil d’administration – 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 Dans le choix des membres du Comité, le Conseil d’administration porte une attention particulière à leur indépendance, ainsi qu’à leur qualification en matière financière et comptable. Le Conseil d’administration désigne un des membres du Comité en tant qu’expert financier » au sein du Comité. Les membres du Comité ne peuvent pas être dirigeants exécutifs de la Société ou de l’une de ses filiales, ni détenir directement ou indirectement, individuellement ou de concert, plus de 10 pour 100 du capital de celles-ci. Les membres du Comité ne peuvent recevoir directement ou indirectement de la Société et de ses filiales d’autre rémunération que : (i) les jetons de présence dus au titre de leur mandat d’administrateur de la Société et de membre du Comité ou, le cas échéant, d’un autre comité spécialisé du Conseil d’administration de la Société ; les rémunérations et pensions dues au titre d’un travail antérieur au profit de la Société ou d’une autre société du Groupe et non dépendantes d’une activité future. La durée du mandat des membres du Comité coïncide avec celle de leur mandat d’administrateur. Le mandat de membre du Comité peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que le mandat d’administrateur. Le Conseil d’administration peut cependant à tout moment modifier la composition du Comité. Le Comité désigne son Président. Celui-ci désigne le secrétaire du Comité qui peut être le Directeur Financier de la Société. Le Comité délibère en présence d’au moins la moitié de ses membres. Un membre du Comité ne peut se faire représenter. Le Comité se réunit au moins 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 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 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. Rapport du Président du Conseil d’administration Dans le cas où il est informé d’une irrégularité substantielle, il recommande au Conseil d’administration toute action appropriée. S’il l’estime nécessaire pour l’accomplissement de sa mission, le Comité demande au Conseil d’administration les moyens pour disposer Les propositions que le Comité présente au Conseil d’administration sont adoptées à la majorité des membres présents à la réunion du Comité. Le Président du Comité dispose d’une voix prépondérante si un nombre pair de membres est présent à la réunion. Le Comité peut adopter des propositions destinées au Conseil d’administration sans se réunir si tous les membres du Comité l’acceptent Il est tenu un compte-rendu écrit des réunions du Comité. Le Comité fait rapport écrit au Conseil d’administration de ses travaux. Il procède périodiquement à une évaluation de son fonctionnement établie sur la base du présent règlement intérieur, et présente le cas échéant toute suggestion d’amélioration de son fonctionnement. Les membres du Comité d’audit en 2012 Le Comité est composé de Mme Barbizet, de Mme Coisne-Roquette et, depuis le 12 janvier 2012 de M. Lamarche, désigné en remplacement de son prédécesseur M. de Rudder, démissionnaire 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 proposition de ce dernier. Les membres du Comité sont tous administrateurs indépendants (se reporter au point 1.8. ci-après) et ont une compétence Le compte-rendu des travaux du Comité pour 2012 figure au point Le texte intégral du règlement intérieur du Comité des rémunérations tel qu’approuvé par le Conseil d’administration du 9 février 2012 Le Conseil d’administration de TOTAL S.A. (ci-après la « Société » et, collectivement avec l’ensemble de ses filiales directes et indirectes, le « Groupe ») a arrêté ainsi qu’il suit le règlement intérieur du Comité des rémunérations de la Société (ci-après le « Comité »). Les membres du Comité sont administrateurs de la Société et respectent donc le Règlement intérieur du Conseil d’administration de TOTAL S.A. Le Comité a pour objectifs principaux : – d’examiner les politiques de rémunération des dirigeants mises en œuvre dans le Groupe et la rémunération des membres du Comité exécutif, – d’évaluer la performance et de proposer la rémunération de chaque dirigeant social et, – de préparer tout rapport que la Société doit présenter sur ces sujets. Le Comité exerce notamment les missions suivantes : 1\. examiner les principaux objectifs proposés par la direction générale de la Société en matière de rémunération des dirigeants du Groupe, y compris les plans de stock-options et d’actions gratuites et ceux fondés sur l’évolution de la valeur de l’action (« equity-based plans »), 2\. formuler, auprès du Conseil d’administration, des recommandations et propositions concernant : – la rémunération, le régime de retraite et de prévoyance, les avantages en nature et les autres droits pécuniaires (y compris en cas de 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 Rapport du Président du Conseil d’administration 3\. examiner la rémunération des membres du Comité exécutif, y compris les plans de stock-options et d’actions gratuites et ceux fondés sur l’évolution de la valeur de l’action (« equity-based plans »), les régimes de retraite et de prévoyance et les avantages en nature ; 4\. préparer et présenter les rapports en application du présent règlement intérieur ; 5\. examiner, pour les parties relevant de sa compétence, les rapports devant être transmis par le Conseil d’administration ou son Président 6\. préparer toute recommandation qui lui serait demandée à tout moment par le Président du Conseil d’administration ou la direction générale de la Société en matière de rémunération. Le Comité est composé d’au moins trois administrateurs désignés par le Conseil d’administration. Les administrateurs indépendants représentent la majorité des membres du Comité. Les membres du Comité ne peuvent recevoir directement ou indirectement de la Société et de ses filiales que : les jetons de présence dus au titre de leur mandat d’administrateur et de membre du Comité ou, le cas échéant, d’un autre comité spécialisé du Conseil d’administration de la Société ; les rémunérations et pensions dues au titre d’un travail antérieur au profit de la Société ou d’une autre société du Groupe et non dépendantes d’une activité future. La durée du mandat des membres du Comité coïncide avec celle de leur mandat d’administrateur. Le mandat de membre du Comité peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que le mandat d’administrateur. Le Conseil d’administration peut cependant à tout moment modifier la composition du Comité. Le Comité désigne son Président et son secrétaire. Ce dernier est un cadre dirigeant de la Société. Le Comité délibère en présence d’au moins la moitié de ses membres. Un membre du Comité ne peut se faire représenter. Le Comité se réunit au moins deux fois par an. Il se réunit en tant que de besoin sur convocation de son Président ou de la moitié Le Comité invite le Président du Conseil d’administration ou le Directeur Général, selon le cas, à lui présenter ses propositions. Aucun dirigeant social n’assiste aux délibérations du Comité relatives à sa propre situation. Si le Président du Conseil d’administration n’assume pas la direction générale de la Société, le Directeur Général n’assiste pas aux délibérations du Comité relatives à la situation 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 Le Comité des rémunérations comporte cinq membres depuis le 9 février 2012, date à laquelle le Conseil d’administration a décidé de modifier la composition dudit Comité. 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 Comité est composé de MM. Artus, Desmarest, et Pébereau, et depuis le 9 février 2012 de MM. Brock et Mandil. Le Comité Le compte-rendu des travaux du Comité pour 2012 figure au point Rapport du Président du Conseil d’administration 1.5.3. Le Comité de nomination et de la gouvernance Le texte intégral du règlement intérieur du Comité de nomination et de la gouvernance 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 de Nomination et de la Gouvernance de la Société (ci-après le « Comité »). Les membres du Comité sont administrateurs de la Société et respectent donc le Règlement intérieur du Conseil d’administration de TOTAL S.A. Le Comité a pour objectifs principaux : – de recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées administrateur afin d’assurer la complémentarité des compétences des administrateurs et la diversité de leurs profils, – de recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées dirigeant social, – de préparer les règles de gouvernement d’entreprise applicables à la Société et d’en suivre l’application, et – de débattre de toute question, et en particulier des questions éthiques et des situations de conflits d’intérêts, que le Conseil d’administration ou son Président renvoie à son examen. Le Comité exerce notamment les missions suivantes : 1\. présenter au Conseil d’administration des recommandations sur la composition du Conseil d’administration et de ses comités, ainsi que sur la qualification en terme d’indépendance de chaque candidat à un poste d’administrateur proposé au Conseil d’administration ; 2\. proposer annuellement au Conseil d’administration la liste des administrateurs pouvant être qualifiés comme « indépendants » ; 3\. examiner, pour les parties relevant de sa compétence, les rapports devant être transmis par le Conseil d’administration ou son Président 4\. assister le Conseil d’administration dans le choix et l’appréciation des dirigeants sociaux, et examiner la préparation de la relève des dirigeants sociaux notamment par l’établissement d’un plan de succession, y compris pour des situations imprévisibles de vacance ; 5\. recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées administrateur ; 6\. recommander au Conseil d’administration les personnes susceptibles d’être nommées membre d’un comité du Conseil d’administration ; 7\. proposer les procédures permettant au Conseil d’administration d’apprécier son propre fonctionnement, et notamment préparer les modalités de l’auto-évaluation périodique du fonctionnement du Conseil d’administration ainsi que l’éventuelle évaluation de celui-ci 8\. proposer au Conseil d’administration des modalités de répartition des jetons de présence et les conditions de remboursement des frais éventuellement exposés par les administrateurs ; 9\. développer et recommander au Conseil d’administration les principes de gouvernement d’entreprise applicables à la Société ; 10\. débattre des questions éthiques et des situations de conflits d’intérêt dont il pourrait avoir connaissance, que le Conseil d’administration 11\. préparer toute recommandation qui lui serait demandée à tout moment par le Conseil d’administration ou la Direction générale de la Société 12\. examiner la conformité des pratiques de gouvernance de la Société aux recommandations du Code de Gouvernement d’Entreprise ou son Président renvoie à son examen ; en matière de nomination ou de gouvernance ; 13\. examiner l’évolution des missions du Conseil d’administration. Le Comité est composé d’au moins trois administrateurs désignés par le Conseil d’administration. Les administrateurs indépendants représentent la moitié au moins des membres du Comité. Les membres du Comité qui n’ont pas la qualité de dirigeant social de la Société ne peuvent recevoir directement ou indirectement de la Société et de ses filiales que : 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. 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. S’il l’estime nécessaire pour l’accomplissement de sa mission, le Comité demande au Conseil d’administration les moyens pour disposer Les propositions que le Comité présente au Conseil d’administration sont adoptées à la majorité des membres présents à la réunion du Comité. Le Président du Comité dispose d’une voix prépondérante si un nombre pair de membres du Comité est présent à la réunion. Le Comité peut adopter des propositions au Conseil d’administration sans se réunir si tous les membres du Comité l’acceptent et signent Il est tenu un compte-rendu écrit des réunions du Comité. Le Comité fait rapport au Conseil d’administration de ses travaux. Les membres du Comité de nomination et de la gouvernance en 2012 Le Comité de nomination et de la gouvernance comporte cinq membres depuis le 9 février 2012, date à laquelle le Conseil d’administration a décidé de modifier la composition dudit Comité. Le Comité est composé de MM. Collomb et Desmarest, et, depuis le 9 février 2012, MM. Artus, Brock 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 Le compte-rendu des travaux du Comité pour 2012 figure au point Le texte intégral du règlement intérieur du Comité stratégique tel qu’approuvé par le Conseil d’administration du 28 juillet 2011 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 – les rémunérations et pensions dues au titre d’un travail antérieur au profit de la Société ou d’une autre société du Groupe et non spécialisé du Conseil d’administration de la Société ; Rapport du Président du Conseil d’administration La durée du mandat des membres du Comité coïncide avec celle de leur mandat d’administrateur. Le mandat de membre du Comité peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que le mandat d’administrateur. Le Conseil d’administration peut cependant à tout moment modifier la composition du Comité. Le Comité est présidé par le Président du Conseil d’administration de la Société. Celui-ci désigne le Secrétaire du Comité qui peut être Le Comité délibère en présence d’au moins la moitié de ses membres. Un membre du Comité ne peut se faire représenter. Le Comité se réunit au moins une fois par an, ainsi qu’à la demande de son Président, de la moitié au moins de ses membres ou du Directeur Général de la Société. Le calendrier de ses réunions est fixé par le Président du Comité. Les Administrateurs qui ne sont pas membres du Comité peuvent participer librement aux réunions du Comité. Cette libre participation ouvre droit aux mêmes jetons de présence que ceux versés aux membres du Comité à l’occasion de leur participation aux réunions. Le Comité peut entendre le Directeur Général et, le cas échéant, tout Directeur Général Délégué de la Société, ainsi que procéder à l’audition de responsables d’entités opérationnelles ou fonctionnelles utiles à la réalisation de sa mission. Son Président [si celui-ci n’assume pas la direction générale de la Société,] en informe préalablement le Directeur Général. En particulier, le Comité a la faculté de procéder à l’audition du Directeur Stratégie de la Société ou de la personne que ce dernier délègue, en demandant leur convocation au Directeur Général S’il l’estime nécessaire pour l’accomplissement de sa mission, le Comité demande au Conseil d’administration les moyens pour disposer Il est tenu un compte-rendu écrit des réunions du Comité. Le Comité fait rapport écrit au Conseil d’administration de ses travaux. Il procède périodiquement à une évaluation de son fonctionnement établie sur la base du présent règlement intérieur, et présente le cas échéant toute suggestion d’amélioration de son fonctionnement. Les membres du Comité stratégique en 2012 Le Comité stratégique comporte huit membres depuis son institution. Le Comité est composé de Mmes Barbizet, Kux, Lauvergeon, MM. de Margerie, Brock, Desmarest, Mandil et, depuis le 12 janvier 2012 de M. Lamarche désigné en remplacement de son prédécesseur M. de Rudder, démissionnaire de son mandat. 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 2012 figure au point 1.6. Les travaux du Conseil d’administration et de ses Comités en 2012 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 2012. Le taux de présence pour l’ensemble des administrateurs a été Le Comité stratégique s’est réuni une fois, avec un taux de présence de ses membres de 100%. Le tableau des participations individuelles aux réunions du Conseil d’administration et des comités figure au point 5.2. ci-après. Les réunions ont comporté en particulier l’examen des points suivants : Le Comité d’audit s’est réuni à huit reprises. Le taux de présence de ses membres a été de 91,7%. Le Comité des rémunérations s’est réuni trois fois, avec un taux Le Comité de nomination et de la gouvernance s’est réuni deux fois, avec un taux de présence de 100%. – nomination d’un nouvel administrateur ; – perspectives stratégiques de la Chimie, incluant les axes de développement pour la réduction de la consommation d’énergie et la priorité à la sécurité et à la prévention des risques Rapport du Président du Conseil d’administration – appréciation de l’indépendance des administrateurs – politique assurances du Groupe ; – approbation du projet d’investissements dans le projet Ichthys LNG, champ géant de gaz situé dans l’offshore au nord-ouest de l’Australie, pour lequel les autorisations environnementales ont été obtenues en 2011 ; – information sur d’autres projets en cours : Midstream Open Seasons (Canada), Fort Hills Upgrader (Suncor – Canada), Utica (USA), Termokarstovoye (Russie), Tempa Rossa (Italie), Hild (Norvège), avec pour chacun, des informations d’ordre environnemental (exigences du Groupe, impacts,… ). – comptes de l’exercice 2011 (comptes consolidés, comptes – principaux messages de communication financière, y compris dans ses aspects sécurité industrielle et sociétal ; – comparaison des résultats avec ceux des principales – débat sur le fonctionnement du Conseil d’administration ; – modification des règlements intérieurs du Conseil d’administration et du Comité de nomination et de la gouvernance ainsi que du Comité des rémunérations ; et constat de l’absence de conflits d’intérêts ; – proposition de renouvellement de mandats d’administrateur et de nomination d’un nouvel administrateur ; – propositions de renouvellement et de nomination – examen du montant des jetons de présence attribués aux administrateurs et aux membres des comités ; – rémunération des dirigeants mandataires sociaux (hors présence du Président-directeur général) ; – modification des principes et règles pour déterminer – convocation de l’Assemblée générale annuelle et approbation des documents relatifs à cette Assemblée ; – examen d’apports de titres de filiales par TOTAL S.A. dans le cadre de la réorganisation du marketing. – 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 d’arbitrage, responsabilité sociale, environnementale et sociétale) ; examen des demandes d’inscription de projet de résolutions à l’ordre du jour de l’Assemblée, à l’initiative – approbation du lancement du projet de développement du champ d’Egina au Nigeria ; – compte-rendu des travaux du Comité d’éthique, incluant une description des politiques de prévention et de lutte contre la fraude et la corruption mises en place ; – politique financière du Groupe ; – fixation du calendrier relatif au paiement des acomptes et du solde du dividende relatifs à l’exercice 2013. – information du Conseil sur la situation sur le champ d’Elgin (Royaume-Uni) et sur le permis OML 58 (Nigeria) ; – résultats du 1er trimestre 2012 ; – distribution d’un acompte sur dividende. – examen des projets de réponses aux questions écrites – nomination du Président-directeur général et maintien du mode d’exercice de la direction générale ; – rémunération du Président-directeur général et engagements pris par la Société à son profit (hors présence – perspectives stratégiques du secteur Raffinage-Chimie comprenant les aspects sécurité et prévention des risques – résultats du 2e trimestre 2012 et du 1er semestre 2012 ; – 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 des hommes dans l’entreprise ; – attribution gratuite d’actions de performance. – perspectives stratégiques du secteur Amont (Exploration-Production et Gas & Power) avec une présentation des indicateurs relatifs à la sécurité et des objectifs d’ordre environnemental (notamment gaz – communication financière à mi-2012 ; – information sur le projet de développement du champ – augmentation de capital réservée aux salariés. – compte-rendu du Comité stratégique ; – perspectives stratégiques du secteur Marketing & Services (y compris Énergies Nouvelles, dont notamment le solaire – plan à cinq ans du Groupe ; – résultats du troisième trimestre 2012 ; – distribution d’un acompte sur dividende ; – approbation du projet de cession de la participation du Groupe dans le champ d’Usan (OML 138) au Nigeria. 1.6.1. Les travaux du Comité d’audit Lors des réunions tenues en 2012, les membres du Comité d’audit ont procédé à l’examen des sujets suivants : – Lors de sa réunion du 7 février, le Comité a procédé à l’examen des comptes du quatrième trimestre 2011, des résultats consolidés du Groupe et des comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère, pour l’ensemble de l’exercice 2011. Les commissaires aux comptes ont présenté la synthèse de leurs travaux effectués en application des normes professionnelles d’audit françaises et américaines. Le Comité a examiné la situation financière du Groupe. Le directeur du Contrôle interne et de l’Audit Groupe a présenté les conclusions des audits menés en 2011 et le plan d’audit prévu pour 2012. Il a commenté les résultats de l’évaluation du contrôle interne sur l’information financière réalisée sur l’exercice 2011 dans le cadre de l’application de la loi Sarbanes-Oxley. Les commissaires aux la rémunération des dirigeants mandataires sociaux ; Rapport du Président du Conseil d’administration comptes ont également présenté la synthèse de leurs travaux d’évaluation du contrôle interne relatif à l’établissement de l’information financière dans le cadre du processus SOX 404. Le Comité a également examiné le projet de Rapport du Président sur le contrôle interne et la gestion des risques. Une présentation de la politique d’assurance a été faite au Comité par le directeur de l’Appréciation des risques et Assurances Groupe. Le directeur Juridique Groupe a présenté l’historique et l’état des procédures en cours concernant l’enquête lancée par la SEC et le département de Justice américain (DoJ) sur la recherche d’affaires en Iran. – Le 2 avril, le Comité s’est réuni pour faire le point sur les impacts pour le Groupe de la fuite de gaz venant du puits G4 sur la plateforme du champ d’Elgin (mer du Nord). Le Comité a également pris connaissance des difficultés opérationnelles intervenues sur le permis OML 58 au Nigéria. – Lors de la réunion du 11 avril, le Comité a pris connaissance des évolutions intervenues concernant les accidents d’Elgin et d’OML 58. Puis le Comité a examiné le processus d’évaluation des réserves d’hydrocarbures à fin 2011. Une présentation relative aux contrôles et à la gestion des engagements sociaux et des actifs sous gestion concernant la couverture des risques retraites a été faite au Comité. Le Comité a également examiné la cartographie des risques de la direction des comptabilités et les missions du département consolidation en matière de normes comptables. Il a pris connaissance des principales évolutions – Le Comité s’est ensuite réuni le 24 avril pour faire le point sur les avancées du traitement des accidents d’Elgin et d’OML 58, examiner les comptes consolidés et les comptes sociaux de TOTAL S.A. du premier trimestre 2012, examiner la situation financière du Groupe ainsi que la situation fiscale du Groupe et sa politique en matière de gestion et de prévention des risques fiscaux. Les commissaires aux comptes ont présenté la synthèse de leurs travaux d’examen limité. Dans le cadre du dispositif de gestion des risques, les lignes directrices envisagées pour les cadres de contrôle interne et de gestion des risques Groupe ont été présentées au Comité, ainsi qu’un projet de Charte du management des risques, du contrôle interne et de l’audit. – Au cours de la réunion du 24 juillet, le Comité a examiné les comptes consolidés du deuxième trimestre et du premier semestre 2012 ainsi que les comptes sociaux de TOTAL S.A. Les commissaires aux comptes ont présenté la synthèse de leurs travaux d’examen limité. Le Comité a été informé de l’état des négociations avec les autorités américaines et des propositions de transactions dans les procédures en cours sur la recherche d’affaires en Iran. Un complément d’informations concernant les derniers développements relatifs au projet de transactions a été fourni au Comité d’audit dans une réunion – Le 10 octobre, le Comité a procédé à la revue d’un élément d’ajustement dans le cadre de la détermination des principaux indicateurs de l’information sectorielle, « les effets des variations de juste valeur ». Il a également procédé à une revue des contentieux significatifs du Groupe. Puis il a pris connaissance de l’actualisation de la cartographie des risques du Trading-Shipping, initiée en 2010. Il a également été informé des modalités de gestion de la dette long terme du Groupe et du choix des devises de financement. Les commissaires aux comptes ont présenté au Comité leur analyse des points d’attention spécifiques retenus dans le cadre de leur audit des comptes 2012. Le Comité a également examiné, lors de cette réunion, le budget consacré aux honoraires des commissaires aux comptes. Les membres du Comité se sont ensuite entretenus avec les commissaires aux comptes, en dehors de la présence – Le 26 octobre, la réunion a porté sur l’examen des comptes consolidés ainsi que les comptes sociaux de TOTAL S.A. du troisième trimestre 2012 et des neuf premiers mois de l’année 2012\. Les commissaires aux comptes ont présenté la synthèse de leurs travaux d’examen limité. Le Comité a été informé du respect des dispositions du Code d’éthique financière par les personnes concernées et a approuvé le projet de mise à jour de ce Code d’éthique destinée à prendre en compte les modifications intervenues dans les secteurs d’activités. Le Comité a examiné, lors de chaque comité 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 risque 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 comptes trimestriels. Le Comité d’audit a procédé à l’examen des comptes dans les délais requis par le Code AFEP-MEDEF, soit deux jours avant Les commissaires aux comptes ont assisté à l’ensemble des réunions du Comité d’audit tenues en 2012, à l’exception de la réunion du 26 juillet. 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, à l’exception de la réunion du 26 juillet à laquelle ne participait que le directeur Financier. Le Président du Comité a rendu compte au Conseil d’administration 1.6.2. Les travaux du Comité des rémunérations Lors de sa réunion du 8 février 2012, le Comité a examiné : – les propositions de modification des principes et règles relatifs à la détermination de la rémunération et des autres avantages sociaux des dirigeants sociaux portant sur les procédures de révision de la partie fixe et de la partie variable de la rémunération des mandataires sociaux et son suivi par le Conseil d’administration, ainsi que les dispositions concernant l’attribution d’actions de performance et leur conservation ; – les engagements concernant le Président-directeur général et relatifs aux conditions de prévoyance et de retraite ainsi qu’à son indemnité de départ, sous réserve du renouvellement de ses mandats d’administrateur et de Président-directeur général ; – la politique de rémunération 2012 pour les dirigeants mandataires sociaux. Le Comité a établi les propositions de rémunération pour le Président-directeur général (part variable au titre de ses fonctions en 2011), après prise en considération des rémunérations des mandataires sociaux des principales sociétés du CAC 40. Il a également statué sur les modalités de conservation des actions détenues par le Président-directeur général ; Rapport du Président du Conseil d’administration – la politique de rémunération des membres du Comité exécutif ; – l’orientation envisagée en matière de politique d’options de souscription d’actions et d’attribution gratuite d’actions – pour les parties relevant de sa compétence, les informations et rapports devant être transmis aux actionnaires par le Conseil Lors de sa réunion du 25 juillet 2012, le Comité a décidé de proposer au Conseil une modification de la politique d’attribution des options sur actions et des actions gratuites de performance, et de l’orienter vers une attribution exclusive d’actions de performance pour l’année 2012. Il a ensuite arrêté le projet de plan d’attribution d’actions de performance pour 2012. Le Comité a également pris connaissance des recommandations et pistes de réflexions en matière de rémunération des dirigeants publiées dans la recommandation de l’AMF n° 2012-02 du 9 février 2012, ainsi que des règles publiées par la SEC le 21 juin 2012 en application de la Section 592 du Dodd-Frank Act relative à l’indépendance des membres du Comité des rémunérations Le 29 octobre, le Comité s’est réuni pour faire le point sur la politique d’attribution d’actions de performance et certains dispositifs de retraite. Il a par ailleurs pris connaissance des conclusions du rapport 2012 de l’AMF sur le gouvernement d’entreprise et la rémunération des dirigeants des sociétés cotées. 1.6.3. Les travaux du Comité de nomination Lors de sa réunion du 8 février 2012, le Comité de nomination et de la gouvernance a examiné les points suivants : – résultats de l’évaluation formalisée des travaux du Conseil conduite à l’aide d’un questionnaire détaillé auquel l’ensemble des administrateurs a répondu. Le Comité a proposé des suggestions d’amélioration qui concernent principalement l’approfondissement de la réflexion stratégique, déjà mise en place avec le Comité stratégique ; – composition du Conseil d’administration et des Comités, au regard en particulier des critères de diversité et d’indépendance ; le Comité ayant proposé de modifier la composition du Comité des rémunérations et du Comité de nomination et de – 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 – propositions à présenter au Conseil d’administration concernant la liste des administrateurs à présenter au vote de l’Assemblée générale des actionnaires de 2012, comprenant notamment – point sur les modalités de répartition des jetons de présence alloués aux administrateurs et aux membres des comités. Le Comité a décidé de ne pas proposer de modification du montant du plafond alloué par l’Assemblée générale de 2007 et, si nécessaire, de procéder à un prorata des sommes à verser aux administrateurs pour rester dans le cadre de ce plafond ; – examen des règlements intérieurs du Conseil d’administration et du Comité de nomination et de la gouvernance ainsi que du Comité des rémunérations. Le comité a arrêté des propositions de modifications à soumettre au Conseil d’administration afin de prendre en compte la création du Comité stratégique d’une part et de préciser les objectifs et certaines missions des comités ; – examen, pour les parties relevant de sa compétence, des rapports devant être transmis aux actionnaires par le Conseil Lors de la réunion du 29 octobre 2012, le Comité a débattu de l’évolution de la composition du Conseil à prévoir pour 2013. Il a examiné les propositions de modification du règlement intérieur du Conseil d’administration concernant les transactions sur les instruments financiers de la Société, et plus particulièrement les périodes d’abstention précédant la publication des comptes périodiques en proposant de porter de quinze à trente jours la période d’abstention sur les instruments financiers de la Société. Il a également proposé une formalisation plus précise des règles de prévention applicables aux administrateurs pour les transactions portant sur les instruments financiers de la Société et de ses filiales et participations cotées, ainsi que des règles d’interdiction des opérations sur les instruments financiers liés à l’action de la Société, des opérations à découvert ou en report sur ces instruments financiers, ainsi que des opérations de couverture. Le Comité a également pris connaissance des recommandations et pistes de réflexions en matière de gouvernement d’entreprise publiées dans la recommandation de l’AMF n° 2012-02 du 9 février 2012, du rapport 2012 de l’AMF sur le gouvernement d’entreprise et la rémunération des dirigeants des sociétés cotées. 1.6.4. Les travaux du Comité stratégique Le Comité stratégique s’est réuni le 18 septembre 2012. Il a pris connaissance du plan de développement des hydrocarbures non conventionnels. Il a ensuite étudié la comparaison de la Société avec les principales sociétés pétrolières nationales Le 21 mai 2010, le Conseil d’administration a décidé de procéder à la réunification des fonctions de Président et de Directeur Général et de nommer le Directeur Général en qualité de Président. Cette décision a été prise suite aux réflexions menées avec le Comité de nomination et de la gouvernance dans le meilleur intérêt de la Société et en tenant compte de l’avantage que représente l’unité de commandement et de la composition des Comités qui comprennent une proportion importante d’administrateurs indépendants, assurant ainsi un équilibre dans la répartition des pouvoirs. Ce mode d’exercice unifié est apparu au Conseil d’administration le mieux adapté à l’organisation, au mode de fonctionnement, à l’activité du Groupe et aux spécificités des secteurs pétrolier Rapport du Président du Conseil d’administration 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 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 5.2. ci-après), de la diversité de leurs profils, compétences et expertises (se reporter au point 1.1. ci-dessus). Dans sa séance du 12 février 2013, le Conseil d’administration, sur proposition du Comité de nomination et de la gouvernance, a examiné l’indépendance des administrateurs de la Société au 31 décembre 2012. 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 Cette appréciation s’appuie, pour chaque administrateur, sur les critères d’indépendance mentionnés dans le Code AFEP-MEDEF – ne pas être salarié ou mandataire social de la Société, ou d’une société du Groupe et ne pas l’avoir été au cours des cinq – ne pas être mandataire social d’une autre société dans laquelle la Société est mandataire ou dans laquelle un salarié ou mandataire de la Société détient un mandat d’administrateur ; – ne pas être client, fournisseur, banquier d’affaire ou banquier de financement significatif de la Société ou du Groupe et pour Lors de sa réunion du 9 février 2012, le Conseil d’administration a débattu de ses conditions de fonctionnement sur la base d’une évaluation formalisée conduite à l’aide d’un questionnaire détaillé auquel l’ensemble des administrateurs ont répondu, ces réponses ayant ensuite été présentées pour examen au Comité de nomination et de la gouvernance et synthétisées. Cette synthèse a été Il est ressorti de cette évaluation formalisée une appréciation globale positive du fonctionnement du Conseil d’administration et des comités qui a souligné que les souhaits d’amélioration exprimés par les administrateurs en 2011 avaient été pris en compte. Le Conseil s’est donc déclaré globalement satisfait de ses conditions de fonctionnement et a proposé des suggestions d’amélioration qui concernent principalement l’approfondissement de la réflexion stratégique, déjà mise en place avec le Comité Stratégique, et dont les travaux se poursuivront pour le bénéfice du Conseil 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 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 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. lequel la Société ou le Groupe représente une part significative – ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social ; – ne pas avoir été auditeur de la Société au cours des cinq années – ne pas être administrateur de la Société depuis plus de douze ans (décomptés à l’expiration du mandat au cours duquel la durée des douze ans a été dépassée). Le Code AFEP-MEDEF mentionne expressément que le Conseil peut décider que l’application de certains des critères définis n’est pas pertinente ou qu’elle appelle une interprétation propre En ce qui concerne le critère d’ancienneté de douze ans, le Conseil du 12 février 2013, sur rapport du Comité de nomination et de la gouvernance, a constaté que M. Collomb, Mme Lauvergeon et M. Pébereau avaient, à la date du 31 décembre 2012, une ancienneté au sein du Conseil de plus de douze ans. Dans l’appréciation de l’indépendance de ces administrateurs, le Conseil a écarté ce critère en considérant qu’il n’était pas pertinent compte tenu d’une part des spécificités du secteur pétrolier et gazier fondé Rapport du Président du Conseil d’administration sur des cycles d’investissement de long terme, et d’autre part de l’objectivité dont ces trois administrateurs ont fait preuve lors des travaux du Conseil. Il a par ailleurs considéré que l’expérience acquise au sein du Conseil par ces trois 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). Il a estimé en conséquence que M. Collomb, Mme Lauvergeon et M. Pébereau pouvaient être considérés comme indépendants. 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 3,1% du chiffre d’affaires (2) de cette société et à 0,6% des achats du Groupe en 2012, 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 2012. Le Conseil a conclu que M. Brock pouvait être considéré comme Mmes Barbizet, Coisne-Roquette, Idrac, Kux et Lauvergeon, MM. Artus, Brock, Collomb, Desmarais, Lamarche, Mandil, et Pébereau, ont ainsi été considérés comme administrateurs Le pourcentage d’administrateurs indépendants au sein du Conseil dans sa composition au 31 décembre 2012 atteint 80%. 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 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. 1.10. 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). Dans ce référentiel, le contrôle interne est un processus destiné à fournir une assurance raisonnable pour la réalisation des objectifs suivants : la réalisation et l’optimisation de la conduite des opérations, la fiabilité des informations comptables et financières, la conformité aux lois et réglementations en vigueur et la protection des actifs. Comme tout système de contrôle interne, il ne peut cependant fournir une garantie absolue que tout risque soit totalement maîtrisé ou éliminé. En matière de gestion des risques, le Groupe s’inspire des principaux standards internationaux (COSO et ISO 31000 : 2009) et nationaux (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 répartis en catégories (chartes, politiques, directives, règles, procédures, guides et manuels). Le cadre de gouvernance de cet ensemble normatif ainsi que les principes d’appropriation par les secteurs sont en cours de finalisation. (1) Produit net bancaire 2012 estimé sur la base des comptes de BNP Paribas au 30 septembre 2012. (2) Sur la base du chiffre d’affaires consolidé 2011 publié par Vallourec. Rapport du Président du Conseil d’administration 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 assistent la Direction Générale dans la définition des normes et des standards, leur contrôle et le pilotage des activités. Elles apportent également leur expertise 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 Le dispositif de contrôle interne du Groupe couvre les processus des entités consolidées globalement ; une réflexion est en cours sur le périmètre des sociétés mises en équivalence pour déployer un dispositif de contrôle interne plus structuré. Les principes de contrôle s’inscrivent dans le cadre des règles de gouvernement d’entreprise qui donnent, en particulier, au Comité d’audit la mission d’assurer le suivi de l’efficacité des systèmes de contrôle interne et de gestion des risques avec le concours de l’audit interne et des équipes de contrôle interne des secteurs d’activité. Ces règles sont destinées à permettre au Conseil d’administration de s’assurer de la qualité du contrôle interne et de la fiabilité de l’information fournie aux actionnaires et aux Le système de contrôle interne et de gestion des risques du Groupe s’articule autour des cinq composantes décrites ci-après issues du cadre du COSO. 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 Groupe est présent. Plus spécifiquement, depuis 2009 dans le cadre des priorités d’actions définies par la Direction Générale, des politiques et programmes d’intégrité et de conformité sont déployés C’est ainsi que fin 2009, le Comité exécutif a formellement approuvé une politique et un programme de conformité destinés Le Groupe a ainsi édicté un ensemble de normes internes (directive, procédures), publiées à partir de 2011. Ce référentiel spécifique, qui prend en compte les législations applicables en la matière, traite différents sujets (partenariats d’affaires, intermédiaires, achats et ventes, cadeaux… ). Pour accompagner le lancement de ce programme : – un module d’apprentissage en ligne (e-learning), en douze langues, a été conçu. À fin décembre 2012, il a permis de sensibiliser plus de 40 000 collaborateurs ; et – 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 concrète 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 réaffirment le principe de tolérance zéro en matière de fraude, complètent et précisent de manière transversale les règles de comportements éthiques exigés À l’instar de l’organisation de la prévention de la corruption, un réseau de coordonnateurs Risques de fraude a été mis en place pour la mise en œuvre de ce programme. Une politique de conformité au droit de la concurrence et de prévention des infractions en la matière a aussi été adoptée dans le prolongement des différentes démarches entreprises préalablement par les secteurs. Son déploiement s’appuie sur une organisation dédiée, sur une implication des hiérarchies et du personnel, et sur un processus d’alerte. 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 précédent l’annonce des résultats périodiques (annuels, semestriels ou trimestriels) et le jour de cette annonce. 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 Rapport du Président du Conseil d’administration 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’Ethique ou à sa hiérarchie, toute situation de conflits 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 directeur Financier 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, certains risques transversaux sont aujourd’hui plus étroitement coordonnés par les directions Les principaux risques suivis au niveau du Groupe sont les suivants : sensibilité aux paramètres d’environnement pétrolier (prix du pétrole, marges de raffinage et de distribution, marges de la pétrochimie), risques relatifs aux marchés des hydrocarbures dans le cadre de l’activité de trading, risques relatifs aux marchés financiers (risque de change et plus particulièrement celui lié au dollar, risque de taux d’intérêt), risques politiques et juridiques induits par les contextes d’opération et la dimension contractuelle des activités d’Exploration-Production, risques industriels et environnementaux liés à la nature des métiers du Groupe en général. Concernant les risques liés aux activités de négoce d’hydrocarbures et aux instruments financiers associés, les directions concernées, dont l’activité est encadrée par des limites définies par le Comité exécutif, mesurent quotidiennement leurs positions et expositions et analysent leurs risques de marché par le biais, notamment, de méthodes d’évaluation dites de « valeur en risque ». Concernant les risques de contrepartie, les limites de crédit et les processus d’analyse de risque de crédit sont définies et mises à jour de manière régulière au niveau de chaque type d’activité. Le large spectre des activités et des pays dans lesquels le Groupe est présent conduit à une analyse sectorielle et locale des risques juridiques, contractuels ou associés à des facteurs politiques. Des plans de conformité au droit de la concurrence et en matière de prévention de la corruption sont mis en œuvre dans le Groupe afin de renforcer le respect de la législation applicable. Les entités opérationnelles sont responsables de l’évaluation de leurs risques industriels et environnementaux et de l’application des obligations règlementaires des pays où elles exercent leurs activités ainsi que 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 L’organisation mise en place en cas de crise est déployée à deux – au niveau local (pays, site ou entité), une cellule de crise est chargée d’assurer la gestion opérationnelle et de mettre en – 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) 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 Rapport du Président du Conseil d’administration 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 rentabilité des capitaux employés (ROACE). En outre, les engagements hors-bilan consolidés font l’objet d’un reporting trimestriel par la direction des Comptabilités dans le cadre des clôtures des comptes consolidés. Le manuel de reporting financier comprend une procédure d’identification et de remontée La direction des Comptabilités assure de manière centralisée l’interprétation et la diffusion des normes comptables applicables pour l’élaboration des comptes consolidés du Groupe sous la forme de procédures formelles et d’un manuel de reporting financier. Elle veille à la mise en œuvre effective des normes du Groupe au travers d’un processus de communication régulier et formalisé avec les responsables fonctionnels des secteurs d’activité. Elle rend compte périodiquement au directeur Financier La direction du Financement-Trésorerie assure le contrôle et la gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux 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 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 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 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 des engagements hors-bilan. 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 procédures 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 actionnaires, salariés ou tiers. 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 des différents secteurs d’activité. Les activités de contrôle destinées à prévenir les risques industriels et liés à l’environnement sont mises en œuvre dans les entités opérationnelles. Certains des systèmes de management de ce type de risques font l’objet de certifications externes ou d’inspections par des tiers. Les actions mises en œuvre dans les domaines de la sécurité et de l’environnement sont présentées de manière plus détaillée dans le rapport 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, d’environnement et 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. Rapport du Président du Conseil d’administration 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, notamment en matière de lutte contre la fraude et contribuer à l’ensemble des démarches de la politique 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 2012, la direction du Contrôle interne et de l’Audit Groupe a employé 70 collaborateurs et a réalisé plus de 160 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 les principales entités du Groupe. De plus, l’architecture et l’efficacité des contrôles opérationnels, financiers et informatiques sélectionnés comme décisifs pour l’évaluation du contrôle interne sur l’information financière publiée ont été revues et évaluées au cours de l’exercice 2012, 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 – 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 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 Les commissaires aux comptes ont revu au cours de l’exercice 2012 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 1.11. Modalités particulières relatives à la participation des actionnaires Les assemblées d’actionnaires sont convoquées et délibèrent dans les conditions prévues par la loi. Toutefois, en application de l’article 18 des statuts de la Société, un droit de vote double est attribué à toutes les actions nominatives inscrites au nom d’un même titulaire depuis au moins deux ans. Une limitation des droits de vote est par ailleurs stipulée au même article, aucun actionnaire ne pouvant exprimer, par lui-même et par mandataire, au titre des droits de vote simple attachés aux actions qu’il détient directement ou indirectement et aux pouvoirs qui lui sont donnés, plus de 10% du nombre total des droits de vote attachés aux actions de la Société. S’il dispose du droit de vote double, cette limite pourra être dépassée sans cependant excéder 20%. Pour plus de précisions sur ces modalités, voir le chapitre 8 1.12. Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce Ces informations sont mentionnées dans le chapitre 8 (Renseignements généraux – Accords visés à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce) du présent Document de référence. Rapport du Président du Conseil d’administration 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. 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 une période pluriannuelle. 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. 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 La rémunération des dirigeants mandataires sociaux est fonction du marché, du travail effectué, des résultats obtenus et de – Les dirigeants sociaux doivent détenir au bout de trois ans d’exercice de leur mandat une quantité d’actions de la société – La rémunération des dirigeants mandataires sociaux comporte une part fixe et une part variable. La part fixe est revue avec une périodicité minimale de deux ans. – Les éléments de rémunérations des dirigeants mandataires sociaux sont rendus publics après la réunion du Conseil Président du Conseil d’administration et Directeur Général – 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 à la stratégie de l’entreprise. La part variable rémunère la performance à court terme et les progrès accomplis pour préparer les développements à moyen terme. 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 2\. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code de commerce) Exercice clos le 31 décembre 2012 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 2012. 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 le 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 27 mars 2013 3.1. Modalité d’exercice de la Direction générale Sur proposition du Comité de nomination et de la gouvernance, le Conseil d’administration lors de sa réunion du 21 mai 2010 a décidé de réunifier les fonctions de Président et de Directeur Général et de nommer ainsi le Directeur Général aux fonctions de Président du Conseil d’administration pour la durée restant à courir de son mandat d’administrateur, soit jusqu’à l’Assemblée générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice 2011. M. de Margerie est ainsi le Président-directeur général de TOTAL S.A. depuis le 21 mai 2010. Le mode d’exercice unifié retenu est apparu au Conseil d’administration le mieux adapté à l’activité du Groupe et aux spécificités des secteurs pétrolier et gazier. Il tient compte de l’avantage que représente l’unité de commandement et de la composition des Comités qui comprennent une proportion importante d’administrateurs indépendants, assurant ainsi un équilibre dans la répartition des pouvoirs (pour une information plus détaillée sur les raisons du choix du mode d’exercice unifié, se reporter au paragraphe 1.7.1. du présent chapitre 5). Le mode d’exercice retenu demeurera en application jusqu’à Le Comité exécutif (COMEX), sous la responsabilité du Président- directeur général, constitue l’instance de direction du Groupe. Au 31 décembre 2012, les membres du COMEX de TOTAL étaient 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 2012, le COMEX s’est réuni au minimum deux fois par mois, sauf au mois d’août où il s’est réuni une seule fois. – 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 Marc Blaizot, Arnaud Breuillac, Olivier Cleret de Langavant, Isabelle Gaildraud, Michel Hourcard, Jacques Marraud des Grottes, Au 31 décembre 2012, le CODIR rassemblait, aux côtés des membres du COMEX, vingt-six dirigeants des différentes directions Pierre Barbé, Bertrand Deroubaix, Jacques Maigné, Jean-Jacques Mosconi, Bernard Pinatel, Bernadette Spinoy. René Chappaz, Peter Herbel, Jean-Marc Jaubert, Helle Kristoffersen, Manoelle Lepoutre, Françoise Leroy, Jean-François Minster, Benoît Luc, Momar Nguer, Jérôme Paré, Jérôme Schmitt. 1 / 2, place des Saisons, 92400 Courbevoie-Paris-La Défense, Cedex 1 Date de nomination : 14 mai 2004 Renouvelé le 21 mai 2010 pour six exercices 1, cours Valmy, 92923 Paris-La Défense Date de nomination : 13 mai 1998 Renouvelé le 21 mai 2010 pour six exercices 1 / 2, place des Saisons, 92400 Courbevoie-Paris-La Défense, Cedex 1 Date de nomination : 21 mai 2010 pour six exercices 3 cours du Triangle, Immeuble « Le Palatin », Puteaux, 92939 Paris-La Défense Cedex Date de nomination : 21 mai 2010 pour six exercices 4.3. Mandats des commissaires aux comptes La durée des mandats des commissaires aux comptes titulaires et suppléants est fixée par la loi française à six exercices renouvelables. Les mandats des commissaires aux comptes titulaires et suppléants expireront à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires appelée en 2016 à statuer sur les comptes de l’exercice 2015. Rémunération des organes d’administration et de direction 4.4. Honoraires perçus par les commissaires aux comptes (y compris les membres de leurs réseaux) Ernst & Young Audit KPMG Audit en millions d’euros (HT) en millions d’euros (HT) TOTAL S.A. 3,3 3,0 14,8 15,7 3,0 3,0 15,1 15,2 Filiales intégrées globalement 15,2 12,6 68,2 66,0 11,3 11,1 56,8 56,4 TOTAL S.A. 0,6 0,1 2,7 0,5 1,1 1,0 5,5 5,1 Filiales intégrées globalement 1,0 1,8 4,5 9,4 2,7 2,8 13,6 14,2 Sous total 20,1 17,5 90,2 91,6 18,1 17,9 91,0 90,9 Juridique, fiscal, social 2,1 1,4 9,4 7,3 1,8 1,6 9,0 8,1 Autres 0,1 0,2 0,4 1,1 - 0,2 - 1,0 Sous total 2,2 1,6 9,8 8,4 1,8 1,8 9,0 9,1 Le montant des jetons de présence à allouer globalement aux membres du Conseil d’administration a été fixé par l’Assemblée générale du 11 mai 2007 à 1,1 million d’euros par exercice. En 2012, le montant global des jetons de présence versés aux membres du Conseil d’administration s’est élevé à 1,1 million d’euros, étant précisé qu’il y avait quinze administrateurs au 31 décembre 2012, Les modalités de répartition du montant global des jetons de présence au titre de 2012 sont restées fondées sur une formule de répartition comprenant une rémunération fixe ainsi qu’une rémunération variable basée sur des montants forfaitaires par réunion, permettant de prendre en compte la participation effective de chaque administrateur aux travaux du Conseil d’administration et de ses Comités. Lors de sa réunion du 27 octobre 2011, le Conseil d’administration avait décidé de fixer les modalités de répartition des jetons de présence et les montants fixes et variables par réunion, comme suit, pour tenir compte de la création du Comité stratégique. Ces modalités ont été maintenues par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 9 février 2012 qui a décidé en outre d’un prorata sur le total des montants versés à chaque administrateur, en cas de dépassement de l’enveloppe de 1,1 million d’euros autorisée – une partie fixe annuelle de 20 000 euros par administrateur (calculée prorata temporis en cas de changement en cours d’année), à l’exception de celle du Président du Comité d’audit qui est de 30 000 euros et de celle des autres membres du Comité d’audit qui est de 25 000 euros ; – un montant de 5 000 euros par administrateur pour chaque présence effective à une séance du Conseil d’administration ; – un montant de 3 500 euros par administrateur pour chaque présence effective à une séance du Comité de nomination et de la gouvernance, du Comité des rémunérations ou du Rémunération des organes d’administration et de direction – un montant de 7 000 euros par administrateur pour chaque présence effective à une séance du Comité d’audit ; – une majoration de 2 000 euros en cas de participation à un Conseil ou un Comité par déplacement venant d’un pays hors France ; – le Président-directeur général ne reçoit pas de jetons de présence au titre de ses mandats d’administrateur de TOTAL S.A. ou d’autres – Après prise en compte de la présence effective à chaque réunion de Conseil ou de Comité, le montant total versé à chaque administrateur est fixé, après prorata du montant déterminé pour chaque administrateur, de telle façon que le montant global versé reste dans l’enveloppe maximale de 1,1 million d’euros. Un tableau récapitulatif du montant total des rémunérations et avantages de toute nature perçus au cours de chacun des deux derniers exercices par chaque administrateur en fonction au cours dudit exercice (article L. 225-102-1 du Code de commerce, 1er et 2e alinéas) figure au paragraphe 5.7.3. du présent chapitre. 5.2. Participation des administrateurs aux réunions du Conseil d’administration et des Comités en 2012 Administrateurs Conseil Comité Comité des Comité de Comité d’administration d’audit rémunérations nomination stratégique (j) 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 Daniel Bouton (b) 100% 5 / 5 - - - - - - - - Thierry de Rudder (i) 100% 1 / 1 - - - - - - - - Taux de présence 96,3% 91,7% 92,9% 100% 100% (a) Membre du Comité de nomination et de la gouvernance à compter du 9 février 2012. (b) Administrateur jusqu’au 11 mai 2012. (c) Membre du Comité des rémunérations et du Comité de nomination et de la gouvernance à compter du 9 février 2012. (d) Membre du Comité des rémunérations jusqu’au 9 février 2012. (e) Administrateur à compter du 11 mai 2012. (f) Administrateur, membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique à compter du 12 janvier 2012. (g) Membre du Comité des rémunérations et du Comité de nomination et de la gouvernance à compter du 9 février 2012. (h) Membre du Comité de nomination et de la gouvernance jusqu’au 9 février 2012. (i) Administrateur jusqu’au 12 janvier 2012. (j) La liste des membres du Comité stratégique est rappelée au point 1.5.4. du chapitre 5. (Se reporter également aux tableaux récapitulatifs du paragraphe 5.7. du présent chapitre) La rémunération de M. de Margerie au titre de son mandat de Président-directeur général pour l’exercice 2012 a été fixée par le Conseil d’administration du 9 février 2012, sur proposition du Comité des rémunérations dans le respect des recommandations La rémunération du Président-directeur général 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 du 21 mai 2010, ainsi que d’une part variable pouvant atteindre au maximum 165% du traitement de base. La structure de rémunération du Président-directeur général a été déterminée, s’agissant de la part fixe, compte tenu du niveau des rémunérations des dirigeants mandataires sociaux des principales sociétés du CAC 40, et s’agissant du pourcentage maximum de la part variable, compte tenu du niveau pratiqué par un échantillon de référence incluant des sociétés évoluant dans les secteurs de l’énergie. Les critères d’attribution de la part variable retenus par le Conseil d’administration font intervenir des paramètres économiques Rémunération des organes d’administration et de direction pour un maximum de 100% du traitement de base (ces paramètres économiques étant appréciés de façon linéaire entre deux niveaux de performance pour éviter les effets de seuils), ainsi que la contribution personnelle du Président-directeur général pour un maximum de 65% du traitement de base. Les paramètres économiques retenus ont été fixés de manière à tenir compte non seulement de la performance à court terme via l’appréhension du retour sur investissement généré pour les actionnaires, mais aussi des progrès réalisés par le Groupe sur le moyen terme au regard des données du secteur pétrolier – 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. La contribution personnelle du Président-directeur général est évaluée à partir de critères ciblés, objectifs et majoritairement de nature opérationnelle concernant les secteurs d’activité du Groupe déterminés en ligne avec la stratégie du Groupe, notamment la performance Hygiène Sécurité Environnement (HSE) et l’accroissement des productions et des réserves d’hydrocarbures. Pour ce qui concerne l’exercice 2012, le Conseil d’administration du 12 février 2013 sur proposition du Comité des rémunérations, après avoir examiné le niveau de réalisation des critères de performance économiques et apprécié la contribution personnelle du Président- directeur général, a fixé la part variable du Président-directeur général au titre de l’exercice 2012 à 116,11% du traitement de base, soit 1 741 000 euros, cette part variable étant versée en 2013. Ainsi, la rémunération brute totale versée à M. de Margerie au titre de ses fonctions de Président-directeur général au titre de l’exercice 2012 s’est composée d’un traitement de base fixe de 1 500 000 euros, ainsi que d’une part variable, versée en 2013, de 1 741 000 euros, soit une rémunération globale s’élevant à Pour mémoire, la rémunération brute totale de M. de Margerie au titre de son mandat de Président-directeur général au titre de l’exercice 2011, s’était élevée à 3 030 000 euros se décomposant en un traitement de base de 1 500 000 euros et une part variable, versée en 2012, d’un montant de 1 530 000 euros. Par ailleurs, le Conseil d’administration du 12 février 2013 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 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% 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 a décidé de maintenir les différents critères d’attribution de la part variable qui restent ainsi identiques à ceux fixés pour déterminer la part variable due en 2012, à l’exception toutefois, pour l’évaluation de la contribution personnelle du Président-directeur général, de l’introduction d’un critère additionnel fondé sur la performance Corporate Social Ainsi, les différents critères d’attribution de la part variable du Président-directeur général 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 fixés au Président-directeur général par le Conseil d’administration du 12 février 2013 pour la détermination de sa part variable ont été établis de manière précise, mais ne sont pas rendus publics pour des raisons de confidentialité. La contribution personnelle du Président-directeur général représentera au maximum 80 % du traitement de base, et sera évaluée, à partir de six critères qualitatifs, préétablis et définis de manière précise, comprenant la performance Hygiène Sécurité Environnement principalement appréciée en fonction de la réalisation de l’objectif annuel du Total Recordable Incident Rate (TRIR), des réserves d’hydrocarbures, la performance des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services appréciée au regard des objectifs annuels de ces secteurs, le succès dans les négociations stratégiques et 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-financière. M. de Margerie continuera de bénéficier d’un véhicule de fonction au titre de son mandat de Président-directeur général et de la couverture maladie dont bénéficient les salariés du Groupe et du régime de prévoyance applicable aux dirigeants du Groupe (se reporter au paragraphe 5.5. du présent chapitre). (1) ExxonMobil, BP, Royal Dutch-Shell et Chevron. Rémunération des organes d’administration et de direction Le montant global des rémunérations directes et indirectes de toute nature perçues en 2012 des sociétés françaises et étrangères du Groupe, par l’ensemble des principaux dirigeants du Groupe (membres du Comité directeur et Trésorier) en fonction au 31 décembre 2012, s’est élevé à 21,1 millions d’euros (trente-trois personnes), dont 8,2 millions d’euros pour les membres du Comité exécutif (six personnes). La partie variable a représenté 40% de ce montant global de 21,1 millions d’euros. La liste des principaux dirigeants du Groupe au 31 décembre 2012 était la suivante (trente-trois personnes, contre vingt-neuf personnes Christophe de Margerie (1) Helle Kristoffersen Patrick de La Chevardière (2) Jacques Maigné Patrick Pouyanné (2) Jacques Marraud des Grottes Olivier Cleret de Langavant Bernard Pinatel (article L. 225-102-1, alinéa 3 du Code de commerce) 1) Le Président-directeur général bénéficie, conformément à la législation applicable, du régime d’assurance vieillesse de la Sécurité sociale, des régimes complémentaires ARRCO (Association pour le Régime de Retraite Complémentaire des Salariés) et AGIRC (Association Générale des Institutions de Retraite des Cadres). Il bénéficie également du régime interne de retraite à cotisations définies, dénommé RECOSUP (Retraite Collective Supplémentaire), ainsi que d’un régime supplémentaire de retraite à prestations définies mis en place par la Société. Ce régime supplémentaire de retraite, qui n’est pas spécifique au Président-directeur général, est décrit au point 2) ci-dessous. Le cumul des montants de la retraite supplémentaire et des retraites des régimes externes ne peut dépasser 45% de la rémunération qui sert de base au calcul. En cas de dépassement, la retraite supplémentaire est diminuée à due concurrence. La rémunération prise en compte pour le calcul de la retraite supplémentaire est la moyenne des rémunérations annuelles brutes (part fixe et part variable) des trois dernières années d’activité. Pour ce qui concerne M. de Margerie, au 31 décembre 2012, le cumul des montants de tous les régimes de retraite confondus représenterait 23,31% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2012 (part fixe 2012 et part variable au titre de l’exercice 2) Le Président-directeur général bénéficie d’un régime supplémentaire de retraite à prestations définies, financé par TOTAL S.A., qui est applicable à l’ensemble des salariés du Groupe dont la rémunération excède un montant égal à huit fois le plafond annuel de la sécurité sociale (fixé à 37 032 euros pour 2013), montant au-delà duquel il n’existe pas de système légal ou conventionnel de retraite. Le bénéfice de ce régime supplémentaire de retraite est subordonné à des conditions d’âge et d’ancienneté minimum (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 8 et 40 plafonds annuels de la sécurité sociale et 1% de la part de la rémunération de référence comprise entre 40 et 60 plafonds annuels de la sécurité sociale, multipliée par le nombre d’années d’ancienneté limité à 20 ans. Cette pension de retraite est indexée sur l’évolution du point ARRCO et strictement plafonnée dans les conditions décrites au point 1) ci-dessus. Pour ce qui concerne M. de Margerie, les engagements pris par le Groupe à son égard au titre du seul régime supplémentaire de retraite à prestations définies, représenteraient au 31 décembre 2012, une pension annuelle de retraite correspondant à 18,85% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2012. (1) Président-directeur général et Président du Comité exécutif. 3) Le Président-directeur général bénéficie également d’un engagement de versement d’une indemnité de départ à la retraite d’un montant égal à celui prévu par la convention collective nationale de l’industrie du pétrole pour les salariés concernés du Groupe. Cette indemnité est égale à 25% de la rémunération brute annuelle (part fixe et part variable) perçue au cours des douze mois précédant le départ en retraite du dirigeant mandataire social. Conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, l’indemnité est soumise à des conditions liées à la performance du bénéficiaire décrites au point 7) ci-dessous. L’indemnité de départ à la retraite n’est pas cumulable avec l’indemnité de départ décrite au point 5) ci-dessous. 4) Le Président-directeur général bénéficie également du même régime de prévoyance que les salariés, garantissant des indemnités ou rentes complémentaires en cas d’incapacité temporaire de travail et d’invalidité ainsi que d’un régime de prévoyance à la charge de la Société, applicable aux dirigeants du Groupe. Ce régime garantit, en cas de décès, un capital égal à deux ans de rémunération brute (part fixe et part variable) porté à trois ans en cas de décès accidentel et, en cas d’infirmité permanente accidentelle, un capital proportionnel au taux d’infirmité. 5) En cas de révocation ou de non renouvellement de son mandat social décidé par la Société, le Président-directeur général bénéficiera d’une indemnité de départ égale à deux années de rémunération brute. La base de référence de cette indemnité sera la rémunération brute (fixe et variable) des douze derniers mois précédant la date de la révocation ou du non renouvellement du mandat social. Cette indemnité de départ sera versée en cas de changement de contrôle ou de stratégie. Elle ne sera pas due en cas de faute grave ou lourde, ou si le Président-directeur général quitte la Société à son initiative, change de fonctions à l’intérieur du Groupe ou peut faire valoir à brève échéance ses droits à la retraite à taux plein. Conformément aux dispositions de l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, l’indemnité est soumise à des conditions liées à la performance du bénéficiaire décrites au point 7) ci-dessous. 6) Les engagements pris au profit du Président-directeur général portant sur les régimes de retraite et de prévoyance, ainsi que les engagements concernant l’indemnité de départ à la retraite et l’indemnité de révocation ou de non renouvellement de mandat du Président-directeur général visé au point 5) ont été approuvés le 9 février 2012 par le Conseil d’administration et l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012. 7) En outre, et conformément à l’article L. 225-42-1 du Code de commerce, les engagements décrits aux points 3. et 5. ont été soumis à une condition de performance réputée remplie si deux au moins des trois critères définis ci-dessous sont satisfaits : \- la moyenne des ROE (Return On Equity) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social \- la moyenne des ROACE (Return On Average Capital Employed) des trois années précédant l’année de départ du dirigeant mandataire social atteint au moins 10% ; \- le taux de croissance de la production de pétrole et du gaz de TOTAL est supérieur ou égal à la moyenne du taux de croissance des quatre grandes compagnies pétrolières concurrentes : ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, au cours des trois années précédant l’année de départ du dirigeant Rémunération des organes d’administration et de direction Conformément au Code AFEP-MEDEF, le Conseil d’administration a décidé que le versement des indemnités de départ est soumis à des conditions de performance exigeantes, combinant à la fois des critères de performance internes et externes au Groupe. Le choix de ces trois critères a été dicté par la volonté de tenir compte à la fois de l’intérêt général de l’entreprise, de l’intérêt de ses actionnaires, mais aussi des pratiques de marché constatées notamment dans les secteurs pétrolier et gazier. Plus précisément, le critère de performance fondé sur le ROE a été retenu car il permet de lier le versement d’indemnités de départ à la performance globale que la Société a offert à ses actionnaires ; le ROE 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 disposition Le critère du ROACE, utilisé par la plupart des compagnies intervenant dans les secteurs pétrolier et gazier, a été également retenu car il permet de mesurer la performance opérationnelle des capitaux moyens mis en œuvre indépendamment de leurs modalités de financement en fonds propres et en dette financière. Il donne ainsi une indication sur la rentabilité des capitaux utilisés par l’entreprise pour les besoins de ses activités opérationnelles et permet, de ce fait, de lier le versement d’indemnités de départ à la création de valeur réalisée au sein même de l’entreprise. Enfin, le choix du Conseil d’administration s’est porté sur le critère du taux de croissance relatif de la production de pétrole et de gaz du Groupe par rapport à celui de ses concurrents. Le taux de croissance de la production est l’un des indicateurs les plus communément utilisés dans la profession pour mesurer la performance opérationnelle et la capacité à assurer le développement pérenne du Groupe dont la grande majorité des investissements est consacrée à l’Amont. 8) Par ailleurs, concernant la mise en œuvre au titre de l’exercice 2012 des engagements de retraite visés aux points 1. et 2. ci-dessus pris par la Société au profit de ses mandataires sociaux, M. Desmarest a bénéficié, en raison de ses fonctions passées dans le Groupe, d’un complément de retraite annuelle égal à environ 575 290 euros (valeur 31 décembre 2012) indexée sur 9) Le montant des engagements du Groupe, pour la totalité des régimes de retraite et assimilés de ses mandataires sociaux, s’élève, au 31 décembre 2012, à la somme de 40,6 millions d’euros. Rémunération des organes d’administration et de direction Date de début de mandat : février 2007 (a) Date de fin du mandat en cours : appelée en 2015 à statuer sur les comptes dus à raison de la cessation ou du changement de fonctions concurrence (a) Président-directeur général depuis le 21 mai 2010. (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 dans les points 3) et 7) ci-dessus. L’indemnité de départ à la retraite n’est pas cumulable avec l’indemnité de départ décrite ci-dessus. (c) Soit une pension annuelle qui représenterait, au 31 décembre 2012, 18,85% de la rémunération annuelle perçue en 2012. (d) Soit une charge de 2 182 euros comptabilisée au titre de l’exercice 2012 au bénéfice de M. de Margerie. (e) 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 dans les points 5) et 7) 5.6. 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 des attributions gratuites d’actions de performance ainsi que des attributions d’options sur actions. Les plans d’options de souscription ou d’achat d’actions et les plans d’attribution gratuite d’actions, mis en place par TOTAL S.A., portent exclusivement sur des actions TOTAL, aucune option ou attribution gratuite n’étant consentie par TOTAL S.A. sur des actions Chaque attribution est décidée par le Conseil d’administration, sur proposition du Comité des rémunérations. Pour chaque plan, le Comité des rémunérations propose la liste des bénéficiaires, les conditions ainsi que le nombre d’options ou d’actions gratuites respectivement attribuées à chacun d’eux. Cette liste et les modalités d’attribution sont ensuite définitivement arrêtées par le Conseil Les options de souscription ou d’achat d’actions sont consenties pour une période de huit ans, leur prix d’exercice correspondant à la moyenne des cours de clôture de l’action TOTAL sur Euronext durant les vingt séances de bourse précédant la date d’attribution des options, sans décote. L’exercice des options est soumis à une condition de présence dans le Groupe et à des conditions de performance, liées au taux de rentabilité des capitaux propres (ROE) du Groupe, qui varient selon les plans et les catégories de bénéficiaires. Depuis 2011, l’intégralité des options attribuées est soumise à des conditions de performance. Sous réserve que la condition de présence et les conditions de performance applicables soient remplies, les options ne sont exerçables qu’après l’expiration d’une première période de deux ans, les actions issues de la levée des options n’étant cessibles qu’après l’expiration d’une seconde période de deux ans. Toutefois, pour les plans d’options de souscription d’actions 2007 à 2011, la cession ou la conversion au porteur des actions issues de levées d’options par les bénéficiaires sous contrat d’une société non française lors de l’attribution, peut intervenir après l’expiration de la première période de deux ans à l’issue de laquelle les options deviennent exerçables. Les attributions gratuites d’actions consenties dans le cadre de plans sélectifs ne sont définitives qu’à l’issue d’une période de deux ans (période d’acquisition) sous réserve que soient remplies une condition de présence et une condition de performance liée au taux de rentabilité des capitaux propres (ROE) du Groupe. À l’issue de la période d’acquisition, et sous réserve que les conditions fixées soient satisfaites, les actions TOTAL sont définitivement attribuées aux bénéficiaires qui sont ensuite tenus de les conserver pendant au moins deux ans (période de conservation). Pour les bénéficiaires sous contrat d’une société non française à la date d’attribution, la période d’acquisition des actions attribuées gratuitement est susceptible d’être portée à quatre ans ; dans cette hypothèse, aucune période de conservation des actions n’est applicable. Depuis 2011, l’intégralité des actions attribuées aux cadres dirigeants sont soumises à des conditions de performance. Les attributions d’options sur actions ou d’actions de performance au Président-directeur général sont soumises à une condition de présence dans le Groupe et à des conditions de performance spécifiques liées au 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 ou d’options complètent, sur la base des performances individuelles examinées à l’occasion de chaque plan, la politique de développement de l’actionnariat salarié mise en place au sein de TOTAL pour l’ensemble des salariés 5.6.2. Attribution au dirigeant mandataire social Aucune option de souscription ou d’achat d’actions n’a été consentie en 2012. Précédemment, le Président-directeur général a bénéficié d’attributions d’options de souscription d’actions dont l’exercice a été subordonné depuis 2007 à une condition de présence et à des conditions de performance fondées sur les ROE et ROACE du Groupe. Rémunération des organes d’administration et de direction Conformément à l’article L. 225-185 du Code de commerce, le Conseil d’administration a décidé, pour les plans d’options de souscription d’actions 2007 à 2011, que les dirigeants mandataires sociaux (le Président du Conseil d’administration, le Directeur Général ; puis à compter du 21 mai 2010, le Président-directeur général) seront tenus de conserver au nominatif pur, jusqu’à la cessation de leurs fonctions, un nombre d’actions de la Société représentant 50% des plus-values d’acquisition nettes des impôts et contributions afférentes obtenues par levées d’options de ces plans. Lorsque les dirigeants mandataires sociaux détiendront une quantité d’actions (sous forme d’actions ou de parts de fonds communs de placement investis en titres de la Société) représentant cinq fois la partie fixe de leur rémunération annuelle brute alors en vigueur, ce pourcentage sera égal à 10%. Si cette condition n’est plus remplie, l’obligation de conservation de 50% précitée Depuis 2011, le Président-directeur général bénéficie d’attribution gratuite d’actions dont l’attribution définitive est soumise à une condition de présence et à des conditions de performance. Le Conseil d’administration a décidé pour les plans d’attribution gratuite d’actions de 2011 et 2012, 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, la disponibilité des actions de performance n’est pas conditionnée à l’achat d’actions Le Président-directeur général s’est engagé à ne pas recourir à des instruments de couverture sur l’ensemble des options et actions qui lui ont été attribuées par la Société ainsi que sur l’ensemble des actions de la Société qu’il détient. Cette disposition figure désormais dans le règlement Intérieur du Conseil d’administration. 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, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées au Président- directeur général sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égal à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROACE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Plan 2010 d’options de souscription d’actions : le Conseil d’administration a décidé que, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées au Président-directeur général sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égal à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROACE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Plan 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 – 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 – 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 Rémunération des organes d’administration et de direction 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 – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROE du Groupe tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure – 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 Le Président-directeur général n’a pas bénéficié d’attribution gratuite d’actions dans le cadre des plans 2006 à 2010. 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 – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 3 000 et inférieur ou égal à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : \- les 3 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options seront définitivement attribuées \- les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : \- les 3 000 premières options, les deux tiers des options au-delà options, et le tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; \- les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. La condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2010 a été de 100%. Plan 2012 d’attribution gratuite d’actions : le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (1) (autre que le Président-directeur général) sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, toutes les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2012 et 2013. – 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 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 7% et inférieure à 18% ; est supérieure à 8% et inférieure à 16% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Plan 2010 d’options de souscription d’actions : le Conseil d’administration a décidé que, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe : – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options inférieur ou égal à 3 000 (autre que le Président-directeur général), les options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire. 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 (1) Les dirigeants (hors Président-directeur général) sont des salariés non mandataires sociaux. Rémunération des organes d’administration et de direction Plan 2011 d’attribution gratuite d’actions : le Conseil d’administration a décidé que, pour les dirigeants (1) (autre que le Président-directeur général) sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, le nombre d’actions définitivement attribuées sera fonction de la condition de performance définie ci-dessous. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – 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 qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Plan 2010 d’attribution gratuite d’actions : le Conseil d’administration a décidé, sous réserve du respect de la condition de présence dans le Groupe, que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir des éléments du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Le taux d’attribution applicable aux actions soumises à condition de performance du plan 2010 a été de 100%. 5.7. Tableaux récapitulatifs concernant les mandataires sociaux (Code AFEP-MEDEF de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées) 5.7.1. Synthèse des rémunérations et des options et actions Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Valorisation des options attribuées au cours de l’exercice (b) \- 702 400 (a) M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction et de la couverture maladie dont bénéficient les salariés du Groupe et du régime de prévoyance applicable aux dirigeants du Groupe (b) La valorisation des options attribuées a été calculée le jour de l’attribution selon la méthode Black & Scholes sur la base des hypothèses retenues pour l’établissement des comptes (se reporter au paragraphe 5.5. du présent chapitre). consolidés (voir note 25 de l’annexe aux comptes consolidés). (c) La valorisation des actions attribuées a été calculée le jour de l’attribution. (1) Les dirigeants (hors Président-directeur général) sont des salariés non mandataires sociaux. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.7.2. Rémunérations du dirigeant mandataire social Président-directeur général (depuis le 21 mai 2010) Rémunération exceptionnelle - - - - Jetons de présence - - - - (a) Part variable versée au titre de l’exercice antérieur. Pour une information plus détaillée sur les critères, se reporter au paragraphe 5.3. du présent chapitre. (b) Les paramètres pris en compte pour le calcul de la part variable du Président-directeur général comprennent la rentabilité des capitaux propres, l’évolution des résultats en comparaison à ceux des grandes compagnies pétrolières concurrentes et la contribution personnelle du Président-directeur général évaluée à partir de critères cibles objectifs de nature opérationnelle. Le montant maximum de la part variable attribuée au Président-directeur général au titre de l’exercice 2012 peut atteindre 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 au millier d’euros inférieur). (c) M. de Margerie bénéficie d’un véhicule de fonction, de la couverture maladie dont bénéficient les salariés du Groupe et du régime de prévoyance applicable aux dirigeants du Groupe (se reporter au paragraphe 5.5. du présent chapitre). 5.7.3. Jetons de présence et autres rémunérations perçues par les mandataires sociaux Rémunération totale et avantages de toute nature perçus au cours de chacun des deux derniers exercices par chaque administrateur en fonction au cours dudit exercice (article L. 225-102-1 du Code de commerce, 1er et 2e alinéas) (Montant brut - en euros) 2012 2011 Anne-Marie Idrac (j) 32 075 - Bertrand Jacquillat (k) \- 55 040 Gérard Lamarche (m) 121 695 - Lord Levene of Portsoken (o) \- 19 230 (a) Pour le Président-directeur général, voir les tableaux récapitulatifs des rémunérations figurant au paragraphe 5.7.2. du présent chapitre. Le Président- directeur général n’a pas perçu de jetons de présence au titre de ses fonctions d’administrateur. (b) Président du Comité de nomination et de la gouvernance, membre du Comité des rémunérations et du Comité stratégique. et les pensions de retraite perçues (562 354 euros). (c) Membre du Comité des rémunérations. Membre du Comité de nomination et de la gouvernance à compter du 9 février 2012. (d) Présidente du Comité d’audit, membre du Comité stratégique. (e) Administrateur jusqu’au 11 mai 2012. (f) Membre du Comité stratégique. Membre du Comité des rémunérations et du Comité de nomination et de la gouvernance à compter du 9 février 2012. (h) Administrateur et membre du Comité d’audit à compter du 13 mai 2011. (i) Membre du Comité de nomination et de la gouvernance. Membre du Comité des rémunérations jusqu’au 9 février 2012. (j) Administrateur à compter du 11 mai 2012. (k) Administrateur et membre du Comité d’audit jusqu’au 13 mai 2011. (l) Administrateur depuis le 13 mai 2011. Membre du Comité stratégique. (m) Administrateur, membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique à compter du 12 janvier 2012. (o) Administrateur jusqu’au 13 mai 2011. (p) Membre du Comité stratégique. Membre du Comité des rémunérations et du Comité de nomination et de la gouvernance à compter du 9 février 2012. (q) Président du Comité des rémunérations. Membre du Comité de nomination et de la gouvernance jusqu’au 9 février 2012. (r) Administrateur, membre du Comité d’audit et membre du Comité stratégique jusqu’au 12 janvier 2012. 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 Marketing. Les rémunérations indiquées (à l’exception de celle du Président-directeur général, et de M. Clément, et de M. Desmarest), correspondent uniquement aux jetons de présence (montant brut) versés au titre de l’exercice considéré. En outre, il n’existe aucun contrat de service liant un administrateur à TOTAL S.A. ou à l’une de ses filiales qui prévoirait l’octroi d’avantages aux termes d’un tel contrat. 5.7.4. Options de souscription ou d’achat d’actions attribuées durant l’exercice 2012 au dirigeant mandataire social par l’émetteur et par toute société du Groupe Aucune option de souscription ou d’achat d’actions n’a été attribuée au cours de l’exercice 2012 (se reporter au paragraphe 5.9.2. 5.7.5. Options de souscription ou d’achat d’actions levées durant l’exercice 2012 Aucune option de souscription ou d’achat d’actions n’a été levée au cours de l’exercice 2012 (se reporter au paragraphe 5.9.2. 5.7.6. Actions de performance attribuées gratuitement durant l’exercice 2012 au dirigeant mandataire social ou autre administrateur la condition est basée sur la (a) La valorisation des actions attribuées a été calculée au jour de l’attribution selon la méthode retenue pour les comptes consolidés. 5.7.7. Actions de performance définitivement attribuées et devenues disponibles durant l’exercice 2012 au dirigeant mandataire social ou autre administrateur Rémunération des organes d’administration et de direction 5.8. Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions La répartition des attributions d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL entre catégories de bénéficiaires (principaux dirigeants, cadres dirigeants et autres salariés) est la suivante pour chacun des plans en vigueur durant l’exercice 2012 : Plan 2004 (c) : Options de souscription Plan 2005 (c) : Options de souscription Plan 2006 (c) : Options de souscription Plan 2007 (c) (d) : Options de souscription Plan 2008 (c) (d) (e) : Options de souscription Plan 2009 (c) (d) (f) : Options de souscription Plan 2010 (c) (d) (g) : Options de souscription Plan 2011 (c) (d) : Options de souscription 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 le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL ont été multipliés par 0,25, et les nombres d’options non levées ont été multipliés par quatre. La présentation des nombres d’options notifiées figurant dans ce tableau n’a pas été retraitée de cette division par quatre du nominal de l’action. (b) 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) Les options sont exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de 2 ans, assorti d’un délai d’incessibilité de 4 ans à compter de la date du Conseil ayant décidé l’attribution (à l’exception du plan 2008), et doivent être exercées dans un délai de 8 ans à compter de cette date. La condition de présence dispose que la rupture du contrat de travail retirera au bénéficiaire la faculté d’exercice des options. (d) Le délai d’incessibilité de 4 ans n’est pas applicable aux bénéficiaires sous contrat d’une société filiale non française à la date d’attribution, lesquels peuvent céder les actions issues d’exercice d’options à compter d’un délai de 2 ans après la date d’attribution. (e) Le taux d’attribution des options, lié à la condition de performance, était de 60% pour le plan 2008. (f) Le taux d’attribution des options, lié à la condition de performance, était de 100% pour le plan 2009. (g) Le taux d’attribution des options, lié à la condition de performance, était de 100% pour le plan 2010. Rémunération des organes d’administration et de direction 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 (voir paragraphe 5.6.3 du présent chapitre). Pour le plan 2011 d’options de souscription d’actions, toutes les options sont soumises à une condition de performance. En 2012, le Conseil d’administration a décidé de ne pas attribuer d’options de souscription ou d’achat d’actions. D’autre part, M. Clément, administrateur représentant les salariés actionnaires, n’a exercé aucune option et n’a bénéficié d’aucune option 5.9. Suivi des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL au 31 décembre 2012 5.9.1. Historique général des plans d’options de souscription et d’achat d’actions TOTAL Type d’options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription \- C. Clément n / a n / a n / a n / a n / a n / a - - - (en euros) (e) 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 \- Attribuées en 2012 - - - - - - - - - \- Annulées en 2012 (f) (g) (11 351 931) (2 516) (1 980) (1 380) (3 600) (2 700) (4 140) (3 400) (11 371 647) \- Exercées en 2012 (742 593) - - - (1 630) (20 200) (34 460) - (798 883) (a) La date d’attribution correspond à la date à laquelle le Conseil d’administration a décidé l’attribution des options, sauf l’attribution d’options de souscription d’actions en date du 9 octobre 2008 décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. (b) Les nombres d’options attribuées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai (c) Options attribuées aux mandataires sociaux ayant cette qualité lors de l’attribution. (d) Ajustements décidés par le Conseil d’administration du 14 mars 2006 conformément aux dispositions en vigueur lors de la tenue de ce Conseil ainsi que lors de la tenue de l’Assemblée générale du 12 mai 2006, dans le cadre de l’opération d’apport- scission d’Arkema. Ces ajustements ont été effectués le 22 mai 2006, avec prise d’effet le 24 mai 2006. (e) Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. Les prix d’exercice en vigueur avant le 24 mai 2006 figurent à la note 25, points A, B et C de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9). (g) Le taux d’attribution applicable aux options de souscription soumises à condition de performance du plan 2010 a été de 100%. Rémunération des organes d’administration et de direction En cas de levée de toutes les options d’achat d’actions et de souscription d’actions existantes au 31 décembre 2012, les actions correspondantes représenteraient 1,35% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. 5.9.2. Options de souscription et d’achat d’actions TOTAL de M. de Margerie, Type d’options Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de Options de souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription souscription (en euros) (a) 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 durant l’exercice 2012 - - - - - - - - - durant l’exercice 2012 - - - - - - - - - durant l’exercice 2012 (129 800) - - - - - - - (129 800) (a) Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. Les prix d’exercice en vigueur avant le 24 mai 2006 figurent à la note 25, points A, B et C de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9). (b) Les nombres d’options attribuées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai (c) Ajustements décidés par le Conseil d’administration du 14 mars 2006 conformément aux dispositions en vigueur lors de la tenue de ce Conseil et de l’Assemblée générale du 12 mai 2006, dans le cadre de l’opération d’apport-scission d’Arkema. Ces ajustements ont été effectués le 22 mai 2006, avec prise d’effet le 24 mai 2006. Le Conseil d’administration a assorti de conditions de performance les attributions d’options consenties au Président-directeur général dans le cadre des plans 2007 à 2011 (voir paragraphe 5.6.2 du présent chapitre). Pour les plans 2009 et 2010, le taux d’attribution des options, lié aux conditions de performance, était de 100%. Les options du Président-directeur général existantes au 31 décembre 2012 représentent 0,053% (1) du capital social potentiel de la Société M. Desmarest, Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010, n’a pas bénéficié des plans 2008 à 2010 d’options de En 2012, le Conseil d’administration a décidé de ne pas attribuer d’options de souscription ou d’achat d’actions. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.9.3. Options de souscription ou d’achat d’actions consenties aux dix salariés non mandataires sociaux bénéficiant du nombre d’options le plus élevé / Options de souscription ou d’achat d’actions levées par les dix salariés non mandataires sociaux ayant procédé aux levées les aux dix salariés de TOTAL S.A. et de toute société comprise dans le périmètre du Groupe, bénéficiant du nombre d’options le plus élevé par les dix salariés de TOTAL S.A. et de toute société comprise dans le périmètre du Groupe, (a) La date d’attribution correspond à la date à laquelle le Conseil d’administration a décidé l’attribution des options. (b) Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat et de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. Les prix d’exercice en vigueur avant le 24 mai 2006 figurent à la note 25, points A, B et C de l’annexe aux comptes consolidés (chapitre 9). Rémunération des organes d’administration et de direction 5.10. Suivi des attributions gratuites d’actions TOTAL au 31 décembre 2012 5.10.1. Historique de la répartition des attributions gratuites d’actions de performance TOTAL La répartition des attributions gratuites d’actions de performance TOTAL entre catégories de bénéficiaires (principaux dirigeants, cadres dirigeants et autres salariés) est la suivante : (a) Les nombres d’actions gratuites notifiées figurant dans ce tableau n’ont pas été retraités de la division par quatre du nominal de l’action décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale. (b) Pour les plans 2009 et 2010, les taux d’acquisition des actions attribuées, liés aux conditions de performance, étaient de 100%. Pour le plan 2008, le taux d’acquisition lié à la condition de performance était de 60%. (c) Membres du Comité directeur et le Trésorier, tels que définis à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution gratuite des actions. Les dirigeants mandataires sociaux n’ont pas bénéficié de ces attributions gratuites d’actions à l’exception des plans 2011 et 2012. En effet, le Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 26 juillet 2012 a décidé (d) M. Clément, salarié de Total Raffinage Marketing (filiale de TOTAL S.A.) et administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires, a bénéficié de l’attribution gratuite de 260 actions au titre du plan 2012. (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. Cette attribution définitive est assortie d’une condition de présence et d’une condition de performance (voir paragraphe 5.6.1 du présent chapitre). Par ailleurs, la cession des actions qui ont été attribuées gratuitement et définitivement ne pourra intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de deux ans. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.10.2. Suivi des plans d’attributions gratuites d’actions de performance TOTAL Cours de clôture à la date d’attribution 35,945 € 41,615 € 39,425 € 32,69 € 36,12 € Cours moyen unitaire d’achat des actions par la Société 41,63 € 38,54 € 39,11 € 39,58 € 38,81 € \- Annulées en 2012 96 832 (32 650) (18 855) - \- Attribuées définitivement en 2012 (d) (e) (f) (96) (832) (2 955 401) (5 530) - (a) La date d’attribution correspond à la date à laquelle le Conseil d’administration a décidé l’attribution gratuite d’actions, sauf l’attribution gratuite d’actions en date du 9 octobre 2008 décidée par le Conseil d’administration le 9 septembre 2008. (b) Thierry Desmarest, Président du Conseil d’administration de TOTAL S.A. jusqu’au 21 mai 2010 et Christophe de Margerie, Directeur Général depuis le 13 février 2007, puis Président-Directeur Général depuis le 21 mai 2010 n’ont pas bénéficié des attributions gratuites d’actions décidées par le Conseil d’administration de TOTAL S.A. les 9 septembre 2008, 15 septembre 2009 et 14 septembre 2010. d’administration de TOTAL S.A. a décidé d’attribuer 53 000 actions de performance à Christophe de Margerie. Par ailleurs, Daniel Boeuf, administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires jusqu’au 31 décembre 2009, a bénéficié de l’attribution gratuite d’action décidée par le Conseil d’administration de TOTAL S.A. le 9 septembre 2008. Daniel Boeuf n’a pas bénéficié de l’attribution gratuite au titre de la décision du Conseil d’administration de TOTAL S.A. Enfin, Claude Clément, administrateur de TOTAL S.A. représentant les salariés actionnaires depuis le 21 mai 2010 a bénéficié de l’attribution gratuite de 240 actions au titre de la ailleurs, Claude Clément avait bénéficié de l’attribution de 240 actions de performance au titre de la décision du Conseil d’administration de TOTAL S.A. du 14 septembre 2010. (c) Salariés de TOTAL S.A. et de toute société comprise dans le périmètre du Groupe, n’ayant pas la qualité de mandataire social de TOTAL S.A. lors de l’attribution. (d) Attributions définitives à la suite du décès des bénéficiaires des actions (Plan 2011 pour l’exercice 2012). (e) Y compris les attributions définitives d’actions gratuites dont le droit à attribution avait été indûment annulé. (f) Le taux d’acquisition du plan 2010 est de 100%. En cas d’attribution définitive de toutes les attributions de performance existantes au 31 décembre 2012, les actions correspondantes représenteraient 0,33% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.10.3. Suivi du plan mondial d’attributions gratuites d’actions TOTAL Le Conseil d’administration a décidé, le 21 mai 2010, la mise en œuvre d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions aux salariés 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 condition de performance. 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 d’émission. à l’issue de la période d’acquisition de deux ans. (2 + 2) (b) (4 + 0) (c) Existantes au 1er janvier 2010 - - - Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Attribuées définitivement (d) (475) (425) (900) Annulées (111 725) (40 275) (152 000) Attribuées définitivement (d) (e) (1 367 275) (350) (1 367 625) (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Période d’acquisition de deux ans suivie d’une période de conservation de deux ans. (c) Période d’acquisition de quatre ans sans période de conservation. (d) Attributions définitives à la suite du décès ou de l’invalidité des bénéficiaires des actions. (e) Attribution de 1 366 950 actions aux bénéficiaires désignés à l’issue de la période d’acquisition de deux ans pour les pays avec une structure 2+2. En cas d’attribution définitive de toutes les attributions existantes au 31 décembre 2012, les actions correspondantes représenteraient 0,041% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. Rémunération des organes d’administration et de direction 5.10.4. Actions de performance TOTAL attribuées gratuitement à M. de Margerie, Cours de clôture à la date d’attribution 32,690 € 36,120 € Cours moyen unitaire d’achat des actions par la Société 39,58 € 38,81 € Attribuées définitivement en 2012 - - - Le Conseil d’administration a assorti de conditions de présence et de performance les attributions d’actions de performance consenties au Président-directeur général dans le cadre des plans 2011 et 2012 (voir paragraphe 5.6.2 du présent chapitre). En cas d’attribution définitive de toutes les attributions de performance du Président-directeur général, existantes au 31 décembre 2012, les actions correspondantes représenteraient 0,0029% (1) du capital social potentiel de la Société à cette date. M. Desmarest, Président du Conseil d’administration jusqu’au 21 mai 2010, n’a pas bénéficié des plans d’attribution gratuite d’actions 5.10.5. 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 26 juillet 2012 aux dix salariés de TOTAL S.A. non mandataires sociaux dont le nombre d’actions Actions gratuites attribuées définitivement durant l’exercice 2012, au titre du plan d’attribution gratuite d’actions de performance décidé par le Conseil d’administration du 14 septembre 2010, aux dix salariés non mandataires sociaux à la date de cette décision dont le nombre d’actions de performance attribuées (a) Attribution décidée par le Conseil d’administration du 26 juillet 2012. Ces actions seront définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de 2 ans, soit le 27 juillet 2014, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie (voir paragraphe 5.6.1 du présent chapitre). La cession des actions, qui seraient ainsi attribuées gratuitement et définitivement, ne pourra ensuite intervenir qu’au terme d’une période de conservation de 2 ans, soit à compter du 27 juillet 2016. (b) Cette attribution définitive était assortie d’une condition de performance (voir point 5.6.1. du présent chapitre). Le taux d’acquisition des actions attribuées, lié à cette condition de performance, était de 100%. Par ailleurs, la cession des actions qui ont été attribuées gratuitement et définitivement ne pourra intervenir qu’au terme d’une période de conservation de 2 ans, soit à compter du 15 septembre 2014. À la clôture des trois derniers exercices, les effectifs salariés du Groupe (sociétés consolidées par intégration globale) se répartissaient de la France Reste de Reste du Total 6.2. Accords de participation des salariés au capital Dans le cadre des accords signés le 15 mars 2002 et de leurs avenants, un « Plan d’épargne Groupe TOTAL » (PEGT), 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 Les opérations d’augmentation de capital réservée aux salariés sont réalisées, dans le cadre du PEG-A, par le biais du fonds investi en actions de l’entreprise (« TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE ») pour les salariés des filiales françaises du Groupe et par le biais du fonds CAPITALISATION » pour les salariés des filiales étrangères. Par ailleurs, les salariés américains participent 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 d’un organisme du Groupe en Belgique, la Caisse Autonome. Les différents plans d’épargne d’entreprise (PEGT, PEC) donnent accès, pour les salariés des filiales françaises du Groupe adhérant à ces plans, à plusieurs fonds communs de placement dont un fonds investi en actions de l’entreprise (« TOTAL ACTIONNARIAT Dans le cadre de l’accord de Groupe relatif à l’intéressement, signé le 29 juin 2012 concernant douze sociétés du Groupe, 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 6.2.3. Participation des salariés au capital Le nombre d’actions TOTAL détenues par les salariés au 31 décembre 2012 se décompose de la façon suivante : TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE 80 038 262 TOTAL ACTIONNARIAT INTERNATIONAL CAPITALISATION 19 995 266 ELF PRIVATISATION n° 1 885 095 Actions souscrites par les salariés aux États-Unis 410 535 Caisse Autonome du Groupe (Belgique) 389 024 Actions TOTAL issues de levées d’options et détenues au nominatif pur au sein d’un PEE (a) 3 115 397 Total des actions détenues par les salariés 104 833 579 Ainsi, les salariés du Groupe détiennent au 31 décembre 2012, sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce, 104 833 579 actions TOTAL, soit 4,43% du capital et 8,05% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale de la Société à cette date. La gestion de chacun des trois 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. Ce Conseil a notamment pour fonction d’examiner le rapport de gestion et les comptes annuels ainsi que la gestion financière, administrative et comptable du FCPE, d’exercer les droits de vote attachés aux titres de capital détenus dans le portefeuille, de décider de l’apport des titres en cas d’offre publique et des opérations de fusion, de scission ou de liquidation et de donner son accord préalable aux modifications du règlement du FCPE, dans les conditions 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 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. Tous pouvoirs ont également été délégués au Président-directeur général afin de fixer les dates d’ouverture et de clôture de la période de souscription ainsi que le prix de souscription des actions. Cette augmentation de capital, ouverte en 2013, devrait être clôturée avant l’Assemblée générale de 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. 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 38 mois, dans la limite de 0,8% du capital de la Société existant au jour où le Conseil décide 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 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 6.3. Participation au capital des organes d’administration et de direction Au 31 décembre 2012, 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) : 314 385 actions ; du FCPE « TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE » ; – Comité directeur (y compris Président-directeur général) et Par décision du Conseil d’administration : – les dirigeants sociaux doivent conserver l’équivalent de deux années de part fixe de leur rémunération investi en actions de la Société ; – les membres du Comité exécutif doivent conserver l’équivalent de deux années de part fixe de leur rémunération investi en actions de la Société, ces actions devant être acquises dans un délai maximum de trois ans à compter de la nomination au Le nombre d’actions TOTAL à considérer inclut : – les actions cessibles ou incessibles détenues en propre ; – les parts du FCPE investi en actions TOTAL. 6.3.1. État récapitulatif des opérations mentionnées à l’article L. 621-18-2 du Code monétaire et financier Les opérations réalisées au cours de l’exercice 2012 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 2012 Acquisition Souscription Cession Échange Exercice Christophe de Margerie (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 5 549,57 - - - - Philippe Boisseau (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 241,88 296,08 - - - Yves-Louis Darricarrère (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 648,67 - - - - Patrick de La Chevardière (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 536,77 280,88 1 149,63 - - Jean-Jacques Guilbaud (a) Actions TOTAL - - 14 720 - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 944,21 343,95 - - - Patrick Pouyanné (a) Actions TOTAL - - - - - Parts de FCPE et autres types d’instruments financiers (b) 500,51 275,97 - - - (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. 1.1. Cotation de l’action . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 1.2. Performance de l’action . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .153 2.1. Politique de distribution du dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 2.2. Paiement du dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 2.3. Coupons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 3.1. Rachats et annulations d’actions en 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158 3.2. Rapport du Conseil d’administration sur les opérations d’achat et de vente d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158 3.3. Programme de rachat 2013-2014 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160 4.1. Relations entre TOTAL et l’État français . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .162 4.2. Rapprochement de TOTAL avec PetroFina en 1999 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .162 4.3. Rapprochement de TotalFina avec Elf Aquitaine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .162 4.4. Principaux actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .163 4.5. Actions propres détenues par le Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164 4.6. Actions détenues par les membres des organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 4.7. Actionnariat salarié . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 4.8. Structure de l’actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 4.9. Conventions et engagements réglementés et opérations avec les parties liées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .165 5\. Informations destinées aux actionnaires étrangers 166 5.1. Détenteurs américains d’ADRs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166 5.2. Actionnaires non-résidents (autres que les actionnaires américains) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166 6.1. Politique de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 6.2. Relations avec les investisseurs institutionnels et les analystes financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 6.3. Une relation de qualité au service des actionnaires individuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 6.4. La détention des actions au nominatif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169 6.5. Contacts actionnaires individuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .170 6.6. Calendrier 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .170 6.7. Calendrier 2014 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .170 6.8. Responsables de la communication financière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .171 Au 31 décembre 2012, 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 / Stable / P-1 DBRS AA / Stable / R-1 (middle) AA / Stable / R-1 (middle) 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 11,9% 2e pondération dans l’indice EURO STOXX 50 5,5% 1re pondération dans l’indice STOXX EUROPE 50 3,2% 8e pondération dans l’indice DJ GLOBAL TITANS 1,6% 42e pondération dans l’indice et sur la zone Euro au 31 décembre 2012 TOTAL est la deuxième 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 2012 : 39,01 euros. (3) Cours de clôture de l’ADR TOTAL à New York au 31 décembre 2012 : 52,01 dollars. de l’action TOTAL à Paris (2009-2012) de l’ADR à New York (2009-2012) 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 Services a procédé à l’indemnisation des intermédiaires financiers sur remise des droits d’attribution Arkema correspondants. À compter du 4 août 2018, les sommes non réclamées seront versées à la Caisse des dépôts et consignations où elles seront encore susceptibles d’être réclamées par les titulaires durant une période de vingt ans. Passé ce délai, les sommes seront 1.2.2. Évolution du cours de Bourse le 1er janvier 2012 et le 31 décembre 2012 (cours de clôture en devises locales) Royal Dutch Shell A (euro) -7,7% Royal Dutch Shell B (livre sterling) -11,4% 1.2.3. Évolution du cours de Bourse aux États-Unis (cours de l’ADR pour les le 1er janvier 2012 et le 31 décembre 2012 1.2.4. Valorisation d’un portefeuille investi en actions TOTAL Rendement net (hors avoir fiscal) de 6,8% par an sur dix ans. 1.2.5. Multiplication de l’investissement initial par 1,9 en dix ans Au 31 décembre 2012, 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 2012 Date d’investissement TOTAL (a) CAC 40 (b) TOTAL CAC 40 (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) 42,97 44,55 46,74 45,79 59,50 Plus bas (en séance) 33,42 29,40 35,66 34,25 31,52 Dernier de l’année (clôture) 39,01 39,50 39,65 45,01 38,91 Moyenne des trente derniers cours (clôture) 38,73 37,65 39,16 43,19 39,58 Volume de transaction (moyenne par séance) (a) Dividende (b) 2,34 2,28 2,28 2,28 2,28 (a) Nombre de titres échangés. Source : Euronext Paris, NYSE, prix composite. (b) Pour 2012, sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale du 17 mai 2013. Ce montant comprend les trois acomptes trimestriels versés au titre de l’exercice 2012. Le premier acompte s’élevait à 0,57 euro par action et les deux suivants à 0,59 euro par action. Ils ont été mis en paiement respectivement le 27 septembre 2012, le 20 décembre 2012 et le 21 mars 2013. Ils sont éligibles 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 Jusqu’au paiement du dividende au titre de l’exercice 2010, la Société a procédé au versement d’un acompte sur dividende au mois de novembre, le paiement du solde du dividende intervenant après l’Assemblée générale annuelle. Ainsi, au titre de l’exercice 2010, un acompte de 1,14 euro par action et le solde de 1,14 euro par action ont été mis en paiement respectivement le 17 novembre 2010 et le 26 mai 2011. Le Conseil d’administration de TOTAL a décidé le 28 octobre 2010 de modifier la périodicité des paiements d’acompte sur dividende et d’adopter une politique de paiement trimestriel à compter de TOTAL S.A. a procédé à la mise en paiement de trois acomptes trimestriels au titre de l’exercice 2012 : – un premier acompte trimestriel de 0,57 euro par action au titre de l’exercice 2012, décidé par le Conseil d’administration du 26 avril 2012, a été détaché de l’action le 24 septembre 2012 et mis en paiement en numéraire le 27 septembre 2012 ; – un deuxième acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2012, décidé par le Conseil d’administration du 26 juillet 2012, a été détaché de l’action le 17 décembre 2012 et mis en paiement en numéraire le 20 décembre 2012 ; – un troisième acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2012, décidé par le Conseil d’administration du 30 octobre 2012, a été détaché de l’action le 18 mars 2013 et mis en paiement en numéraire le 21 mars 2013. Au titre de l’exercice 2012, TOTAL souhaite poursuivre sa politique de dividende en proposant à l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013 un dividende total de 2,34 euros par action, dont un solde de 0,59 euro par action qui serait détaché le 24 juin 2013 et mis en paiement le 27 juin 2013. Ce dividende est en augmentation de 2,6% par rapport à l’exercice précédent. 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 2013 serait le suivant : – 1er acompte : 24 septembre 2013 ; – 2e acompte : 16 décembre 2013 ; – 3e acompte : 24 mars 2014 ; – Solde : 2 juin 2014. Ce calendrier indicatif concerne les dates des détachements relatifs aux actions cotées sur NYSE Euronext Paris. Dividendes au titre des cinq derniers exercices Pour 2012, le taux de distribution des résultats de TOTAL s’élève à 43% (1). L’évolution du taux de distribution (2) au cours des cinq derniers exercices est la suivante : (1) Sur la base d’un résultat net ajusté dilué par action de 5,45 euros. (2) Sur la base du résultat net ajusté dilué par action de l’exercice considéré. Le paiement du dividende, dont la centralisation a été confiée à BNP Paribas Securities Services, est versé aux intermédiaires financiers teneurs de compte suivant la procédure du paiement direct par Euroclear France. The Bank of New York Mellon (101 Barclay Street 22 W, New York, NY 10286, États-Unis) assure le paiement du dividende pour les porteurs 2.2.1. Paiement du dividende sur les certificats représentatifs d’actions Dans le cadre des offres publiques d’échange sur les actions PetroFina, TOTAL a émis des certificats représentatifs d’actions (CR Action). Le CR Action est un mode de représentation des actions prévu par la loi française, émis par Euroclear France, destiné à circuler exclusivement en dehors de France et ne pouvant être détenu par des résidents français. Le CR Action est émis soit sous forme matérielle, soit sous forme d’inscription en compte-titres, et présente les caractéristiques d’une valeur mobilière au porteur. Le CR Action est librement convertible entre la forme matérielle et l’inscription en compte-titres. Toutefois, conformément à la loi belge du 14 décembre 2005 sur la dématérialisation des titres en Belgique, les CR Action ne peuvent être délivrés que sous la forme dématérialisée à compter du 1er janvier 2008, date de l’entrée en vigueur de la loi. Par ailleurs, de nouveaux CR Action ont été émis à la suite de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL en 2006. ING Belgique est la banque centralisatrice pour le paiement de tous les coupons détachés des CR Action en circulation. Le paiement des coupons détachés des CR Action est effectué sans frais, sous réserve des retenues à la source et impôts éventuels, au guichet des établissements suivants : BNP Paribas Fortis Montagne du Parc 3, 1000 Bruxelles, Belgique Avenue Marnix 24, 1000 Bruxelles, Belgique Avenue du Port 2, 1080 Bruxelles, Belgique Les Strips-VVPR étaient des valeurs mobilières qui permettaient aux actionnaires domiciliés fiscalement en Belgique de bénéficier d’un précompte mobilier belge réduit sur le dividende payé par TOTAL. Dans le cadre du budget 2013, le gouvernement belge a introduit une uniformisation à 25% du précompte mobilier pour les dividendes et intérêts. La loi belge du 27 décembre 2012 prévoit un précompte libératoire unique de 25%, entraînant par conséquent la disparition des Strips-VVPR. Les Strips-VVPR ne conféraient de droits que dans la mesure où ils accompagnaient des actions TOTAL. Au 31 décembre 2012, il y avait 227 734 056 Strips-VVPR TOTAL en circulation. (a) Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013 de verser un dividende de 2,34 euros par action au titre de l’exercice 2012, sous forme numéraire uniquement, dont un solde de 0,59 euro par action qui serait détaché le 24 juin 2013 et mis en paiement le 27 juin 2013. L’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012, 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 17 mai 2013 d’approuver une autorisation d’intervention sur l’action TOTAL au travers d’un programme de rachat d’actions réalisé dans le cadre de l’article L. 225-209 du Code de commerce et conformément aux dispositions du règlement européen n° 2273 / 2003 du 22 décembre 2003. Les modalités de ce programme sont décrites dans le paragraphe 3.3. du présent chapitre. 3.1. Rachats et annulations d’actions en 2012 Au cours de l’année 2012, TOTAL a racheté 1 800 000 de ses propres actions dans le cadre de plans d’attribution gratuite d’actions, soit environ 0,08% du capital social (1). 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 2012 Dans le cadre de l’autorisation conférée par l’Assemblée générale nominal de 2,5 euros, ont été rachetées par le Groupe en 2012, soit 0,08% du capital au 31 décembre 2012. Ce rachat s’est effectué au prix moyen de 37,80 euros par action, soit un coût total d’environ 68,03 millions d’euros hors frais de transactions. Ce rachat est destiné à la couverture du plan d’action d’attribution gratuite d’actions existantes décidé par Conseil d’administration Le nombre d’actions TOTAL détenues par la Société (autodétention) 0,34% du capital de TOTAL S.A. Conformément à la loi, ces actions sont privées du droit de vote, ainsi que du droit à recevoir un dividende. Après prise en compte des actions détenues par les filiales du Groupe (autocontrôle), ayant droit au dividende mais privées de droit de vote, le nombre total d’actions TOTAL détenues par représentant 4,58% du capital de TOTAL S.A., réparties d’une part couverture des plans d’attribution gratuite d’actions et 65 901 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions et, d’autre part, en 100 331 268 actions d’autocontrôle. (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 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 réalisées au cours de l’exercice 2012 2 962 534 actions TOTAL ont été cédées en 2012 à la suite de l’attribution définitive d’actions dans le cadre des plans d’attribution 3.2.4. Annulation d’actions de la Société au cours des exercices 2010, 2011 et 2012 TOTAL n’a procédé à aucune annulation d’actions en 2010, 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 social susceptible de procéder à l’annulation d’au maximum 236 593 314 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 11 mai 2012, ou dans le cadre d’autorisations antérieures, n’ont pas, au cours de l’exercice 2012, été réallouées à d’autres finalités que celles initialement prévues lors de leurs rachats. 3.2.6. Modalités des rachats et utilisation Entre le 1er janvier 2012 et le 28 février 2013, 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 13 mai 2011 puis par celle du 11 mai 2012. 3.2.7. Actions inscrites au nom de la Société et de ses filiales au 28 février 2013 Au 28 février 2013, le nombre d’actions TOTAL détenues par la Société s’élève à 8 060 271 actions représentant 0,34% 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 2013, à 108 391 539 actions représentant 4,58% du capital de TOTAL S.A., réparties d’une part en 8 060 271 actions d’autodétention, dont 7 994 470 actions en couverture des plans d’attribution gratuite d’actions, 65 801 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution gratuite d’actions et, d’autre part, en 100 331 268 actions d’autocontrôle. Tableau de déclaration synthétique des opérations réalisées par la Société sur ses propres titres du 1er mars 2012 au 28 février 2013 (a) : Flux bruts cumulés Positions ouvertes au 28 février 2013 Achats Ventes Positions ouvertes à l’achat Positions ouvertes à la vente Nombre de titres 1 800 000 - Options Achats Options Ventes Échéance maximale moyenne - - - - - - Cours moyen de la transaction (€) 37,8 - - - - - Prix d’exercice moyen - - - - - - Montants (€) 68 032 460 - - - - - (a) Conformément à la réglementation applicable au 28 février 2013, 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 2011 a été arrêté. dans le cadre des plans d’attribution gratuite d’actions. Pourcentage de capital détenu par TOTAL S.A. 0,34% Nombre d’actions détenues en portefeuille (a) 8 060 271 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 316 Valeur de marché du portefeuille (M€) (b) 309 Pourcentage de capital détenu par l’ensemble du Groupe (c) 4,58% Nombre d’actions détenues en portefeuille 108 391 539 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 3 342 Valeur de marché du portefeuille (M€) (b) 4 151 (a) TOTAL S.A. n’a pas racheté d’actions durant les trois jours de bourse précédant le 28 février 2013. En conséquence, TOTAL S.A. a la propriété de l’ensemble des actions détenues (b) Sur la base d’un cours de clôture de 38,295 euros par action au 28 février 2013. (c) TOTAL S.A., Total Nucléaire, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval. 3.3.1. Descriptif du programme de rachat 241-1 et suivants du règlement général de l’Autorité des marchés financiers (AMF) Objectifs du programme de rachat d’actions : – réduire le capital de la Société par voie d’annulation des actions ; – honorer les obligations de la Société liées à des titres de créances convertibles ou échangeables en actions de la Société ; – honorer les obligations de la Société liées à des programmes d’options sur actions ou autres allocations d’actions aux dirigeants mandataires sociaux ou aux salariés de la Société ou d’une filiale du Groupe ; – remettre des actions (à titre d’échange, de paiement ou autre) dans le cadre d’opérations de croissance externe ; – animer le marché secondaire ou la liquidité de l’action TOTAL dans le cadre d’un contrat de liquidités. La mise en œuvre de ce programme, qui s’inscrit dans le cadre législatif créé par la loi n° 98-546 du 2 juillet 1998 portant diverses dispositions d’ordre économique et financier et dans le cadre des dispositions du règlement européen n° 2273 / 2003 du 22 décembre 2003, est soumise à l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires de TOTAL S.A. du 17 mai 2013 au travers 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 L’acquisition, la cession ou le transfert de ces actions pourront être effectués par tous moyens sur les marchés réglementés, les systèmes multilatéraux de négociation ou de gré à gré, y compris par acquisition ou cession de blocs d’actions, dans les conditions autorisées par les autorités de marché compétentes. Dans ce cadre, ces moyens incluent l’utilisation de tout instrument financier dérivé négocié sur les marchés réglementés, les systèmes multilatéraux de négociation ou de gré à gré et la mise en place Ces opérations pourront être effectuées à tout moment, à l’exclusion des périodes d’offre publique sur le capital de la Société, dans le respect de la réglementation en vigueur. Le prix maximum d’achat est fixé à 70 euros par action. 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 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 10% du capital social. composant son capital social, la Société détenait, directement 8 060 371 actions, et indirectement, par l’intermédiaire de filiales, Sur ces bases, le nombre maximal d’actions que la Société serait susceptible de racheter s’élève à 128 201 675 actions et le montant maximal qu’elle serait amenée à débourser pour acquérir Ce programme de rachat d’actions aura pour objectif de réduire le capital de la Société ou de permettre à la Société d’honorer – des titres de créances convertibles ou échangeables en actions – des programmes d’options d’achat d’actions, plans d’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 ; 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 attribuées gratuitement aux salariés du Groupe ainsi qu’à des dirigeants mandataires sociaux de la Société ou de sociétés – 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 – 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. Tous pouvoirs sont conférés au Conseil d’administration, avec faculté de délégation, en vue d’assurer l’exécution de la présente autorisation. Elle prive d’effet à hauteur de la partie non utilisée la quatrième résolution de l’Assemblée générale mixte du 11 mai 2012 ». 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 L. 225-213 du même Code. Le nombre maximum d’actions de la Société pouvant être annulées en vertu de la présente autorisation est fixé à 10% des actions composant le capital de la Société, par périodes de vingt-quatre mois, étant précisé que cette limite s’applique à un nombre d’actions qui sera le cas échéant ajusté pour prendre en compte les opérations affectant le capital social postérieurement à la L’Assemblée générale confère tous pouvoirs au Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions prévues par la loi, pour réaliser sur ses seules décisions les opérations de réduction du capital social, arrêter le nombre d’actions à annuler dans la limite de 10%, par périodes de vingt-quatre mois, du nombre total des actions composant le capital social existant à la date de l’opération, fixer les modalités des opérations de réduction de capital et en constater la réalisation, le cas échéant imputer la différence entre la valeur de rachat des actions à annuler et leur valeur nominale sur tout poste de réserves ou primes, modifier consécutivement les statuts et accomplir toutes formalités nécessaires. Part maximale du capital à acquérir et montant maximal Le nombre maximal d’actions pouvant être achetées en vertu de l’autorisation proposée à l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013 ne pourra excéder 10% du nombre total des actions composant le capital social, étant précisé que cette limite s’applique à un montant du capital de la Société qui sera, le cas échéant, ajusté pour prendre en compte les opérations affectant le capital social postérieurement à cette assemblée, les acquisitions réalisées par la Société ne pouvant en aucun cas l’amener à détenir, directement et indirectement par l’intermédiaire de filiales, plus de 10% du capital social. Avant annulation éventuelle d’actions en vertu de l’autorisation donnée par l’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012, sur la base du nombre d’actions composant le capital au 108 391 539 actions détenues par le Groupe au 28 février 2013, soit 4,58% du capital, le nombre maximal d’actions susceptibles d’être achetées s’élèverait à 128 201 775 actions, ce qui représenterait la 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 le capital de la Société. Durée et calendrier du programme de rachat Conformément à la quatrième résolution qui sera soumise à l’approbation de l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013, 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 17 novembre 2014. Opérations effectuées dans le cadre du programme précédent Les opérations effectuées dans le cadre du programme précédent sont détaillées dans le rapport du Conseil d’administration à l’Assemblée générale sur les rachats d’actions (se reporter au paragraphe 3.2. du présent chapitre). 4.1. Relations entre TOTAL et l’État français dans le capital d’Elf Aquitaine, il n’y a plus de convention ou de disposition réglementaire régissant des relations d’actionnaires entre TOTAL (ou sa filiale Elf Aquitaine) et l’État français. 4.2. Rapprochement de TOTAL avec PetroFina en 1999 En décembre 1998, TOTAL (1), d’une part, et Electrafina, Investor, Tractebel, Electrabel et AG 1824 (les Apporteurs), d’autre part, ont signé une convention d’apport en nature par laquelle les Apporteurs ont apporté à TOTAL leurs actions PetroFina. Par la suite, TOTAL a lancé en 1999 une offre publique d’échange sur l’intégralité des actions PetroFina non encore en sa possession, selon une parité d’échange identique au rapport d’échange prévu en décembre 1998. À l’issue de cette offre publique, TOTAL détenait 98,8% du capital de PetroFina. En octobre 2000, TotalFinaElf a lancé selon la même parité d’échange une offre publique d’échange complémentaire sur les actions PetroFina non encore en sa possession. Au 31 décembre 2000, TotalFinaElf détenait 99,6% du capital de PetroFina. Puis, en avril 2001, l’Assemblée générale extraordinaire de Total Chimie a approuvé l’apport, par TotalFinaElf à Total Chimie (filiale à 100% de TOTAL S.A.), de l’intégralité de la participation détenue par la Société dans PetroFina. Enfin, en septembre 2001, le Conseil d’administration de Total Chimie a décidé de lancer une offre publique de reprise (OPR) sur les 90 129 titres PetroFina non encore détenus. Total Chimie détient à ce jour la totalité des actions PetroFina. En mai 2003, des actionnaires minoritaires de PetroFina détenant 4 938 actions ont assigné Total Chimie S.A. et PetroFina S.A. devant le tribunal de commerce de Bruxelles, contestant notamment le prix offert par Total Chimie lors de l’offre publique de reprise (OPR). En juin 2006, TOTAL S.A. a été assignée en intervention forcée dans cette procédure par les mêmes demandeurs. Fin 2011, ces minoritaires ont décidé de renoncer à leur action devant le tribunal. Ce double désistement d’action et d’instance met ainsi définitivement fin à la procédure judiciaire 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. À la suite de l’offre publique de retrait suivie d’un retrait obligatoire annoncée le 24 mars 2010, TOTAL S.A. détient désormais 100% des titres émis par Elf Aquitaine. L’offre publique de retrait s’est déroulée du 16 avril au 29 avril 2010 inclus au prix de 305 euros par action (coupon du solde du dividende 2009 attaché). Elle portait sur la totalité des actions Elf Aquitaine non détenues directement ou indirectement par TOTAL S.A., à savoir 1 468 725 actions Elf Aquitaine représentant 0,52% du capital et 0,27% des droits de vote de la Société. Le retrait obligatoire a été mis en œuvre le 30 avril 2010, afin d’acquérir la totalité des actions Elf Aquitaine visées par l’offre et non présentées à celle-ci, moyennant une indemnisation par action identique au prix de l’offre, soit 305 euros par action Elf Aquitaine (coupon du solde du dividende 2009 attaché). L’action a été radiée de la cote d’Euronext Paris le 30 avril 2010 (1) La dénomination « Total » est devenue « TotalFina S.A. » le 14 juin 1999. Puis, « TotalFina S.A. » a été changée en « TotalFinaElf S.A. » par l’Assemblée générale du 22 mars 2000 et, enfin, en « TOTAL S.A. » par l’Assemblée générale du 6 mai 2003. 4.4.1. Évolution de la participation des principaux actionnaires Les principaux actionnaires 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 2012, 2011 et 2010 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 Groupe Bruxelles Lambert (b) (c) 4,0 4,0 3,7 4,0 4,0 4,0 4,0 Compagnie Nationale à Portefeuille (b) (c) 1,4 1,4 1,3 1,5 1,6 1,6 1,6 Salariés du Groupe (b) (d) (e) 4,4 8,1 7,4 4,4 8,0 4,0 7,7 Autres actionnaires nominatifs (hors Groupe) 2,0 3,1 2,9 1,7 2,8 1,4 2,5 Détention intra-Groupe 4,6 - 8,1 4,6 - 4,8 - dont TOTAL S.A. 0,3 - 0,3 0,4 - 0,5 - dont Total Nucléaire 0,1 - 0,2 0,1 - 0,1 - dont filiales d’Elf Aquitaine 4,2 - 7,6 4,2 - 4,2 - Autres actionnaires au porteur 83,7 83,5 76,7 83,6 83,5 84,0 84,0 dont porteurs d’ADS (f) 9,3 9,3 8,5 8,7 8,7 8,0 8,0 (a) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote théoriques est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. (b) Actionnaires dont des dirigeants mandataires sociaux (ou s’agissant des salariés, des représentants) siègent au Conseil d’administration de TOTAL S.A. (c) Groupe Bruxelles Lambert est une société contrôlée conjointement par la famille Desmarais et Frère-Bourgeois S.A., par l’intermédiaire principalement, pour ce dernier, de sa participation directe et indirecte dans Compagnie Nationale à Portefeuille. Par ailleurs, il existe une action de concert déclarée entre Groupe Bruxelles Lambert et Compagnie Nationale (d) Sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce. (e) 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 (c’est-à-dire, 7,6% du capital de la Société). Amundi Group a précisé qu’il n’avait pas de droit exclusif de vote ou de cession sur ces actions et qu’il avait un droit conjoint de vote sur 77 009 153 de ces actions (c'est-à-dire 3,3% du capital de la Société) et un droit conjoint de cession sur la totalité de ces actions. (f) American Depositary Shares cotés au New York Stock Exchange. s’il est tenu compte de : L’article 9 des statuts rappelle que TOTAL S.A. a la faculté de faire usage des dispositions légales prévues en matière d’identification des détenteurs de titres conférant immédiatement ou à terme des droits de vote dans ses propres assemblées d’actionnaires. En application de l’obligation légale, toute personne physique ou morale (à l’exception de celles visées au 3° du de l’article L. 233-7 du Code de commerce), détenant seule ou de concert, au titre d’une ou plusieurs opérations de cession temporaire ou assimilées au sens de l’article L. 225-126 du code précité, un nombre d’actions représentant plus du deux-centième (0,5%) des droits de vote de la Société, est tenue d’informer la Société et l’Autorité des marchés financiers du nombre d’actions possédées à titre temporaire, au plus tard le troisième jour ouvré Les déclarations doivent être envoyées à la Société à l’adresse À défaut d’avoir été déclarées, les actions acquises au titre de l’une des opérations de cession temporaire précitées sont privées du droit de vote pour l’Assemblée d’actionnaires concernée et pour toute Assemblée d’actionnaires qui se tiendrait jusqu’à la revente (1) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote théoriques est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. Outre l’obligation légale d’informer la Société et l’Autorité des marchés financiers de la détention d’un nombre d’actions (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 (1), dans un délai de quatre jours de bourse à compter du franchissement du seuil de participation (article L. 233-7 du Code de commerce), toute personne, physique ou morale, qui vient à détenir, directement ou indirectement, un pourcentage du capital, des droits de vote ou de titres donnant accès à terme au capital de la Société, égal ou supérieur à 1%, ou à un multiple de ce pourcentage, est tenue d’en informer la Société par lettre recommandée avec demande d’avis de réception indiquant le nombre de titres détenus, dans un délai de quinze jours à compter du franchissement de chacun de ces seuils. À défaut d’avoir été déclarées, les actions excédant la fraction qui aurait dû être déclarée sont privées du droit de vote dans les Assemblées d’actionnaires si, à l’occasion d’une Assemblée, le défaut de déclaration a été constaté et si un ou plusieurs actionnaires détenant ensemble 3% au moins du capital ou des droits de vote de la Société en font la demande lors Toute personne physique ou morale est également tenue d’informer la Société dans les formes et délais prévus ci-dessus pour le franchissement de seuil, lorsque sa participation directe ou indirecte devient inférieure à chacun des seuils mentionnés ci-dessus. Les déclarations doivent être envoyées au directeur de la Communication financière à Paris (coordonnées au paragraphe Les sociétés Axa Investment Managers Paris et Amundi Asset Management ont informé l’AMF du transfert, le 6 janvier 2012, par Axa Investment Managers Paris de la gestion du FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE au profit de la société Amundi Asset Management. La participation du FCPE s’élevait à 3,32% du capital et 5,61% des droits de vote à la date de la déclaration. Suite à ce transfert, Axa Investment Managers Paris a déclaré ne plus gérer aucune action TOTAL pour le compte dudit FCPE (se reporter au paragraphe 4.4.6. ci-dessous pour plus d’informations En application des dispositions de l’article L. 233-13 du Code de commerce, il est précisé que seul le concert formé par Compagnie Nationale à Portefeuille (CNP) et Groupe Bruxelles Lambert (GBL) détient à la clôture de l’exercice 2012, 5% ou plus En outre, deux actionnaires connus détiennent, à la clôture de l’exercice 2012, 5% ou plus des droits de vote au sein des Assemblées générales d’actionnaires de TOTAL : – le concert formé par CNP et GBL Dans l’avis AMF n° 209C1156 datant du 2 septembre 2009, le concert formé par CNP et GBL a déclaré avoir franchi en hausse, le 25 août 2009, le seuil de 5% des droits de vote et détenir de vote, soit 5,42% du capital et 5,0009% des droits de vote à la connaissance de la Société, le concert formé par CNP et GBL détient, au 31 décembre 2012, 5,36% du capital, représentant 5,37% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale et 4,94% des droits de vote théoriques (3). – le FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE À la connaissance de la Société, le FCPE TOTAL ACTIONNARIAT FRANCE détient, au 31 décembre 2012, 3,38% du capital représentant 6,18% des droits de vote qui peuvent être exercés en Assemblée générale et 5,68% des droits de vote théoriques (3). TOTAL n’a pas connaissance de déclaration de pacte entre 4.5. Actions propres détenues par le Groupe Au 31 décembre 2012, la Société détient, directement ou par l’intermédiaire de filiales indirectes, 108 391 639 actions TOTAL, soit 4,58% du capital social à cette date. Conformément à la loi, ces actions sont privées du droit de vote. Pour plus d’informations, se reporter au chapitre 8, paragraphe 1.5. La Société détient directement, au 31 décembre 2012, 8 060 371 actions TOTAL, soit 0,34% du capital social (1) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. (2) Avis AMF 209C1156 du 2 septembre 2009. (3) En vertu de l’article 223-11 du règlement général de l’AMF, le nombre de droits de vote théoriques est calculé sur la base de l’ensemble des actions auxquelles sont attachés des droits de vote, y compris les actions détenues par le Groupe qui sont privées de droit de vote. 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 2012, la Société détient, par l’intermédiaire de filiales indirectes, 4,24% 4.6. Actions détenues par les membres des organes d’administration et de direction Les informations correspondantes figurent aux points 1. et 6. du chapitre 5. Estimation au 31 décembre 2012, hors détention intra-Groupe. Les informations correspondantes figurent au paragraphe 6.2. du chapitre 5 et paragraphe 3.1. du chapitre 8. 21% pour le reste de l’Europe 10% pour le reste du monde (a) Sur la base de la définition de l’actionnariat salarié au sens de l’article L. 225-102 du Code de commerce. Le nombre d’actionnaires individuels français de TOTAL est estimé à 520 000. 4.9. Conventions et engagements réglementés et opérations avec les parties liées Le rapport spécial des commissaires aux comptes de TOTAL S.A. sur les conventions et engagements réglementés visés aux articles L. 225-38 et suivants du Code de commerce au titre de l’exercice 2012 figure au point 1. du chapitre 11. 4.9.2. Opérations avec les parties liées Le détail des opérations avec les parties liées telles que visées par les normes adoptées conformément au règlement CE n° 1606 / 2002, conclues par les sociétés du Groupe au cours des exercices 2010, 2011 ou 2012, figure à la note 24 de l’annexe aux comptes consolidés (se reporter au point 7., chapitre 9). Ces opérations concernent principalement les sociétés mises en équivalence et les sociétés non consolidées dans lesquelles 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 2012. 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% à compter du 1er janvier 2013 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 autorités françaises. 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, le législateur français a supprimé la retenue à la source sur les 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 l’évasion fiscales. 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 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 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 par la convention. 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 Cette procédure simplifiée n’est toutefois pas applicable aux dividendes payés à des actionnaires personnes morales qui sont des résidents suisses ni aux résidents de Singapour compte tenu des procédures particulières prévues conventionnellement entre la France et ces deux États. 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 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 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 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 de l’année précédant l’année d’imposition. 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 Cette taxe sur les transactions financières est égale 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 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. Dans l’hypothèse où la cession d’actions aurait lieu entre personnes non-résidentes de France, la taxe sur les transactions financières est applicable. Toutefois, l’administration fiscale française n’a pas encore précisé les modalités d’application 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 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 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 disponible pour information. La Société dépose, parallèlement à son Document de référence, un document annuel (Form 20-F) en langue anglaise auprès de la United States Securities and Exchange Commission (SEC) (se reporter au paragraphe 3.4. du chapitre 8). Enfin, le Groupe organise régulièrement des réunions d’information et intervient également dans des conférences, tant en France qu’à l’étranger, destinées aux actionnaires, aux investisseurs 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 dans le monde (Europe, Amérique du Nord, Asie et Moyen-Orient). Une première série de rencontres a lieu chaque année au premier trimestre, après la publication des résultats du dernier exercice écoulé. Une seconde série de rencontres a lieu au troisième trimestre. Les présentations réalisées lors de ces réunions peuvent être consultées sur le site Internet du Groupe (total.com, rubrique 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 2012 sont disponibles sur le site Internet du Groupe (total.com, rubrique Investisseurs Sur l’ensemble de l’année 2012, le Groupe a organisé environ 600 réunions avec des investisseurs institutionnels et des analystes Dans le domaine de la responsabilité sociétale et environnementale, le Groupe met en œuvre des moyens de communication importants Avec une équipe dédiée à ce domaine, la direction de la communication financière assure un dialogue permanent avec les investisseurs et les analystes extra-financiers, et répond à toutes leurs questions sur le Groupe dans ce domaine (éthique et droits de l’homme, gouvernance, sécurité, santé, préservation de l’environnement, contribution au développement local, futur énergétique, lutte contre le changement climatique… ). Des rencontres spécifiques sur ces divers thèmes sont organisées en France et à l’international. Ainsi, près de soixante réunions individuelles se sont tenues en 2012. Afin de répondre aux attentes des investisseurs, le Groupe a également organisé une visite de site au Canada en juin 2012. Celui-ci a permis de détailler les actions menées en matière environnementale et sociétale par TOTAL dans le cadre du développement des sables bitumineux. Des thèmes comme la limitation des impacts environnementaux, la recherche et développement ou le dialogue avec les parties prenantes ont ainsi été évoqués. Ce déplacement a été l’occasion d’échanger avec des membres du management de TOTAL S.A. et de Total E&P Canada, les équipes sur le terrain et des représentants Un chapitre du Document de référence est consacré aux informations sociales, environnementales et sociétales (se reporter au chapitre 12). Par ailleurs, chaque année, à l’occasion de l’Assemblée générale, TOTAL publie un rapport CSR (Corporate Social Responsibility). 6.3. Une relation de qualité au service des actionnaires individuels Le service des Relations avec les actionnaires individuels de TOTAL est le seul service actionnaires en France à être certifié ISO 9001 version 2008 pour sa politique de communication avec les actionnaires individuels. Cette certification a été délivrée par l’organisme AFNOR à la suite d’un audit approfondi des différents processus mis en œuvre en termes de communication avec Chaque année, un audit de suivi est effectué. À travers cette certification, le service des Relations avec les actionnaires individuels exprime l’engagement pris par TOTAL pour satisfaire, dans la durée, ses actionnaires individuels en matière d’information financière. 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 individuels / Relations Après les prix de la communication financière en 2010, et des Actionnaires en 2011, décernés lors des Boursoscan, TOTAL a été distingué dans la catégorie sociétés cotées, lors de la première édition de l’Investor Awards 2012, pour sa Enfin, TOTAL a poursuivi en 2012 son programme de rencontres et d’échanges avec les actionnaires individuels, notamment à l’occasion de différents événements : – L’Assemblée générale des actionnaires du 11 mai 2012 a rassemblé plus de 3 500 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. Les actionnaires au nominatif ont eu la possibilité de voter par Internet. – Lors du salon Actionaria, qui s’est tenu au Palais des Congrès de Paris en novembre 2012, TOTAL a accueilli près de 3 500 visiteurs sur son stand présentant l’activité du Groupe dans le domaine du gaz naturel liquéfié. À cette occasion, les actionnaires ont pu échanger avec les représentants du Groupe présents sur le stand et participer à des conférences. – Le 23 novembre à Paris, Christophe de Margerie, Président- directeur général est revenu sur les événements qui ont marqué l’activité du Groupe en 2012 devant 1 400 actionnaires. Quelques jours plus tard, il a répondu aux questions de Boursorama dans une interview mise en ligne sur ce même site le 14 décembre. – Sept autres rencontres avec des actionnaires individuels ont été organisées en 2012 : à Anvers en Belgique, à Genève en Suisse et à Reims, Caen, Nice, Nancy et Bordeaux en France. Elles ont réuni près de 3 000 participants. Les prochaines rencontres prévues en 2013 devraient se tenir à Marseille, Toulouse, Avignon, Rennes et Lille en France. Après vingt ans d’existence, le Comité consultatif des actionnaires (CCA) a changé de format. Profitant du renouvellement de ses membres, il a été élargi à vingt membres, contre douze dans le passé. Le Comité consultatif sera dorénavant renouvelé par quart Afin de faciliter les échanges et d’interagir de manière efficace et régulière, les membres du 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 un événement organisé par le Groupe,… ). 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 Deux modalités d’inscription au nominatif sont possibles : – nominatif administré : les actions sont inscrites au nom de l’actionnaire chez BNP Paribas Securities Services, mais l’intermédiaire financier choisi par l’actionnaire en conserve la gestion (vente, achat, coupons, convocations aux assemblées – nominatif pur : les actions sont inscrites au nom de l’actionnaire chez BNP Paribas Securities Services, qui en assure directement la gestion (vente, achat, coupons, convocations aux assemblées d’actionnaires, etc.) sans que l’actionnaire ait à choisir un intermédiaire financier. La détention en nominatif pur est difficilement compatible avec une inscription des actions dans un Plan d’épargne en actions (PEA), compte tenu des procédures administratives applicables en pareil cas. Le CCA s’est réuni à trois reprises en 2012 : – en mars, lors d’une réunion avec M. Christophe de Margerie, – en mai, à la suite de l’Assemblée générale des actionnaires ; – en octobre, à l’occasion d’une visite de la raffinerie de Provence et de la tour du Valat dont la Fondation TOTAL est mécène. Lors de ces réunions, le CCA est amené à donner son avis sur différents éléments du dispositif de communication vis-à-vis des actionnaires individuels, dont le Journal des actionnaires, le programme du Cercle des actionnaires, le « webzine » et la version Ainsi, en 2012, le CCA a notamment contribué à la mise en place de l’application de mobilité « Investors » pour smartphones et Le Cercle des actionnaires a organisé vingt-sept manifestations en 2012 où environ 3 000 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 15 000 actionnaires individuels au cours de l’année 2012, soit 1 000 de plus qu’en 2011. Parmi les avantages du nominatif figurent notamment : – un droit de vote double au-delà de deux ans de détention en continu (se reporter au paragraphe 2.4.1. du chapitre 8) ; – un numéro vert pour tous les contacts avec BNP Paribas Securities Services (appel gratuit en France depuis un poste du lundi au vendredi (jours ouvrés) de 8 h 45 à 18 h 00, heure – la faculté de recevoir directement l’ensemble des informations publiées par TOTAL et destinées à ses actionnaires ; – la possibilité de recevoir sa convocation et de voter par Internet – la possibilité d’adhérer au Cercle des actionnaires de TOTAL Parmi les avantages spécifiques du nominatif pur figurent notamment, en plus des avantages communs au nominatif – la gratuité des droits de garde ; – une facilité accrue pour transmettre les ordres de bourse (1) (1) Sous réserve d’avoir souscrit au contrat de prestations boursières. La souscription à ce contrat est gratuite. – des frais de courtage de 0,20% HT du montant brut de la négociation, sans minimum forfaitaire et plafonnés à 1 000 euros – la faculté de consulter ses avoirs par Internet. Un actionnaire souhaitant transférer ses actions TOTAL au nominatif pur doit compléter et transmettre à son intermédiaire financier un bordereau qui lui est adressé sur simple demande auprès du service des Relations avec les actionnaires individuels de TOTAL. Dès réception des actions correspondantes sur un compte au nominatif, BNP Paribas Securities Services adresse à l’actionnaire concerné une attestation d’inscription en compte et lui demande de lui faire parvenir : – un relevé d’identité bancaire (ou un relevé d’identité postal ou de caisse d’épargne) pour le règlement des dividendes ; – un contrat de prestations boursières, à compléter si l’actionnaire souhaite opérer en bourse sur ses actions TOTAL. Pour toute information concernant le passage au nominatif pur ou administré, l’adhésion au Cercle des actionnaires ou pour toute autre information générale, les actionnaires individuels 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 13 février Résultats du 4e trimestre et de l’année 2012 18 mars Détachement du 3e acompte sur dividende 26 avril Résultats du 1er trimestre 2013 17 mai Assemblée générale des actionnaires 2013 à Paris 22 mai Réunion d’actionnaires individuels à Marseille 4 juin Réunion d’actionnaires individuels à Toulouse 17 juin Réunion d’actionnaires individuels à Avignon 24 juin Détachement du solde sur dividende au titre de 2012 (1) Détachement du 1er acompte au titre Salon Actionaria à Paris (Palais des Congrès) Détachement du 2e acompte au titre 24 mars Détachement du 3e acompte au titre au titre de l’exercice 2013 (2) 16 mai Assemblée générale des actionnaires à Paris 2 juin Détachement du solde du dividende au titre de l’exercice 2013 (3) (1) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013. (2) Sous réserve de la décision du Conseil d’administration. (3) Sous réserve de l’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 16 mai 2014. 6.8. Responsables de la communication financière 1.1. Comptes consolidés 2012, 2011 et 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .174 1.2. Comptes sociaux de TOTAL S.A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .174 2\. Vérification des informations financières historiques 174 4\. Politique de distribution des dividendes 175 5\. Procédures judiciaires et d’arbitrage 175 5.1. Enquêtes sur la concurrence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 5.2. Grande Paroisse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .176 5.3. Buncefield . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .177 5.4. Erika . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .177 5.5. Blue Rapid et Comité olympique russe – Régions russes et Interneft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 5.6. Iran . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 5.7. Libye . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 5.8. Pétrole contre nourriture . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 5.9. Italie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 5.10. Rivunion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 1.1. Comptes consolidés 2012, 2011 et 2010 Les comptes consolidés de TOTAL S.A. et ses filiales consolidées (le Groupe) pour les exercices clos aux 31 décembre 2012, 2011 et 2010 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 2012. 1.2. Comptes sociaux de TOTAL S.A. Les comptes sociaux de TOTAL S.A., société mère du Groupe, pour les exercices clos aux 31 décembre 2012, 2011 et 2010 ont été établis en conformité avec les normes comptables françaises en vigueur au 31 décembre 2012. 2\. Vérification des informations financières historiques Les comptes consolidés de l’exercice 2012, figurant au chapitre 9 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 9. Les comptes sociaux de TOTAL S.A. de l’exercice 2012 (normes comptables françaises), figurant au chapitre 11 du présent Document de référence, ont également fait l’objet d’une certification par les commissaires aux comptes de la Société. Le rapport des commissaires aux comptes sur les comptes sociaux de l’exercice 2012 est reproduit au point 2. du chapitre 11. En outre, et en application de l’article 28 du règlement CE n° 809 / 2004 du 29 avril 2004, sont incorporés par référence dans le présent Document de référence : – les comptes consolidés et les comptes sociaux de l’exercice 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 ; – les comptes consolidés et les comptes sociaux de l’exercice 2010, accompagnés des rapports des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés et les comptes sociaux qui figurent respectivement en pages 172 et 280 du Document de référence 2010 déposé le 28 mars 2011 auprès de l’AMF. Certaines informations de nature financière autres que celles figurant au chapitre 9 ou au chapitre 11 du présent Document de référence, notamment les ratios, informations statistiques ou autres données chiffrées, ayant pour objet de décrire le Groupe ou les performances de ses activités, ne sont pas extraites des états financiers certifiés de l’émetteur. Sauf indication contraire, ces autres informations reposent sur des données internes à la Société qui en constituent la source. de l’émetteur et n’ont pas fait l’objet d’une certification par les commissaires aux comptes de la Société. Ces informations complémentaires ont été établies par la Société, sur la base des éléments dont elle dispose, d’après ses propres calculs ou estimations, en tenant compte des normes en vigueur aux États-Unis auxquelles la Société est assujettie pour ce type d’informations du fait de la cotation de ses actions (sous forme d’ADR) sur le New York Stock Exchange. En particulier, les informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures figurant au chapitre 10 du présent Document de référence, ne sont pas extraites des états financiers certifiés Le présent Document de référence n’inclut pas de prévision ou d’estimation de bénéfice pour la période postérieure au 31 décembre 2012 au sens du règlement CE n° 809 / 2004 du 29 avril 2004. 4\. Politique de distribution des dividendes La politique de distribution des dividendes de la Société est décrite au point 2. du chapitre 6. Il n’existe pas de procédure gouvernementale, judiciaire ou d’arbitrage, y compris toute procédure dont la Société a connaissance, qui est en suspens ou dont elle est menacée (en ce compris les principaux litiges décrits ci-après) susceptible d’avoir ou ayant eu au cours des douze derniers mois des effets significatifs sur la situation financière ou la rentabilité du Groupe. Les principaux litiges dans lesquels les sociétés du Groupe sont impliquées sont décrits ci-après. Les principaux litiges en matière de concurrence auxquels les sociétés du Groupe sont confrontées sont décrits ci-après. Dans le cadre de la scission d’Arkema (1) intervenue en 2006, TOTAL S.A. et certaines sociétés du Groupe ont consenti une garantie couvrant les éventuelles conséquences pécuniaires des procédures en matière d’entente anticoncurrentielle se rapportant à des faits antérieurs à cette scission dont Cette garantie couvre, pendant une durée de dix ans à compter du jour de la scission, 90% des sommes qui seraient payées par Arkema à raison de condamnations infligées par les autorités communautaires ou nationales de concurrence d’un État membre de l’Union européenne pour violation des règles en matière d’entente, (ii) de condamnations infligées par les autorités de concurrence ou les tribunaux américains pour violation des règles du droit fédéral de la concurrence ou du droit d’un État des États-Unis d’Amérique en matière d’entente, de dommages et intérêts au titre d’éventuelles procédures civiles relatives aux faits faisant l’objet des décisions de condamnations susmentionnées et de certains frais liés à ces procédures. La garantie visant les procédures en matière d’ententes anticoncurrentielles en Europe s’applique au-delà d’une franchise de 176,5 millions d’euros. Réciproquement, les sommes auxquelles pourrait être condamnée TOTAL S.A. ou l’une des sociétés du Groupe au titre de l’ensemble des procédures couvertes par la garantie, en Europe, sont conventionnellement mises à la charge d’Arkema à concurrence de La garantie deviendrait caduque dans l’hypothèse où une personne physique ou morale, agissant seule ou de concert avec d’autres, viendrait à détenir, directement ou indirectement, plus du tiers des droits de vote d’Arkema ou si Arkema transférait, en une ou plusieurs fois à un même tiers ou à plusieurs tiers agissant de concert, quelles que soient les modalités de ce transfert, des actifs représentant, en valeur d’entreprise, plus de 50% de la valeur d’Arkema à la date du transfert concerné. – Aux États-Unis, les actions pour lesquelles la responsabilité civile de TOTAL S.A. a été mise en cause en tant que société mère ont été closes sans conséquences financières significatives – En Europe, les amendes infligées par la Commission européenne depuis 2006 à l’encontre de sociétés du Groupe dans sa configuration antérieure à la scission font suite à cinq procédures engagées par la Commission européenne entre 2000 et 2004 dont quatre sont aujourd’hui terminées, la cinquième restant en attente d’une décision d’appel sur un recours engagé par Arkema et les sociétés du Groupe concernées. Sur le plan financier, la totalité des amendes prononcées dans les cinq affaires a atteint un montant de 385,47 millions d’euros aujourd’hui entièrement acquitté. Ainsi, une fois déduite la franchise, le montant global pris en charge et acquitté par le Groupe depuis la scission au titre de la garantie ci-dessus décrite s’est élevé à 188,07 millions d’euros (2), montant auquel s’ajoute une somme de 31,31 millions d’euros d’intérêts également payée. Ces montants n’ont pas été modifiés au cours de l’exercice 2012. – Par ailleurs, des procédures civiles ont été engagées contre Arkema et d’autres groupes de sociétés devant des juridictions allemande et néerlandaise respectivement en 2009 et 2011 à l’initiative de tiers alléguant de préjudices à la suite de deux procédures engagées par la Commission européenne visées ci- dessus. TOTAL S.A. a été appelée en déclaration de jugement commun devant la juridiction allemande. À ce stade, les chances de succès comme la portée financière de ces procédures restent incertaines tant en raison des nombreuses difficultés juridiques qu’elles soulèvent que de l’absence de documentation des demandes et d’évaluations des préjudices allégués. Bien qu’Arkema ait mis en œuvre à partir de 2001 un plan visant la mise en conformité des pratiques de ses salariés avec les règles sur la concurrence, il ne peut toutefois être exclu que d’autres procédures concernant Arkema pour des faits antérieurs à la (1) Arkema désigne collectivement l’ensemble des sociétés du groupe Arkema, dont la société mère est Arkema S.A. ; depuis mai 2006, Arkema ne fait plus partie de TOTAL. (2) Pour mémoire ce montant fait abstraction d’une affaire ayant donné lieu antérieurement à la scission à une condamnation d’Arkema et d’Elf Aquitaine à une amende se décomposant en un montant de 45 millions d’euros infligé solidairement aux deux sociétés et en un montant de 13,5 millions d’euros infligé à Arkema seule. scission puissent être mises en œuvre à l’initiative des autorités compétentes qui pourraient décider d’y impliquer Elf Aquitaine et / ou TOTAL S.A. en leur qualité de maison mère avant la scission. Dans le cadre de l’ensemble des litiges mentionnés ci-dessus, une provision d’un montant de 17 millions d’euros reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2012. 5.1.2. Dans le secteur Marketing & Services – À la suite d’une communication de griefs adressée à Total Nederland N.V. ainsi qu’à TOTAL S.A. en sa qualité de maison mère par la Commission européenne, Total Nederland N.V. a été condamnée en 2006 à une amende de 20,25 millions d’euros, pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable à hauteur de 13,5 millions d’euros. TOTAL S.A. a engagé un recours contre cette décision qui a été rejeté fin septembre 2012. – De même, à la suite d’une communication de griefs adressée par la Commission européenne à Total Raffinage Marketing (anciennement dénommée Total France), ainsi qu’à TOTAL S.A., visant des pratiques se rapportant à une ligne de produits du secteur Marketing & Services, Total Raffinage Marketing a été condamnée en 2008 à une amende de 128,2 millions d’euros qu’elle a intégralement acquittée, pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable en tant que société mère. Le recours engagé par le Groupe contre cette décision est toujours pendant devant la juridiction communautaire compétente. – Par ailleurs, les procédures civiles engagées au Royaume-Uni ainsi qu’aux Pays-Bas contre TOTAL S.A., Total Raffinage 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 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 Marketing et contre d’autres groupes de sociétés à l’initiative de tiers alléguant de préjudices à la suite des poursuites engagées par la Commission européenne se poursuivent. À ce stade, les chances de succès comme la portée financière de ces procédures restent incertaines en raison des nombreuses difficultés qu’elles soulèvent tant sur le plan juridique que du point de vue de Dans le cadre de l’ensemble des litiges mentionnés ci-dessus, une provision de 30 millions d’euros reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2012. Début 2013, une procédure civile a été engagée à l’encontre de TOTAL S.A. et sa filiale Total Aviazione Italia Srl devant les juridictions civiles italiennes 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. La procédure engagée par le demandeur fait suite à des pratiques qui ont été sanctionnées par l’autorité de concurrence italienne en 2006. Compte tenu de la pluralité des défendeurs engagés dans cette procédure et du caractère apparemment disproportionné du préjudice allégué au regard des justifications fournies, cette procédure ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière du Groupe, même s’il n’est pas possible à ce stade de déterminer précisément les conséquences financières de cette demande pour le Groupe. Quelle que soit l’évolution des enquêtes et procédures décrites ci-dessus, le Groupe considère que leur issue ne devrait avoir d’impact significatif, ni sur sa situation financière, ni sur ses 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 Le 9 juillet 2007, le juge d’instruction a ordonné le renvoi de Grande Paroisse et de l’ancien directeur du site devant le tribunal correctionnel de Toulouse. Fin 2008, TOTAL S.A. et M. Thierry Desmarest ont fait l’objet d’une citation directe par une association Le 19 novembre 2009, le tribunal correctionnel de Toulouse a prononcé la relaxe de l’ancien directeur de l’usine, ainsi que de Grande Paroisse, en raison de l’absence de preuve certaine des causes de l’explosion. Par ailleurs, le tribunal a déclaré irrecevable la demande de citation directe de TOTAL S.A. et de M. Thierry Desmarest, son Président-directeur général au moment des faits. En raison de la présomption de responsabilité civile qui pèse légalement sur Grande Paroisse, le tribunal a déclaré Grande Paroisse civilement responsable des dommages causés aux victimes par l’explosion en sa qualité de gardienne et exploitante Le parquet, suivi en cela par des parties civiles, a interjeté appel du jugement rendu par le tribunal correctionnel de Toulouse. 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. Au 31 décembre 2012, il subsiste au bilan consolidé du Groupe une provision d’un décidé de se désister de ce recours en raison d’accords Le Groupe est assuré pour les dommages à ces installations, les pertes d’exploitation et les réclamations des tiers dans le cadre de sa responsabilité civile. Le montant de la provision au titre de la responsabilité civile figurant dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2012 s’élève à 1 million d’euros après prise en compte des paiements effectués. Le Groupe considère que, dans l’état actuel des informations à sa disposition, sur la base d’une estimation raisonnable des montants à sa charge dans cette affaire et compte tenu des montants provisionnés, cet accident ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière ou les résultats consolidés du Groupe. Par ailleurs, le 1er décembre 2008, cinq sociétés, dont la filiale britannique de TOTAL, se sont vues notifier un acte de poursuites pénales émanant du Health and Safety Executive (HSE) et de l’Environment Agency (EA). Par décision du 16 juillet 2010, la filiale britannique a été condamnée au paiement d’une amende de 3,6 millions de livres sterling, qui a été payée. La décision tient compte d’un certain nombre d’éléments qui ont atténué les Grande Paroisse, afin de préserver ses droits, a également formé appel incident sur les dispositions civiles. 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 Le 11 décembre 2005, plusieurs explosions, suivies d’un important incendie, sont survenues à Buncefield, au nord de Londres, dans un dépôt pétrolier exploité par Hertfordshire Oil Storage Limited (HOSL), société détenue à 60% par la filiale britannique de TOTAL et à 40% par un autre groupe pétrolier. L’explosion a fait des blessés, dont la grande majorité a subi des blessures légères, et a causé des dommages matériels au dépôt ainsi qu’à des bâtiments et des résidences situés à proximité du dépôt. La cause retenue par la commission d’enquête mise en place par les pouvoirs publics est le débordement d’essence d’un bac du dépôt. Le rapport définitif de cette commission a été déposé le 11 décembre 2008. Le procès civil, concernant les différends non réglés à l’amiable, a eu lieu d’octobre à décembre 2008\. La décision rendue en premier ressort le 20 mars 2009 déclare la filiale britannique de TOTAL responsable de l’accident survenu et tenue seule d’indemniser les victimes. Celle-ci a interjeté appel de cette décision. Le procès en appel s’est tenu en janvier 2010. La cour d’appel, par décision du 4 mars 2010, a confirmé le jugement de première instance. La Supreme Court du Royaume-Uni a partiel - lement autorisé la filiale britannique de TOTAL à former un pourvoi contre cette décision. La filiale britannique de TOTAL a finalement À la suite du sinistre en décembre 1999 du pétrolier Erika qui transportait des produits appartenant à une société du Groupe, le Tribunal de grande instance de Paris statuant en matière correctionnelle a, par jugement en date du 16 janvier 2008, déclaré TOTAL S.A. coupable du délit de pollution maritime en retenant à son encontre une faute d’imprudence dans la mise en œuvre de sa procédure de sélection du navire (procédure de vetting), condamnant TOTAL S.A. à payer une amende de 375 000 euros. Ce jugement prévoit aussi le versement d’indemnités aux victimes de la pollution de l’Erika pour un montant total de 192 millions d’euros, et la condamnation de TOTAL S.A. au paiement de ces indemnités solidairement avec la société de contrôle et de classification de l’Erika, l’armateur de l’Erika et le gestionnaire de l’Erika. TOTAL S.A. a interjeté appel de la décision rendue le 16 janvier 2008, proposant néanmoins aux parties civiles qui le demandaient le paiement définitif et irrévocable des sommes qui leur avaient été respectivement allouées par le Tribunal de grande instance de Paris. Quarante deux parties civiles ont été indemnisées pour un montant Par arrêt en date du 30 mars 2010, la cour d’appel de Paris a confirmé le jugement de première instance condamnant TOTAL S.A. au paiement d’une amende de 375 000 euros au titre Toutefois, sur le plan civil, la cour d’appel de Paris a écarté la responsabilité civile de TOTAL S.A. au regard des conventions internationales applicables et en conséquence n’a prononcé de ce chef aucune condamnation contre TOTAL S.A. TOTAL S.A. a décidé de se pourvoir en cassation sur les seules Par arrêt en date du 25 septembre 2012, la Cour de cassation a rejeté le pourvoi formé par TOTAL S.A. et confirmé sa condamnation pénale au titre du délit de pollution maritime. Sur le plan civil, la Cour de cassation a cassé l’arrêt d’appel et retenu la responsabilité de TOTAL S.A. En conséquence, TOTAL S.A. est condamnée de ce fait, solidairement avec la société de contrôle et de classification, l’armateur et le gestionnaire de l’Erika, au paiement des indemnités allouées par la cour d’appel de Paris aux parties civiles en 2010. La quasi-totalité des indemnisations allouées aux parties civiles a d’ores et déjà été payée par les parties intéressées. Dès lors, la décision de la Cour de cassation n’a pas emporté de conséquences financières significatives pour le Groupe. 5.5. Blue Rapid et Comité olympique russe – Régions russes et Interneft La société panaméenne Blue Rapid et le Comité olympique russe ont lancé une action à l’encontre d’Elf Aquitaine devant le Tribunal de commerce de Paris, en paiement de dommages-intérêts à raison de la prétendue non-exécution par une ex-filiale d’Elf Aquitaine d’un contrat portant sur un projet d’Exploration-Production en Russie négocié au début des années 1990. Elf Aquitaine considérant que ces demandes étaient dénuées de tout fondement, s’est opposée à celles-ci. Par jugement en date du 12 janvier 2009, le Tribunal de commerce de Paris a débouté la société Blue Rapid de son action à l’encontre d’Elf Aquitaine et a déclaré le Comité olympique russe irrecevable. Blue Rapid et le Comité olympique russe ont relevé appel de ce jugement. Par arrêt en date du 30 juin 2011, la cour d’appel de Paris a déclaré Blue Rapid et le Comité olympique russe irrecevables en leur action à l’encontre d’Elf Aquitaine, au motif notamment de la caducité 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 2003, la United States Securities and Exchange Commission (SEC) suivie par le Département de Justice américain (DoJ) ont lancé une enquête en relation avec la recherche d’affaires en Iran et visant Cette enquête porte sur un accord conclu par la Société avec des consultants au sujet de champs d’hydrocarbures en Iran et tend à vérifier si des paiements effectués en vertu de cet accord auraient bénéficié à des officiels iraniens en méconnaissant la loi anticorruption américaine (le « FCPA ») et les obligations comptables de la Société. La Société coopère pleinement à ces investigations. Depuis 2010, TOTAL est en discussion avec les autorités américaines (DoJ et SEC) afin d’envisager, comme il est habituel aux États-Unis dans ce type de procédures, la conclusion de transactions qui mettraient un terme à cette affaire, en contrepartie du respect par TOTAL d’un certain nombre d’obligations, dont le paiement d’une amende et d’une compensation civile, sans reconnaissance de culpabilité. 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 Les autorités américaines ont proposé des projets d’accords qui pourraient être acceptés par TOTAL. En conséquence, et même si les discussions ne sont pas encore finalisées, une provision de 398 millions de dollars inchangée depuis sa comptabilisation au 30 juin 2012, reflétant la meilleure estimation des coûts potentiels liés à la résolution de ces procédures, reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2012. 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. À ce stade, 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. TOTAL coopère à cette enquête non publique. Les conditions d’application des résolutions de l’Organisation des Nations unies (ONU) en Irak dites « pétrole contre nourriture » font l’objet d’enquêtes dans plusieurs pays. que pour complicité et recel de trafic d’influence. Cette mise en examen intervient huit ans après le début de l’instruction, sans qu’aucun élément nouveau n’ait été versé au dossier. Dans le cadre d’une information judiciaire ouverte à Paris, des salariés ou anciens salariés du Groupe ont fait l’objet d’une mise en examen pour complicité d’abus de biens sociaux et / ou complicité de corruption d’agents publics étrangers. Le Président-directeur général de la Société, à l’époque Directeur Général Exploration & Production du Groupe, a également fait l’objet d’une mise en examen en octobre 2006. En 2007, l’instruction pénale a été clôturée et l’affaire a été communiquée au Parquet. En 2009, le Parquet a requis un non-lieu pour l’ensemble des salariés et anciens salariés du Groupe ainsi que pour le Président-directeur général de TOTAL. Début 2010, malgré l’avis du Parquet, un nouveau juge d’instruction a décidé de mettre en examen TOTAL S.A. pour corruption ainsi En octobre 2010, le Parquet a de nouveau requis un non-lieu pour TOTAL S.A. ainsi que pour l’ensemble des salariés et anciens salariés du Groupe et le Président-directeur général de TOTAL. Néanmoins, par ordonnance notifiée début août 2011, le juge d’instruction a décidé de renvoyer l’affaire devant le tribunal correctionnel. L’audience a débuté le 21 janvier 2013 et a pris fin le 20 février 2013. Le jugement devrait être rendu le 8 juillet 2013. La Société s’est toujours conformée aux règles du programme « pétrole contre nourriture » organisé en 1996 sous l’égide de l’ONU. Le rapport Volcker de la commission d’enquête indépendante créée par l’ONU avait d’ailleurs écarté tout grief de corruption dans le cadre du programme « pétrole contre nourriture » concernant TOTAL. Dans le cadre d’une enquête lancée par le procureur de la République du tribunal de Potenza, Total Italia et certains collaborateurs du Groupe ont fait l’objet d’investigations relatives à certains appels d’offres qu’elle avait lancés pour la préparation de la mise en exploitation d’un champ pétrolier. Le 16 février 2009, en amont de la procédure judiciaire et à titre de mesure provisoire, le juge des enquêtes préliminaires de Potenza a notifié à Total Italia une ordonnance tendant à la suspension, pour une durée d’un an, de la concession afférente à ce champ. Total Italia a fait appel de l’ordonnance du juge des enquêtes préliminaires auprès du tribunal des réexamens de Potenza. Par décision du 8 avril 2009, le tribunal a substitué à la mesure de suspension la désignation, pour une durée d’un an, soit jusqu’au 16 février 2010, d’un commissaire judiciaire avec pour mission de superviser les activités liées au développement de la concession, permettant ainsi la poursuite du projet Tempa Rossa. 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. 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 non encore calculés par les autorités compétentes). 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 auprès desdits bénéficiaires et ne pouvant faire face à ses obligations, a fait l’objet d’une procédure collective le 1er novembre 2012. 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 0,5 milliard de dollars américains, soit 0,4 milliard d’euros. Les développements des mines de Fort Hills et Joslyn ne sont pas remis en cause par cette transaction et sont poursuivis selon les études logistiques d’évacuation des productions menées conjointement avec Suncor. La cession entraîne une perte nette de l’ordre de 1,65 milliard de dollars américains, soit environ 1,25 milliard d’euros. Les investissements futurs prévus sur cet upgrader dans le plan stratégique du Groupe étaient de 5,7 milliards de dollars américains, Les effets comptables de cette cession, survenue postérieurement à l’arrêté des comptes 2012 par le Conseil d’administration, seront traduits dans les états financiers consolidés intermédiaires du 1er trimestre 2013 de TOTAL S.A. Ces informations viennent en complément des informations données au chapitre 2 qui présentent les activités du Groupe au Canada (paragraphe 2.1.7.2.) et au paragraphe E) de la note 4 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice 2012 (chapitre 9, point 7.). À l’exception des événements récents mentionnés ci-dessus, de ceux mentionnés dans le rapport de gestion du Conseil d’administration (chapitre 3) ou dans la description des activités du Groupe (chapitre 2), aucun changement significatif de la situation financière ou commerciale du Groupe n’est à ce jour survenu depuis le 31 décembre 2012, date de clôture du dernier exercice pour lequel des états financiers vérifiés ont été publiés Montant du capital social au 31 décembre 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .182 Caractéristiques des actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .182 Capital autorisé non émis au 31 décembre 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .182 Capital potentiel au 31 décembre 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 Historique du capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 2\. Acte constitutif et statuts ; autres informations 186 Informations générales concernant la Société . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .186 Objet social résumé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .186 Dispositions statutaires régissant les organes d’administration et de direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .187 Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .188 Modification des droits des actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .188 Assemblées d’actionnaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .189 Franchissement de seuils statutaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .189 Modification du capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .189 Épargne salariale, intéressement et participation du personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .189 Plan d’épargne retraite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .190 Accords visés à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .190 Dépôt du Form 20-F auprès de l’United States Securities and Exchange Commission . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .190 4\. Documents accessibles au public 190 5\. Informations sur les participations 190 Informations générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .190 Participation du Groupe dans Sanofi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .191 Participation du Groupe dans Novatek . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .191 Participation du Groupe dans SunPower . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .191 1.1. Montant du capital social au 31 décembre 2012 Il n’existe qu’une seule catégorie d’actions, d’une valeur nominale de 2,50 euros. Un droit de vote double est attribué à chaque actionnaire sous réserve de remplir certaines conditions (se reporter au paragraphe 2.4.1. du présent chapitre). Les actions sont au porteur ou nominatives, au choix de l’actionnaire. Les actions sont dématérialisées et donnent lieu à une inscription en compte. 1.3. Capital autorisé non émis au 31 décembre 2012 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 2012, figure au paragraphe 1.3.9. du présent chapitre. Délégation de compétence consentie au Conseil d’administration par l’Assemblée générale en vue d’augmenter le capital par émission d’actions ordinaires ou de toutes valeurs mobilières donnant accès immédiat ou à terme au capital social de la Société, avec maintien du droit préférentiel de souscription des actionnaires, dont le montant ne peut être supérieur à un plafond global de 2,5 milliards d’euros en nominal, soit 1 milliard d’actions (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : vingt-six mois). Par ailleurs, le montant nominal maximum des valeurs mobilières représentatives de titres de créance et donnant accès au capital social de la Société susceptibles d’être émises en vertu de la 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. 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 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 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. 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 Délégation de pouvoirs consentie au Conseil d’administration en vue de réaliser des augmentations de capital réservées 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 de l’Assemblée générale du 11 mai 2012 dans la limite d’un montant maximal commun avec la dix-septième résolution visée ci-dessus 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 : dix-huit 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 Dans le cadre des délégations consenties en vertu des dix-septième et dix-huitième résolutions, le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 a décidé une augmentation de capital dans la limite de 18 millions d’actions. Cette augmentation de capital, a été ouverte aux salariés et à des établissements financiers intervenant à la demande de la Société ou à des sociétés ou entités constituées spécifiquement et exclusivement pour la mise en œuvre d’un schéma d’épargne salariale ayant pour objet de donner aux salariés de filiales étrangères des avantages comparables à ceux dont bénéficient les salariés qui peuvent souscrire directement, ou indirectement par l’intermédiaire d’un fonds commun de placement d’entreprise et sera réalisée avant l’Assemblée générale du 17 mai 2013. En conséquence de l’utilisation des délégations consenties en vertu des dix-septième et dix-huitième résolutions de l’Assemblée générale du 11 mai 2012, par le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 et le Conseil d’administration n’ayant pas utilisé les délégations conférées par les treizième, quatorzième et seizième résolutions, le capital autorisé non émis ressort à 2,46 milliards d’euros au 31 décembre 2012, soit 982 millions d’actions. Autorisation d’attribuer gratuitement des actions TOTAL existantes ou à émettre au profit de membres du personnel salarié du Groupe, ainsi qu’au profit de dirigeants mandataires sociaux, dans la limite de 0,8% du capital de la Société existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution gratuite d’actions. En outre, les actions consenties aux dirigeants mandataires sociaux ne peuvent excéder 0,01% du capital existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : trente-huit mois). En vertu de cette autorisation : – 3 700 000 actions existantes ont été attribuées par le Conseil d’administration le 14 septembre 2011, dont 16 000 actions existantes ont été attribuées au Président-directeur général ; – 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. aux dirigeants mandataires sociaux dans le cadre de cette autorisation, pouvaient donc être encore attribuées. Autorisation d’attribuer des options de souscription et d’achat d’actions au profit de membres du personnel salarié du Groupe, ainsi qu’au profit de dirigeants mandataires sociaux dans la limite de 1,5% du capital social existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution. En outre, les options consenties aux dirigeants mandataires sociaux ne peuvent excéder 0,1% du capital existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution (durée de l’autorisation consentie au Conseil d’administration : trente-huit mois). En vertu de cette autorisation : – 4 925 000 options de souscription d’actions ont été attribuées par le Conseil d’administration réuni le 14 septembre 2010, dont 240 000 options de souscription d’actions ont été – 1 600 000 options de souscription d’actions ont été attribuées par le Conseil d’administration réuni le 14 septembre 2011, dont 160 000 options de souscription d’actions ont été aux dirigeants mandataires sociaux, pouvaient donc être encore attribuées dans le cadre de cette autorisation. Autorisation d’annuler les actions de la Société dans la limite de 10% du capital de la Société existant à la date de l’opération par période de vingt-quatre mois. Cette autorisation est valable jusqu’à l’Assemblée générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2016. Le Conseil n’a pas fait usage de cette autorisation au cours de l’exercice 2012. 2012, 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 236 593 314 actions avant d’atteindre le seuil d’annulation de 10% du capital annulé sur une période de vingt-quatre mois. 1.3.9. 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 2012 Nature Plafond nominal, ou en nombre Utilisation en 2012 Solde disponible Date de la Durée d’actions, ou exprimé en % en nominal au 31 / 12 / 2012 délégation ou de l’autorisation du capital (nominal, nombre d’actions ou en nombre en nominal ou de l’autorisation donnée au ou % du capital) d’actions en nombre consentie par Conseil mobilières de valeurs mobilières (13e, 14e et 16e 1 000 millions d’actions émises d’actions (dans le (soit 982 millions (13e résolution) avec droit préférentiel cadre du plafond d’actions) de souscription dont : 2 / ci-dessous) soit un maximum de 340 millions (14e résolution) de valeurs y compris en rémunération de titres mobilières apportés dans le cadre d’une OPE donnant sur des titres répondant aux accès Capital conditions fixées à l’article L.225-148 immédiatement social du Code de commerce, dont : ou à terme nominal 1 / a un sous-plafond de 10% - 591,1 M€ 11 mai 2012 26 mois au capital du capital social à la date de (16e résolution) l’Assemblée générale du 11 mai 2012 (b) représentant au maximum 1,5% d’actions (d) d’actions (d) (17e et 18e (17e résolution) du capital le jour où le Conseil (c) résolutions) et 18 mois décide l’émission pour : les (18e résolution) aux salariés adhérant à un plan réservées favorisant la mise en œuvre en faveur des salariés de filiales Attribution d’options 1,5% du capital social (c) le jour - 29,0 millions 21 mai 2010 38 mois de souscription où le Conseil décide d’attribuer d’actions (e) (21e résolution) Attribution gratuite d’actions 0,8% du capital social (c) le jour 4,3 millions 10,9 millions 13 mai 2011 38 mois aux collaborateurs du Groupe où le Conseil décide d’attribuer d’actions (f) d’actions (f) (11e résolution) ainsi qu’à des dirigeants les actions (d) Le nombre d’actions nouvelles dont la création est autorisée par les 17e et 18e résolutions de l’AGE du 11 mai 2012 ne peut dépasser 1,5% du capital au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant d’utiliser la délégation. Le Conseil d’administration du 18 septembre 2012 a décidé de procéder à une augmentation de capital en 2013, dans la limite d’un montant maximal de 18 millions d’actions. Cette augmentation de capital est réservée aux salariés et à des établissements financiers intervenant à la demande de TOTAL ou à des sociétés ou entités constituées spécifiquement et exclusivement pour la mise en œuvre d'un schéma d'épargne salariale ayant pour objet de donner aux salariés de filiales étrangères des avantages comparables à ceux dont bénéficient les salariés qui peuvent souscrire directement, ou indirectement par l’intermédiaire d’un fonds commun de placement (e) Le nombre d’options de souscription ou d’achat d’actions autorisées par la 21e résolution de l’AGE du 21 mai 2010 ne peut dépasser 1,5% du capital au jour où les options mai 2010 ne peuvent excéder 0,1% du capital existant au jour de la tenue du Conseil d’administration décidant l’attribution. Compte tenu des 240 000 options de souscriptions le Conseil d’administration du 14 septembre 2011, le nombre restant d’options pouvant être attribuées aux dirigeants mandataires sociaux ressort à 1 965 933. (f) 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 à 10 927 465 actions. En outre, les actions attribuées sous conditions de présence et de performance aux dirigeants mandataires sociaux en vertu de la 11e résolution de l’AGE conditions de présence et de performance au Président-directeur général par le Conseil d’administration du 26 juillet 2012, le nombre restant d’actions pouvant être attribuées aux dirigeants mandataires sociaux ressort à 167 593. 1.4. Capital potentiel au 31 décembre 2012 Les titres donnant accès à des actions TOTAL, par exercice ou remboursement, sont les options de souscription d’actions TOTAL, – 4 661 443 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 14 septembre 2010 ; – 1 505 040 options pour le plan attribué par le Conseil – 6 160 020 options (1) pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 19 juillet 2005 ; – 5 621 526 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 18 juillet 2006 ; – 5 848 985 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 17 juillet 2007 ; sur décision du Conseil d’administration du 9 septembre 2008 ; – 4 334 900 options pour le plan attribué par le Conseil d’administration du 15 septembre 2009 ; Le capital potentiel (capital existant auquel sont ajoutés les titres susceptibles de donner droit à des actions TOTAL, par exercice actions TOTAL composant le capital social au 31 décembre 2012 et de 32 462 382 actions TOTAL susceptibles d’être créées dans le cadre de l’exercice des options de souscription d’actions TOTAL. Par ailleurs, l’attribution gratuite d’actions TOTAL à l’ensemble des salariés du Groupe décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010 est susceptible de donner lieu à la création d’un nombre maximum de 974 900 actions au 31 décembre 2012. 1.5. Actions TOTAL détenues par la Société ou ses filiales Pourcentage de capital détenu par TOTAL S.A. 0,34% Nombre d’actions détenues en portefeuille 8 060 371 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 316 Valeur de marché du portefeuille (M€) (a) 314 Pourcentage de capital détenu par l’ensemble du Groupe (b) 4,58% Nombre d’actions détenues en portefeuille 108 391 639 Valeur comptable du portefeuille (aux cours d’achat) (M€) 3 342 Valeur de marché du portefeuille (M€) (a) 4 228 (a) Sur la base d’un cours de Bourse de 39,01 euros par action au 31 décembre 2012. (b) TOTAL S.A., Total Nucléaire, Financière Valorgest, Sogapar et Fingestval. Constatation de l’émission, par levée d’options de souscription d’actions, de 1 218 047 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2,50 euros chacune entre le 1er janvier et le 31 décembre 2010, augmentant le capital d’une somme totale 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 (1) Après prise en compte de l’ajustement du prix d’exercice et du nombre d’actions sous options, effectué le 22 mai 2006 conformément aux dispositions légales alors en vigueur et à la suite des décisions de l’Assemblée générale du 12 mai 2006 relativement à la division par quatre du nominal de l’action TOTAL et à l’apport-scission d’Arkema. Acte constitutif et statuts ; autres informations Constatation de 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 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 2\. Acte constitutif et statuts ; autres informations 2.1. Informations générales concernant la Société Déposés chez K.L. Associés, notaires associés à Paris 2, place Jean Millier, La Défense 6, 92400 Courbevoie (France) Société anonyme régie par la législation française 7010Z depuis le 8 janvier 2008 2.1.4. Registre du commerce et des sociétés Prorogée de 99 ans à compter du 22 mars 2000, soit une expiration au 22 mars 2099 sauf dissolution anticipée ou prorogation Du 1er janvier au 31 décembre de chaque année La Société a pour objet, directement et indirectement, en tous pays, la recherche et l’exploitation des gisements miniers, et notamment d’hydrocarbures sous toutes leurs formes, l’industrie, le raffinage, la transformation et le commerce de ces matières, de leurs dérivés et sous-produits, ainsi que toutes activités relatives à la production et la distribution de toutes formes d’énergie, au domaine de la chimie sous toutes ses formes, aux secteurs du caoutchouc et de la santé. L’énonciation complète de l’objet social de la Société figure à l’article 3 des statuts. Acte constitutif et statuts ; autres informations les organes d’administration et de direction Dans la limite du nombre maximal autorisé par la loi (dix-huit actuellement), les administrateurs sont nommés par l’Assemblée générale des actionnaires pour une durée de trois ans, sous réserve des dispositions légales permettant la prolongation de la durée du mandat jusqu’à la plus proche Assemblée générale ordinaire statuant sur les comptes du dernier exercice clos. En outre, un administrateur représentant les salariés actionnaires est également nommé par l’Assemblée générale des actionnaires pour une durée de trois ans, parmi une liste d’au moins deux candidats présélectionnés par les salariés actionnaires, dans les conditions prévues par les dispositions légales, réglementaires et statutaires en vigueur. Toutefois, ses fonctions prennent automatiquement fin en cas de perte de sa qualité de salarié ou d’actionnaire, le Conseil d’administration pouvant se réunir et délibérer valablement jusqu’à la date de nomination de son remplaçant. À la date de clôture de chaque exercice, le nombre des administrateurs personnes physiques âgés de plus de 70 ans ne peut être supérieur au tiers des administrateurs en fonction. Si ce seuil est dépassé, le membre du Conseil le plus âgé est Le représentant permanent d’une personne morale administrateur doit être âgé de moins de 70 ans. Les fonctions de Président du Conseil d’administration et de Directeur Général cessent de plein droit au plus tard à la date L’Assemblée générale des actionnaires du 15 mai 2009 a approuvé une modification des statuts relative aux conditions de nomination du Président. Le Conseil peut désormais, par dérogation à la limite d’âge de 65 ans, nommer pour une durée maximale de deux ans aux fonctions de Président du Conseil d’administration un administrateur âgé de plus de 65 ans et de moins de 70 ans. Chaque administrateur (autre que l’administrateur représentant les salariés actionnaires) doit être propriétaire d’au moins 1 000 actions pendant la durée de ses fonctions. S’il cesse d’être propriétaire du nombre d’actions requis, il peut néanmoins régulariser sa situation dans les conditions prévues par la loi. L’administrateur représentant les salariés actionnaires doit détenir pendant la durée de ses fonctions, soit individuellement, soit à travers un Fonds commun de placement d’entreprise (FCPE) régi par l’article L. 214-40 du Code monétaire et financier, au moins une action ou un nombre de parts dudit fonds équivalent au moins à une action. Les décisions sont prises à la majorité des voix des administrateurs présents ou représentés. En cas de partage, la voix du Président Se reporter au chapitre 5, point 1. (Gouvernement d’entreprise - Rapport du Président du Conseil d’administration) du présent La Direction générale de la Société est assumée soit par le Président du Conseil d’administration (qui prend alors le titre de Président-directeur général), soit par une autre personne physique nommée par le Conseil d’administration et portant le titre de Directeur Général. Il appartient au Conseil d’administration de choisir entre ces deux modalités d’exercice de la Direction générale, selon les règles de majorité précédemment décrites. Le 21 mai 2010, le Conseil d’administration a décidé de procéder à la réunification des fonctions de Président et de Directeur Général et a nommé le Directeur Général aux fonctions de Président-directeur général (pour une information plus détaillée, se reporter au chapitre 5, paragraphe 1.7.1.). Le mode d’exercice retenu demeure en application jusqu’à décision Acte constitutif et statuts ; autres informations 2.4. Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions Outre le droit de vote, chaque action donne droit à une quotité proportionnelle au nombre des actions émises, dans la propriété de l’actif social, dans le partage des bénéfices et dans le boni de liquidation, dans les conditions prévues par les dispositions légales et réglementaires en vigueur, ainsi que par les statuts. Sous réserve du droit de vote double, aucun privilège n’est attaché à une catégorie particulière d’actions, ou à une catégorie Un droit de vote double est attribué, eu égard à la quotité du capital social qu’elles représentent, à toutes les actions nominatives et entièrement libérées, inscrites sans interruption au nom d’un même actionnaire depuis au moins deux ans (1), ainsi qu’aux actions nominatives attribuées gratuitement, en cas d’augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes, à un actionnaire à raison d’actions anciennes pour lesquelles 2.4.2. Limitation du droit de vote L’article 18 des statuts de la Société stipule qu’en Assemblée générale, aucun actionnaire ne peut exprimer, par lui-même et par mandataire, au titre des droits de vote simple attachés aux actions qu’il détient directement ou indirectement et aux pouvoirs qui lui sont donnés, plus de 10% du nombre total des droits de vote attachés aux actions de la Société. S’il dispose, 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 Les produits nets de l’exercice, déduction faite des frais généraux et autres charges sociales, ainsi que de tous les amortissements de l’actif social et de toutes les provisions pour risques commerciaux et industriels, constituent les bénéfices nets. Sur ces bénéfices, diminués le cas échéant des pertes antérieures, il est prélevé dans l’ordre suivant : 1) 5% pour constituer le fonds de réserve légale jusqu’à ce que ce fonds ait atteint le dixième du capital social ; 2) la somme fixée par l’Assemblée générale des actionnaires en vue de la constitution de réserves dont elle déterminera l’affectation 3) les sommes dont l’Assemblée générale des actionnaires décide Le surplus est versé aux actionnaires à titre de dividende. Le Conseil d’administration peut procéder à la répartition L’Assemblée générale des actionnaires statuant sur les comptes de l’exercice a la faculté d’accorder à chaque actionnaire, pour tout ou partie du dividende ou des acomptes mis en distribution, une option entre le paiement du dividende en numéraire ou son L’Assemblée générale des actionnaires peut à toute époque, mais seulement sur proposition du Conseil d’administration, décider la répartition totale ou partielle des sommes figurant aux comptes de réserves soit en espèces, soit en actions de la Société. Les dividendes non réclamés à l’issue d’une période de cinq ans sont prescrits au profit de l’État français. 2.5. Modification des droits des actionnaires Toute modification des statuts doit être décidée ou autorisée par l’Assemblée générale des actionnaires statuant aux conditions de quorum et de majorité requis par les dispositions légales ou réglementaires en vigueur pour les Assemblées générales extraordinaires. (1) Ce délai n’est pas interrompu et le droit acquis est conservé en cas de transfert du nominatif au nominatif par suite de succession ab intestat ou testamentaire, de partage de communauté de biens entre époux ou de donation entre vifs au profit du conjoint ou de parents au degré successible (article 18 § 6 des statuts). Les Assemblées d’actionnaires sont convoquées et délibèrent dans les conditions prévues par la loi. La participation aux Assemblées générales, sous quelque forme que ce soit, est subordonnée à un enregistrement ou à une inscription des actions effectués soit dans les comptes des titres nominatifs tenus par la Société (ou son mandataire), soit dans les comptes de titres au porteur tenus par un intermédiaire. Cet enregistrement est constaté par une attestation de participation délivrée à l’actionnaire. L’enregistrement ou l’inscription en compte doit être effectif au plus tard à 00h00 (heure de Paris) le troisième jour ouvré qui précède le jour de tenue de l’Assemblée. En cas de cession des actions avant cette date, l’attestation de participation sera invalidée et les votes par correspondance ou les pouvoirs adressés à la Société seront en conséquence également invalidés. En cas de cession après cette date, l’attestation de participation demeurera valable et les votes émis ou les pouvoirs donnés seront pris en compte. Toute personne, physique ou morale, qui vient à détenir, directement ou indirectement un pourcentage du capital, des droits de vote ou de titres donnant accès à terme au capital de la Société, égal ou supérieur à 1%, ou à un multiple de ce pourcentage, est tenue d’en informer la Société par lettre recommandée avec demande d’avis de réception indiquant le nombre de titres détenus, dans un délai de quinze jours à compter du franchissement de chacun de ces seuils. 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. 3.1. Épargne salariale, intéressement et participation du personnel Le 29 juin 2012, un nouvel accord d’intéressement et de participation 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 Raffinage Marketing, Total Additifs et Carburants Spéciaux, Total Lubrifiants, Total Fluides, Totalgaz, Total Raffinage-Chimie, Total Petrochemicals France et Total Raffinage France. Le montant de la réserve spéciale de participation et de l’intéressement à répartir pour l’ensemble des sociétés signataires des accords de Groupe au titre de l’exercice 2012 est estimé à environ 150 millions d’euros. Par ailleurs, les salariés des sociétés françaises du Groupe adhérentes à des plans d’épargne ont la faculté d’effectuer des placements volontaires - auxquels la Société ajoute, dans certaines conditions, un abondement - dans les fonds communs de placement choisis au préalable par le salarié (se reporter au paragraphe 6.2. du chapitre 5). Le montant cumulé de l’abondement brut versé en 2012 par le Groupe dans le cadre de différents plans d’épargne s’est élevé 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. 3.3. Accords visés à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce Il n’existe pas d’accord visé au 9° ou au 10° de l’article L. 225-100-3 du Code de commerce. 3.4. Dépôt du Form 20-F auprès de l’United States Securities Dans le cadre de ses obligations résultant de la cotation de ses actions aux États-Unis, la Société dépose, parallèlement au présent Document de référence, un document annuel (Form 20-F) en langue anglaise auprès de la SEC. La Société précise que, conformément aux dispositions introduites par la section 302 de la loi Sarbanes-Oxley du 30 juillet 2002, le Président-directeur général et le directeur Financier de la Société, avec le concours des membres de la Direction générale, ont procédé à une évaluation de l’efficacité des contrôles et procédures internes relatifs aux informations publiées ou devant être publiées (disclosure controls and procedures) telles que définies par la réglementation américaine, pour la période couverte par le document Form 20-F. Pour l’exercice 2012, 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). 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 2012 ou pour les exercices antérieurs, peuvent être consultés au siège social de la Société dans les conditions légales et réglementaires en vigueur. En outre, les documents de référence de TOTAL déposés auprès de l’Autorité des marchés financiers pour chacun des cinq derniers exercices sociaux, les rapports financiers semestriels, les présentations semestrielles faites par le Groupe sur ses résultats et perspectives, ainsi que l’information financière trimestrielle, peuvent être consultés en ligne sur le site Internet de la Société (total.com, rubrique Investisseurs institutionnels / Informations Au 31 décembre 2012, 883 sociétés sont intégrées dans le périmètre de consolidation, dont 803 sociétés par intégration globale et 80 par mise en équivalence. ou qui a généré au moins 10% du résultat net de TOTAL S.A. ou du résultat net consolidé du Groupe au cours du dernier Le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A. inclut a minima toutes les entreprises dans lesquelles la Société détient une participation directe ou indirecte dont la valeur comptable à cette date est au moins égale à 10% du montant des capitaux propres de TOTAL S.A. ou de l’actif net consolidé du Groupe, La liste des principales entreprises incluses dans le périmètre de consolidation comptable de TOTAL S.A. figure, sous forme de tableau récapitulatif, à la note 35 de l’annexe aux comptes consolidés du présent Document de référence (se reporter au point 7. du chapitre 9). 5.2. Participation du Groupe dans Sanofi Au cours de l’exercice 2012, TOTAL a vendu le solde de sa participation dans Sanofi, détenue indirectement au travers Le 16 février 2012, dans un avis AMF n° 212CO276, TOTAL S.A. a déclaré avoir franchi indirectement à la baisse, le 15 février 2012 (à la suite de la mise au porteur d’actions Sanofi ayant entraîné une diminution du nombre de droits de vote et de la cession d’actions Sanofi sur le marché), le seuil de 5% des droits de vote de Sanofi, et détenir 2,83% du capital et 4,69% des droits de vote de la société. Au cours des exercices 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. 5.3. Participation du Groupe dans Novatek Le 2 mars 2011, TOTAL a annoncé avoir signé un accord de principe en vue d’acquérir 12,09% du capital de Novatek, 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 12 mois et à 19,40% sous 36 mois. La prise de participation de 12,09% par TOTAL au capital de Novatek s’est effectuée le 1er avril 2011 par achat d’actions auprès des deux principaux actionnaires de Novatek. À la suite de cette transaction, TOTAL dispose d’un représentant au Conseil TOTAL a porté sa participation à 14,09% le 8 décembre 2011, en acquérant 2% supplémentaires du capital de Novatek auprès de ses deux principaux actionnaires, dans le cadre de l’accord En 2012, TOTAL a procédé à l’acquisition d’actions Novatek au fil de l’eau. Au 31 décembre 2012, la participation de TOTAL, détenue au travers de sa filiale Total E&P Arctic Russia, s’élève à 15,34% du capital et des droits de vote de Novatek, 5.4. Participation du Groupe dans SunPower Le 28 avril 2011, SunPower, société de droit américain cotée au NASDAQ, et TOTAL ont annoncé la signature d’un accord stratégique prévoyant l’acquisition par TOTAL, au travers d’une offre publique d’achat (OPA) amicale, de 60% des actions de SunPower en circulation au prix de 23,25 dollars par action, soit un montant total d’environ 1,4 milliard de dollars. L’OPA amicale a été conclue avec succès le 21 juin 2011. TOTAL a par ailleurs signé avec SunPower en 2011 un accord de garantie financière d’une durée de cinq ans, pour un montant maximum de 1 milliard de dollars, ainsi qu’un accord de support financier (liquidity support agreement) pour un montant maximum de 600 millions de dollars pour une période maximum 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 paragraphe Au 31 décembre 2012, la participation de TOTAL, détenue au travers de sa filiale Total Gas & Power USA, s’élève à 65,90% du capital et des droits de vote de SunPower, soit 78 576 682 actions sur un total de 119 234 280 actions existantes. Les comptes consolidés ont été arrêtés par le Conseil d’administration le 12 février 2013 et n’ont pas été mis à jour des éléments postérieurs à cette date. 1\. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés 194 2\. Compte de résultat consolidé 195 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé 198 6\. Variation des capitaux propres consolidés 199 7\. Annexe aux comptes consolidés 200 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .200 Principes comptables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .200 Principaux indicateurs de l’information par secteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .208 Variation de la composition du Groupe et principales acquisitions et cessions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .209 Informations par secteur d’activité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .211 Informations par zone géographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .222 Charges d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .223 Autres produits et autres charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .223 Autres produits financiers et autres charges financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224 Impôts sur les sociétés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224 Immobilisations incorporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226 Immobilisations corporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .227 Sociétés mises en équivalence : titres et prêts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .230 Autres titres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .232 Autres actifs non courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .233 Stocks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .234 Clients et comptes rattachés, autres créances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .235 Capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .236 Engagements envers le personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .239 Provisions et autres passifs non courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .242 Dettes financières et instruments financiers associés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .244 Autres créditeurs et dettes diverses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .251 Contrats de location . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .252 Engagements hors bilan et obligations contractuelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .253 Parties liées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .256 Paiements en actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .257 Effectifs du Groupe et charges de personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .265 Tableau de flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .265 Analyse des actifs et passifs financiers par catégorie d’instruments et par stratégie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266 Instruments financiers hors dérivés d’énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .268 Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .274 Gestion des risques financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .276 Autres risques et engagements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .283 Informations complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .287 Évolutions en cours de la composition du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .288 Périmètre de consolidation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .290 Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés 1\. Rapport des commissaires aux comptes Exercice clos le 31 décembre 2012 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 2012, 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. En application des dispositions de l’article L. 823-9 du Code de commerce relatives à la justification de nos appréciations, nous portons à votre connaissance les éléments suivants : Comme indiqué dans la note « Introduction » de l’annexe aux comptes consolidés, certains principes comptables appliqués par TOTAL S.A. impliquent une part importante d’estimations et d’hypothèses. Les réalisations peuvent différer des estimations lorsque des circonstances ou hypothèses différentes s’appliquent. La Direction générale du Groupe revoit régulièrement ces estimations et hypothèses en s’appuyant sur l’expérience et divers autres facteurs considérés comme raisonnables pour estimer la valeur comptable des actifs et passifs. La mise en œuvre de ces estimations et hypothèses concerne principalement l’application de la méthode dite des « successful efforts » pour les activités pétrolières, la dépréciation des actifs immobilisés, les provisions pour restitution des sites et les provisions pour risques et charges liées à l’environnement, la valorisation des engagements de retraite et la détermination des impôts courants et différés. Une information détaillée sur l’application de ces principes comptables est donnée dans l’annexe aux comptes consolidés. Nos travaux ont consisté à apprécier les hypothèses sur lesquelles se fondent ces estimations, à revoir, par sondages, les calculs effectués par la société, à comparer les estimations comptables des périodes précédentes avec les réalisations correspondantes, à examiner les procédures d’approbation de ces estimations par la direction et à vérifier que les notes aux états financiers donnent une information appropriée sur les hypothèses retenues par la société. Ces travaux nous ont permis d’apprécier le caractère raisonnable de ces estimations. Les appréciations ainsi portées s’inscrivent dans le cadre de notre démarche d’audit des comptes consolidés, pris dans leur ensemble, et ont donc contribué à la formation de notre opinion exprimée dans la première partie de ce rapport. Nous avons également procédé, conformément aux normes d’exercice professionnel applicables en France, à la vérification spécifique prévue par la loi des informations relatives au groupe données dans le rapport de gestion. Nous n’avons pas d’observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes consolidés. Paris-La Défense, le 7 mars 2013 (en millions d’euros) (a) 2012 2011 2010 Droits d’accises (17 762) (18 143) (18 793) Achats, nets de variation de stocks (note 6) (126 798) (113 892) (93 171) Autres charges d’exploitation (note 6) (22 668) (19 843) (19 135) Charges d’exploration (note 6) (1 446) (1 019) (864) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (9 525) (7 506) (8 421) Autres charges (note 7) (915) (1 247) (900) Coût de l’endettement financier brut (671) (713) (465) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 100 273 131 Coût de l’endettement financier net (note 29) (571) (440) (334) Autres produits financiers (note 8) 558 609 442 Autres charges financières (note 8) (499) (429) (407) Charge d’impôt (note 9) (13 066) (14 073) (10 228) Intérêts ne conférant pas le contrôle 147 305 236 Résultat net par action (euros) 4,74 5,46 4,73 Résultat net dilué par action (euros) 4,72 5,44 4,71 (a) Excepté pour les résultats nets par action. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Actifs disponibles à la vente (338) 337 (100) Couverture de flux futurs 65 (84) (80) Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt 160 (15) 302 Intérêts ne conférant pas le contrôle 108 349 245 Écarts de conversion (1 488) (988) (2 495) Actions autodétenues (3 342) (3 390) (3 503) Autres passifs financiers courants (note 20) 176 167 159 Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés (note 34) 1 481 - 197 Tableau de flux de trésorerie consolidé 5\. Tableau de flux de trésorerie consolidé (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Effet de l’externalisation des engagements sociaux (362) - (60) (Plus) Moins-value sur cessions d’actifs (1 321) (1 590) (1 046) Dividendes moins quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence 211 (107) (470) Diminution (Augmentation) du besoin en fonds de roulement 1 084 (1 739) (496) Investissements corporels et incorporels (19 905) (17 950) (13 812) Coût d’acquisition de sociétés consolidées, net de la trésorerie acquise (191) (854) (862) Coût d’acquisition de titres (898) (4 525) (654) Augmentation des prêts non courants (1 949) (1 212) (945) Investissements (22 943) (24 541) (16 273) Produits de cession de titres consolidés, net de la trésorerie cédée 352 575 310 Flux de trésorerie d’investissement (17 072) (15 963) (11 957) \- actionnaires de la société mère 32 481 41 \- actions propres (68) - 49 \- aux actionnaires de la société mère (5 184) (5 140) (5 098) \- aux intérêts ne conférant pas le contrôle (104) (172) (152) Autres opérations avec les intérêts ne conférant pas le contrôle 1 (573) (429) Variation des dettes financières courantes (2 754) (3 870) (731) Variation des actifs et passifs financiers courants (947) 896 (817) Flux de trésorerie de financement (3 745) (4 309) (3 348) Incidence des variations de change (201) 272 (361) 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 Dividendes - - (5 098) - - - (5 098) (152) (5 250) Rachats d’actions - - - - - - - - - Paiements en actions (note 25) \- - 140 - - - 140 - 140 Annulation d’actions (note 17) \- - - - - - - - - pas le contrôle - - (199) (7) - - (206) (223) (429) Autres éléments - - - - - - - - - Dividendes - - (6 457) - - - (6 457) (172) (6 629) Rachats d’actions - - - - - - - - - Paiements en actions (note 25) \- - 161 - - - 161 - 161 Annulation d’actions (note 17) \- - - - - - - - - pas le contrôle - - (553) 103 - - (450) (123) (573) Autres éléments - - (23) - - - (23) 441 418 du résultat global (note 17) \- - (219) (506) - - (725) (39) (764) 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) (a) Actions propres destinées à la couverture des plans d’options d’achat d’actions et actions gratuites dont bénéficient les salariés du Groupe. En date du 12 février 2013, 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 2012. Ils seront soumis pour approbation à l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013. 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 2012. Les méthodes et principes comptables appliqués pour les comptes consolidés au 31 décembre 2012 sont identiques à ceux utilisés dans les comptes consolidés au 31 décembre 2011, à l’exception des normes, amendements et interprétations IFRS d’application obligatoire pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2012 (et qui n’avaient pas été appliqués par anticipation par le Groupe). Leur application n’a pas eu d’effet significatif sur les états financiers consolidés du Groupe au 31 décembre 2012. La préparation des états financiers selon les normes IFRS implique que la Direction générale du Groupe effectue des estimations et retienne des hypothèses qui affectent les valeurs pour lesquelles les actifs, passifs et passifs éventuels sont comptabilisés à la date de préparation des états financiers et les produits et charges comptabilisés sur la période. La Direction générale du Groupe revoit régulièrement ces estimations et hypothèses en s’appuyant sur l’expérience et divers autres facteurs considérés comme raisonnables pour estimer la valeur comptable des actifs et passifs. Les résultats réalisés peuvent différer significativement de ces estimations lorsque des circonstances ou hypothèses différentes s’appliquent. La mise en œuvre de ces estimations et hypothèses concerne principalement l’application de la méthode dite des successful efforts pour les activités pétrolières, la dépréciation des actifs immobilisés, les provisions pour restitution des sites et les provisions pour risques et charges liées à l’environnement, la valorisation des engagements de retraite et la détermination des impôts courants et différés. Par ailleurs, lorsqu’une transaction spécifique n’est traitée par aucune norme ou interprétation, la Direction générale du Groupe exerce son jugement pour définir et mettre en œuvre les méthodes comptables permettant de fournir une information pertinente et fiable, de sorte que les états financiers : – donnent une image fidèle de la situation financière, de la performance et des flux de trésorerie du Groupe ; – reflètent la substance des transactions ; – sont préparés de manière prudente ; et – sont complets sous tous leurs aspects significatifs. Selon le principe de la comptabilité d’engagement appliqué par le Groupe, selon lequel les états financiers reflètent les effets des transactions et événements dans l’exercice où ils se produisent, les actifs et passifs sont généralement valorisés au coût quand il s’agit d’éléments à caractère opérationnel tels que les actifs immobilisés incorporels et corporels, et à leur juste valeur lorsque cela est requis par les normes. Le détail des méthodes appliquées est le suivant : Les entités contrôlées directement par la société mère ou indirectement par le biais d’autres entités sont consolidées selon la méthode de l’intégration globale. Les participations dans les entités sous contrôle conjoint sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Les activités contrôlées conjointement et les actifs contrôlés conjointement sont comptabilisés à hauteur de la quote-part 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 l’influence notable peut être démontrée. Les soldes, transactions et résultats inter-compagnies sont éliminés. 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. L’affectation du prix d’acquisition est finalisée dans un délai d’un an à compter de la date d’acquisition. 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 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 Les formations d’entités contrôlées conjointement par apports non monétaires des coentrepreneurs sont comptabilisées selon les modalités de l’interprétation SIC 13 « Entités contrôlées en commun – Apports non monétaires par des coentrepreneurs ». Un résultat de cession sur la participation précédemment détenue est comptabilisé à la hauteur du pourcentage d’intérêt du 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. Les bilans des entreprises étrangères sont convertis en euros sur la base des cours de change en vigueur à la date de clôture. Le compte de résultat et le tableau de flux de trésorerie sont convertis au cours moyen de la période. Les différences de conversion qui en résultent sont inscrites en capitaux propres dans le poste « Écarts de conversion » pour la part du Groupe et dans le poste « Intérêts ne conférant pas le contrôle » pour la part des intérêts ne conférant pas le contrôle. D) Chiffre d’affaires – Produits des ventes Le chiffre d’affaires inclut les droits d’accises collectés par le Groupe dans le cadre de son activité de distribution pétrolière. Ces droits d’accises sont déduits du chiffre d’affaires pour la 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 Les ventes de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon sont enregistrées lors du transfert de propriété selon les termes du contrat. Le produit de la vente de la production des champs de pétrole brut et de gaz naturel dans lesquels le Groupe détient une participation avec d’autres producteurs est comptabilisé sur la base des volumes réels vendus dans la période. Toute différence entre les volumes vendus et les volumes correspondants aux droits du Groupe est comptabilisée dans les rubriques « Stock d’hydrocarbures bruts et gazeux », « Autres créances » ou « Autres 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 de résultat comme au bilan. (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 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. La charge d’impôt présentée au compte de résultat comprend la charge (ou le produit) d’impôt courant et la charge (ou le produit) Le Groupe applique la méthode selon laquelle les impôts différés sont comptabilisés sur les différences temporelles existant entre les valeurs comptables et fiscales des actifs et passifs enregistrés au bilan, ainsi que sur les déficits fiscaux et autres crédits d’impôts. Les actifs et passifs d’impôt différé sont évalués en fonction des taux d’imposition votés ou quasiment votés à la date de clôture. Les taux d’impôts utilisés sont fonction de l’échéancier de retournement des différences temporelles, des déficits fiscaux et autres crédits d’impôt. L’effet d’un changement de taux d’imposition est comptabilisé dans le résultat de l’exercice ou dans les capitaux propres, selon l’élément auquel il se rapporte. Les impôts différés actifs sont comptabilisés dans la mesure où 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 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 Le résultat net par action correspond au rapport entre le résultat net part du Groupe et le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation au cours de l’exercice en excluant les actions détenues par TOTAL S.A. (autodétention) et par les filiales du Groupe (autocontrôle), qui sont déduites des capitaux propres. Le résultat net dilué par action correspond au rapport entre le résultat net part du Groupe et le nombre moyen pondéré dilué d’actions en circulation au cours de l’exercice en excluant les actions détenues par TOTAL S.A. (autodétention) et par les filiales du Groupe (autocontrôle), qui sont déduites des capitaux propres, et en tenant compte de l’effet dilutif généré par les options de souscription et d’achat d’actions, les attributions gratuites d’actions et les augmentations de capital dont la clôture de la période de souscription est postérieure à la date de clôture de l’exercice. Le nombre moyen pondéré d’actions dilué est calculé selon la méthode du rachat d’actions prévue par la norme IAS 33. Les fonds qui seraient recueillis à l’occasion de l’exercice des droits rattachés aux instruments dilutifs sont supposés être affectés au rachat d’actions au prix moyen du marché sur la période de référence. Le nombre d’actions ainsi obtenu vient en diminution du nombre total des actions résultant de l’exercice des droits. et de production pétrolière et minière Le Groupe applique la norme IFRS 6 relative à la comptabilisation des dépenses d’exploration. La comptabilisation des droits et actifs de production d’hydrocarbures est réalisée conformément à la Les dépenses de géologie et géophysique, incluant les campagnes sismiques d’exploration, sont comptabilisées directement en Les droits miniers acquis sont comptabilisés en immobilisations incorporelles. Ils font régulièrement l’objet de tests de dépréciation, permis par permis, en fonction des résultats de l’exploration et du jugement de la Direction générale du Groupe. En cas de découverte, les droits miniers non prouvés sont transférés en droits miniers prouvés, à la valeur nette comptable, Les forages d’exploration sont comptabilisés et font l’objet de tests de dépréciation sur une base individuelle comme suit : – le coût des forages d’exploration ayant permis de découvrir des réserves prouvées est immobilisé et amorti par la suite selon la méthode de l’unité de production, basée sur les réserves – le coût des forages « secs » et des forages qui n’ont pas permis de découvrir des réserves prouvées est passé en charges ; – dans l’attente de déterminer s’ils ont permis de découvrir des réserves prouvées, le coût des forages d’exploration est temporairement immobilisé quand les deux conditions suivantes \- le puits a mis en évidence un volume suffisant de réserves pour justifier, le cas échéant, sa complétion en tant que puits producteur en supposant que les investissements nécessaires à la production soient effectués ; \- le Groupe enregistre des progrès suffisants dans la détermination des réserves et de la viabilité technique et économique du projet. Ces progrès sont évalués sur la base de critères tels que des travaux d’exploration additionnels (puits, travaux sismiques ou études significatives) en cours de réalisation ou inscrits dans un programme ferme, la réalisation de dépenses d’études de développement, et en tenant compte du fait que le Groupe puisse être dans l’attente d’autorisations d’un gouvernement ou d’un tiers sur un projet proposé ou de disponibilité de capacité de transport ou de traitement sur une Le coût des puits d’exploration qui ne remplissent pas ces Les coûts de développement (forage des puits de développement et construction des capacités de production) sont immobilisés en incluant les coûts d’emprunt pendant la période de construction, ainsi que les coûts estimés et actualisés des travaux futurs de restitution des sites. Le taux d’amortissement est généralement égal au rapport de la production d’hydrocarbures de la période sur les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (méthode Dans le cas de contrats de partage de production, cette méthode s’applique à la quote-part de production et de réserves revenant au Groupe telles qu’elles peuvent être estimées en fonction des clauses contractuelles de remboursement des dépenses d’exploration, de développement et de production (cost oil) ainsi que de partage des droits à hydrocarbures (profit oil). Les systèmes de transport sont amortis sur la base des réserves prouvées devant transiter par ces installations (méthode de l’unité de transport) ou de façon linéaire, selon la méthode qui reflète au mieux la 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. Les coûts d’exploration minière, incluant les études et les campagnes de carottages, sont passés en charges tant que l’existence de ressources n’a pas été évaluée. Lorsque l’évaluation conclut à l’existence de ressources, les coûts engagés postérieurement à cette évaluation sont capitalisés temporairement en attente d’une décision de développement du champ si cette décision est fortement probable. Dans le cas contraire, les coûts sont passés en charges. Lorsque la décision de développement est prise, les coûts capitalisés temporairement sont intégrés au coût du développement et amortis à compter de la mise en production selon le même rythme que les actifs de développement. Les coûts de développement minier comprennent les coûts de découverture initiaux et tous les coûts encourus pour accéder aux réserves, en particulier ceux : – des infrastructures de surface ; – des machines et matériels mobiles d’un coût significatif ; – des utilités et installations annexes hors-site. Ces coûts sont capitalisés et amortis soit sur le mode linéaire, soit à l’unité de production à compter de la mise en production. I) Goodwill et autres immobilisations incorporelles Les autres immobilisations incorporelles comprennent les brevets, Les immobilisations incorporelles sont comptabilisées au bilan pour leur coût d’acquisition ou de revient, diminué des amortissements et pertes de valeur éventuellement constatés. Les modalités de détermination des goodwill sont présentées dans la note 1B de l’annexe aux comptes consolidés. Les goodwill ne sont pas amortis mais font l’objet de tests de dépréciation dès l’apparition d’indices de perte de valeur et au minimum annuellement (voir la note 1L de l’annexe aux comptes consolidés). S’agissant des sociétés mises en équivalence, les goodwill sont inclus dans la valeur comptable de la participation. Les immobilisations incorporelles autres que les goodwill sont à durée de vie définie. Elles sont amorties linéairement sur des durées comprises entre trois et vingt ans en fonction de la durée d’utilité Les frais de recherche sont comptabilisés en charges lorsqu’ils sont 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. 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 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 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. correspondant à leur nature. Les instruments financiers mis en œuvre par le Groupe sont les suivants : 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 incorporelles. (cid:129) 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 ». (cid:129) 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 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. 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. 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 Les prêts et les créances financières sont comptabilisés au coût amorti. Ils font l’objet de tests de dépréciation, la valeur nette comptable étant comparée à la valeur actualisée des flux futurs estimés recouvrables. Ces tests sont effectués dès l’apparition d’indices indiquant que cette valeur recouvrable serait inférieure à la valeur au bilan de ces actifs, et au moins à chaque arrêté comptable. La perte de valeur éventuelle est enregistrée en résultat. Les autres titres sont analysés comme des actifs financiers disponibles à la vente (available for sale) et sont donc comptabilisés à leur juste valeur. Pour les titres cotés, cette juste valeur correspond au cours de Bourse. Dans le cas de titres non cotés, si la juste valeur n’est pas déterminable de façon fiable, les titres sont comptabilisés à leur coût historique. Les variations de juste valeur sont enregistrées directement en capitaux propres. En cas d’indication objective d’une perte de valeur (notamment baisse significative ou durable de la valeur de l’actif), une dépréciation est comptabilisée en résultat. La reprise de cette dépréciation par le résultat n’interviendra qu’au moment de la cession des titres. Le Groupe utilise des instruments financiers dérivés afin de gérer son exposition aux risques de fluctuation des taux d’intérêt, des cours de change de devises étrangères et des prix des matières premières. La variation de juste valeur des instruments dérivés est enregistrée en résultat ou en capitaux propres conformément à la politique de gestion des risques décrite dans la note 31 de l’annexe aux comptes consolidés et figure au bilan dans les rubriques La valeur au bilan des instruments dérivés de couverture du financement long terme est incluse dans la rubrique d’actif « Instruments de couverture des dettes financières non courantes » ou dans la rubrique de passif « Dettes financières non courantes » pour la part à plus d’un an. La part à moins d’un an des instruments de couverture des dettes financières non courantes est incluse dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». En cas de résiliation anticipée d’instruments dérivés préalablement qualifiés comptablement de couverture de juste valeur, la soulte versée ou perçue est enregistrée en résultat, et : – si cette résiliation est liée à une disparition anticipée des 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 de 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 passifs financiers courants ». Lorsque l’instrument de couverture prend fin, est vendu ou résilié, les gains et pertes cumulés précédemment en capitaux propres sont conservés en capitaux propres et ne sont recyclés en résultat que lorsque l’élément couvert affecte le compte Les méthodes utilisées sont les suivantes : (cid:129) Instruments financiers de couverture des capitaux Certains instruments s’inscrivent dans une stratégie de couverture du risque des capitaux propres des filiales étrangères en monnaie fonctionnelle autre que l’euro, principalement le dollar. Ces instruments sont qualifiés de couverture d’investissements nets en devises (net investment hedge) et la variation de leur juste valeur 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 La valeur au bilan de ces instruments figure dans les rubriques « Actifs financiers courants » et « Autres passifs financiers courants ». 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. (cid:129) Instruments financiers dérivés d’énergie et assimilés La méthodologie de valorisation retenue est la valeur de marché de toutes les positions ouvertes sur des transactions physiques et papier. Les valorisations sont calculées quotidiennement à partir de données de marché (marchés organisés et hors cote). Dans les cas où les données de marché ne sont pas immédiatement disponibles, les valorisations sont établies à partir de données de marché observables telles que les arbitrages, les frets ou les différentiels ou à partir de recoupements de marché. Pour les risques valorisés à partir de données calculées, telles que par exemple les options, la juste valeur est établie en utilisant des modèles d’usage courant. (cid:129) 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 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 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 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. 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 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, 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, 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 actions TOTAL, détenues par les filiales ou par la société mère, sont portées en diminution des capitaux propres consolidés. Les résultats de cession réalisés sur ces titres sont exclus du résultat net et sont imputés en capitaux propres. P) Provisions et autres passifs non courants Les provisions et autres passifs non courants comprennent les engagements dont l’échéance ou le montant sont incertains, découlant de risques environnementaux, de risques réglementaires et fiscaux, de litiges et d’autres risques. Une provision est comptabilisée lorsqu’il existe, pour le Groupe, une obligation actuelle, juridique ou implicite, résultant d’un événement passé et qu’il est probable qu’elle provoquera une sortie de ressources qui peut être estimée de manière fiable. Le montant provisionné correspond à la meilleure estimation Les dépenses futures de restitution des sites, résultant d’une obligation légale ou implicite, sont provisionnées sur la base d’une estimation raisonnable, au cours de l’exercice durant 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. En application de la méthode du corridor, la part des pertes et gains actuariels excédant 10% du montant le plus élevé à l’ouverture entre la valeur des engagements et la juste valeur des actifs est amortie sur la durée résiduelle d’activité des salariés. Lors de la modification ou de la création d’un régime, la part acquise des coûts des services passés est reconnue en résultat et la part des engagements non acquis fait l’objet d’un amortissement sur la durée d’acquisition des droits. La charge nette liée aux engagements de retraite et avantages similaires est comptabilisée dans la rubrique « Autres charges 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 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 \- 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 – 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 dispositions suivantes sont appliquées : – 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. retenues pour l’application des normes IFRS En termes de reconnaissance et d’évaluation des actifs et passifs, les choix suivants ont été effectués parmi les méthodes comptables alternatives prévues par les normes IFRS : – les immobilisations corporelles et incorporelles sont évaluées selon le modèle du coût historique et non selon le modèle de – les pertes et gains actuariels sur les engagements de retraites et autres engagements postérieurs à l’emploi sont reconnus selon la méthode du corridor (voir la note 1R de l’annexe aux comptes – les entités faisant l’objet d’un contrôle conjoint sont consolidées par mise en équivalence, en application de la méthode alternative de la norme IAS 31 « Participations Les normes ou interprétations publiées respectivement par l’IASB (International Accounting Standards Board) et l’IFRIC (International Financial Reporting Interpretations Committee) non encore en vigueur au 31 décembre 2012, sont les suivantes : Norme non encore adoptée 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 devrait être applicable à compter du 1er janvier 2015. L’application de la norme telle que publiée à fin 2010 ne devrait pas avoir d’effet significatif sur le bilan, le compte de résultat et les capitaux propres consolidés du Groupe. – En mai 2011, l’IASB a publié une série de normes sur la consolidation : la norme IFRS 10 « États financiers consolidés », la norme IFRS 11 « Partenariats », la norme IFRS 12 « Information sur les participations dans d’autres entités », la norme IAS 27 révisée « États financiers séparés » et la norme IAS 28 révisée « Entreprises associées et joint-ventures ». Ces normes sont applicables à compter du 1er janvier 2013. L’application de ces normes n’aura pas d’effet significatif sur le bilan, le compte de résultat et les capitaux propres consolidés du Groupe. – En juin 2011, l’IASB a publié la norme IAS 19 révisée « Avantages au personnel » qui conduit notamment à la comptabilisation de la position nette au titre des engagements sociaux (engagement net des actifs) au bilan, à la suppression de la méthode du corridor actuellement utilisée par le Groupe, 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). Cette norme est applicable de manière rétrospective à compter du 1er janvier 2013. L’application de cette norme aura pour conséquence au 1er janvier 2013, d’augmenter les provisions pour engagements sociaux de 2,8 milliards d’euros et de diminuer les capitaux propres du Groupe de 2,8 milliards d’euros avant impôt et de 1,7 milliards d’euros après impôt. L’impact sur le résultat des exercices 2011 et 2012 est non significatif. – Par ailleurs, l’IASB a publié en mai 2011 la norme IFRS 13 « Évaluation à la juste valeur », applicable à compter du 1er janvier 2013, et en juin 2011 la norme IAS 1 révisée « Présentation des états financiers », applicable aux exercices ouverts à compter du 1er juillet 2012. L’application de ces normes n’aura pas d’effet significatif sur le bilan, le compte de résultat et les capitaux propres consolidés du Groupe. 2) Principaux indicateurs de l’information par secteur Les indicateurs de performance excluant les éléments d’ajustement, tels que le résultat opérationnel ajusté, le résultat opérationnel net ajusté et le résultat net ajusté, sont destinés à faciliter l’analyse de la performance financière et la comparaison 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 reproduire lors des exercices futurs. 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 transactions selon les normes IFRS. Les normes IFRS prévoient que les stocks de trading soient comptabilisés à leur juste valeur en utilisant les cours spot de fin de période. Afin de refléter au mieux la gestion par des transactions dérivées de l’exposition économique liée à ces stocks, les indicateurs internes de mesure de la performance intègrent une valorisation des stocks de trading en juste valeur sur la base Par ailleurs, dans le cadre de ses activités de trading, TOTAL conclut des contrats de stockage dont la représentation future est enregistrée en juste valeur dans la performance économique interne du Groupe, mais n’est pas autorisée par les normes IFRS. (iv) Jusqu’au 30 juin 2010, la quote-part des éléments qui permettent de passer du « Résultat net des activités » au résultat net consolidé part du Groupe de Sanofi (voir le paragraphe de la note 3 sur les cessions de titres Sanofi et la perte de l’influence notable dans Sanofi). (i) Résultat opérationnel (critère de mesure de la performance Produits des ventes après déduction des achats consommés et variations de stocks, des autres charges d’exploitation, des charges d’exploration et des amortissements des immobilisations 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 conférant pas le contrôle. Résultat opérationnel, résultat opérationnel net ou résultat net après retraitement des éléments d’ajustement décrits ci-dessus. (iv) Résultat net ajusté dilué par action (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 de période. 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. 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 3) Variation de la composition du Groupe et principales acquisitions et cessions Au cours des exercices 2012, 2011 et 2010, les principales variations de la composition du Groupe et les principales acquisitions et cessions ont été les suivantes : – 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 porte 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 détient plus de participation dans le capital de Sanofi. 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 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 pour 474 millions d’euros et en immobilisations corporelles pour 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 de 38,25% dans le projet. – TOTAL a finalisé en avril 2011 la cession de sa participation dans sa filiale Amont Total E&P Cameroun, société camerounaise dans laquelle le Groupe détenait 75,8% d’intérêt, à Perenco, pour un montant de 172 millions d’euros (247 millions de dollars), net de 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 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 – 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 Cette coopération se développait au travers des deux axes suivants : \- 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 depuis le deuxième trimestre 2011. \- En octobre 2011, TOTAL a finalisé sa prise de participation de 20% dans le projet Yamal LNG et est devenu le partenaire – TOTAL a finalisé en juillet 2011 la cession de 10% des intérêts du Groupe dans le pipeline colombien OCENSA. Le Groupe détenait toujours 5,2% de cet actif. – TOTAL a finalisé en septembre 2011 l’acquisition des intérêts d’Esso Italiana dans la concession Gorgoglione (participation de 25%), qui comprend le gisement de Tempa Rossa, ainsi que dans deux licences d’exploration situées dans la même zone géographique (51,7% pour chacune des licences). L’acquisition a ainsi porté la part de TOTAL à 75% dans le gisement de Tempa Rossa qu’il opère. – 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 – 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’Abou Dabi) 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 – 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 – Total E&P Canada Ltd., filiale de TOTAL, a signé courant juillet 2010 un accord avec la société UTS Energy Corporation (UTS) en vue d’acquérir la société UTS dont son actif principal, la participation de 20% qu’elle détenait dans le projet minier Fort Hills, situé en Athabasca, dans la province canadienne de l’Alberta. Total E&P Canada a finalisé le 30 septembre 2010 l’acquisition de l’intégralité des titres UTS pour un montant en numéraire de 3,08 dollars canadiens par action. Compte tenu du montant de cash détenu par UTS et acquis par TOTAL (232 millions d’euros), le coût d’acquisition est ressorti pour TOTAL à 862 millions d’euros. Ce montant se décomposait principalement en droits miniers reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 646 millions d’euros dans la rubrique « Immobilisations incorporelles » et en immobilisations corporelles reconnues à l’actif du bilan consolidé – TOTAL a finalisé en septembre 2010 la cession à BP et Hess de ses participations dans les champs de Valhall (15,72%) et Hod (25%), situés en mer du Nord norvégienne, pour un montant – TOTAL a signé courant septembre 2010 un accord avec Santos et Petronas en vue d’acquérir une participation de 20% dans le projet GLNG, en Australie. À l’issue de cette transaction finalisée en octobre 2010, les participations dans le projet étaient : Santos (45%, opérateur), Petronas (35%) et TOTAL (20%). Le coût d’acquisition était de 566 millions d’euros et se décomposait principalement en droits miniers reconnus à l’actif du bilan consolidé pour 617 millions d’euros dans la rubrique De plus, TOTAL a annoncé en décembre 2010 un accord pour acquérir une participation supplémentaire de 7,5% dans ce projet. – TOTAL a cédé en décembre 2010 sa participation de 5% dans le bloc 31 situé dans l’offshore très profond angolais à la société – TOTAL a finalisé le 1er avril 2010 la cession au groupe américain Jarden Corporation de ses activités de chimie de spécialités grand public Mapa Spontex, pour une valeur d’entreprise de – TOTAL et ERG ont annoncé en janvier 2010 avoir conclu un accord portant sur la création d’une joint venture, nommée TotalErg, par apports de la majeure partie de leurs activités dans le secteur du raffinage et du marketing en Italie. TotalErg est opérationnelle depuis le 1er octobre 2010. Le pacte d’actionnaires prévoit une gouvernance conjointe, ainsi que l’autonomie opérationnelle de la joint venture. La participation de TOTAL dans TotalErg s’élève à 49% et est consolidée selon la méthode de la mise en équivalence (voir la note 12 de l’annexe – Le 24 mars 2010, TOTAL S.A. a déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers (« AMF ») un projet d’offre publique de retrait suivie d’un retrait obligatoire afin d’acquérir les 1 468 725 actions Elf Aquitaine non encore détenues, représentant 0,52% du capital et 0,27% des droits de vote d’Elf Aquitaine, au prix unitaire de 305 euros (coupon du solde du dividende 2009 attaché). Ce projet a été déclaré conforme par l’AMF le 13 avril 2010. L’offre publique de retrait était ouverte du 16 au 29 avril 2010 inclus. Les actions Elf Aquitaine visées par l’offre qui n’ont pas été apportées à celle-ci ont été transférées, dans le cadre du retrait obligatoire, au profit de TOTAL S.A. le jour de négociation suivant la clôture de l’offre, soit le 30 avril 2010, moyennant une indemnisation identique au prix de l’offre. Le 30 avril, TOTAL S.A. a annoncé détenir 100% des titres émis par la société Elf Aquitaine à la suite de l’Offre Publique de Retrait suivie d’un Retrait Obligatoire, le montant de l’opération s’élevant 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. Le résultat opérationnel et les actifs sont répartis entre chaque secteur d’activité avant retraitements de consolidation et ajustements Les transactions entre secteurs sont réalisées à des prix proches Jusqu’au 31 décembre 2011, les activités du Groupe étaient divisées en trois secteurs définis comme suit : – l’Amont comprenait, aux côtés de l’Exploration et de la Production d’hydrocarbures, les activités Gaz et Énergies – l’Aval comprenait les activités de Raffinage et de Distribution, le Trading pétrolier et les Transports maritimes ; – la Chimie comprenait la Chimie de base et les Spécialités. En application de la nouvelle norme IAS 27 révisée « États financiers consolidés et individuels », applicable pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2010, les transactions réalisées avec les intérêts ne conférant pas le contrôle sont comptabilisées comme des transactions en capital, i.e., En conséquence, à la suite de l’acquisition par TOTAL S.A. de la totalité des actions Elf Aquitaine, la différence entre le coût d’acquisition des titres et la valeur comptable de la quote-part des intérêts ne conférant pas le contrôle acquis a été comptabilisée en diminution des capitaux propres. – Au cours de l’exercice 2010, TOTAL a progressivement cédé 1,88% du capital de Sanofi, réduisant son pourcentage de À compter du 1er juillet 2010, compte tenu d’une représentation réduite au Conseil d’administration et de la baisse du pourcentage des droits de vote, TOTAL ne dispose plus d’une influence notable dans Sanofi et a cessé de comptabiliser cette participation selon la méthode de la mise en équivalence. La participation dans Sanofi est donc comptabilisée comme un titre disponible à la vente dans la rubrique « Autres titres » du bilan consolidé, à sa juste valeur, soit au cours de Bourse. Au titre de ce changement de méthode de comptabilisation, un gain de 135 millions d’euros a été comptabilisé en résultat Au 31 décembre 2012, les activités du Groupe sont désormais divisées en trois secteurs définis comme suit : – 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 industriel contenant les activités de raffinage, de pétrochimie, de fertilisants et de chimie de spécialités. Ce secteur couvre également les activités de Trading pétrolier et les Transports – un secteur Marketing & Services comprenant les activités mondiales d’approvisionnement et de commercialisation dans le domaine des produits pétroliers ainsi que l’activité Énergies Par ailleurs, le secteur Holding comprend les activités fonctionnelles En conséquence, l’information par secteur d’activité des périodes comparatives a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur au 31 décembre 2012. 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 (25 914) (129 441) (71 525) (977) 76 945 (150 912) corporelles et droits miniers (7 437) (1 445) (607) (36) - (9 525) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (12 370) (283) (383) (124) - (13 160) Coût net de la dette nette - - - - - (477) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (147) Résultat net - - - - - 10 694 Exercice 2012 (éléments d’ajustement) (a) Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation 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 (25 328) (129 242) (71 296) (889) 76 945 (149 810) corporelles et droits miniers (6 237) (1 239) (539) (36) - (8 051) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (13 007) (353) (449) (16) - (13 825) Coût net de la dette nette - - - - - (477) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (174) Résultat net ajusté - - - - - 12 361 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 5,45 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2012 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Prêts aux sociétés mises en équivalence Provisions et autres passifs non courants (21 170) (2 439) (1 519) (1 215) - (26 343) 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 (21 894) (116 365) (68 396) (667) 72 568 (134 754) corporelles et droits miniers (5 039) (1 936) (496) (35) - (7 506) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (13 566) (136) (438) (38) - (14 178) Coût net de la dette nette - - - - - (335) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (305) Résultat net - - - - - 12 276 (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total 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 (21 894) (117 217) (68 667) (667) 72 568 (135 877) corporelles et droits miniers (4 964) (1 231) (495) (35) - (6 725) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (13 523) (75) (360) 42 - (13 916) Coût net de la dette nette - - - - - (335) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (286) Résultat net ajusté - - - - - 11 424 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 5,06 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2011 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Prêts aux sociétés mises en équivalence Provisions et autres passifs non courants (19 843) (2 837) (1 585) (1 136) - (25 401) Actifs et passifs destinés à être cédés ou échangés - - - - - - Moins effet de stock - (3 367) (667) 13 - (4 021) ROACE en pourcentage 21% 5% 13% - - 16% Exercice 2010 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Droits d’accises - (2 177) (16 616) - - (18 793) Charges d’exploitation (18 230) (94 587) (57 613) (665) 57 925 (113 170) corporelles et droits miniers (5 345) (2 531) (506) (39) - (8 421) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (10 146) 92 (545) 263 - (10 336) Coût net de la dette nette - - - - - (226) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (236) Résultat net - - - - - 10 571 Exercice 2010 (éléments d’ajustement) (a) Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Chiffre d’affaires hors Groupe - - - - - - Chiffre d’affaires Groupe - - - - - - Droits d’accises - - - - - - Produits des ventes - - - - - - corporelles et droits miniers (203) (1 213) - - - (1 416) Résultat opérationnel (b) (203) (410) 212 - - (401) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net 275 202 (53) (6) - 418 Coût net de la dette nette - - - - - - Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (2) Résultat net - - - - - 283 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et, jusqu’au 30 juin 2010, la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi. \- sur le résultat opérationnel - 765 228 - \- sur le résultat opérationnel net - 584 169 - (c) Dont quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi - - - (81) Exercice 2010 (ajusté) Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) (a) Chimie Services consolidation Droits d’accises - (2 177) (16 616) - - (18 793) Charges d’exploitation (18 230) (95 390) (57 825) (665) 57 925 (114 185) corporelles et droits miniers (5 142) (1 318) (506) (39) - (7 005) Quote-part du résultat net des sociétés Impôts du résultat opérationnel net (10 421) (110) (492) 269 - (10 754) Coût net de la dette nette - - - - - (226) Intérêts ne conférant pas le contrôle - - - - - (234) Résultat net ajusté - - - - - 10 288 Résultat net ajusté dilué par action (euros) \- - - - - 4,58 (a) Excepté pour le résultat net par action. Exercice 2010 Amont Raffinage- Marketing & Holding Éliminations de Total (en millions d’euros) Chimie Services consolidation Prêts aux sociétés mises en équivalence Provisions et autres passifs non courants (16 076) (2 771) (1 188) (1 181) - (21 216) Moins effet de stock - (3 659) (838) 1 061 - (3 436) ROACE en pourcentage (a) N / A N / A N / A - - 16% (a) Les capitaux employés 2009 n’ont pas été recalculés selon la nouvelle organisation. 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 2012 sont ainsi calculés après distribution d’un dividende de 2,34 euros par action, sous réserve d’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013. Le ROE est calculé de la manière suivante : (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Intérêts ne conférant pas le contrôle ajustés 174 286 234 Répartition du résultat sur la base des actions existantes à la clôture (1 299) (1 255) (2 553) 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 (17 762) - (17 762) Achats, nets de variation de stocks (126 564) (234) (126 798) Autres charges d’exploitation (21 800) (868) (22 668) 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 (13 731) 665 (13 066) 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 (19 751) (92) (19 843) Charges d’exploration (1 019) - (1 019) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (6 725) (781) (7 506) Autres charges (536) (711) (1 247) Coût de l’endettement financier brut (713) - (713) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 273 - 273 Coût de l’endettement financier net (440) - (440) Autres produits financiers 609 - 609 Autres charges financières (429) - (429) Charge d’impôt (13 811) (262) (14 073) Intérêts ne conférant pas le contrôle 286 19 305 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et, à compter du 1er janvier 2011, l’effet des variations de juste valeur. (en millions d’euros) d’ajustement (a) de résultat Droits d’accises (18 793) - (18 793) Achats, nets de variation de stocks (94 286) 1 115 (93 171) Autres charges d’exploitation (19 035) (100) (19 135) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (7 005) (1 416) (8 421) Coût de l’endettement financier brut (465) - (465) Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 131 - 131 Coût de l’endettement financier net (334) - (334) Autres produits financiers 442 - 442 Autres charges financières (407) - (407) Charge d’impôt (10 646) 418 (10 228) Intérêts ne conférant pas le contrôle 234 2 236 (a) Les éléments d’ajustement incluent les éléments non récurrents, l’effet de stock et, jusqu’au 30 juin 2010, la quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi. 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 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) Exercice 2010 Amont Raffinage- Marketing & Holding Total Effet de stock - 765 228 - 993 Effet des variations de juste valeur - - - - - Charges de restructuration - - - - - Dépréciations exceptionnelles (203) (1 213) - - (1 416) Autres éléments - 38 (16) - 22 Total (203) (410) 212 - (401) Éléments d’ajustement du résultat net part du Groupe Exercice 2010 Amont Raffinage- Marketing & Holding Total Effet de stock - 584 164 - 748 Effet des variations de juste valeur - - - - - Quote-part des éléments d’ajustement de Sanofi - - - (81) (81) Charges de restructuration - (53) - - (53) Dépréciations exceptionnelles (288) (841) (95) - (1 224) Autres éléments (37) (109) (7) - (153) E) Informations sur les dépréciations d’actifs Au titre de l’exercice 2012, des dépréciations d’actifs ont 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 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 exceptionnelles ». Les dépréciations portent sur certaines unités génératrices de trésorerie (UGT) pour lesquelles des indicateurs de perte de valeur ont été identifiés, en raison de l’évolution des conditions d’exploitation ou de l’environnement économique des activités concernées. Les principes appliqués sont les suivants : – la valeur recouvrable des UGT a été déterminée sur la base de leur valeur d’utilité, telle que définie dans la note 1L de l’annexe aux comptes consolidés « Dépréciation des actifs immobilisés » ; – les flux de trésorerie ont été établis avec les hypothèses retenues dans le plan long terme du Groupe. Ces hypothèses (incluant notamment les prix futurs des produits, l’offre et la demande de produits, les volumes de production futurs) représentent la meilleure estimation par le management du Groupe de l’ensemble des conditions économiques pendant la durée de vie résiduelle des actifs ; – les flux de trésorerie futurs, déterminés à partir du plan long terme, sont établis sur une période cohérente avec la durée de vie des actifs compris dans l’UGT. Ils sont établis après impôt 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 2010, 2011 et 2012 ; – la valeur d’utilité fondée sur les flux de trésorerie après impôt définis ci-dessus actualisés à un taux de 8% après impôt n’est pas significativement différente de la valeur d’utilité fondée sur les flux de trésorerie avant impôt actualisés à un taux avant impôt, ce dernier étant déterminé par un calcul itératif fondé sur la valeur d’utilité après impôt. Les taux d’actualisation avant impôt ainsi déterminés se situent entre 9% et 13% en 2012. Les UGT du secteur Amont affectées par ces dépréciations sont des champs d’hydrocarbures. Au titre de l’exercice 2012, le Groupe a comptabilisé des dépréciations pour 1 200 millions d’euros en résultat opérationnel et 769 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Les dépréciations comptabilisées en 2012 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). Une variation de +10% des cours des hydrocarbures dans des conditions d’exploitation identiques aurait un impact positif de 360 millions d’euros en résultat opérationnel et 234 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Une variation de (1)% du taux d’actualisation aurait un impact positif de 156 millions d’euros en résultat opérationnel et de 101 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 (1 733) millions d’euros et (1 678) millions d’euros en résultat opérationnel et de (1 262) millions d’euros et (1 246) millions d’euros en résultat net 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 ainsi que certains actifs pétroliers au Canada, et plus précisément l’UGT composée de l’upgrader Voyageur et des mines de Fort Hills et Joslyn. Dans le cadre des accords signés en mars 2011 avec Suncor, Total a porté sa participation dans la mine de Fort Hills, opérée par Suncor, à 39,2%, et a cédé un pourcentage d’intérêt dans la mine de Joslyn, conservant une participation de 38,25% (TOTAL opérateur). TOTAL a également acquis un intérêt de 49% dans le projet d’upgrader Voyageur, opéré par Suncor, destiné à traiter le bitume des mines de Fort Hills et Joslyn. En 2012, l’estimation du coût de ce projet et les évolutions des marchés du brut en Amérique du Nord en ont modifié les perspectives économiques. En conséquence les partenaires TOTAL et Suncor ont lancé une revue stratégique conjointe du plan de développement de l’upgrader Voyageur (valeur nette comptable de l’upgrader Voyageur de 1,7 milliard d’euros au 31 décembre 2012 sur une valeur nette comptable de l’UGT de 4,3 milliards d’euros). Cette revue détaillée inclut notamment l’optimisation du plan de développement, des études logistiques d’évacuation des productions et les implications des évolutions possibles du projet. Cette revue ne devrait pas être finalisée avant la fin du premier trimestre 2013. Les dépenses de développement sont réduites au minimum pendant cette période, et ce jusqu’à ce qu’une décision sur le devenir du projet puisse être prise. Cette décision sera prise conjointement par les deux partenaires TOTAL et Suncor. 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 2012, le Groupe a comptabilisé des dépréciations pour 206 millions d’euros en résultat opérationnel et 192 millions d’euros en résultat net part du Groupe sur des actifs européens. 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. Les différents scenarii de sensibilité (marge brute et taux d’actualisation) ne conduiraient pas à comptabiliser des dépréciations complémentaires sur les Les UGT du secteur Marketing & Services sont des filiales ou groupes de filiales organisés par zone géographique pertinente. Au titre de l’exercice 2012, le Groupe a comptabilisé des dépréciations sur les UGT du secteur Marketing & Services pour 68 millions d’euros en résultat opérationnel et 121 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Ces dépréciations portent sur l’UGT SunPower (fermetures de sites) et des participations dans des entreprises associées consolidées selon la méthode de la mise En ce qui concerne SunPower, une diminution de 0,5% des prix de vente unitaires aurait un impact négatif de 83 millions d’euros en résultat net part du Groupe. Une variation de +1% du taux d’actualisation aurait un impact négatif de 77 millions d’euros en résultat net part du Groupe. SunPower est une UGT acquise en 2011 pour laquelle des hypothèses spécifiques ont été appliquées en raison notamment de son financement propre et de sa cotation sur le Nasdaq. Les flux de trésorerie futurs de cette UGT ont ainsi été actualisés à un taux de 14% après impôt correspondant au coût moyen pondéré du capital de cette UGT (17,5% avant impôt). Les différents scenarii de sensibilité ne conduiraient pas à comptabiliser des dépréciations complémentaires sur les autres Au titre de l’exercice 2012, le Groupe a comptabilisé dans le secteur Holding des dépréciations pour 30 millions d’euros en résultat net part du Groupe suite à la perte de valeur de certains 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 Au titre de l’exercice 2010, des dépréciations d’actifs avaient été enregistrées dans les secteurs Amont, Raffinage-Chimie et Marketing & Services avec un impact de 1 416 millions d’euros sur le résultat opérationnel et 1 224 millions d’euros sur le résultat net part du Groupe. Ces dépréciations avaient été qualifiées d’éléments d’ajustement du résultat opérationnel et du résultat Aucune reprise de perte de valeur n’a été enregistrée au titre des (en millions d’euros) France Reste Amérique Afrique Reste Total de l’Europe du Nord du monde (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Achats, nets de variation de stocks (a) (126 798) (113 892) (b) (93 171) Charges d’exploration (1 446) (1 019) (864) Autres charges d’exploitation (c) (22 668) (19 843) (19 135) dont (dotations) reprises de provisions non courantes opérationnelles 552 615 387 dont (dotations) reprises de provisions courantes opérationnelles (51) (150) (101) Charges d’exploitation (150 912) (134 754) (113 170) (a) Inclut les taxes à la production dans l’Amont, notamment les royalties. (b) À compter du 31 décembre 2011, le Groupe a valorisé les sous / sur- enlèvements à la valeur de marché. L’impact sur les charges d’exploitation était de 577 millions d’euros et de 103 millions d’euros sur le résultat net part du Groupe au 31 décembre 2011. (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 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 est 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) 2012 2011 2010 Profits de change 26 118 - Pertes de change - - - Amortissements et dépréciations des immobilisations incorporelles (hors droits miniers) (250) (592) (267) Autres charges (915) (1 247) (900) En 2012, les plus-values sur cession proviennent 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 Nigeria). 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 En 2010, les plus-values sur cession provenaient principalement de cessions d’actifs dans le secteur Amont (cession des participations dans les champs de Valhall et Hod en Norvège et de la participation dans le bloc 31 en Angola, voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés) ainsi que de l’effet du changement de méthode de comptabilisation et des cessions de la participation Sanofi (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). En 2012, la rubrique « Autres » est 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. En 2010, la rubrique « Autres » était principalement constituée de 248 millions d’euros de charges de restructuration dans le secteur 8) Autres produits financiers et autres charges financières (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Revenus des participations 223 330 255 Frais financiers immobilisés 248 171 113 Autres produits financiers 558 609 442 Effet de l’actualisation des provisions pour restitution des sites (405) (344) (338) Autres charges financières (499) (429) (407) À compter de l’exercice 2011, TOTAL S.A. relève du régime fiscal français de droit commun suite à sa sortie du régime du bénéfice mondial consolidé. Cette sortie n’a pas eu d’impact significatif, ni sur la situation financière, ni sur les résultats consolidés du Groupe. D’autre part, une 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 a été instaurée par la deuxième loi de finances rectificative pour 2012\. Cette nouvelle 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 (120) millions d’euros au titre des acomptes du 1er, du 2e et du 3e trimestre 2012. La charge d’impôts sur les résultats s’analyse de la manière suivante : Cette contribution additionnelle n’est pas déductible fiscalement. 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 27 007 millions d’euros au 31 décembre 2012. 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 28 212 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. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Impôts courants (12 430) (12 495) (9 934) Impôts différés (636) (1 578) (294) Charge d’impôt (13 066) (14 073) (10 228) 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) 2012 2011 2010 Pensions, retraites et obligations similaires 483 621 535 Dépréciation des impôts différés actifs (719) (667) (576) Amortissement fiscal accéléré (14 083) (12 831) (10 966) Autres déductions fiscales temporaires (2 697) (2 721) (1 339) Impôts différés passifs (16 780) (15 552) (12 305) Passif net d’impôt différé (10 953) (10 493) (8 444) uniquement de filiales étrangères, notamment en Belgique pour 567 millions d’euros et aux États-Unis pour 467 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) 2012 2011 2010 Impôts différés actifs, courants (note 16) \- - 151 Impôts différés passifs, non courants (12 785) (12 260) (9 947) Impôts différés passifs, courants - - (26) Montant net (10 953) (10 493) (8 444) La variation au bilan de la position nette d’impôts différés est analysée dans le tableau suivant : (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Solde à l’ouverture (10 493) (8 444) (7 639) Impôts différés reconnus en résultat (636) (1 578) (294) Impôts différés reconnus en capitaux propres (a) 63 (55) 28 Variations de périmètre (b) 74 (17) (59) Effets de change 39 (399) (480) Solde à la clôture (10 953) (10 493) (8 444) (a) Ce montant est constitué principalement des impôts courants et différés affectés aux transactions sur les réévaluations des titres cotés classés en actifs financiers disponibles à la vente et des impôts différés relatifs à la couverture de flux futurs (voir la note 17 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) Les variations de périmètre comprennent l’effet à hauteur de 81 millions d’euros des déclassements en Actifs destinés à être cédés ou échangés et Passifs relatifs aux actifs destinés à Rapprochement entre la charge d’impôt théorique et le résultat avant impôt (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Taux d’imposition français 36,10% 36,10% 34,43% Charge d’impôt théorique (8 630) (9 622) (7 242) Différence entre le taux d’imposition français et le taux d’imposition des filiales étrangères (5 934) (5 740) (4 921) Effet en impôt du résultat des sociétés mises en équivalence 726 695 672 Ajustements d’impôt courant sur exercices antérieurs 82 (19) (45) Ajustements d’impôt différé afférents aux variations des taux d’impôt (69) (201) 2 Variation de la dépréciation des impôts différés actifs (52) (71) (65) Charge d’impôt dans le compte de résultat (13 066) (14 073) (10 228) 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 2012 qui portent le taux global d’imposition des bénéfices à 36,10% (36,10% en 2011 et 34,43% en 2010). 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 2011 - - - - 225 110 2017 et suivants 3 187 971 - - - - (a) Déficits et crédits d’impôts reportables en 2015 et années suivantes pour l’exercice 2010. (b) Déficits et crédits d’impôts reportables en 2016 et années suivantes pour l’exercice 2011. 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 Au 31 décembre 2010 Valeur brute Amortissements Valeur nette Autres immobilisations incorporelles 2 803 (2 175) 628 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 2012, la colonne « Autres » comprend 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. En 2010, la colonne « Autres » comprenait principalement les droits miniers de Chesapeake dans le Barnett Shale reclassés dans les acquisitions pour (975) millions d’euros et le reclassement de droits miniers sur Joslyn en application de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées » pour (390) millions d’euros, en incluant l’effet de change, partiellement compensés par l’acquisition d’UTS pour 646 millions d’euros (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). Le tableau suivant donne les variations pour l’année 2012 des goodwill répartis par secteur : (en millions d’euros) Goodwill Augmentations Dépréciations Autres Goodwill 1er janvier 2012 31 décembre 2012 Amont 66 - - (64) 2 Raffinage-Chimie 727 91 (11) (19) 788 Marketing & Services 92 - - (18) 74 Holding 25 - - - 25 Total 910 91 (11) (101) 889 En 2012 la colonne « Autres » correspond principalement au reclassement d’actifs conformément à la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées ». 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 Au 31 décembre 2010 Valeur brute Amortissements Valeur nette Sur permis non prouvés 347 (1) 346 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 2012, la colonne « Cessions » comprend principalement l’impact des cessions d’actifs dans le secteur Amont en Grande-Bretagne, En 2012, la colonne « Dotations nettes d’amortissements et dépréciations » comprend 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 4E de l’annexe En 2012, la colonne « Autres » comprend 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 (voir la note 34 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 aux comptes consolidés). 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 En 2010, la colonne « Cessions » comprenait principalement l’impact des cessions d’actifs dans le secteur Amont (cession des participations dans les champs de Valhall et Hod en Norvège et de la participation dans le bloc 31 en Angola, voir la note 3 En 2010, la colonne « Dotations nettes d’amortissements et dépréciations » comprenait l’impact des dépréciations exceptionnelles d’actifs comptabilisées à hauteur de 1 416 millions d’euros (voir la note 4D de l’annexe aux comptes consolidés). En 2010, la colonne « Autres » correspondait principalement au changement de méthode de consolidation de Samsung Total Petrochemicals (voir la note 12 de l’annexe aux comptes consolidés) pour (541) millions d’euros et au reclassement pour (537) millions d’euros, en incluant l’effet de change, des immobilisations corporelles de Joslyn, de Total E&P Cameroun et des activités résines faisant l’objet d’un projet de cession en application de la norme IFRS 5 « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées », partiellement compensés par l’acquisition d’UTS pour 217 millions d’euros (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). Les immobilisations corporelles présentées ci-dessus incluent des installations techniques et des constructions en location financement Au 31 décembre 2012 Brut Amortissements Net Au 31 décembre 2011 Brut Amortissements Net Au 31 décembre 2010 Brut Amortissements Net 12) Sociétés mises en équivalence : titres et prêts CEPSA (quote-part Amont) (b) \- - 48,83% - - 340 Angola LNG Ltd. 13,60% 13,60% 13,60% 957 869 710 Qatargas 10,00% 10,00% 10,00% 106 97 85 FOSMAX 27,54% 27,60% 28,03% 112 119 125 Dolphin Energy Ltd (Del) Abu Dhabi 24,50% 24,50% 24,50% 95 208 172 Qatar Liquiefied Gas Company Limited (Train B) 16,70% 16,70% 16,70% 219 209 184 Yemen LNG Co 39,62% 39,62% 39,62% 252 169 25 Shtokman Development AG 25,00% 25,00% 25,00% 268 248 214 Autres - - - 549 681 661 Yamal LNG (c) 20,02% 20,01% - 702 495 - Ichthys LNG Ltd (c) 24,00% 24,00% - 79 82 - Autres - - - 44 - - Total entreprises contrôlées conjointement 825 577 - CEPSA (quote-part Raffinage-Chimie) (b) \- - 48,83% - - 1 487 Qatar Petrochemical Company Ltd. 20,00% 20,00% 20,00% 228 240 221 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals 37,50% 37,50% 37,50% 177 121 51 Qatofin Company Limited 36,36% 36,36% 36,36% 285 136 27 Autres - - - 131 118 124 Samsung Total Petrochemicals 50,00% 50,00% 50,00% 758 706 645 Total entreprises contrôlées conjointement 758 706 645 CEPSA (quote-part Marketing & Services) (b) \- - 48,83% - - 1 075 AMYRIS 18,50% 21,37% 22,03% 31 79 101 Autres - - - 158 197 139 SARA 50,00% 50,00% 50,00% 122 125 134 TotalErg 49,00% 49,00% 49,00% 264 296 289 Autres - - - 51 - 80 Total entreprises contrôlées conjointement 437 421 503 Sanofi (a) \- - - - - - Total entreprises associées - - - Total entreprises contrôlées conjointement - - - (a) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi au 1er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) Cession de CEPSA le 29 juillet 2011. (c) Société intégrée par mise en équivalence en 2011. Quote-part du profit (perte) Au 31 décembre Exercice NLNG 15,00% 15,00% 15,00% 434 374 207 PetroCedeño – EM 30,32% 30,32% 30,32% 123 55 195 CEPSA (quote-part Amont) (b) \- - 48,83% - 15 57 Angola LNG Ltd. 13,60% 13,60% 13,60% 14 6 8 Qatargas 10,00% 10,00% 10,00% 233 196 136 FOSMAX 27,54% 27,60% 28,03% 11 13 - Dolphin Energy Ltd (Del) Abu Dhabi 24,50% 24,50% 24,50% 125 131 121 Qatar Liquiefied Gas Company Limited (Train B) 16,70% 16,70% 16,70% 483 446 288 Yemen LNG Co 39,62% 39,62% 39,62% 84 130 37 Shtokman Development AG 25,00% 25,00% 25,00% (7) 1 (5) Novatek (c) 15,34% 14,09% - 34 24 - Autres - - - 331 320 157 Yamal LNG (c) 20,02% 20,01% - (11) - - Ichthys LNG Ltd (c) 24,00% 24,00% - (2) (7) - Autres - - - 4 - - Total entreprises contrôlées conjointement (9) (7) - CEPSA (quote-part Raffinage-Chimie) (b) \- - 48,83% - 32 164 Qatar Petrochemical Company Ltd. 20,00% 20,00% 20,00% 82 89 84 Saudi Aramco Total Refining & Petrochemicals 37,50% 37,50% 37,50% (29) (30) (20) Qatofin Company Limited 36,36% 36,36% 36,36% 152 98 36 Autres - - - (30) (8) 57 Total entreprises associées 175 181 321 Samsung Total Petrochemicals 50,00% 50,00% 50,00% 68 114 104 Total entreprises contrôlées conjointement 68 114 104 CEPSA (quote-part Marketing & Services) (b) \- - 48,83% - 13 86 AMYRIS 18,50% 21,37% 22,03% (64) (23) (3) Autres - - - (14) (27) 7 Total entreprises associées (78) (37) 90 SARA 50,00% 50,00% 50,00% 14 11 31 TotalErg 49,00% 49,00% 49,00% (32) 7 (11) Autres - - - 7 (55) 8 Total entreprises contrôlées conjointement (11) (37) 28 Total Marketing & Services (89) (74) 118 Sanofi (a) \- - - - - 209 Total entreprises associées - - 209 Total entreprises contrôlées conjointement - - - (a) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi au 1er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) Cession de CEPSA le 29 juillet 2011. (c) Société intégrée par mise en équivalence en 2011. La valeur d’équivalence des titres Shtokman Development AG s’élève à 268 millions d’euros au 31 décembre 2012. 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 de gaz naturel liquéfié (GNL). 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 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 principaux agrégats financiers en part Groupe des sociétés comptabilisées par mise en équivalence sont les suivants : Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises associées contrôlées associées contrôlées associées contrôlées Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises Entreprises associées contrôlées associées contrôlées associées contrôlées Charge d’impôt (603) (6) (594) (49) (568) (34) Les titres présentés ci-après appartiennent à la catégorie « Actifs financiers disponibles à la vente » (voir la note 1M(ii) de l’annexe Au 31 décembre 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 (c) 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 Au 31 décembre 2010 Valeur Gain (Perte) Valeur (en millions d’euros) historique latent au bilan Olympia Energy Fund – fonds d’investissement énergie 37 (3) 34 Autres titres cotés 2 (1) 1 Autres titres non cotés 758 - 758 Autres titres non cotés (c) 959 - 959 (a) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence de Sanofi au 1er juillet 2010 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (b) Gain latent calculé sur la base du certificat d’investissement. (d) Arrêt de la comptabilisation par mise en équivalence d’Ocensa en juillet 2011 (voir la note 3 de l’annexe aux comptes consolidés). (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette (a) Hors prêts aux sociétés mises en équivalence. Les variations des dépréciations sur les prêts et avances sont les suivantes : Exercice Dépréciations Dotations Reprises Effets de change Dépréciations (en millions d’euros) au 1er janvier et autres variations au 31 décembre 2012 (399) (16) 18 11 (386) 2011 (464) (25) 122 (32) (399) 2010 (587) (33) 220 (64) (464) (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 Impôts différés actifs, courants - - - (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Impôts différés actifs, courants - - - Charges constatées d’avance 840 - 840 (en millions d’euros) Valeur brute Dépréciations Valeur nette Impôts différés actifs, courants 151 - 151 Charges constatées d’avance 657 - 657 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 2012, la part des créances échues comprise dans les rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres Créances d’exploitation » en valeur nette s’élève à 3 442 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 plus de 12 mois. 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 Au 31 décembre 2010, la part des créances échues comprise dans les rubriques « Clients et comptes rattachés » et « Autres Créances d’exploitation » en valeur nette s’élevait à 3 141 millions d’euros dont 1 885 millions d’euros échus depuis moins de 90 jours, 292 millions d’euros échus entre 90 jours et 6 mois, 299 millions d’euros échus entre 6 mois et 12 mois et 665 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 2012. 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 Évolution du nombre d’actions composant le capital social Actions émises en raison de : Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 1 218 047 Actions émises en raison de : Augmentation de capital réservée aux salariés 8 902 717 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 5 223 665 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 (a) Dont 108 391 639 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 - - 984 800 Augmentations de capital réservées aux salariés - 5 935 145 - Actions TOTAL détenues par TOTAL S.A. ou les sociétés du Groupe et déduites des capitaux propres consolidés (110 304 173) (112 487 679) (115 407 190) (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. Tous pouvoirs ont également été délégués au Président-directeur général afin de fixer les dates d’ouverture et de clôture de la période de souscription ainsi que le prix de souscription des actions. Cette augmentation de capital ouverte en 2013, devrait être clôturée avant l’Assemblée générale de 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 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 2,5 euros de nominal aux bénéficiaires désignés, en application des conditions d’attribution arrêtées par le Conseil Au 31 décembre 2012, 974 900 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 2010, 2011 et 2012. (actions TOTAL détenues par TOTAL S.A.) actions, soit 0,34% du capital social, réparties de la façon suivante : – 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. actions, soit 0,39% du capital social, réparties de la façon suivante : – 6 712 528 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 2 510 377 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution Ces actions sont déduites des capitaux propres consolidés. propres actions, soit 0,52% du capital social, réparties de la façon – 6 012 460 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 6 143 951 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. (actions TOTAL détenues par des filiales du Groupe) Au 31 décembre des exercices 2012, 2011 et 2010, TOTAL S.A. détenait indirectement, par l’intermédiaire de ses filiales, 100 331 268 de ses propres actions, soit 4,24% du capital social au 31 décembre 2012, 4,24% du capital social au 31 décembre 2011 et 4,27% du capital social au 31 décembre 2010 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. TOTAL S.A. a procédé à la mise en paiement, le 22 mars 2012, du troisième acompte trimestriel de 0,57 euro par action au titre de l’exercice 2011 (le détachement de l’acompte ayant eu lieu le 19 mars 2012). TOTAL S.A. a également procédé à la mise en paiement, le 21 juin 2012, du solde du dividende de 0,57 euro par action au titre de l’exercice 2011 (le détachement du solde du dividende ayant eu lieu le 18 juin 2012). Par ailleurs, TOTAL S.A. a procédé à la mise en paiement de deux acomptes trimestriels au titre de l’exercice 2012 : – Un premier acompte trimestriel de 0,57 euro par action au titre de l’exercice 2012, décidé par le Conseil d’administration du 26 avril 2012, a été détaché de l’action le 24 septembre 2012 et mis en paiement en numéraire le 27 septembre 2012 ; – Un deuxième acompte trimestriel de 0,59 euro par action au titre de l’exercice 2012, décidé par le Conseil d’administration du 26 juillet 2012, a été détaché de l’action le 17 décembre 2012 et mis en paiement en numéraire le 20 décembre 2012. Le Conseil d’administration du 30 octobre 2012 a décidé de fixer le montant du troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2012 à 0,59 euro par action. Cet acompte sera détaché de l’action le 18 mars 2013 et mis en paiement en numéraire le 21 mars 2013. Il sera proposé à l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013 de verser un dividende de 2,34 euros par action au titre de l’exercice 2012, soit un solde à distribuer de 0,59 euro par action en tenant compte de l’acompte de 0,57 euro et des deux acomptes de 0,59 euro par action qui auront déjà été versés. 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. 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 En application de la réglementation française, 5% du résultat net doit être transféré dans la réserve légale jusqu’à ce que celle-ci atteigne 10% du capital. Cette réserve légale ne peut être distribuée aux actionnaires, sauf en cas de liquidation. Elle peut en revanche être utilisée pour compenser des pertes. Si elles étaient intégralement distribuées, les réserves distribuables de la société mère seraient soumises à une taxation d’environ 539 millions d’euros au 31 décembre 2012 (539 millions d’euros au 31 décembre 2011 et 514 millions d’euros au 31 décembre 2010) 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 375 millions d’euros. Les autres éléments du résultat global présentant des éléments reclassés en résultat sont détaillés dans le tableau suivant : (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net (11) (63) 3 Actifs disponibles à la vente (338) 337 (100) Gains / (Pertes) de la période non réalisés 63 382 (50) Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net 401 45 50 Couverture de flux futurs 65 (84) (80) Gains / (Pertes) de la période non réalisés 152 (131) (195) Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net 87 (47) (115) Quote-part du résultat global des sociétés mises en équivalence, net d’impôt 160 (15) 302 Gains / (Pertes) de la période non réalisés (13) (2) (7) Diminué des gains / (pertes) comptabilisés en Résultat net - - - Le détail des effets d’impôt relatifs aux autres éléments du résultat global s’établit comme suit : Avant Impôt Après Avant Impôt Après Avant Impôt Après impôt impôt impôt impôt impôt impôt Autres éléments (13) - (13) (2) - (2) (7) - (7) Les provisions pour engagements de retraite et autres engagements sociaux sont constituées par : (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Provisions pour autres engagements sociaux 627 620 605 Provisions pour restructurations (plans de préretraite) 269 344 298 Provisions nettes pour engagements sociaux relatifs à des actifs destinés à la vente 4 - - Les principaux régimes de retraite à prestations définies du Groupe sont situés en France, au Royaume-Uni, aux États-Unis, en Belgique et en Allemagne. Leurs caractéristiques sont les suivantes : – les prestations sont généralement exprimées en fonction du salaire final et de l’ancienneté ; – ils font généralement l’objet d’un préfinancement (fonds de pension ou compagnies d’assurance) ; – ils sont fermés aux nouveaux embauchés, qui bénéficient de régimes de retraite à cotisations définies. Les engagements de retraite comprennent également des indemnités de fin de carrière et des avantages de préretraite. Les autres engagements concernent la participation de l’employeur aux frais médicaux de retraités. La valeur actuarielle des droits accumulés au titre des plans à prestations définies et la valeur des préfinancements incluses dans les comptes consolidés s’analysent comme suit : Au 31 décembre Engagements de retraite Autres engagements sociaux Variation de la valeur actuarielle des droits accumulés Réduction de droits futurs (1) (24) (4) - (1) (3) Liquidation d’engagements - (111) (60) - - - Avantages spécifiques - - - - - 1 Cotisations employés 9 9 11 - - - Prestations payées (549) (451) (471) (37) (34) (33) Variation de la valeur actuelle des placements Valeur actuelle des placements au début de la période (7 028) (6 809) (6 286) - - - Revenus financiers attendus des placements (378) (385) (396) - - - (Gains)/Pertes actuariels (327) 155 (163) - - - Liquidation d’engagements - 80 56 - - - Cotisations employés (9) (9) (11) - - - Cotisations employeurs (787) (347) (269) - - - Prestations payées 452 386 394 - - - Écarts de conversion et autres (71) (99) (134) - - - Valeur actuelle des placements à la fin de la période (8 148) (7 028) (6 809) - - - Coût des services passés non reconnus (249) (78) (105) 3 9 10 Gains/(Pertes) actuariels non reconnus (2 510) (1 713) (1 170) (75) (17) (28) Effet du plafond d’actif 10 10 9 - - - Autres actifs non courants (1 083) (755) (603) - - - à des actifs destinés à la vente 2 - - 2 - - Au 31 décembre 2012, la valeur actuarielle des engagements relatifs à des régimes de retraite et assimilés intégralement ou partiellement La valeur des (gains)/pertes actuariels d’expérience relatifs à la valeur actuarielle des droits accumulés et la valeur actuelle des placements à la valeur actuarielle des droits accumulés 147 (58) (54) (108) 12 à la valeur actuelle des placements (327) 155 (163) (317) 1 099 Valeur actuelle des placements (8 148) (7 028) (6 809) (6 286) (5 764) Valeur actuelle des placements - - - - - Les cotisations qui seront versées en 2013 par le Groupe, au titre des régimes préfinancés, sont estimées à 158 millions d’euros. Estimation des paiements futurs (en millions d’euros) Engagements de retraite Autres engagements sociaux Au 31 décembre 2012 2011 2010 Les hypothèses du Groupe sur les taux de rendement attendus des actifs sont établies par classe d’actifs et par pays à partir des taux de rendement obligataires et des primes de risque. Le taux d’actualisation retenu 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 par pays des différentes sources de marché à la date de clôture. les engagements Engagements de retraite Autres engagements sociaux Taux d’actualisation (moyenne pondérée tous pays) 3,79% 4,61% 5,01% 3,82% 4,70% 5,00% dont zone Euro 3,20% 4,21% 4,58% 3,19% 4,25% 4,55% dont États-Unis 4,00% 5,00% 5,49% 4,00% 4,97% 5,42% dont Royaume-Uni 4,25% 4,75% 5,50% - - - Taux d’augmentation moyen des salaires 4,60% 4,69% 4,55% - - - Taux de progression des dépenses de santé : – taux initial - - - 4,54% 4,82% 4,82% – taux ultime - - - 3,74% 3,77% 3,75% la charge de l’exercice Engagements de retraite Autres engagements sociaux Taux d’actualisation (moyenne pondérée tous pays) 4,61% 5,01% 5,41% 4,70% 5,00% 5,60% dont zone Euro 4,21% 4,58% 5,12% 4,25% 4,55% 5,18% dont États-Unis 5,00% 5,49% 6,00% 4,97% 5,42% 5,99% dont Royaume-Uni 4,75% 5,50% 5,50% - - - Taux d’augmentation moyen des salaires 4,69% 4,55% 4,50% - - - Rendement attendu des placements 5,35% 5,90% 6,39% - - - Taux de progression des dépenses de santé : – taux initial - - - 4,82% 4,82% 4,91% – taux ultime - - - 3,77% 3,75% 3,79% 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% La valeur actuarielle des droits accumulés au 31 décembre 2012 (683) 765 Charge (Produit) de l’exercice 2013 (26) 25 La charge des exercices 2012, 2011 et 2010 s’analyse comme suit : Exercice Engagements de retraite Autres engagements sociaux Revenus financiers attendus des placements (378) (385) (396) - - - Effet du plafond d’actif - 2 (3) - - - Réduction de droits futurs (1) (22) (3) - (1) (3) Liquidation d’engagements - (9) 7 - - - Avantages spécifiques - - - - - 1 La variation de plus ou moins 1% des taux de progression des dépenses de santé aurait approximativement les effets suivants sur : (en millions d’euros) Augmentation de 1% Diminution de 1% La valeur actuarielle des droits accumulés au 31 décembre 2012 100 (77) Charge (Produit) de l’exercice 2012 5 (5) 19) Provisions et autres passifs non courants (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Provisions pour litiges 930 572 485 Provisions pour protection de l’environnement 556 600 644 En 2012, les provisions pour litiges comprennent 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 comprennent également la provision couvrant les risques liés aux enquêtes sur la concurrence relatives à Arkema qui s’élève, 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 En 2012, les autres provisions non courantes comprennent – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élève, 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’élèvent, 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 – 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 comprennent notamment les dettes, dont la maturité est supérieure à un an, liées à l’acquisition d’immobilisations. Cette rubrique inclut notamment une dette de 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 aux En 2011, les autres provisions non courantes comprenaient notamment : – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élevait, au 31 décembre 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 aux comptes consolidés). En 2010, les provisions pour litiges comprenaient notamment la provision couvrant les risques liés aux enquêtes sur la concurrence relatives à Arkema qui s’élève, au 31 décembre 2010, à 17 millions d’euros. D’autres risques et engagements donnant lieu à des passifs éventuels sont traités dans la note 32 de l’annexe aux comptes En 2010, les autres provisions non courantes comprenaient notamment : – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre AZF qui s’élevait, au 31 décembre 2010, à 31 millions d’euros ; – les provisions pour cessations d’activité dans les secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services qui s’élevaient, au 31 décembre 2010, à 261 millions d’euros ; – la provision au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield qui s’élevait, au 31 décembre 2010, à 194 millions En 2010, les autres passifs non courants comprenaient notamment les dettes, dont la maturité est supérieure à un an, 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 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 88 millions d’euros dans le secteur Raffinage-Chimie ; – des provisions au titre de la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield pour 79 millions d’euros ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour – des provisions pour protection de l’environnement pour 74 millions d’euros dans les secteurs Marketing & Services – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour – 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 En 2011, les dotations de l’exercice (921 millions d’euros) En 2012, les reprises de l’exercice (887 millions d’euros) sont principalement liées à l’utilisation des provisions en regard – les provisions pour restitutions des sites pour 314 millions – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour 10 millions – des provisions pour restitution de sites pour 344 millions d’euros – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise pour – des provisions pour protection de l’environnement pour 100 millions d’euros dans le secteur Raffinage-Chimie ; – des provisions pour plans sociaux et restructurations pour – les plans sociaux et restructurations pour 111 millions d’euros. En 2011, les reprises de l’exercice (798 millions d’euros) étaient principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des En 2010, les dotations de l’exercice (1 052 millions d’euros) – les provisions pour restitutions des sites pour 189 millions – des provisions pour restitution de sites pour 338 millions d’euros – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour 10 millions – les provisions pour enquêtes sur la concurrence pour 26 millions – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise pour – les provisions pour protection de l’environnement reprises pour – les plans sociaux et restructurations pour 164 millions d’euros. – la responsabilité civile liée au sinistre AZF reprise pour 9 millions En 2010, les reprises de l’exercice (971 millions d’euros) étaient principalement liées à l’utilisation des provisions en regard des – la responsabilité civile liée au sinistre Buncefield reprise pour – les provisions pour restitutions des sites pour 214 millions – les plans sociaux et restructurations pour 60 millions d’euros. Les variations des provisions pour restitution des sites s’analysent comme suit : Exercice Au Effet de Révisions Nouvelles Reprises Effets Autres Au (en millions d’euros) 1er janvier l’actualisation des obligations de provision de change 31 décembre En 2012 la colonne « Autres » comprend 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) - 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 « 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) - 178 178 Instruments de couverture des dettes financières non courantes (actif) (a) \- (1 870) (1 870) Autres emprunts à taux variable 47 189 236 Autres emprunts à taux fixe 65 110 175 Dettes financières des contrats de location financement 175 - 175 (a) Ces instruments de couverture sont présentés dans les notes 1M(iii) « Instruments financiers de gestion du financement à long terme », 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. La juste valeur des emprunts obligataires, au 31 décembre 2012, 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) 2012 2011 2010 Part à moins d’un an (127) - - Total Société mère - 129 125 Emprunt obligataire 2004 - - 57 AUD 2011 5,750% Emprunt obligataire 2004 - - 116 CAD 2011 4,875% Emprunt obligataire 2004 - - 235 USD 2011 4,125% Emprunt obligataire 2004 - - 75 USD 2011 4,125% Emprunt obligataire 2005 - - 57 AUD 2011 5,750% Emprunt obligataire 2005 - - 60 CAD 2011 4,000% Emprunt obligataire 2005 - - 120 CHF 2011 1,625% Emprunt obligataire 2005 - - 226 CHF 2011 1,625% Emprunt obligataire 2005 - - 139 USD 2011 4,125% Emprunt obligataire 2006 - - 300 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2006 - - 150 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2006 - - 300 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2006 - - 120 USD 2011 5,000% Emprunt obligataire 2006 - - 300 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2006 - - 472 USD 2011 5,000% Emprunt obligataire 2007 - - 77 USD 2011 5,000% 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) 2012 2011 2010 Emprunt obligataire 2008 - - 92 AUD 2011 7,500% Emprunt obligataire 2008 - - 100 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2008 - - 150 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2008 - - 50 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2008 - - 50 EUR 2011 3,875% Emprunt obligataire 2008 - - 102 USD 2011 3,750% Emprunt obligataire 2009 - - 374 USD 2021 4,250% 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) 2012 2011 2010 Part à moins d’un an (3 333) (2 992) (3 450) Part à moins d’un an (743) - - Emprunt obligataire 2012 78 - - USD 2017 4,875% Emprunt obligataire 2012 758 - - USD 2017 1,500% Emprunt obligataire 2012 116 - - USD 2017 4,125% Emprunt obligataire 2012 76 - - USD 2016 2,250% Emprunt obligataire 2012 111 - - USD 2017 2,250% Emprunt obligataire 2012 485 - - USD 2023 2,125% Emprunt obligataire 2012 379 - - USD 2016 0,750% Emprunt obligataire 2012 757 - - USD 2023 2,700% Emprunt obligataire 2012 80 - - USD 2017 2,250% Emprunt obligataire 2012 79 - - USD 2017 3,875% Emprunt obligataire 2012 76 - - USD 2017 2,000% Part à moins d’un an - - - AUTRES FILIALES CONSOLIDÉES 529 308 223 Emprunts obligataires Année Montant après Montant après Montant après Monnaie Échéance Taux initial à taux fixe ou après d’émission couverture au couverture au couverture au d’émission avant couverture couverture de flux futurs 31 décembre 31 décembre 31 décembre (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Part à moins d’un an - (294) - Emprunt obligataire 2012 758 - - USD 2022 2,875% Part à moins d’un an - - - AUTRES FILIALES CONSOLIDÉES 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 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 Au 31 décembre 2010 Dettes financières dont instruments Swaps Dettes % (en millions d’euros) non courantes de couverture de couverture financières de la dette de la dette non courantes Répartition par devise et par type de taux Ces analyses sont présentées après prise en compte de l’effet des swaps de change et de taux adossés à la dette financière. (en millions d’euros) 2012 % 2011 % 2010 % (en millions d’euros) 2012 % 2011 % 2010 % 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 2012 2011 2010 Part à court terme des instruments financiers passifs de couverture de la dette 84 40 12 Autres instruments financiers passifs courants 92 127 147 Autres passifs financiers courants (note 28) 176 167 159 Dépôts courants supérieurs à 3 mois (1 093) (101) (869) Part à court terme des instruments financiers actifs de couverture de la dette (430) (383) (292) Autres instruments financiers actifs courants (39) (216) (44) Actifs financiers courants (note 28) (1 562) (700) (1 205) 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 2012 sont calculés après distribution d’un dividende de 2,34 euros par action, sous réserve d’approbation par l’Assemblée générale des actionnaires du 17 mai 2013. Le ratio dette nette sur capitaux propres est calculé de la manière suivante : (Actif) / Passif 2012 2011 2010 Autres passifs financiers courants 176 167 159 Actifs financiers courants (1 562) (700) (1 205) Actifs et passifs financiers destinés à être cédés ou échangés 756 - - Instruments de couverture des dettes financières non courantes (1 626) (1 976) (1 870) Trésorerie et équivalents de trésorerie (15 469) (14 025) (14 489) Répartition du résultat sur la base des actions existantes à la clôture (1 299) (1 255) (2 553) Ratio dette nette sur capitaux propres 21,4% 23,0% 22,2% 21) Autres créditeurs et dettes diverses (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Produits constatés d’avance 240 231 184 Au 31 décembre 2012, la rubrique « Autres dettes d’exploitation » comprend notamment le montant du troisième acompte sur dividende au titre de l’exercice 2012, soit 1 366 millions d’euros, qui sera 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 (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 (en millions d’euros) Location simple Location financement 2016 et suivantes 1 105 54 Total des engagements 2 948 241 Moins dette à moins d’un an des contrats de location financement (23) Dettes financières non courantes des contrats de location financement 175 Les redevances constatées au titre des contrats de location simple ont été de 780 millions d’euros pour l’exercice 2012 (contre 645 millions d’euros pour l’exercice 2011 et 605 millions d’euros pour l’exercice 2010). 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 Garanties de passif sur cession 39 - 34 5 (a) À compter du 31 décembre 2011, le Groupe présente ses engagements de ventes. Total À moins De 1 Plus de 1 an à 5 ans de 5 ans Garanties de passif sur cession 37 - 31 6 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 333 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 27 millions d’euros. Les obligations d’achats sont des obligations d’acheter des biens ou des services, y compris des achats d’immobilisations, régies contractuellement. Ces obligations sont de nature exécutoire et juridique pour l’entreprise. Toutes les composantes importantes, notamment le montant et l’échéancier des paiements, sont spécifiées 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. Les informations relatives aux obligations contractuelles liées aux dettes figurent dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés. Les informations relatives aux obligations de location financement et location simple figurent dans la note 22 de l’annexe aux comptes Ces montants représentent la valeur actualisée des obligations de restitution des sites du secteur Amont, principalement des coûts liés au démantèlement des actifs à la fin de leur utilisation. Les informations relatives aux obligations de restitution des sites figurent dans les notes 1Q et 19 de l’annexe aux comptes consolidés. Elles représentent les garanties émises par le Groupe pour le compte d’autres compagnies pétrolières afin de répondre aux exigences des autorités fiscales françaises pour les importations de pétrole et de gaz en France. Ces garanties pourraient être appelées en cas de défaillance des contreparties pétrolières vis-à-vis des autorités fiscales. La probabilité d’un tel défaut 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 2012, le montant total de ces garanties a pour échéance maximale 2023. Les garanties données sur emprunts incluent notamment la garantie donnée en 2008 par TOTAL S.A. dans le cadre du financement du projet Yemen LNG pour un montant de 584 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 2 416 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 2012, cette garantie, plafonnée à 932 millions d’euros, est comptabilisée dans la rubrique gouvernementale, de droit du travail ou à des contrats commerciaux. Le fait générateur de telles indemnités serait soit une rupture des termes du contrat soit une plainte externe. Le Groupe évalue de manière régulière les coûts pouvant être induits par de telles indemnités. Par ailleurs, les garanties relatives aux enquêtes sur la concurrence émises dans le cadre de l’apport-scission d’Arkema sont décrites dans la note 32 de l’annexe aux comptes consolidés. 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 Dans le cadre de ses opérations courantes, le Groupe prend part à des contrats prévoyant des clauses d’indemnités standard pour l’industrie pétrolière ou des clauses d’indemnités spécifiques à des transactions comme les garanties de passif lors des cessions d’actifs. Ces indemnités peuvent être liées à des aspects d’environnement, de fiscalité, d’actionnariat, de propriété intellectuelle, de réglementation 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) 2012 2011 2010 Clients et comptes rattachés 646 585 432 Prêts (sauf prêts aux sociétés mises en équivalence) 383 331 315 Fournisseurs et dettes diverses 713 724 497 (en millions d’euros) 2012 2011 2010 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) 2012 2011 2010 Nombre de personnes 34 30 26 Rémunérations directes et indirectes perçues 21,3 20,4 20,8 Charges de retraite (a) 11,4 9,4 12,2 Charges relatives aux autres avantages à long terme - - - Charges relatives aux indemnités de fin de contrat de travail - 4,8 - Charges relatives aux paiements en actions (IFRS 2) (b) 10,6 10,2 10,0 (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 181,3 millions d’euros au 31 décembre 2012 (contre 139,7 millions d’euros au 31 décembre 2011 et 113,8 millions d’euros au 31 décembre 2010). (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 25F) et établis suivant les principes comptables de la norme IFRS 2 « Paiements en actions » décrits dans la note 1E). Les rémunérations allouées aux membres du Conseil d’administration au titre des jetons de présence, se sont élevées à 1,10 million d’euros en 2012 (1,07 million d’euros en 2011 et 0,96 million d’euros en 2010). A) Options de souscription d’actions TOTAL 23 mai 2006 inclus (b) 33,30 39,85 49,73 - - - - - - du 24 mai 2006 (b) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 Annulées (d) (1 420) (15 660) (6 584) (4 800) (5 220) (92 472) (4 040) (1 120) - (131 316) 43,50 Exercées (1 075 765) (141 202) - - - - (1 080) - - (1 218 047) 33,60 Annulées (e) (738 534) (28 208) (16 320) (17 380) (16 080) (13 260) (14 090) (85 217) (1 000) (930 089) 34,86 Exercées (4 995 910) (216 115) - - - (200) - (2 040) (9 400) (5 223 665) 33,11 Notifiées - - - - - - - - - - - Annulées (f) \- (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 (a) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options de souscription d’actions, sauf pour l’attribution du 9 octobre 2008 qui a été décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. (b) Prix d’exercice en euros. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. (c) Les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale des actionnaires. souscription soumises à condition de performance du plan 2008 est de 60%. Les options sont exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de deux ans assorti d’un délai d’incessibilité de quatre ans à compter de la date d’attribution et doivent être exercées dans un délai de huit ans à compter de cette date. Pour les plans 2007 à 2011, le délai d’incessibilité de quatre ans n’est pas applicable aux bénéficiaires sous contrat d’une société filiale non française à la date d’attribution, lesquels peuvent céder les actions issues d’exercice d’options à compter d’un délai de deux ans après la date d’attribution. propres du Groupe (Return On Equity ou ROE) tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure En 2012 aucun nouveau plan d’attribution d’options de souscription d’actions ou d’achat d’actions TOTAL n’a été décidé. Pour le plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire (autre que le Président-directeur général), les options seront soumises à une condition de performance qui est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux Par ailleurs, dans le cadre du plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour le Président-directeur général, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égal à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (Return On Average Capital Employed ou ROACE) tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est Pour le plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que : – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options inférieur ou égal à 3 000 (autre que le Président-directeur général), les options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire. – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur \- les 3 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options seront définitivement \- les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : \- les 3 000 premières options, les deux tiers des options au-delà options, et le tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; \- les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. La condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. 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 Par ailleurs, dans le cadre du plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que pour le Président-directeur général, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égal à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROACE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. – En raison de l’application de la condition de performance, ces taux d’attribution ont été de 100% pour le plan 2010. Date d’Assemblée générale 17 / 05 / 2001 Date d’attribution (b) 09 / 07 /20 02 Prix d’exercice jusqu’au 23 mai 2006 inclus (c) 39,58 Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 (c) 39,03 Date d’échéance 09 / 07 / 10 Annulées (e) (4 671 989) (4 671 989) 39,03 Exercées (1 263 272) (1 263 272) 39,03 Existantes au 1er janvier 2011 - - - Existantes au 1er janvier 2012 - - - Existantes au 31 décembre 2012 - - - (a) 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. Ce plan est arrivé à échéance le 9 juillet 2010. (b) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options d’achat d’actions. (c) Prix d’exercice en euros. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. (d) Les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale des actionnaires. C) Attribution gratuite d’actions de performance TOTAL Annulées (d) (1 113 462) (9 796) (8 738) - - (1 131 996) Attribuées définitivement (b) (c) (1 649 014) (1 904) (636) - - (1 651 554) Annulées 356 (26 214) (10 750) (19 579) - (56 187) Attribuées définitivement (b) (c) (e) (356) (2 928 122) (1 836) - - (2 930 314) Annulées 96 832 (32 650) (18 855) - (50 577) Attribuées définitivement (b) (c) (f) (96) (832) (2 955 401) (5 530) - (2 961 859) (a) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution gratuite d’actions sauf pour l’attribution du 9 octobre 2008 qui a été décidée par le (c) Y compris des attributions définitives d’actions gratuites dont le droit à attribution avait été indûment annulé. Conseil d’administration du 9 septembre 2008. Le taux d’acquisition du plan 2008 est de 60%. (e) Le taux d’acquisition du plan 2009 est de 100%. (f) Le taux d’acquisition du plan 2010 est de 100%. Les actions préalablement rachetées par la Société sur le marché, sont définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de deux ans à compter de la date d’attribution. Cette attribution définitive est assortie d’une condition de présence et d’une condition de performance. Par ailleurs, la cession des actions attribuées gratuitement et définitivement ne peut intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de deux ans à compter de la date d’attribution définitive. Pour le plan 2012, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autre que le Président-directeur général) toutes les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 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 Le Conseil d’administration a également décidé que, pour chaque attributaire, (autre que le Président-directeur général et les dirigeants), bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, les actions au-delà de ce nombre seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire sous réserve que la condition de performance Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé que, pour le Président-directeur général, le nombre d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de 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 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 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 (autre que le Président-directeur général) toutes les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’acquisition : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Le Conseil d’administration a également décidé que, pour chaque attributaire, (autre que le Président-directeur général et les dirigeants), bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, les actions au-delà de ce nombre seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire sous réserve que la condition de performance Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé que, pour le Président-directeur général, le nombre d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de 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%. Pour le plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir des éléments du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’acquisition : – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’acquisition des actions a été de 100% pour le plan 2010. D) Plan mondial d’attribution gratuite d’actions Le Conseil d’administration a décidé, le 21 mai 2010, la mise en œuvre et les conditions d’un plan mondial d’attribution gratuite d’actions aux salariés du Groupe. Au 30 juin 2010, chaque salarié a reçu des droits à 25 actions gratuites. L’attribution définitive est soumise à une condition de présence pendant la période d’acquisition du plan. 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) Existantes au 1er janvier 2010 - - - Attribuées définitivement (b) (75) - (75) Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Attribuées définitivement (b) (475) (425) (900) Annulées (111 725) (40 275) (152 000) Attribuées définitivement (b) (c) (1 367 275) (350) (1 367 625) (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Attributions définitives à la suite du décès ou de l’invalidité des bénéficiaires des actions. (c) 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 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 2012, approximativement 7,1 millions d’actions au titre du plan 2005 pouvaient être attribuées. Aucune nouvelle attribution n’a été décidée pour le plan 1996 et pour le plan PowerLight. Les options sur actions qualifiées (« incentive ») ne peuvent être attribuées avec un prix d’exercice inférieur à la juste valeur des actions ordinaires le jour de l’attribution. Les options sur actions non-qualifiées (« non-statutory ») et les options avec règlements en espèces (« stock appreciation rights ») ne peuvent être attribuées avec un prix d’exercice inférieur à 85% de la juste valeur des actions ordinaires le jour de l’attribution. Le Conseil d’administration de SunPower décide des périodes d’exercice des options et des droits, cependant les options sont en général exerçables dans un délai de dix ans. Pour les plans 1996 et 2005, les options sont acquises chaque mois au-delà de la première année pendant une période de cinq ans. Pour le plan PowerLight, les options sont acquises chaque année pendant une période de cinq ans. Pour le plan 2005, les actions gratuites et les droits à actions gratuites sont acquis pendant une période de trois ans à raison d’un tiers par année. La majorité des actions émises sont nettes des montants minimums retenus par SunPower pour satisfaire les obligations fiscales de ses employés. En 2012 et pendant le second semestre 2011, SunPower 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 Le tableau suivant résume les mouvements des options sur actions : 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 La valeur intrinsèque des options exercées en 2012 et au second semestre 2011 était respectivement de 0,1 million de dollars et de 0,3 million de dollars. Aucune option n’a été attribuée en 2012 au 30 décembre 2012, soit 5,49 dollars, qui aurait été reçue par les bénéficiaires exerçant l’ensemble des options à cette date. Le nombre total d’options dans la monnaie était de 0,1 million La valeur intrinsèque agrégée représente la valeur totale intrinsèque avant impôt, calculée à partir du cours de clôture de l’action Le tableau suivant résume les mouvements sur les options sur actions, actions gratuites et droits à actions gratuites en attente d’attribution 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 (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. F) Charge liée aux paiements en actions – 27 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 2012 s’élève à 148 millions d’euros avant impôt et se décompose de la manière suivante : – 134 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite – 13 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions – 17 millions d’euros au titre des plans de SunPower. – 133 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 2010 s’élevait à 140 millions d’euros avant impôt et se décomposait de la manière suivante : – 2 millions d’euros au titre des plans de SunPower. – 31 millions d’euros au titre des plans de souscription d’actions Le montant de la charge liée aux paiements en actions au titre de l’exercice 2011 s’élève à 178 millions d’euros avant impôt et se décomposait de la manière suivante : – 109 millions d’euros au titre des plans d’attribution gratuite La juste valeur des options attribuées en 2011 et 2010 a été évaluée selon la méthode Black-Scholes sur la base des hypothèses suivantes : Taux d’intérêt sans risque (%) (a) \- 2,0 2,1 Dividendes attendus (%) (b) \- 5,6 5,9 Volatilité attendue (%) (c) \- 27,5 25,0 Différé d’exercice (années) - 2 2 Durée d’exercice des options (années) - 8 8 Juste valeur des options attribuées (euros par option) - 4,4 5,8 (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 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 remboursable in fine. Au titre de l’exercice 2011, les principales hypothèses retenues pour la valorisation du coût de l’augmentation de capital réservée aux salariés étaient les suivantes : Date du Conseil d’administration ayant décidé l’émission 28 octobre 2010 Cours de référence (euros) (a) 41,60 Taux d’intérêt sans risque (%) (b) 2,82 Taux de financement des salariés (%) (c) 7,23 Coût de l’incessibilité (en % du cours de référence) 17,6 (a) Cours à la date à laquelle le Président-directeur général a fixé la période de souscription. (b) Taux de swap euro zéro coupon à 5 ans. (c) Le taux de financement des salariés est issu des taux de crédit à la consommation pour une durée de cinq ans. Étant donné que le coût d’incessibilité était supérieur à la décote, aucune charge n’avait été comptabilisée au titre de l’exercice 2011. Par ailleurs, 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. Tous pouvoirs ont également été délégués au Président-directeur général afin de fixer les dates d’ouverture et de clôture de la période de souscription ainsi que le prix de souscription des actions. Cette augmentation de capital sera ouverte en 2013 et devrait être clôturée avant 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) 2012 2011 2010 Impôts sur les bénéfices courants décaissés (a) (13 067) (12 061) (8 848) (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) 2012 2011 2010 Valeurs d’exploitation 372 (1 845) (1 896) Créances clients et comptes rattachés 767 (1 287) (2 712) Autres créances (226) (2 409) 911 Autres créditeurs et dettes diverses (174) 1 156 719 Montant net 1 084 (1 739) (496) 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) 2012 2011 2010 Remboursement de l’endettement non courant (260) (165) (206) C) Trésorerie et équivalents de trésorerie La trésorerie et les équivalents de trésorerie se décomposent de la manière suivante : (en millions d’euros) 2012 2011 2010 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 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 - - - - - - - - 122 051 - Total actifs - - - - - - - - 171 829 - Dettes financières non courantes (5 086) - - (17 177) (11) - - - (22 274) (22 473) Fournisseurs et comptes rattachés - - - - - - - (21 648) (21 648) (21 648) Autres dettes d’exploitation - - (482) - - (10) - (5 412) (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) - (570) (21 406) (95) (14) - (27 060) (61 018) (61 217) Total passifs non financiers - - - - - - - - (110 811) - Total passifs - - - - - - - - (171 829) - (a) Les titres disponibles à la vente sont évalués à la juste valeur à l’exception des titres non cotés (voir les notes 1M 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 de l’annexe aux comptes consolidés). 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 - - - - - - - - 111 857 - Total actifs - - - - - - - - 164 049 - Dettes financières non courantes (4 858) - - (17 551) (97) (49) - (2) (22 557) (23 247) Fournisseurs et comptes rattachés - - - - - - - (22 086) (22 086) (22 086) Autres dettes d’exploitation - - (606) - - - - (4 835) (5 441) (5 441) Dettes financières courantes (6 158) - - (3 517) - - - - (9 675) (9 675) Autres passifs financiers courants - - (87) - (40) (14) (26) - (167) (167) Total passifs financiers (11 016) - (693) (21 068) (137) (63) (26) (26 923) (59 926) (60 616) Total passifs non financiers - - - - - - - - (104 123) - Total passifs - - - - - - - - (164 049) - (a) Les titres disponibles à la vente sont évalués à la juste valeur à l’exception des titres non cotés (voir les notes 1M 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 de l’annexe aux comptes consolidés). Au 31 décembre 2010 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 - - - - - - - - 95 019 - Total actifs - - - - - - - - 143 718 - Dettes financières non courantes (3 186) - - (17 419) (178) - - - (20 783) (21 172) Fournisseurs et comptes rattachés - - - - - - - (18 450) (18 450) (18 450) Autres dettes d’exploitation - - (559) - - - - (3 015) (3 574) (3 574) Dettes financières courantes (5 916) - - (3 737) - - - - (9 653) (9 653) Autres passifs financiers courants - - (147) - (12) - - - (159) (159) Total passifs financiers (9 102) - (706) (21 156) (190) - - (21 465) (52 619) (53 008) Total passifs non financiers - - - - - - - - (91 099) - Total passifs - - - - - - - - (143 718) - (a) Les titres disponibles à la vente sont évalués à la juste valeur à l’exception des titres non cotés (voir les notes 1M 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 de l’annexe aux comptes consolidés). 29) Instruments financiers hors dérivés d’énergie A) Impact en résultat par nature d’instruments financiers L’effet en résultat des actifs et passifs opérationnels est le suivant : (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Actifs disponibles à la vente (Autres titres) : – revenus des participations 223 330 255 – résultat de cession 516 103 60 Prêts et créances (20) (34) 90 Impact sur le résultat opérationnel net 659 370 388 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) 2012 2011 2010 Prêts et créances 80 271 133 Passifs de financement et instruments de couverture associés (675) (730) (469) Couverture de juste valeur (inefficacité) 4 17 4 Actifs et passifs détenus à des fins de transaction 20 2 (2) Impact sur le coût de la dette nette (571) (440) (334) L’effet en résultat comprend principalement : – les produits financiers de la trésorerie, des équivalents de trésorerie, des actifs financiers courants (notamment dépôts à plus de trois mois) classés dans la rubrique « Prêts et créances » ; – les frais financiers du financement long terme des filiales et les instruments de couverture adossés (hors inefficacité de la couverture détaillée ci-dessous) ainsi que les frais financiers du financement court terme classés dans la rubrique « Passifs de financement et instruments de couverture associés » ; – l’inefficacité de la couverture des emprunts obligataires ; – les produits financiers, les charges financières et la réévaluation de juste valeur des instruments dérivés court terme de gestion B) Impact des stratégies de couverture Couverture de la dette financière (fair value hedge) de la trésorerie classés dans la rubrique « Actifs et passifs détenus à des fins de transaction ». Les instruments financiers dérivés court terme de gestion de la trésorerie (taux et change) sont considérés comme utilisés à des fins de transaction. En effet, du fait des modalités pratiques d’identification de ces instruments, le Groupe n’a pas jugé approprié de mettre en œuvre une comptabilité de couverture. L’effet en résultat de ces instruments dérivés est compensé par celui des prêts et dettes financières courantes auxquels ils se rattachent. Ainsi, l’impact de ces transactions appréhendées globalement n’apparaît pas comme significatif sur les comptes L’impact en résultat des instruments de couverture adossés aux emprunts obligataires, comptabilisé dans la rubrique du compte de résultat consolidé « Coût de l’endettement financier brut », se décompose de la manière suivante : (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Effet de la réévaluation des emprunts obligataires 321 (301) (1 164) Swaps de couverture des emprunts obligataires (317) 318 1 168 Inefficacité de la couverture de juste valeur 4 17 4 L’inefficacité n’est pas représentative de la performance du Groupe compte tenu de l’objectif de conduire les swaps à leur terme. La part court terme de la valorisation des swaps ne fait pas l’objet d’une gestion active. Instruments qualifiés de couverture d’investissements nets en devise (net investment hedge) Ils sont comptabilisés directement en résultat global dans la rubrique « Écart de conversion ». Les variations de l’exercice sont détaillées (en millions d’euros) 1er janvier 31 décembre Au 31 décembre 2012, le Groupe n’a plus de contrats à terme non dénoués au titre de ces couvertures. La juste valeur des contrats à terme 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) 2012 2011 2010 Profit (Perte) comptabilisé en capitaux propres au cours de la période 65 (84) (80) Montant repris des capitaux propres et comptabilisé en résultat de la période 87 (47) (115) Aux 31 décembre 2012, 2011 et 2010, 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 2012 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 - - - - - - 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) (84) 591 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 430 3 614 - - - - - - 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) - - - - - - - Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements nets 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 Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (40) 642 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 383 2 349 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (49) 967 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 5 749 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (14) 582 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 12 908 - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture Change à terme (actif) - - - - - - - - Change à terme (passif) (26) 881 - - - - - - Total change à terme détenus à des fins de couverture d’investissements nets (26) 881 881 - - - - - Instruments détenus à des fins de transaction Autres swaps de taux (actif) 1 3 605 - - - - - - Autres swaps de taux (passif) (2) 14 679 - - - - - - Change à terme (actif) 158 6 984 - - - - - - Change à terme (passif) (85) 4 453 - - - - - - (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. (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) (178) 2 244 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) (12) 592 - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) 292 2 815 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) - - - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (actif) 56 1 957 - - - - - - Total swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (part à moins d’un an) (passif) - - - - - - - - à taux fixe (part à moins d’un an) (actif) - - - - - - - - Swaps de couverture de la dette obligataire Swaps de couverture de la dette obligataire Total swaps de couverture de la dette obligataire Instruments détenus à des fins de couverture à taux fixe (part à moins d’un an) (actif et passif) - - - - - - - - Change à terme (actif) 6 381 - - - - - - Change à terme (passif) - - - - - - - - Total change à terme détenus à des fins de couverture d’investissements nets 6 381 381 - - - - - Instruments détenus à des fins de transaction Autres swaps de taux (actif) 1 6 463 - - - - - - Autres swaps de taux (passif) (3) 11 395 - - - - - - Change à terme (actif) 37 1 532 - - - - - - Change à terme (passif) (144) 6 757 - - - - - - (a) Ces montants fixent le niveau d’engagement notionnel sans être représentatifs d’une perte ou d’un gain latent. Les justes valeurs des instruments financiers hors dérivés d’énergie sont hiérarchisées de la manière suivante : 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 Au 31 décembre 2010 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données Instruments détenus à des fins de couverture de flux futurs - 56 - 56 Instruments détenus à des fins de couverture d’investissements nets - 6 - 6 Instruments détenus à des fins de transaction - (109) - (109) La description des différents niveaux de juste valeur est présentée dans la note 1M (v) de l’annexe aux comptes consolidés. 30) Instruments dérivés d’énergie et assimilés, swaps de taux de fret Les instruments dérivés liés aux activités du pétrole, du gaz et de l’électricité ainsi que les instruments dérivés de change associés sont comptabilisés pour leur juste valeur dans les rubriques « Autres créances » ou « Autres créditeurs et dettes diverses » suivant qu’il s’agit Actif / (Passif) Valeur nette comptable Juste valeur (b) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret Swaps de pétrole brut et de produits pétroliers (26) (26) Swaps de taux de fret - - Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (47) (47) Total Gas & Power 272 272 Montant de juste valeur non reconnue au bilan - (a) Forwards : les contrats physiques sont assimilés à des instruments dérivés d’énergie et figurent dans les montants présentés. (b) Lorsque la juste valeur des instruments dérivés cotés sur un marché organisé (futures, options sur futures et swaps) est présentée nette de l’appel de marge reçu ou versé au bilan du Groupe, cette juste valeur est mise à zéro. Actif / (Passif) Valeur nette comptable Juste valeur (b) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret Swaps de pétrole brut et de produits pétroliers 3 3 Swaps de taux de fret - - Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (37) (37) Total Gas & Power 506 506 Montant de juste valeur non reconnue au bilan - (a) Forwards : les contrats physiques sont assimilés à des instruments dérivés d’énergie et figurent dans les montants présentés. (b) Lorsque la juste valeur des instruments dérivés cotés sur un marché organisé (futures, options sur futures et swaps) est présentée nette de l’appel de marge reçu ou versé au bilan du Groupe, cette juste valeur est mise à zéro. Actif / (Passif) Valeur nette comptable Juste valeur (b) Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret Swaps de pétrole brut et de produits pétroliers (2) (2) Swaps de taux de fret - - Total pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 38 38 Total Gas & Power (98) (98) Montant de juste valeur non reconnue au bilan - (a) Forwards : les contrats physiques sont assimilés à des instruments dérivés d’énergie et figurent dans les montants présentés. (b) Lorsque la juste valeur des instruments dérivés cotés sur un marché organisé (futures, options sur futures et swaps) est présentée nette de l’appel de marge reçu ou versé au bilan du Groupe, cette juste valeur est mise à zéro. 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 : (en millions d’euros) au 1er janvier en résultat dénoués 31 décembre Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret 2012 (37) 1 694 (1 705) 1 (47) 2010 (28) 1 556 (1 488) (2) 38 2011 (98) 899 (295) - 506 2010 134 410 (648) 6 (98) Les justes valeurs des instruments dérivés d’énergie sont hiérarchisées de la manière suivante : 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 Au 31 décembre 2010 Prix cotés sur Prix basés sur Prix basés sur Total (en millions d’euros) un marché actif des données des données Activités pétrole brut, produits pétroliers et taux de fret (10) 48 - 38 Activités Gas & Power 50 (148) - (98) 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’annexe aux comptes consolidés. L’activité Trading-Shipping mesure son exposition au risque de marché relatif aux activités de négoce de pétrole brut, de produits raffinés et de taux de fret, c’est à dire la perte potentielle en juste valeur, en mettant en œuvre une méthode d’évaluation de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque de marché découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché sur une période d’une journée de cotation. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les 400 derniers jours ouvrés pour tous les instruments et échéances dans les activités internationales de négoce. Les options sont systématiquement réévaluées en utilisant La probabilité de variation de juste valeur correspond à un intervalle de confiance de la valeur en risque de 97,5%. Cela signifie que le portefeuille n’enregistrerait une perte supérieure au montant de la valeur en risque qu’une seule fois sur une période de 40 jours ouvrés si l’exposition au risque du portefeuille restait inchangée. Trading-Shipping : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture L’activité de trading de gaz, d’électricité et de charbon met en œuvre des instruments dérivés tels que les futures, forwards, swaps et options, tant sur les marchés organisés que sur les marchés de gré à gré, le dénouement des transactions prenant généralement la forme de livraisons physiques. L’exposition au risque de marché, c’est-à-dire la perte potentielle en juste valeur, est évaluée en mettant en œuvre une méthode de « valeur en risque ». Cette technique est fondée sur un modèle de simulation historique et mesure le risque découlant des variations potentielles futures de valeurs de marché journalières. Le calcul du montant des variations potentielles des justes valeurs prend en compte un relevé des expositions au risque à la fin de la journée et un état des mouvements de prix historiques sur les deux années écoulées pour tous les instruments et échéances. Trading de gaz et d’électricité : valeur en risque avec une probabilité de 97,5% (en millions d’euros) Plus élevée Plus faible Moyenne Clôture Le Groupe met en œuvre une politique rigoureuse de gestion et de surveillance de ces risques de marché. Celle-ci s’appuie, d’une part, sur une séparation des fonctions d’engagement des opérations et des fonctions de contrôle et, d’autre part, sur un système d’information intégré qui permet un suivi en temps réel des activités. Des limites d’intervention sont approuvées par le Comité exécutif et font l’objet d’un contrôle quotidien. Afin de garantir la souplesse des interventions et la liquidité des positions, les activités de couverture sont conduites avec des contreparties nombreuses et indépendantes, telles que les autres compagnies pétrolières, les grands producteurs ou consommateurs d’énergie et les institutions financières. Un dispositif de limites par contrepartie est mis en œuvre et un suivi régulier des encours par contrepartie est effectué. Dans le cadre de son activité de financement et de gestion de la trésorerie, le Groupe utilise des instruments financiers dérivés afin de gérer son exposition aux fluctuations des taux d’intérêt et des cours de change de devises étrangères. Il s’agit principalement de swaps de taux d’intérêt et de devises. Le Groupe peut également, plus occasionnellement, utiliser des contrats de futures et options. Les opérations en cours et leur traitement comptable sont présentés dans les notes 1M, 20, 28 et 29 de l’annexe aux comptes consolidés. La gestion des risques relatifs aux activités de trésorerie et aux instruments financiers de taux et de change obéit à des règles strictes qui sont définies par la Direction générale du Groupe et qui prévoient la centralisation par la direction Financement-Trésorerie des liquidités, des positions et de la gestion des instruments financiers. Les excédents de liquidités du Groupe qui en résultent sont essentiellement placés sous forme de dépôts, de prises en pension ou d’achats de papier auprès de banques de dépôt, d’institutions étatiques ou de sociétés de premier plan. La gestion s’organise autour d’un département Salle des marchés spécialisé dans l’intervention sur les marchés financiers de change Toute contrepartie bancaire avec laquelle le Groupe souhaite travailler pour des opérations de marché doit avoir été préalablement autorisée après appréciation de sa solidité financière (analyse multicritères intégrant notamment une étude de la capitalisation boursière, du taux de Credit Default Swap (CDS), de la notation par les agences Standard & Poor’s et Moody’s, laquelle doit être de première qualité, et de la situation financière en général). Une limite globale d’encours autorisé est définie pour chaque banque et répartie entre les filiales et les entités centrales de trésorerie du Groupe en fonction des besoins pour les activités financières. Pour réduire le risque de valeur de marché sur ses engagements, en particulier sur les swaps mis en place dans le cadre des émissions obligataires, la direction Financement–Trésorerie a également développé un système d’appel de marge mis en place avec Le Groupe s’efforce de minimiser le risque de change de chaque entité par rapport à sa monnaie fonctionnelle (principalement l’euro, le dollar, le dollar canadien, la livre sterling et la couronne norvégienne). Pour le risque de change généré par l’activité commerciale, la couverture des revenus et coûts en devises étrangères s’effectue essentiellement par des opérations de change au comptant et parfois à terme. Le Groupe ne couvre que rarement des flux prévisionnels et il peut notamment dans ce cas, avoir recours à des options. Pour les risques de change liés aux actifs à long terme comptabilisés dans une autre devise que l’euro, le Groupe a une politique de couverture permettant de réduire le risque de change associé, en adossant un financement dans cette autre devise. L’exposition nette au risque de change court terme est suivie régulièrement, en référence à un dispositif de limites définies par Le département Contrôle-Gestion des flux, au sein de la direction Financement-Trésorerie, assure la surveillance quotidienne des limites des engagements par banque, des positions, et du résultat de la Salle des marchés. Il procède à la valorisation de la valeur de marché des instruments financiers utilisés et, le cas échéant, Les dettes financières non courantes décrites dans la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés sont, en général, contractées par les entités centrales de trésorerie, soit directement en dollars, en euros, ou en dollars canadiens, soit dans des devises échangées contre des dollars, des euros ou des dollars canadiens selon les besoins généraux du Groupe, par le biais de swaps d’émission. Le produit de cet endettement est prêté à des filiales dont les comptes sont tenus en dollars, en dollars canadiens ou en euros. Il en résulte que la sensibilité nette de ces positions au risque 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. 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 Sensibilité aux risques de taux d’intérêt et de change Gestion du risque de taux sur la dette à long terme La politique du Groupe vise à s’endetter à long terme, principalement à taux variable, ou à taux fixe en cas d’opportunité lors de l’émission en fonction du niveau des taux d’intérêt, en dollars, en euros, ou en dollars canadiens, selon les besoins généraux du Groupe. Des swaps de taux et de change à long terme peuvent être adossés, à l’émission, aux emprunts obligataires, afin de créer une dette synthétique à taux variable ou à taux fixe. Pour modifier partiellement la structure de taux d’intérêt de la dette à long terme, TOTAL peut également conclure des swaps de taux d’intérêt à long terme. Les tableaux ci-après présentent l’impact potentiel d’une translation d’une amplitude de 10 points de base des courbes de taux d’intérêt dans chacune des devises sur la valeur de marché des instruments financiers en cours au 31 décembre des exercices 2012, 2011 et 2010. 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) (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 - - Emprunts obligataires avant swaps (hors part à moins d’un an) (20 019) (20 408) 86 (84) Swaps de couverture de la dette obligataire à taux fixe (passif) (178) (178) - - Part à moins d’un an des dettes financières non courantes après swaps Autres swaps de taux (2) (2) 3 (3) Swaps de change et contrats à terme de devises (101) (101) - - 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) 2012 2011 2010 Coût de la dette nette (571) (440) (334) Translation des taux d’intérêt de : +10 points de base (11) (10) (11) -10 points de base 11 10 11 +100 points de base (106) (103) (107) -100 points de base 106 103 107 En raison de la politique de gestion du risque de change décrite précédemment, la sensibilité du Groupe au risque de change est principalement influencée par la situation nette des filiales dont les monnaies fonctionnelles sont le dollar et, dans une moindre proportion, la livre sterling, la couronne norvégienne et le dollar canadien. Cette sensibilité est reflétée par l’évolution historique des écarts de conversion imputés dans les capitaux propres consolidés qui, au cours des trois derniers exercices, et essentiellement du fait de l’évolution du dollar et de la livre sterling, ont été les suivants : Au 31 décembre 2012 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (1 488) - (781) (823) 116 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 (962) - 127 (923) (166) instruments non dénoués (26) - (25) (1) - Au 31 décembre 2010 Total Euro Dollar Livre Autres devises (en millions d’euros) sterling et sociétés mises couverture d’investissement net (2 501) - (1 237) (1 274) 10 instruments non dénoués 6 - 6 - - 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 26 millions d’euros en 2012, gain de 118 millions d’euros en 2011, résultat nul en 2010). Le Groupe détient un ensemble de participations dans des sociétés cotées (voir les notes 12 et 13 de l’annexe aux comptes consolidés) dont la valeur boursière totale fluctue notamment en fonction de la tendance des marchés boursiers mondiaux, de la valorisation des secteurs d’activité respectifs auxquels ces sociétés appartiennent et des données économiques et financières propres à chacune TOTAL S.A. bénéficie de lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales, lui permettant de constituer une réserve Le montant de ces lignes de crédit au 31 décembre 2012 s’élève pas utilisés. Les contrats relatifs aux lignes de crédit accordées à TOTAL S.A. ne contiennent pas de dispositions conditionnant les termes et modalités du crédit octroyé aux ratios financiers de la Société, à la notation de sa solidité financière par les agences spécialisées ou à la survenance d’événements susceptibles d’avoir un impact significativement défavorable sur sa situation financière. Pour information, le montant global des principales lignes de crédit confirmées, accordées par des banques internationales aux sociétés du Groupe (y compris TOTAL S.A.) s’élève à 11 328 millions de dollars au 31 décembre 2012, dont 10 921 millions de dollars ne sont pas utilisés. Les lignes de crédit accordées aux sociétés du Groupe autres que TOTAL S.A. ne sont pas destinées à financer les besoins généraux du Groupe : elles sont destinées à financer soit les besoins généraux de la filiale emprunteuse, soit un projet Les tableaux ci-après représentent l’échéancier des actifs et passifs liés aux activités de financement au 31 décembre des exercices 2012, 2011 et 2010 (voir la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés). (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) non courantes (746) (625) (519) (405) (352) (1 078) (3 725) Montant net 4 708 (4 122) (3 759) (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) (principal hors intérêts) - (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (18 913) Dettes financières courantes (9 653) - - - - - (9 653) Autres passifs financiers courants (159) - - - - - (159) Montant net avant charges financières 5 882 (3 355) (3 544) (2 218) (3 404) (6 392) (13 031) financières non courantes (843) (729) (605) (450) (358) (1 195) (4 180) Montant net 5 500 (3 750) (3 996) (2 635) (3 760) (7 665) (16 306) Par ailleurs, le Groupe garantit la dette bancaire et les locations financement de certaines filiales non consolidées et de sociétés mises en équivalence. Ces garanties peuvent être appelées en cas de défaut de la filiale dans ses obligations contractuelles et ne sont pas couvertes par des sûretés sur des actifs du Groupe. Les montants et échéances au titre de ces garanties financières sont présentés dans la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés dans la rubrique « Garanties données sur emprunts ». Le Groupe garantit également les passifs courants de certaines filiales non consolidées et serait ainsi appelé en cas de cessation de paiement d’une de ces filiales. Les montants et échéances au titre de ces garanties financières sont présentés dans la note 23 de l’annexe aux comptes consolidés dans la rubrique « Garanties Le tableau ci-après reprend les actifs et passifs financiers liés aux activités opérationnelles au 31 décembre des exercices 2012, 2011 et 2010 (voir la note 28 de l’annexe aux comptes consolidés). Actif / (Passif) 2012 2011 2010 Fournisseurs et comptes rattachés (21 648) (22 086) (18 450) Autres dettes d’exploitation (5 904) (5 441) (3 574) dont instruments dérivés d’énergie (passif) (482) (606) (559) 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) 2012 2011 2010 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 2012, le montant reçu, net des versements, au titre de ces appels de marge s’élève à 1 635 millions d’euros La gestion du risque de crédit dans les différents secteurs Les risques nés de la signature des accords pétroliers avec les autorités étatiques et les partenaires pétroliers, ou de l’attribution de contrats de fourniture à long terme qui sont indispensables pour entreprendre des projets, sont évalués par le processus d’approbation des opérations pétrolières. Le caractère long terme des contrats et l’existence de clients de premier rang impliquent un risque de crédit faible. Les risques liés à des opérations commerciales, autres que celles décrites ci-dessus et dans la pratique placées directement sous le contrôle des filiales, font l’objet de procédures de fixation d’encours de crédit et de revue des encours. Les créances clients font l’objet d’une dépréciation au cas par cas sur la base de l’antériorité des créances et de l’appréciation de la direction sur les circonstances de fait. \- dans 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 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. 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 \- 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 opérations sont conduites avec des contreparties commerciales et des institutions financières partout dans le monde. Les contreparties commerciales sur les opérations physiques et de dérivés sont principalement des compagnies pétrolières ou gazières ou des sociétés de négoce de produits énergétiques et des institutions financières. Les couvertures sur les risques de crédit sont conclues avec des institutions financières, banques internationales ou compagnies d’assurance, sélectionnées selon des critères stricts. Le Trading-Shipping met en œuvre une politique rigoureuse de gestion des délégations de pouvoir internes qui encadre la fixation des limites de crédit sur les pays et les contreparties ainsi que l’approbation des opérations spécifiques. Les risques de crédit découlant de ces limites et de ces autorisations sont Les contreparties potentielles font l’objet d’une analyse de crédit et sont approuvées avant la conclusion des transactions ; une revue régulière est faite de toutes les contreparties actives incluant une révision de l’évaluation et un renouvellement des limites autorisées. Le crédit des contreparties est apprécié en fonction de données quantitatives et qualitatives sur leur solidité financière et sur les risques commerciaux, et s’adosse également aux informations venant du marché ou de tiers extérieurs telles que les notations publiées par Standard & Poor’s, Moody’s Lorsque cela est possible, des cadres contractuels sont négociés pour permettre, par le biais de compensation entre les transactions, l’optimisation de la gestion du risque ; des clauses protectrices additionnelles autorisant des appels de fonds ou des garanties à titre de sûreté en cas de détérioration financière ou permettant l’annulation des transactions en cas de défaillance sont Les risques de crédit dépassant les niveaux autorisés sont couverts par des lettres de crédit et d’autres types de garanties, par des dépôts de trésorerie et des assurances. Les risques sur dérivés sont couverts par des contrats d’appel de marge lorsque 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 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.). À la connaissance de TOTAL, il n’existe pas de faits exceptionnels, litiges, risques ou engagements hors bilan, susceptibles d’avoir un impact significatif sur la situation financière, le patrimoine, le résultat ou les activités du Groupe. – Aux États-Unis, les actions pour lesquelles la responsabilité civile de TOTAL S.A. a été mise en cause en tant que société mère ont été closes sans conséquences financières significatives pour Les principaux litiges en matière de concurrence auxquels les sociétés du Groupe sont confrontées sont décrits ci-après. Dans le cadre de la scission d’Arkema (1) intervenue en 2006, TOTAL S.A. et certaines sociétés du Groupe ont consenti une garantie couvrant les éventuelles conséquences pécuniaires des procédures en matière d’entente anticoncurrentielle se rapportant à des faits antérieurs à cette scission dont Arkema Cette garantie couvre, pendant une durée de dix ans à compter du jour de la scission, 90% des sommes qui seraient payées par Arkema à raison de condamnations infligées par les autorités communautaires ou nationales de concurrence d’un État membre de l’Union européenne pour violation des règles en matière d’entente, (ii) de condamnations infligées par les autorités de concurrence ou les tribunaux américains pour violation des règles du droit fédéral de la concurrence ou du droit d’un État des États-Unis d’Amérique en matière d’entente, de dommages et intérêts au titre d’éventuelles procédures civiles relatives aux faits faisant l’objet des décisions de condamnations susmentionnées et (iv) de certains frais liés à ces procédures. La garantie visant les procédures en matière d’ententes anticoncurrentielles en Europe s’applique au-delà d’une franchise de 176,5 millions d’euros. Réciproquement, les sommes auxquelles pourrait être condamnée TOTAL S.A. ou l’une des sociétés du Groupe au titre de l’ensemble des procédures couvertes par la garantie, en Europe, sont conventionnellement mises à la charge d’Arkema à concurrence de 10% de leur montant. La garantie deviendrait caduque dans l’hypothèse où une personne physique ou morale, agissant seule ou de concert avec d’autres, viendrait à détenir, directement ou indirectement, plus du tiers des droits de vote d’Arkema ou si Arkema transférait, en une ou plusieurs fois à un même tiers ou à plusieurs tiers agissant de concert, quelles que soient les modalités de ce transfert, des actifs représentant, en valeur d’entreprise, plus de 50% de la valeur d’Arkema à la date du transfert concerné. – En Europe, les amendes infligées par la Commission européenne depuis 2006 à l’encontre de sociétés du Groupe dans sa configuration antérieure à la scission font suite à cinq procédures engagées par la Commission européenne entre 2000 et 2004 dont quatre sont aujourd’hui terminées, la cinquième restant en attente d’une décision d’appel sur un recours engagé par Arkema et les sociétés du Groupe concernées. Sur le plan financier, la totalité des amendes prononcées dans les cinq affaires a atteint un montant de 385,47 millions d’euros aujourd’hui entièrement acquitté. Ainsi, une fois déduite la franchise, le montant global pris en charge et acquitté par le Groupe depuis la scission au titre de la garantie ci-dessus décrite s’est élevé à 188,07 millions d’euros (2), montant auquel s’ajoute une somme de 31,31 millions d’euros d’intérêts également payée. Ces montants n’ont pas été modifiés au cours de l’exercice 2012. – Par ailleurs, des procédures civiles ont été engagées contre Arkema et d’autres groupes de sociétés devant des juridictions allemande et néerlandaise respectivement en 2009 et 2011 à l’initiative de tiers alléguant de préjudices à la suite de deux procédures engagées par la Commission européenne visées ci-dessus. TOTAL S.A. a été appelée en déclaration de jugement commun devant la juridiction allemande. À ce stade, les chances de succès comme la portée financière de ces procédures restent incertaines tant en raison des nombreuses difficultés juridiques qu’elles soulèvent que de l’absence de documentation des demandes et d’évaluations des préjudices allégués. Bien qu’Arkema ait mis en œuvre à partir de 2001 un plan visant la mise en conformité des pratiques de ses salariés avec les règles sur la concurrence, il ne peut toutefois être exclu que d’autres procédures concernant Arkema pour des faits antérieurs à la scission puissent être mises en œuvre à l’initiative des autorités compétentes qui pourraient décider d’y impliquer Elf Aquitaine et / ou TOTAL S.A. en leur qualité de maison mère Dans le cadre de l’ensemble des litiges mentionnés ci-dessus, une provision d’un montant de 17 millions d’euros reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2012. (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. (2) Pour mémoire ce montant fait abstraction d’une affaire ayant donné lieu antérieurement à la scission à une condamnation d’Arkema et d’Elf Aquitaine à une amende se décomposant en un montant de 45 millions d’euros infligé solidairement aux deux sociétés et en un montant de 13,5 millions d’euros infligé à Arkema seule. Dans le secteur Marketing & Services – À la suite d’une communication de griefs adressée à Total Nederland N.V. ainsi qu’à TOTAL S.A. en sa qualité de maison mère par la Commission européenne, Total Nederland N.V. a été condamnée en 2006 à une amende de 20,25 millions d’euros, pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable à hauteur de 13,5 millions d’euros. TOTAL S.A. a engagé un recours contre cette décision qui a été rejeté – De même, à la suite d’une communication de griefs adressée par la Commission européenne à Total Raffinage Marketing (anciennement dénommée Total France), ainsi qu’à TOTAL S.A., visant des pratiques se rapportant à une ligne de produits du secteur Marketing & Services, Total Raffinage Marketing a été condamnée en 2008 à une amende de 128,2 millions d’euros qu’elle a intégralement acquittée, pour laquelle TOTAL S.A. a été déclarée solidairement responsable en tant que société mère. Le recours engagé par le Groupe contre cette décision est toujours pendant devant la juridiction communautaire compétente. – Par ailleurs, les procédures civiles engagées au Royaume-Uni ainsi qu’aux Pays-Bas contre TOTAL S.A., Total Raffinage Marketing et contre d’autres groupes de sociétés à l’initiative de tiers alléguant de préjudices à la suite des poursuites engagées par la Commission européenne se poursuivent. À ce stade, les chances de succès comme la portée financière de ces procédures restent incertaines en raison des nombreuses difficultés qu’elles soulèvent tant sur le plan juridique que du point de vue de l’évaluation des préjudices allégués. Dans le cadre de l’ensemble des litiges mentionnés ci-dessus, une provision de 30 millions d’euros reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2012. Quelle que soit l’évolution des enquêtes et procédures décrites ci-dessus, le Groupe considère que leur issue ne devrait avoir d’impact significatif, ni sur sa situation financière, ni sur ses Une explosion est survenue le 21 septembre 2001 dans une usine de la société Grande Paroisse située à Toulouse en France. L’activité principale de Grande Paroisse (ex-filiale d’Atofina devenue filiale d’Elf Aquitaine Fertilisants au 31 décembre 2004 dans le cadre de la réorganisation du secteur Chimie du Groupe) résidait alors dans la production et la commercialisation de fertilisants pour le marché de l’agriculture. L’explosion s’est produite dans une zone de stockage de l’usine où étaient entreposés des granulés de nitrate d’ammonium déclassés et a détruit une partie du site. Cette explosion a provoqué la mort de trente et une personnes, dont vingt et une travaillant sur le site, blessé de nombreuses personnes et causé des dommages matériels importants dans une partie de la ville de Toulouse. 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 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, son Président-directeur général au moment des faits. En raison de la présomption de responsabilité civile qui pèse légalement sur Grande Paroisse, le Tribunal a déclaré Grande Paroisse civilement responsable des dommages causés aux victimes par l’explosion en sa qualité de gardienne et exploitante de l’usine. Le Parquet, suivi en cela par des parties civiles, a interjeté appel du jugement rendu par le Tribunal correctionnel de Toulouse. Grande Paroisse, afin de préserver ses droits, a également formé appel incident sur les dispositions civiles. 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 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. Au 31 décembre 2012, il subsiste au bilan consolidé du Groupe une provision d’un montant de 17 millions d’euros. 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 Le 11 décembre 2005, plusieurs explosions, suivies d’un important incendie, sont survenues à Buncefield, au nord de Londres, dans un dépôt pétrolier exploité par Hertfordshire Oil Storage Limited (HOSL), société détenue à 60% par la filiale britannique de TOTAL et à 40% par un autre groupe pétrolier. L’explosion a fait des blessés, dont la grande majorité a subi des blessures légères, et a causé des dommages matériels au dépôt ainsi qu’à des bâtiments et des résidences situés à proximité du dépôt. La cause retenue par la commission d’enquête mise en place par les pouvoirs publics est le débordement d’essence d’un bac du dépôt. Le rapport définitif de cette commission a été déposé le 11 décembre 2008. Le procès civil, concernant les différends non réglés à l’amiable, a eu lieu d’octobre à décembre 2008\. La décision rendue en premier ressort le 20 mars 2009 déclare la filiale britannique de TOTAL responsable de l’accident survenu et tenue seule d’indemniser les victimes. Celle-ci a interjeté appel de cette décision. Le procès en appel s’est tenu en janvier 2010\. La cour d’appel, par décision du 4 mars 2010, a confirmé le jugement de première instance. La Supreme Court du Royaume-Uni a partiellement autorisé la filiale britannique de TOTAL à former un pourvoi contre cette décision. La filiale britannique de TOTAL a finalement décidé de se désister de ce recours en raison Le Groupe est assuré pour les dommages à ces installations, les pertes d’exploitation et les réclamations des tiers dans le cadre de sa responsabilité civile. Le montant de la provision au titre de la responsabilité civile figurant dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2012 s’élève à 1 million d’euros après prise en compte des paiements effectués. Le Groupe considère que, dans l’état actuel des informations à sa disposition, sur la base d’une estimation raisonnable des montants à sa charge dans cette affaire et compte tenu des montants provisionnés, cet accident ne devrait pas avoir d’impact significatif sur la situation financière ou les résultats consolidés du Groupe. Par ailleurs, le 1er décembre 2008, cinq sociétés, dont la filiale britannique de TOTAL, se sont vues notifier un acte de poursuites pénales émanant du Health and Safety Executive (HSE) et de l’Environment Agency (EA). Par décision du 16 juillet 2010, la filiale britannique a été condamnée au paiement d’une amende de 3,6 millions de livres sterling, qui a été payée. La décision tient compte d’un certain nombre d’éléments qui ont atténué les charges qui lui étaient reprochées. À la suite du sinistre en décembre 1999 du pétrolier Erika qui transportait des produits appartenant à une société du Groupe, le Tribunal de grande instance de Paris statuant en matière correctionnelle a, par jugement en date du 16 janvier 2008, déclaré TOTAL S.A. coupable du délit de pollution maritime en retenant à son encontre une faute d’imprudence dans la mise en œuvre de sa procédure de sélection du navire (procédure de vetting), condamnant TOTAL S.A. à payer une amende de 375 000 euros. Ce jugement prévoit aussi le versement d’indemnités aux victimes de la pollution de l’Erika pour un montant total de 192 millions d’euros, et la condamnation de TOTAL S.A. au paiement de ces indemnités solidairement avec la société de contrôle et de classification de l’Erika, l’armateur de l’Erika et le gestionnaire de l’Erika. TOTAL S.A. a interjeté appel de la décision rendue le 16 janvier 2008, proposant néanmoins aux parties civiles qui le demandaient le paiement définitif et irrévocable des sommes qui leur avaient été respectivement allouées par le Tribunal de grande instance de Paris. Quarante deux parties civiles ont été indemnisées pour un montant total de 171,5 millions d’euros. Par arrêt en date du 30 mars 2010, la cour d’appel de Paris a confirmé le jugement de première instance condamnant TOTAL S.A. au paiement d’une amende de 375 000 euros au titre du délit de Toutefois, sur le plan civil, la cour d’appel de Paris a écarté la responsabilité civile de TOTAL S.A. au regard des conventions internationales applicables et en conséquence n’a prononcé de ce chef aucune condamnation contre TOTAL S.A. TOTAL S.A. a décidé de se pourvoir en cassation sur les seules Par arrêt en date du 25 septembre 2012, la Cour de cassation a rejeté le pourvoi formé par TOTAL S.A. et confirmé sa condamnation pénale au titre du délit de pollution maritime. Sur le plan civil, la Cour de cassation a cassé l’arrêt d’appel et retenu la responsabilité de TOTAL S.A. En conséquence, TOTAL S.A. est condamnée de ce fait, solidairement avec la société de contrôle et de classification, l’armateur et le gestionnaire de l’Erika, au paiement des indemnités allouées par la cour d’appel de Paris aux parties civiles en 2010. La quasi-totalité des indemnisations allouées aux parties civiles a d’ores et déjà été payée par les parties intéressées. Dès lors, la décision de la Cour de cassation n’a pas emporté de conséquences 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 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 porte sur un accord conclu par la Société avec des consultants au sujet de champs d’hydrocarbures en Iran et tend à vérifier si des paiements effectués en vertu de cet accord auraient bénéficié à des officiels iraniens en méconnaissant la loi anticorruption américaine (le « FCPA ») et les obligations comptables de la Société. La Société coopère pleinement à ces investigations. Depuis 2010, TOTAL est en discussion avec les autorités américaines (DoJ et SEC) afin d’envisager, comme il est habituel aux États-Unis dans ce type de procédures, la conclusion de transactions qui mettraient un terme à cette affaire, en contrepartie du respect par TOTAL d’un certain nombre d’obligations, dont le paiement d’une amende et d’une compensation civile, sans aveu de culpabilité. Les autorités américaines ont proposé des projets d’accords qui pourraient être acceptés par TOTAL. En conséquence, et même si les discussions ne sont pas encore finalisées, une provision de 398 millions de dollars inchangée depuis sa comptabilisation au 30 juin 2012, reflétant la meilleure estimation des coûts potentiels liés à la résolution de ces procédures, reste constituée dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2012. 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. À ce stade, 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. TOTAL coopère à cette enquête non publique. Les conditions d’application des résolutions de l’Organisation des Nations unies (ONU) en Irak dites « pétrole contre nourriture » font l’objet d’enquêtes dans plusieurs pays. Dans le cadre d’une information judiciaire ouverte à Paris, des salariés ou anciens salariés du Groupe ont fait l’objet d’une mise en examen pour complicité d’abus de biens sociaux et / ou complicité de corruption d’agents publics étrangers. Le Président-directeur général de la Société, à l’époque Directeur général Exploration & Production du Groupe, a également fait l’objet d’une mise en examen en octobre 2006. En 2007, l’instruction pénale a été clôturée et l’affaire a été communiquée au Parquet. En 2009, le Parquet a requis un non-lieu pour l’ensemble des salariés et anciens salariés du Groupe ainsi que pour le Président-directeur général de TOTAL. Début 2010, malgré l’avis du Parquet, un nouveau juge d’instruction a décidé de mettre en examen TOTAL S.A. pour corruption ainsi que pour complicité et recel de trafic d’influence. Cette mise en examen intervient huit ans après le début de l’instruction, sans qu’aucun élément nouveau n’ait été versé au dossier. En octobre 2010, le Parquet a de nouveau requis un non-lieu pour TOTAL S.A. ainsi que pour l’ensemble des salariés et anciens salariés du Groupe et le Président-directeur général de TOTAL. Néanmoins, par ordonnance notifiée début août 2011, le juge d’instruction a décidé de renvoyer l’affaire devant le Tribunal correctionnel. L’audience a débuté fin janvier 2013 et devrait La Société s’est toujours conformée aux règles du programme « pétrole contre nourriture » organisé en 1996 sous l’égide de Le rapport Volcker de la commission d’enquête indépendante créée par l’ONU avait d’ailleurs écarté tout grief de corruption dans le cadre du programme « pétrole contre nourriture » concernant TOTAL. Dans le cadre d’une enquête lancée par le procureur de la République du Tribunal de Potenza, Total Italia et certains collaborateurs du Groupe ont fait l’objet d’investigations relatives à certains appels d’offres qu’elle avait lancés pour la préparation de la mise en exploitation d’un champ pétrolier. Le 16 février 2009, en amont de la procédure judiciaire et à titre de mesure provisoire, le juge des enquêtes préliminaires de Potenza a notifié à Total Italia une ordonnance tendant à la suspension, pour une durée d’un an, de la concession afférente à ce champ. Total Italia a fait appel de l’ordonnance du juge des enquêtes préliminaires auprès du Tribunal des réexamens de Potenza. Par décision du 8 avril 2009, le Tribunal a substitué à la mesure de suspension la désignation, pour une durée d’un an, soit jusqu’au 16 février 2010, d’un commissaire judiciaire avec pour mission de superviser les activités liées au développement de la concession, permettant ainsi la poursuite du projet Tempa Rossa. 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. 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 non encore calculés par les autorités compétentes). 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 auprès desdits bénéficiaires et ne pouvant faire face à ses obligations, a fait l’objet d’une procédure collective le 1er novembre 2012. Suite à une fuite de gaz survenue le 25 mars 2012 sur le puits G4 de la plate-forme puits du champ d’Elgin en mer du Nord (Royaume-Uni), la production des champs d’Elgin, Franklin et West Franklin a été arrêtée et le personnel du site évacué. Aucun blessé n’est à déplorer. L’impact environnemental a été très limité. Total E&P UK Ltd a immédiatement déclenché son plan d’urgence et mobilisé des équipes de gestion de crise. Le Groupe a également fait appel à des experts internationaux dans le domaine du contrôle À partir du 6 avril 2012, des équipes composées d’experts de TOTAL et de spécialistes engagés par le Groupe ont pu intervenir à plusieurs reprises sur la plate-forme d’Elgin, afin de préparer, puis de mettre en œuvre, les plans d’intervention visant à contrôler la fuite. Le 21 mai 2012, Total E&P UK Ltd a confirmé, après cinq jours d’étroite surveillance, le succès de l’intervention conduite le 15 mai 2012 pour stopper la fuite du puits G4. L’injection de boue lourde à l’intérieur du puits G4 a permis d’en reprendre le contrôle. Cinq bouchons de ciment ont été mis en place dans le puits Les travaux se poursuivent pour un redémarrage de la production d’Elgin, Franklin et West Franklin au 1er trimestre 2013. Les enquêtes des autorités britanniques et de TOTAL pour déterminer les causes de l’accident et en tirer les leçons qui s’imposent sont en cours. L’arrêt des trois champs a entraîné une perte de production estimée à 39 kbep / j en part Groupe sur l’année 2012, équivalent à moins de 2% des productions du Groupe. Le coût des actions engagées pour résoudre la situation sur le puits G4 sont pour l’essentiel couverts par les garanties assurances en place. Les puits qui ne seront pas remis en production ont été totalement amortis en 2012 et les provisions pour couvrir les coûts d’abandons de ces puits ont été actualisées. Ces éléments représentent une charge de 256 millions d’euros (329 millions de dollars) sur le résultat opérationnel net du Groupe au 31 décembre 2012. Total E&P UK Ltd est opérateur des champs d’Elgin, Franklin et West Franklin et le Groupe en détient une participation de 46,17% depuis fin 2011, via la compagnie Elgin Franklin Oil & Gas (EFOG). Le 3 avril 2012, Total E&P Nigeria Ltd (TEPNG), une filiale du Groupe, a été informée de points de résurgence d’eau et de gaz dans une zone inhabitée proche de ses installations de production de gaz onshore sur le permis OML 58. Cet événement était la conséquence d’un incident technique survenu le 20 mars 2012 sur le site de production de gaz d’Ibewa : un puits de production de gaz (IBW16) a été intercepté au cours d’une opération de forage d’un nouveau puits (OB127b), entraînant la migration du gaz du puits de production dans des couches géologiques intermédiaires. L’usine de traitement de gaz Obite a été arrêtée et les autres puits ont été fermés et mis en sécurité. En collaboration étroite avec les représentants des populations locales et les autorités nigérianes, tous les moyens nécessaires pour assurer la protection des populations avoisinantes et du personnel et pour limiter l’impact sur l’environnement ont été immédiatement mobilisés. Des moyens techniques très importants, Les frais de recherche et développement encourus par le Groupe au cours de l’exercice 2012 s’élèvent à 805 millions d’euros (776 millions d’euros en 2011 et 715 millions d’euros en 2010), ainsi que des experts du Groupe et de sociétés spécialisées ont également été mobilisés sur site pour reprendre le contrôle du puits et arrêter l’écoulement de gaz dans le sous-sol. Le 18 mai 2012, TEPNG a confirmé le succès de l’intervention conduite sur le puits Ibewa 16 pour stopper la fuite de gaz. Des bouchons de ciment ont été mis en place pour assurer l’isolement du réservoir. L’activité des résurgences de gaz a diminué d’intensité dès la fin de cette intervention, pour s’arrêter dans les jours qui ont suivi. Les équipes de TOTAL continuent cependant à réaliser des contrôles réguliers sur la qualité de l’eau et de l’air. Un bilan complet de l’impact sur l’environnement est en cours de réalisation L’usine de traitement de gaz Obite a pu redémarrer, et à l’exception des puits endommagés, la production de gaz du site a repris, retrouvant jusqu’au 7 octobre 2012 un niveau proche de celui Par ailleurs, des inondations qui ont touché une partie du pays au quatrième trimestre 2012 ont également affecté les opérations de Total E&P Nigeria Ltd. Les installations de l’OML58 ont été arrêtées du 7 octobre au 11 novembre 2012. La production de gaz a pu être compensée à partir d’autres sources offshore. Total E&P Nigeria Ltd a mobilisé d’importants moyens logistiques pour porter assistance Les actions engagées pour résoudre la situation sur l’OML 58 ont conduit à comptabiliser une charge de 25 millions d’euros (32 millions de dollars) en résultat opérationnel net du Groupe Les arrêts liés à l’incident technique du 20 mars et aux inondations du quatrième trimestre ont entrainé une perte de production estimée à 13 kbep / j en part Groupe sur l’année 2012. Total E&P Nigeria Ltd est opérateur du permis OML 58 dans le cadre d’un partenariat avec la compagnie Nigerian National Petroleum Corporation, et détient une participation de 40% dans ce permis. La société Yemen LNG (39,62%), a subi depuis le 30 mars 2012 huit actes de sabotage portant sur le gazoduc 38 pouces qui relie le bloc 18 à l’usine de Balhaf sur le Golfe d’Aden ayant entrainé une perte de production d’environ 24% par rapport au budget. Les réparations ayant été effectuées sans délai, les arrêts de production de GNL n’ont été que de courte durée, ce qui a permis de limiter le nombre de cargaisons annulées. Les mesures de sécurité et de surveillance ont été renforcées le long du gazoduc et autour de l’usine de GNL. Les effectifs 2012 consacrés à cette activité de recherche et développement sont de 4 110 personnes (3 946 personnes en 2011 et 4 087 personnes en 2010). 34) Évolutions en cours de la composition du Groupe – TOTAL a annoncé en juillet 2012 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 accroîtra ainsi sa participation dans ce projet de 24% à 30%. La transaction reste soumise à l’approbation des autorités – TOTAL a annoncé en août 2012 la signature d’un accord avec INPEX portant sur la vente d’une participation indirecte de 9,99% dans le bloc 14, dans l’offshore angolais. Cette transaction reste soumise à l’accord des autorités compétentes. – TOTAL a annoncé en février 2013 être entré en négociation exclusive avec le consortium réunissant Snam, EDF et GIC (Government of Singapore Investment Corporation) après avoir reçu de ce dernier une offre ferme pour l’acquisition de 100% de Transport et Infrastructures Gaz France (TIGF). En octobre 2012, TOTAL avait annoncé aux représentants du personnel de TIGF rechercher un acquéreur potentiel capable d’assurer le développement de TIGF. Au 31 décembre 2012, les actifs et passifs de la société ont été respectivement classés au bilan consolidé dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » pour 1 430 millions d’euros et dans la rubrique « Passifs destinés à être cédés ou échangés » pour 880 millions d’euros. Les actifs et passifs concernés comprennent 1 245 millions d’euros et de la dette financière non courante – TOTAL a mis en vente ses intérêts dans l’Amont à Trinidad & Tobago. Au 31 décembre 2012, les actifs et passifs de la société ont été respectivement classés dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » pour 249 millions d’euros et dans la rubrique « Passifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé pour 99 millions d’euros. Les actifs concernés comprennent principalement des immobilisations corporelles pour 228 millions d’euros. – 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 2012, les actifs et passifs de la société ont été respectivement classés dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » pour 1 653 millions d’euros et dans la rubrique « Passifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé pour 502 millions d’euros. Les actifs concernés comprennent – TOTAL est engagé dans un processus de cession de 25% des intérêts dans le gisement de Tempa Rossa en Italie. Au 31 décembre 2012, les actifs de la société ont été classés dans la rubrique « Actifs destinés à être cédés ou échangés » du bilan consolidé à hauteur de 465 millions d’euros. Les actifs pour 249 millions d’euros et des immobilisations corporelles – TOTAL a annoncé en février 2013 avoir reçu du Groupe Borealis une offre de rachat de son activité Fertilisants en Europe. TOTAL a décidé d’engager sur ce projet les procédures d’information et / ou consultation des instances représentatives Au 31 décembre 2012, le périmètre de consolidation se compose de 883 sociétés, dont 803 font l'objet d'une intégration globale, et 80 d'une mise en équivalence (identifiées par la lettre E). L'organigramme juridique simplifié ci-dessous présente les principales sociétés consolidées. Pour chaque filiale figure entre parenthèses le pourcentage d'intérêt du Groupe. Cette présentation des détentions juridiques n'est pas exhaustive et ne rend compte ni des structures opérationnelles ni du poids économique relatif des différentes filiales et des secteurs d'activité. Total Gas and Power Chartering Ltd South Hook LNG Terminal Company Ltd (8,4%) E TOTAL E & P Norge AS TOTAL E & P Italia Spa TOTAL E & P Nederland B.V. TOTAL E & P Azerbaidjan B.V. TOTAL E & P Bornéo B.V. TOTAL Oil & Gas Venezuela B.V. TOTAL E & P Absheron B.V. TOTAL E & P Kenya B.V. TOTAL E & P Bulgaria B.V. TOTAL E & P Kurdistan Region of Iraq B.V. TOTAL E & P Uruguay B.V. TOTAL E & P Uganda B.V. TOTAL E & P Arctic Russia TOTAL E & P Nigeria Ltd. TOTAL E & P Canada Ltd TOTAL E & P Dolphin Upstream Ltd TOTAL E & P Well Response TOTAL / Total E & P Holdings TOTAL Trading and Marketing Canada LP TOTAL E & P Nigeria S.A.S. TOTAL E & P USA, Inc. TOTAL E & P Côte d'Ivoire TOTAL E & P Guyane française Qatar Liquefied Gas Co. Ltd (Train B) TOTAL Gaz & Energies Nouvelles Holding TOTAL E & P Holding Ichtys Saudi Aramco Total Refining & Petrochemical TOTAL Petrochemicals & Refining USA (100%) TOTAL Gas & Power North America Les secteurs d’activité sont représentés par les codes couleurs suivants : S.A. de la Raffinerie des Antilles TOTAL E & P Do Brazil TOTAL Gaz & Electricité Holdings France 9.Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 1\. Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 294 1.1. Processus d’évaluation des réserves . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .294 1.2. Réserves prouvées développées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .294 1.3. Réserves prouvées non développées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .295 1.4. Estimation des réserves prouvées d’huile, bitume et gaz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .295 1.5. Résultats des opérations de production d’hydrocarbures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .303 1.6. Coûts induits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .305 1.7. Coûts capitalisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .306 1.8. Calcul des cash-flows nets futurs actualisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .307 1.9. Principales origines des variations des cash-flows nets futurs actualisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .309 2.1. Production de gaz commercialisable, prix de production et coûts de production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .310 10 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 La réglementation SEC « Modernization of Oil and Gas Reporting (Release n° 33-8995) » modifiant la norme 4-10 de la réglementation S-X ainsi que la réglementation du Financial Accounting Standard Board (FASB) Accounting Standards Update regarding Extractive Activities – Oil and Gas (ASC 932), ont modifié, à compter de 2009, les règles d’évaluation et de publication des réserves. Pour rappel, les principaux changements concernant l’estimation des réserves sont l’utilisation d’un prix moyen au lieu d’un prix unique à fin d’année, l’utilisation de nouvelles technologies considérées fiables pour estimer des réserves prouvées et l’intégration, sous certaines conditions, de réserves non conventionnelles dans les activités pétrolières. Les évaluations des réserves prouvées à la clôture pour les années 2010, 2011 et 2012 ont été réalisées sur la base L’estimation des réserves est réalisée en filiales par des ingénieurs gisement et géosciences et des économistes expérimentés sous la supervision de la Direction générale de la filiale. Les personnes impliquées dans l’exercice sont formées aux procédures internes ainsi qu’aux règles de la SEC qui définissent les critères nécessaires pour que des réserves soient prouvées. Toute modification de réserves prouvées SEC supérieure à un certain seuil, ou toute évaluation technique de réserves associées à une décision d’investissement devant être validée par le Comité Directeur de l’Exploration-Production est soumise à l’approbation d’un Comité technique réserves. Le président de ce comité est nommé par le management senior de l’Exploration-Production et ses membres représentent l’expertise Réservoir, Géologie de Gisement, Géophysique de Gisements, Forage et Études de Développement. La validation annuelle des réserves du Groupe fait l’objet d’une procédure précise qui repose sur les éléments suivants : – Une entité centrale dont le rôle est de consolider, documenter et archiver les réserves du Groupe ; de veiller à l’homogénéité des méthodes d’évaluation 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 dans – 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 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. L’évaluation des réserves et les procédures de contrôle font l’objet 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 européenne des Nations unies. 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 atteignaient 6 046 Mbep et représentaient 53% des réserves prouvées. Au 31 décembre 2010, les réserves prouvées développées d’hydrocarbures (pétrole brut, liquides de gaz naturel, bitume et gaz naturel) de TOTAL étaient de 5 708 Mbep et représentaient 53% des réserves prouvées. Sur les trois dernières années, le niveau des réserves prouvées développées s’est maintenu à un niveau supérieur à 5 700 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) 10 Au 31 décembre 2012, les réserves prouvées non développées d’hydrocarbures de TOTAL s’élevaient à 5 579 Mbep tandis qu’elles étaient à 5 377 Mbep au 31 décembre 2011. La hausse de 202 Mbep des réserves prouvées non développées se décompose en +579 Mbep associés à des découvertes ou extensions de champs découverts, +129 Mbep associés à des révisions, -25 Mbep associés à des cessions / acquisitions, et 481 Mbep de transfert de réserves prouvées non développées en réserves prouvées développées. Pour l’année 2012, les coûts induits consacrés au développement de réserves prouvées non développées se sont élevés à 11,0 milliards d’euros, représentent 80% des coûts induits de développement et concernent des projets situés principalement en Angola, en Australie, au Canada, au Gabon, en Indonésie, au Kazakhstan, au Nigeria, en Norvège. Environ 53% des réserves prouvées non développées sont relatives à des projets déjà en production. Ces réserves se situent principalement en Angola, au Canada, 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 25% des réserves non développées et incluent le développement d’un champ géant au Kazakhstan, des développements par grande profondeur d’eau en Angola, au Nigeria et au Royaume-Uni, et des projets d’extraction de sable bitumineux au Canada. Ces projets sont très complexes à développer de par la nature des réservoirs, les caractéristiques des fluides, l’environnement opératoires et la taille des projets. D’autre part, ces projets sont dimensionnés et optimisés pour une certaine capacité de production qui contrôle le rythme de forage des puits. Seule une partie des réserves 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 développement par grande profondeur d’eau en Angola, au Nigeria, en République du Congo, des projets haute pression-haute température au Royaume-Uni, des développements d’huiles lourdes au Venezuela, ou des projets de GNL au Qatar, au Yémen, au Nigeria ou en Indonésie. Les 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 2012, 2011 et 2010. L’analyse porte sur les réserves prouvées développées et non développées, ainsi que sur les variations correspondantes intervenues durant les exercices 2012, 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. 10 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 Cessions de réserves en terre (45) (26) (5) - (8) (84) Production de l’année (211) (269) (70) (56) (99) (705) Révisions des estimations antérieures 117 (61) (36) (68) (19) (67) Cessions de réserves en terre - (65) - - - (65) Production de l’année (187) (237) (75) (56) (93) (648) 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) 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 - 14 4 (2) - 16 Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (7) (20) (136) - (163) Révisions des estimations antérieures - (1) (8) (20) - (29) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - 779 779 Cessions de réserves en terre - (24) (4) (11) - (39) Production de l’année - (4) (18) (152) (35) (209) 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) 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) 10 (en millions de barils équivalent pétrole) Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 10 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 Acquisitions de réserves en terre 2 - - - - 2 Cessions de réserves en terre (37) (23) (2) - (7) (69) Production de l’année (98) (218) (16) (29) (15) (376) Révisions des estimations antérieures 49 (19) 9 (33) (24) (18) Acquisitions de réserves en terre 42 - - - - 42 Cessions de réserves en terre - (57) - - - (57) Production de l’année (88) (185) (15) (25) (15) (328) 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) Part des réserves prouvées développées et non développées des intérêts minoritaires Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (7) (19) (84) - (110) Révisions des estimations antérieures - 2 (6) (12) - (16) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - 51 51 Cessions de réserves en terre - (22) (4) (12) - (38) Production de l’année - (4) (17) (91) (3) (115) 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) 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) 10 Filiales consolidées et sociétés mises en équivalence Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total 10 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 - - 3 - - 3 Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - 425 - - 425 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (4) - - (4) Révisions des estimations antérieures - - (109) - - (109) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - 308 - - 308 Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - - (4) - - (4) 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) 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) 10 1.4.4. Évolution des réserves de gaz Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Acquisitions de réserves en terre 111 - - - 51 162 Cessions de réserves en terre (43) (20) (16) - (4) (83) Production de l’année (617) (258) (278) (151) (472) (1 776) Cessions de réserves en terre - (46) - - - (46) Production de l’année (528) (259) (317) (169) (445) (1 718) 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) Part des réserves prouvées développées et non développées des intérêts minoritaires Réserves prouvées développées et non développées Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Révisions des estimations antérieures - 50 (2) (52) - (4) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Acquisitions de réserves en terre - - - - - - Cessions de réserves en terre - - - - - - Production de l’année - (1) (2) (282) - (285) Révisions des estimations antérieures - (16) (10) (31) - (57) Découvertes, extensions, autres - - - - - - Cessions de réserves en terre - (10) - - - (10) Production de l’année - (1) (2) (331) (167) (501) 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) 10 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) 10 1.5. Résultats des opérations de production d’hydrocarbures Les tableaux qui suivent n’incluent pas les chiffres d’affaires et les charges relatifs aux activités de transport d’hydrocarbures et aux activités de liquéfaction et de transport de GNL. Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Coûts de production (1 281) (1 187) (222) (259) (279) (3 228) Charges d’exploration (266) (275) (216) (8) (99) (864) Amortissements (1 404) (1 848) (368) (264) (830) (4 714) Autres charges (a) (299) (1 014) (218) (241) (72) (1 844) Impôts sur les bénéfices (3 237) (5 068) (83) (402) (950) (9 740) Coûts de production (1 235) (1 179) (250) (286) (304) (3 254) Charges d’exploration (343) (323) (48) (11) (294) (1 019) Amortissements (1 336) (1 845) (352) (278) (791) (4 602) Autres charges (a) (307) (1 181) (274) (276) (95) (2 133) Impôts sur les bénéfices (5 059) (6 484) (293) (465) (1 302) (13 603) 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) 10 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 - (44) (53) (195) (1) (293) Charges d’exploration - (7) (23) - - (30) Amortissements - (44) (89) (259) - (392) Autres charges - - (268) (4 034) - (4 302) Impôts sur les bénéfices - - (44) (142) - (186) Coûts de production - (7) (48) (250) (28) (333) Charges d’exploration - - - - (4) (4) Amortissements - (7) (44) (225) (109) (385) Autres charges - - (550) (6 101) (36) (6 687) Impôts sur les bénéfices - - (95) (285) (34) (414) 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) 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) 10 Les coûts induits représentent les montants dépensés pour les acquisitions de permis, les activités d’exploration et de développement d’hydrocarbures. Ils comprennent à la fois les coûts capitalisés et ceux passés en charges. Les tableaux qui suivent n’incluent pas les coûts induits relatifs aux activités de transport d’hydrocarbures et aux activités de liquéfaction et de transport de GNL. Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Acquisition des permis prouvés - - - - - - Acquisition des permis non prouvés - - - - - - Coûts d’exploration - - 2 - - 2 Acquisition des permis prouvés - - - - 238 238 Acquisition des permis non prouvés - - - - (22) (22) 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. 10 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 (23 006) (16 716) (2 302) (3 849) (4 092) (49 965) Amortissements cumulés (24 047) (18 642) (2 294) (4 274) (5 066) (54 323) Amortissements cumulés (23 660) (20 364) (3 219) (4 648) (5 872) (57 763) Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Amortissements cumulés - (462) (307) (2 029) - (2 798) Amortissements cumulés - - (96) (2 337) (213) (2 646) Amortissements cumulés - - (177) (2 540) (457) (3 174) 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) 10 1.8. Calcul des cash-flows nets futurs actualisés Le calcul des cash flows nets futurs actualisés générés par les réserves prouvées a été effectué selon les principes suivants : – l’estimation des réserves prouvées et des profils de production correspondants est basée sur les conditions techniques – les cash flows futurs sont déterminés sur la base des prix utilisés pour l’estimation des réserves prouvées d’hydrocarbures – les cash flows futurs comprennent les coûts de production (incluant les taxes à la production), les coûts de développement et les coûts de restitution des sites. Toutes ces estimations de coûts sont basées sur les conditions techniques et économiques – les estimations des impôts sont calculées en fonction des législations fiscales locales existantes en fin d’année et tiennent compte des différences permanentes et des crédits d’impôts futurs ; – les cash flows nets futurs sont actualisés au taux standard de 10%. Ces principes d’application sont ceux requis par la norme ASC 932 et ne reflètent pas les perspectives de revenus réels pouvant provenir de ces réserves, ni leur valeur actuelle. Ils ne constituent donc pas des critères de décision d’investissement. Une meilleure estimation de la valeur actuelle des réserves doit prendre également en considération, entre autres facteurs, la part des réserves déjà découvertes mais non encore qualifiées de réserves prouvées, l’intégration de modifications futures dans les prix et les coûts, et un taux d’actualisation plus représentatif de la valeur temps du coût de l’argent et des risques inhérents aux calculs de réserves estimées. Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Coûts de production futurs (16 143) (29 479) (19 477) (4 110) (6 476) (75 685) Coûts de développement futurs (18 744) (25 587) (8 317) (3 788) (8 334) (64 770) Impôts futurs (20 571) (51 390) (3 217) (2 541) (7 281) (85 000) Actualisation à 10% (5 182) (16 722) (8 667) (2 106) (11 794) (44 471) Coûts de production futurs (18 787) (31 741) (22 713) (3 962) (12 646) (89 849) Coûts de développement futurs (21 631) (22 776) (11 548) (3 110) (11 044) (70 109) Impôts futurs (28 075) (71 049) (4 361) (2 794) (12 963) (119 242) Actualisation à 10% (9 426) (17 789) (12 298) (2 186) (20 717) (62 416) 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) Part des intérêts minoritaires dans les cash-flows nets futurs 10 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) Informations sur l’activité d’hydrocarbures au titre de la réglementation FASB Accounting Standards Codification 932 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Coûts de production futurs - (765) (8 666) (40 085) - (49 516) Coûts de développement futurs - (26) (2 020) (3 006) - (5 052) Impôts futurs - (349) (5 503) (2 390) - (8 242) Actualisation à 10% - (203) (3 946) (7 386) - (11 535) Coûts de production futurs - (95) (17 393) (39 800) (2 683) (59 971) Coûts de développement futurs - - (1 838) (2 809) (1 297) (5 944) Impôts futurs - (29) (5 152) (3 942) (2 280) (11 403) Actualisation à 10% - (36) (3 652) (9 757) (196) (13 641) 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) 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) 10 1.9. Principales origines des variations des cash-flows nets futurs actualisés (en millions d’euros) 2010 2011 2012 Ventes nettes des coûts de production et autres charges (22 297) (27 026) (28 552) Variations des estimations des coûts de développement futurs (7 245) (4 798) (6 503) Variation nette des impôts sur les bénéfices (6 773) (16 925) 13 992 Acquisitions des réserves en terre 442 885 299 Cessions des réserves en terre (1 001) (1 161) (2 553) (en millions d’euros) 2010 2011 2012 Ventes nettes des coûts de production et autres charges (1 583) (1 991) (1 885) Extensions, découvertes et amélioration de la récupération - - (25) Variations des estimations des coûts de développement futurs 195 (383) (495) Coûts de développement antérieurement estimés encourus dans l’année 651 635 809 Révisions des estimations précédentes des quantités 308 (749) 984 Variation nette des impôts sur les bénéfices (728) (1 341) 1 314 Acquisitions des réserves en terre - 1 812 17 Cessions des réserves en terre - (624) - 10 Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 2.1. Production de gaz commercialisable, prix de production et coûts de production Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Huile (€ / b) 55,70 56,18 45,28 55,83 52,33 55,39 Bitume (€ / b) - - 33,19 - - 33,19 Gaz naturel (€ / kpc) 5,17 1,55 1,83 0,63 5,67 3,94 Coûts de production unitaires (€ / bep) (c) Total liquides et gaz 6,23 4,53 3,29 4,82 2,93 4,72 Bitume - - 17,49 - - 17,49 Europe Afrique Amériques Moyen-Orient Asie Total Production de gaz naturel commercialisable (Mpc / j) (a) \- - - 650 - 650 Huile (€ / b) - 53,96 43,81 57,03 - 54,95 Bitume (€ / b) - - - - - - Gaz naturel (€ / kpc) - - - 2,30 - 2,30 Coûts de production unitaires (€ / bep) (c) Total liquides et gaz - 6,31 2,76 1,54 - 1,91 Bitume - - - - - - 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 - - - - - - Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées) 10 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 - - - - - - (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 12 février 2013 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 316 3\. Comptes sociaux société mère 317 Compte de résultat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .317 Bilan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .318 Tableau des flux de trésorerie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .319 Variation des capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .320 4\. Annexe aux comptes sociaux 321 Principes comptables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .321 Immobilisations incorporelles et corporelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .321 Titres de participation et créances rattachées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .322 Autres immobilisations financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .323 Créances d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .323 Capitaux propres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .324 Provisions pour risques et charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325 Provisions pour restructurations, retraites, pensions et obligations similaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325 Dettes financières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .326 Dettes d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .327 Écarts de conversion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .327 Chiffre d’affaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .327 Charges nettes d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .327 Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .327 Charges et produits financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 Dividendes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 Autres charges et produits financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 Résultat exceptionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 Régime fiscal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 Risque de change et de contrepartie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 Engagements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329 Ventilation de l’effectif moyen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329 Plans d’options de souscription et d’achat d’actions, plans d’attribution gratuite d’actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .330 Autres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .335 5\. Autres informations financières société mère 336 Filiales et participations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .336 Autres informations sur cinq ans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .337 Affectation du résultat 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .338 Évolution du capital social au cours des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .338 6\. Informations financières consolidées des cinq derniers exercices 339 Bilan consolidé résumé des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .339 Compte de résultat consolidé des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .339 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 2012 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 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. Conventions et engagements approuvés au cours de l’exercice écoulé Par ailleurs, nous avons été informés de la poursuite au cours de l’exercice écoulé des engagements, concernant l’indemnité de départ à la retraite, le régime supplémentaire de retraite et le versement, sous certaines conditions, d’une indemnité en cas de résiliation ou de non-renouvellement du mandat de M. Christophe de Margerie, déjà approuvés par l’assemblée générale lors de sa réunion du 11 mai 2012 et qui n’ont pas donné lieu à exécution au cours de l’exercice écoulé. a) Engagements concernant les conditions de retraite M. Christophe de Margerie, Président-directeur général. Les dirigeants sociaux bénéficient des mêmes dispositions que les salariés de TOTAL S.A. concernés en matière d’indemnité de départ à la retraite et de régime supplémentaire de retraite. \- Indemnités de départ à la retraite Les dirigeants sociaux bénéficient 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 annuelle fixe et variable perçue au cours des douze derniers mois précédant le départ en retraite du dirigeant social. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés 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 – Régime supplémentaire de retraite à prestations définies Le régime supplémentaire de retraite est celui applicable aux dirigeants sociaux et salariés du Groupe TOTAL dont la rémunération excède un montant égal à huit fois le plafond de la Sécurité sociale, au-delà duquel il n’existe pas de système légal ou conventionnel de retraite. Le bénéfice de ce régime supplémentaire de retraite, financé 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 l’initiative du Groupe TOTAL. Ce régime supplémentaire de retraite procure à ses bénéficiaires une pension dont le montant est égal à la somme de 1,8% de la part de la rémunération de référence comprise entre 8 et 40 plafonds annuels de la Sécurité sociale et 1% de la part de la rémunération de référence comprise entre 40 et 60 plafonds annuels de la Sécurité sociale, multipliée par le nombre d’années d’ancienneté limité à 20 ans. Cette pension de retraite est indexée sur l’évolution du point ARRCO (Association pour le Régime de Retraite Complémentaire des salariés). Le cumul des montants annuels de la retraite supplémentaire et des retraites des régimes externes (autres que celles constituées à titre individuel et facultatif) ne peut excéder 45% de la moyenne des rémunérations des trois dernières années. Si ce plafond était dépassé, le montant de la retraite supplémentaire serait réduit à due concurrence. Au 31 décembre 2012, les engagements à la charge de la Société au titre du régime supplémentaire de retraite correspondent pour le Président-directeur général, à une pension annuelle égale à 18,85% de sa rémunération brute annuelle perçue en 2012. b) Engagements concernant les dispositions applicables en cas de résiliation ou de non-renouvellement du mandat social M. Christophe de Margerie, Président-directeur général Cette indemnité sera égale à deux années de rémunération brute. En cas de résiliation ou de non-renouvellement de son mandat social, le Président-directeur général bénéficiera d’une indemnité de départ. La base de référence sera constituée par la rémunération brute (fixe et variable) des douze mois précédant la date de résiliation ou de L’indemnité de départ, versée en cas de changement de contrôle ou de stratégie décidé par la société, ne sera pas due en cas de faute grave ou lourde, ou si le Président-directeur général quitte la société à son initiative, change de fonctions à l’intérieur du Groupe ou peut faire valoir à brève échéance ses droits à la retraite à taux plein. Le versement de cette indemnité en cas de résiliation ou de non-renouvellement du mandat social 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 Président-directeur général atteint \- 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 27 mars 2013 Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels 2\. Rapport des commissaires aux comptes Exercice clos le 31 décembre 2012 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 2012, 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 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 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 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 27 mars 2013 (en milliers d’euros) 2012 2011 2010 Charges nettes d’exploitation (note 13) (13 012 996) (10 907 658) (8 179 634) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation (note 14) (43 328) (260 650) (141 174) Charges et produits financiers (note 15) (434 272) (428 098) (448 084) (Dotations) Reprises aux provisions financières (954 020) (839 231) (489 911) Autres charges et produits financiers (note 17) 10 956 (8 656) (7 945) Résultat sur cessions de titres et prêts (695) 435 924 (34 976) Éléments exceptionnels (294 985) 31 866 (75 259) Résultat exceptionnel (note 18) (287 033) 467 833 Participation et intéressement des salariés (58 002) (52 073) (54 613) Impôts (3 231 651) (3 050 856) (1 532 807) Amortissements et provisions (381 620) (310 388) (245 031) Amortissements et provisions (450 118) (406 249) (361 610) Amortissements et provisions (699 995) (574 296) (565 561) Écarts de conversion (note 11) 5 4 12 Acompte sur dividendes (4 161 373) (4 058 442) (2 664 730) Produits constatés d’avance 806 250 - 3.3. Tableau des flux de trésorerie (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Dotations (Reprises) aux amortissements et provisions pour dépréciation des immobilisations corporelles et incorporelles 122 110 102 Dotations (Reprises) aux provisions des immobilisations financières 140 7 24 (Profits) Pertes sur cessions (15) (436) 35 Diminution (Augmentation) du besoin en fonds de roulement 782 (789) (266) Acquisition d’immobilisations corporelles et incorporelles (160) (82) (64) Acquisition de titres de participation et augmentations de prêts long terme (1 875) (4 361) (6 317) Investissements (2 035) (4 443) (6 381) Flux de trésorerie d’investissement (1 373) (2 024) (5 599) Augmentation de capital 31 482 41 Rachat d’actions propres - - - Solde du dividende payé en numéraire (2 684) (2 685) (2 662) Acompte sur dividende payé en numéraire (2 735) (2 684) (2 665) Remboursement d’emprunts à long terme - - (63) Augmentation (Diminution) des dettes financières et concours bancaires courants (1 872) (2 811) 4 432 Flux de trésorerie de financement (7 260) (7 698) (917) Augmentation (diminution) des disponibilités et dépôts à court terme (26) (103) (84) Disponibilités et dépôts à court terme au bilan d’ouverture 38 141 225 Disponibilités et dépôts à court terme au bilan de clôture 12 38 141 Solde du dividende payé en numéraire (a) \- - - (2 662) - (2 662) Acompte sur dividende 2010 (b) \- - - (2 665) - (2 665) Réduction de capital - - - - - - Variation des écarts de réévaluation - - - - 11 11 Solde du dividende payé en numéraire (c) \- - - (2 685) - (2 685) Acompte sur dividende 2011 (d) (e) \- - - (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 (f) \- - - (1 311) - (1 311) Acompte sur dividende 2012 (g) (h) \- - - (4 161) - (4 161) Variation des écarts de réévaluation - - - - (24) (24) Frais liés à l’augmentation de capital réservée aux salariés - - - - - - (b) Acompte sur dividende versé en 2010 : 2 665 millions d’euros (1,14 euro par action). Les comptes de l’exercice 2012 sont établis conformément Les immobilisations corporelles figurent au bilan pour leur valeur d’origine corrigée des incidences de la réévaluation légale de 1976. Ces immobilisations sont amorties linéairement sur leur durée de Les titres de participation sont comptabilisés au coût d’acquisition éventuellement corrigé de la réévaluation légale de 1976. Les créances rattachées à des participations sont valorisées Pour le secteur Amont, les titres de participation et créances rattachées font l’objet d’une provision à hauteur des dépenses d’exploration en l’absence d’une décision de mise en production. Dans l’hypothèse où il a été mis en évidence l’existence de réserves prouvées, la valeur des titres et créances est limitée au montant des revenus futurs actualisés au moment de la clôture. Pour les autres secteurs, les provisions pour dépréciation des titres de participation et créances rattachées sont calculées en fonction des capitaux propres, de la valeur économique et de l’intérêt 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) 463 (296) 167 130 Succursale (A.D.G.I.L.) (b) 480 (86) 394 424 Total immobilisations incorporelles 943 (382) 561 554 Total immobilisations corporelles 651 (450) 201 180 (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 mouvements des créances rattachées résultent essentiellement des flux de financement de Total Finance et Total Treasury. (b) L’information par secteur d’activité des périodes comparatives a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur à compter du 1er juillet 2012. B) Après provisions sur titres et créances rattachées (d) L’information par secteur d’activité des périodes comparatives a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur à compter du 1er juillet 2012. 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 44 3 - (23) - - 24 Dépôts et cautionnements 15 2 - - - - 17 Total 63 5 - (23) - - 45 B) Après provisions sur les autres immobilisations financières Titres de l’activité portefeuille 4 - 4 4 Autres créances (a) 24 - 24 44 Dépôts et cautionnements 17 - 17 15 Total (b) 45 - 45 63 (a) Le montant net au 31 décembre 2012 est à moins d’un an. (b) Au 31 décembre 2011, les valeurs brutes et les valeurs nettes étaient identiques. (a) Dont 1 352 millions d’euros concernant les entreprises liées au 31 décembre 2012. (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 : Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 1 218 047 Actions émises en raison de : Augmentation de capital réservée aux salariés 8 902 717 Exercice d’options de souscription d’actions TOTAL 5 223 665 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 (a) Dont 108 391 639 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. Tous pouvoirs ont également été délégués au Président-directeur général afin de fixer les dates d’ouverture et de clôture de la période de souscription ainsi que le prix de souscription des actions. Cette augmentation de capital, ouverte en 2013, devrait être clôturée avant l’Assemblée générale de 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 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 2,5 euros de nominal aux bénéficiaires désignés, en application des conditions d’attribution arrêtées par le Conseil Au 31 décembre 2012, 974 900 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 2010, 2011 et 2012. (actions TOTAL détenues par TOTAL S.A.) actions, soit 0,34% du capital social, réparties de la façon suivante : – 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. actions, soit 0,39% du capital social, réparties de la façon suivante : 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 trente-huit mois, dans la limite de 0,8% du capital de la Société existant au jour où le Conseil décide l’attribution. – 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. propres actions, soit 0,52% du capital social, réparties de la façon – 6 012 460 actions affectées aux plans d’attribution gratuite d’actions TOTAL dont bénéficient les salariés du Groupe ; – 6 143 951 actions destinées à être affectées à de nouveaux plans d’options d’achat ou à de nouveaux plans d’attribution Ces actions étaient déduites des capitaux propres consolidés. (actions TOTAL détenues par des filiales du Groupe) Au 31 décembre des exercices 2012, 2011 et 2010, TOTAL S.A. détenait indirectement, par l’intermédiaire de ses filiales, 100 331 268 de ses propres actions, soit 4,24% du capital social au 31 décembre 2012, soit 4,24% du capital social au 31 décembre 2011 et 4,27% du capital social au 31 décembre 2010 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. (en millions d’euros) 2012 2011 2010 Réserve spéciale de réévaluation 24 48 48 7) Provisions pour risques et charges (en millions d’euros) Brut Augmentations Diminutions de période Utilisées Non utilisées de période Provisions pour risques d’exploitation (dont note 8) et charges de rémunération 437 140 (195) - 382 (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 5 023 millions d’euros. (b) Les provisions pour risques d’exploitation comprennent essentiellement : \- des provisions de 237 millions d’euros pour retraites, pensions et obligations similaires, de 10 millions d’euros pour médailles du travail ; \- ainsi qu’une provision de 129 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 deux ans, au terme de laquelle l’attribution des actions à leur bénéficiaire est définitive, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie (cf. note 23). 8) Provisions pour restructurations, retraites, pensions et obligations similaires TOTAL S.A. participe à des régimes de prévoyance, retraite, préretraite et indemnités de départ. Pour les régimes à cotisations définies et les régimes mutualisés avec d’autres employeurs, les charges correspondent aux cotisations versées. Les provisions au 31 décembre se décomposent de la manière suivante : Provisions pour retraites, pensions et obligations similaires 237 325 Provisions au 31 décembre 237 325 Pour les régimes à prestations définies, les engagements sont évalués à l’aide de la méthode prospective dite des « unités de crédits projetées ». L’estimation actuarielle dépend de différentes hypothèses telles que l’ancienneté, l’espérance de vie, le taux de rotation du personnel de l’entreprise ainsi que les hypothèses de revalorisation et d’actualisation. Sur l’exercice 2012, des préfinancements ont été réalisés auprès d’organismes d’assurance extérieurs sur les régimes de retraite. Les hypothèses actuarielles utilisées au 31 décembre sont les suivantes : Taux moyen de revalorisation des salaires 4,61% 4,61% Taux de rendement moyen prévu des placements 3,79% 4,95% Espérance de durée résiduelle moyenne d’activité 10-20 ans 10-20 ans TOTAL S.A. enregistre dans ses comptes une provision correspondant à la dette actuarielle nette des actifs de retraite et des gains et pertes actuariels à amortir lorsque cette somme constitue un passif de retraite. Les gains et pertes actuariels résultant notamment des changements dans les hypothèses sont amortis linéairement sur la durée de vie L’engagement de la Société pour les régimes non confiés à des organismes d’assurance extérieurs se rapproche de la provision constatée Dette actuarielle au 31 décembre 394 480 Pertes et gains actuariels à amortir (157) (157) Provisions retraites et autres au 31 décembre 237 323 L’engagement de la Société pour les régimes externalisés auprès de fonds d’assurance s’élève à : Dette actuarielle au 31 décembre 561 257 Engagement net au 31 décembre 43 66 Provisions pour retraite et autres au 31 décembre 0 2 Échéances au 31 décembre 2012 À un an À plus À plus 2011 (en millions d’euros) au plus d’un an et de 5 ans Intérêts courus - - - - - Total des emprunts obligataires 127 127 - - 129 (a) Cet emprunt a été transformé en emprunts en dollars à taux variable par des swaps d’émission adossés individuellement. (b) Dont 26 199 millions d’euros concernant les entreprises liées. (c) Dont 6 632 millions d’euros concernant les entreprises liées. (a) À l’exception des factures non parvenues (602 millions d’euros), il reste 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 est 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. (b) À l’exclusion des factures non parvenues (550 millions d’euros), il reste un encours de 703 millions d’euros, dont : \- 626 millions d’euros liés aux succursales implantées à l’étranger vis-à-vis de fournisseurs étrangers et pour lesquels l’échéancier est le suivant : à échoir à un mois 393 millions d’euros et à six mois au plus tard 233 millions d’euros ; \- 8 millions d’euros hors Groupe à échoir au plus tard le 31 janvier 2012 ; (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 2012 correspond à un écart de conversion net passif de 112 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 (9 690) (8 149) Autres achats et charges externes (1 952) (1 487) Impôts, taxes et versements assimilés (40) (37) Charges de personnel (1 331) (1 235) 14) Dotations aux amortissements et provisions d’exploitation \- sur immobilisations corporelles et incorporelles (98) (85) \- pour restructurations, retraites, pensions, obligations similaires et charges de rémunération (140) (282) \- sur immobilisations corporelles et incorporelles - - \- pour restructurations, retraites, pensions, obligations similaires et charges de rémunération 195 106 Total (1 + 2) (43) (261) Intérêts sur emprunts et charges assimilées (461) (548) Pertes sur créances rattachées à des participations - - Produits des créances de l’actif immobilisé 1 1 Intérêts sur dépôts court terme et produits assimilés 26 119 Total (1 + 2) (434) (428) (a) Dont, concernant les entreprises liées : 450 526 (b) Dont, concernant les entreprises liées : 27 5 (en millions d’euros) (a) 2012 2011 (a) L’information par secteur d’activité des périodes comparatives a fait l’objet d’un retraitement selon la nouvelle organisation en vigueur à compter du 1er juillet 2012. Ce gain net de 11 millions d’euros est entièrement constitué Le résultat exceptionnel dégagé est une perte de 287 millions d’euros. – d’une provision de 302 millions d’euros, contrevaleur au 31 décembre 2012 de 398 millions de dollars liée à l’enquête initiée par la United States Securities and Exchange Commission (SEC) et suivie par le Département de Justice américain (DoJ) en relation avec la recherche d’affaire en Iran et visant plusieurs compagnies pétrolières, dont TOTAL S.A. ; – d’un résultat de cession des titres de participation et – des versements au titre des bourses et des subventions accordées à hauteur de 18 millions d’euros ; – d’une reprise de provision pour 25 millions d’euros principalement suite à la réévaluation des titres de Total Outre Mer dans le cadre de sa cession. TOTAL S.A. est assujettie d’une part, à l’impôt français sur les sociétés selon les règles de droit commun, c’est-à-dire selon les règles de la territorialité de l’impôt prévues par l’article 209-I du Code général des impôts. D’autre part, TOTAL S.A. est imposée à l’étranger sur les résultats de ses exploitations directes 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 les sociétés intégrées pendant la période d’intégration sont définitivement acquis à TOTAL S.A. Enfin, une 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 a été instaurée par la loi de finances rectificative pour 2012. Cette nouvelle 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. La position de change générée, le cas échéant, par l’activité commerciale est systématiquement couverte par achat / vente de devises, essentiellement au comptant et parfois à terme. Quant aux actifs long terme en devises étrangères, TOTAL S.A. s’efforce de réduire le risque de change associé en adossant, si cela est possible, un financement dans la même devise. En terme de taux d’intérêt, l’essentiel de l’endettement long terme est ramené à taux variable par l’utilisation de swaps d’émission (swaps de taux et change long terme). La trésorerie courante est gérée sur la base du taux au jour le jour, notamment par le biais de swaps de taux court terme. L’encours d’instruments financiers est contrôlé par un service indépendant de la salle des marchés qui procède à des évaluations à la valeur de marché et à des estimations de sensibilité. Le risque de contrepartie est suivi régulièrement, en référence à un dispositif de limites définies par la Direction générale du Groupe. Garanties sur lignes de crédit confirmées 126 81 Autres engagements reçus 998 1 183 (a) La variation est due essentiellement à nos activités au Yemen et au Canada. (b) 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) 127 129 Valeur de marché, pied de coupon (b) 30 32 Prêteur à taux fixe (a) 947 - Valeur de marché, pied de coupon (b) \- - Valeur de marché (b) (1) (29) (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 453 448 23) Plans d’options de souscription et d’achat d’actions, A) Options de souscription d’actions TOTAL 23 mai 2006 inclus (b) 33,30 39,85 49,73 - - - - - - - - du 24 mai 2006 (b) 32,84 39,30 49,04 50,60 60,10 42,90 39,90 38,20 33,00 - - Annulées (d) (1 420) (15 660) (6 584) (4 800) (5 220) (92 472) (4 040) (1 120) - (131 316) 43,50 Exercées (1 075 765) (141 202) - - - - (1 080) - - (1 218 047) 33,60 Annulées (e) (738 534) (28 208) (16 320) (17 380) (16 080) (13 260) (14 090) (85 217) (1 000) (930 089) 34,86 Exercées (4 995 910) (216 115) - - - (200) - (2 040) (9 400) (5 223 665) 33,11 Notifiées - - - - - - - - - - - Annulées (f) \- (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 (a) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options de souscription d’actions, sauf pour l’attribution du 9 octobre 2008 qui a été décidée par le Conseil d’administration du 9 septembre 2008. (b) Prix d’exercice en euros. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options de souscription d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options de souscription d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. (c) Les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale des actionnaires. souscription soumises à condition de performance du plan 2008 est de 60%. Les options sont exerçables, sous réserve qu’une condition de présence soit remplie, avec un différé de deux ans assorti d’un délai d’incessibilité de quatre ans à compter de la date d’attribution et doivent être exercées dans un délai de huit ans à compter de cette date. Pour les plans 2007 à 2011, le délai d’incessibilité de quatre ans n’est pas applicable aux bénéficiaires sous contrat d’une société filiale non française à la date d’attribution, lesquels peuvent céder les actions issues d’exercice d’options à compter d’un délai de deux ans après la date d’attribution. En 2012, 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 pour chaque attributaire (autre que le Président-directeur général), les options seront soumises à une condition de performance qui est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux propres du Groupe (Return On Equity ou ROE) tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Par ailleurs, dans le cadre du plan 2011, le Conseil d’administration a décidé que pour le Président-directeur général, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de performance : – Pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égal à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18%. options, seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; \- les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options et en deçà des 50 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 50 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. La condition de performance dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE – Pour 50% des options de souscription, attribuées, l’attribution est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des taux de rentabilité des capitaux mis en œuvre du Groupe (Return On Average Capital Employed ou ROACE) tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. Pour le plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que : – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options inférieur ou égal à 3 000 (autre que le Président-directeur général), les options seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire ; – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 3 000 et inférieur ou égal à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : \- les 3 000 premières options et les deux tiers des options au-delà des 3 000 premières options seront définitivement \- les options restantes, soit le tiers des options au-delà des 3 000 premières options, seront définitivement attribuées sous réserve que la condition de performance fixée ci-après soit remplie. – Pour chaque attributaire d’un nombre d’options supérieur à 50 000 (autre que le Président-directeur général) : \- les 3 000 premières options, les deux tiers des options au-delà options, et le tiers des options au-delà des 50 000 premières – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure Par ailleurs, dans le cadre du plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que pour le Président-directeur général, le nombre d’options de souscription d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de performance : – pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18% ; – pour 50% des options de souscription attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’options attribuées est fonction de la moyenne des ROACE calculés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’attribution est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. En raison de l’application de la condition de performance, ces taux d’attribution des options ont été de 100% pour le plan 2010. Date d’Assemblée générale 17 / 05 / 2001 Date d’attribution (b) 09 / 07 /20 02 Prix d’exercice jusqu’au 23 mai 2006 inclus (c) 39,58 - - Prix d’exercice à compter du 24 mai 2006 (c) 39,03 - - Date d’échéance 09 / 07 / 2010 Annulées (e) (4 671 989) (4 671 989) 39,03 Exercées (1 263 272) (1 263 272) 39,03 Existantes au 1er janvier 2011 - - - Existantes au 1er janvier 2012 - - - Existantes au 31 décembre 2012 - - - (a) 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. Ce plan est arrivé à échéance le 9 juillet 2010. (b) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution d’options d’achat d’actions. (c) Prix d’exercice en euros. Afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL intervenue le 18 mai 2006, les prix d’exercice des options d’achat d’actions TOTAL des plans alors en vigueur ont été multipliés par 0,25. En outre, afin de tenir compte de l’apport-scission d’Arkema, les prix d’exercice des options d’achat d’actions TOTAL de ces plans ont été multipliés par un coefficient d’ajustement égal à 0,986147 avec prise d’effet le 24 mai 2006. (d) Les nombres d’options attribuées, existantes, annulées ou exercées avant le 23 mai 2006 inclus ont été multipliés par quatre afin de tenir compte de la division par quatre du nominal de l’action TOTAL décidée le 12 mai 2006 par l’Assemblée générale des actionnaires. C) Attribution gratuite d’actions de performance TOTAL Annulées (d) (1 113 462) (9 796) (8 738) - - (1 131 996) Attribuées définitivement (b) (c) (1 649 014) (1 904) (636) - - (1 651 554) Annulées 356 (26 214) (10 750) (19 579) - (56 187) Attribuées définitivement (b) (c) (e) (356) (2 928 122) (1 836) - - (2 930 314) Annulées 96 832 (32 650) (18 855) - (50 577) Attribuées définitivement (b) (c) (f) (96) (832) (2 955 401) (5 530) - (2 961 859) (a) La date d’attribution correspond à la date du Conseil d’administration ayant décidé l’attribution gratuite d’actions sauf pour l’attribution du 9 octobre 2008 qui a été décidée par le (c) Y compris des attributions définitives d’actions gratuites dont le droit à attribution avait été indûment annulé. Conseil d’administration du 9 septembre 2008. Le taux d’acquisition du plan 2008 est de 60%. (e) Le taux d’acquisition du plan 2009 est de 100%. (f) Le taux d’acquisition du plan 2010 est de 100%. Les actions, préalablement rachetées par la Société sur le marché, sont définitivement attribuées à leurs bénéficiaires à l’issue d’une période d’acquisition de deux ans à compter de la date d’attribution. Cette attribution définitive est assortie d’une condition de présence et d’une condition de performance. Par ailleurs, la cession des actions attribuées gratuitement et définitivement ne peut intervenir qu’au terme d’une période d’obligation de conservation de deux ans à compter de la date d’attribution définitive. Pour le plan 2012, le Conseil d’administration a décidé que pour les dirigeants (autre que le Président-directeur général) toutes les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 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 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 Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé que, pour le Président-directeur général, le nombre d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 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 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 (autre que le Président-directeur général) toutes les actions seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; Pour le plan 2010, le Conseil d’administration a décidé que pour chaque attributaire bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, la moitié des actions au-delà de ce nombre sera définitivement attribuée à leur bénéficiaire, sous réserve qu’une condition de performance soit remplie. Cette condition de performance est fonction de la moyenne des ROE calculés par le Groupe à partir des éléments du bilan et du compte de résultat consolidés du Groupe relatifs aux exercices 2010 et 2011. Le taux d’acquisition : – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE – est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7% ; est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; – varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure est supérieure à 7% et inférieure à 18% ; Le Conseil d’administration a également décidé que, pour chaque attributaire (autre le Président-directeur général et les dirigeants) bénéficiant d’un nombre d’actions supérieur à 100 actions, les actions au-delà de ce nombre seront définitivement attribuées à leur bénéficiaire sous réserve que la condition de performance Par ailleurs, le Conseil d’administration a décidé que, pour le Président-directeur général, le nombre d’actions définitivement attribuées à celui-ci sera fonction de deux conditions de – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROE est inférieure ou égale à 7%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROE est supérieure à 7% et inférieure à 18%, et est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure ou égale à 18% . – Pour 50% des actions attribuées, l’attribution définitive est soumise à une condition de performance qui dispose que le nombre définitif d’actions attribuées est fonction de la moyenne des ROACE tels que publiés par le Groupe à partir du bilan et du compte de résultat consolidé du Groupe relatifs aux exercices 2011 et 2012. Le taux d’acquisition est nul si la moyenne des ROACE est inférieure ou égale à 6%, varie linéairement entre 0% et 100% si la moyenne des ROACE est supérieure à 6% et inférieure à 15%, et est égal à 100% si la moyenne des ROACE est supérieure ou égale à 15%. – est égal à 100% si la moyenne des ROE est supérieure En raison de l’application de la condition de performance, ce taux d’acquisition des actions a été de 100% pour le plan 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. 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 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 (2 + 2) (4 + 0) Attribuées définitivement (b) (75) - (75) Annulées (29 175) (54 625) (83 800) Attribuées définitivement (b) (475) (425) (900) Annulées (111 725) (40 275) (152 000) Attribuées définitivement (b) (c) (1 367 275) (350) (1 367 625) (a) L’attribution du 30 juin 2010 a été décidée par le Conseil d’administration du 21 mai 2010. (b) Attributions définitives à la suite du décès ou de l’invalidité des bénéficiaires des actions. (c) Attribution définitive de 1 366 950 actions aux bénéficiaires désignés à l’issue de la période d’acquisition de deux ans. 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) 2012 2011 2010 Nombre de personnes 34 30 26 Rémunérations directes et indirectes perçues 21,3 20,4 20,8 Charges relatives aux paiements en actions (actions gratuites) 5,9 2,2 1,6 Charges de retraite (a) 11,4 9,4 12,2 Charges relatives aux autres avantages à long terme - - - Charges relatives aux indemnités de fin de contrat de travail - 4,8 - (a) Les avantages dont bénéficient les principaux dirigeants du Groupe et certains membres du Conseil d’administration, salariés et anciens salariés du Groupe, concernent des indemnités versées au moment du départ en retraite et des régimes de retraite supplémentaire et de prévoyance, qui représentent un engagement de 181,3 millions d’euros au 31 décembre 2012 (contre 139,7 millions d’euros au 31 décembre 2011 et 113,8 millions d’euros au 31 décembre 2010). Les rémunérations allouées aux membres du Conseil d’administration au titre des jetons de présence, se sont élevées à 1,10 million d’euros en 2012 (1,07 million d’euros en 2011 et 0,96 million d’euros en 2010). 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 2012 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 (1) 84 84 - - (1) - - Total E&P Ichthys 100,0 298 (4) 298 298 - - (2) - - (b) Dont 52 966 millions d’euros concernant Total Capital pour les programmes d’émission d’emprunts obligataires et de financements court terme. 5.2. Autres informations sur cinq ans Nombre d’actions futures à créer : – options et actions Elf Aquitaine bénéficiant de la garantie d’échange en actions TOTAL (a) \- - - - 610 086 Résultat après impôts, mais avant dotations aux amortissements et provisions (a) (b) 3,44 4,80 2,90 2,68 2,87 aux amortissements et provisions (a) (b) 2,88 4,33 2,60 2,52 2,67 Dividende net attribué à chaque action (a) 2,34 2,28 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. (c) Y compris les collaborateurs en congé de fin de carrière ou en préretraite (Dispenses d’activité : 50 personnes en 2008, 74 personnes en 2009, 79 personnes en 2010, 89 personnes en 2011 et 96 personnes en 2012). (Dividende net proposé : 2,34 euros par action) Résultat de l’exercice 6 519 781 836,03 Report à nouveau antérieur 9 313 999 767,81 Montant à répartir 15 833 781 603,84 Report à nouveau 10 251 856 248,60 Montant réparti 15 833 781 603,84 5.4. Évolution du capital social au cours des cinq derniers exercices Exercices Apports en numéraire Montants Nombre Informations financières consolidées des cinq derniers exercices 6.1. Bilan consolidé résumé des cinq derniers exercices Actifs destinés à être cédés ou échangés Passifs relatifs aux actifs destinés à être cédés ou échangés 6.2. Compte de résultat consolidé des cinq derniers exercices Charges d’exploitation (168 674) (152 897) (131 963) (109 521) (150 534) Amortissements des immobilisations corporelles et droits miniers (9 525) (7 506) (8 421) (6 682) (5 755) Autres charges et produits 547 699 496 (286) (185) Coût de l’endettement financier net (571) (440) (334) (398) (527) Charge d’impôt (13 066) (14 073) (10 228) (7 751) (14 146) Emploi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .342 Organisation du temps de travail . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .344 Dialogue social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .344 Formation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .345 Égalité des chances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .346 2\. Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 347 Santé et sécurité au travail . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .348 Protection de l’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .349 Santé et sécurité des consommateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .355 Relations avec les parties prenantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .357 Développement socio-économique des communautés et des territoires où TOTAL est implanté . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .357 Actions de partenariat et de mécénat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .359 Loyauté des pratiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .361 4\. Autres informations sociales, sociétales et environnementales 363 TOTAL et les sables bitumineux canadiens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .363 TOTAL et les gaz de schiste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .363 TOTAL et l’Arctique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .364 5\. Rapport de l’organisme de vérification 365 Attestation de présence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .365 Rapport d’assurance modérée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .365 12 Informations sociales, environnementales et sociétales TOTAL place la responsabilité sociétale et environnementale 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 au sein de son personnel l’égalité des chances et favoriser la diversité et la mixité. La note sur le périmètre et la méthodologie de reporting concernant les informations figurant dans le chapitre 12 est disponible sur le site Internet du Groupe (total.com, rubrique Analystes CSR). 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 pétrolière, ainsi qu’à la Global Reporting Initiative (GRI). Des informations détaillées sur ces référentiels de reporting sont disponibles sur le site Internet du Groupe (total.com, rubrique Analystes CSR). Les éléments quantitatifs présentés ci-après sur les effectifs mondiaux de TOTAL concernent l’ensemble des filiales consolidées selon la méthode de l’intégration globale. Un certain nombre de données sont issues du Panorama social mondial (PSM), qui réunit près d’une centaine d’indicateurs mesurant des éléments importants de la politique sociale du Groupe. Cette étude annuelle est conduite auprès d’un échantillon des effectifs du périmètre consolidé, représentatif de leur répartition par secteur d’activité et par zone géographique ; la mention de ces données PSM dans le présent document fait référence à cet échantillon qui représente 82% des effectifs du Groupe en 2012 (contre 77% en 2011). Au 31 décembre 2012, les effectifs du Groupe s’élèvent à 97 126 salariés appartenant à 359 sociétés et filiales, présentes dans 107 pays. Les tableaux ci-dessous indiquent, à fin 2010, 2011 et 2012, la répartition des salariés selon les critères suivants : genre, nationalité, secteur d’activité, zone géographique et tranche d’âge : Effectifs du Groupe 2012 2011 2010 Gas & Power 1,7% 1,7% 1,5% Marketing & Services 21,6% 21,6% 25,7% Effectifs du Groupe 2012 2011 2010 Reste de l’Europe 23,5% 23,4% 26,8% Amérique du Nord 6,4% 6,8% 6,7% Amérique du Sud 8,9% 7,5% 7,3% < à 25 ans 5,7% 5,9% 6,4% 25 à 34 ans 29,2% 30,0% 27,4% 35 à 44 ans 28,5% 28,1% 28,7% 45 à 54 ans 23,7% 24,0% 25,5% > à 55 ans 12,9% 12,0% 12,0% Entre 2011 et 2012, les effectifs ont augmenté de 1,1%. À fin 2012, les pays qui comptent les effectifs les plus importants sont après la France, les États-Unis, suivis de la Chine, de l’Allemagne et de la La répartition par genre et par nationalité des effectifs cadres ou équivalents (≥300 points Hay) est la suivante : Répartition des effectifs cadres 2012 2011 2010 (1) Les effectifs comprennent uniquement ceux des entreprises consolidées globalement. Informations sociales, environnementales et sociétales 12 Le Panorama social mondial (PSM) a concerné, en 2012, 80 003 salariés appartenant à 145 filiales. Effectifs du Groupe au périmètre PSM 2012 2011 2010 % des effectifs du Groupe 82% 77% 72% Les recrutements de collaborateurs en contrat à durée indéterminée (CDI), réalisés en 2012 sur le périmètre consolidé, sont en augmentation de 5,3% par rapport à 2011. Les recrutements les plus nombreux l’ont été en Amérique Latine (32%) – Brésil (17,1%) et Mexique (13,6%) – suivie de l’Asie (25,5%) et de l’Europe (24,6%), et dans le Raffinage-Chimie (63,7%). Les sociétés du Groupe ont par ailleurs embauché 3 302 collaborateurs en contrat à durée déterminée (CDD) sur le périmètre consolidé. Plus de 500 000 candidatures ont été enregistrées par les filiales du périmètre PSM. Sorties hors retraites, mutations, cessations anticipées d’activité Ruptures conventionnelles (France) 217 242 217 Total des sorties / Total des effectifs 8,6% 7,2% 8,5% (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 a minima 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 reconnaître la performance individuelle. intégré comme composante de l’évaluation des performances collectives et individuelles. Une politique de reconnaissance de cette performance HSE est mise en œuvre, orientée vers l’appréciation de la performance individuelle des managers (1) Soit douze sociétés de l’Amont, du Raffinage-Chimie et du Marketing & Services en France. (objectifs fixés et réalisations appréciées durant l’entretien annuel d’évaluation) et de la performance collective des équipes. À cet effet, l’accord d’intéressement-participation 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, 90% des effectifs du périmètre PSM 2012 sont salariés dans un pays où la législation garantit un salaire minimum. En l’absence de législation pour les 10% complémentaires, le Groupe se conforme a minima aux accords tarifaires locaux (négociations internes ou accords de branche d’activité) 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 minimum applicable localement. Le développement de l’actionnariat salarié est un autre pilier de la politique de rémunération du Groupe. Son objectif : favoriser une bonne compréhension des fondamentaux de l’entreprise et une association directe à ses performances. TOTAL attribue ainsi des actions de performance à un grand nombre de ses collaborateurs, en fonction de l’atteinte d’objectifs économiques d’ensemble (se reporter au point 5. du chapitre 5). 12 Informations sociales, environnementales et sociétales En juillet 2012, le Conseil d’administration a approuvé un plan d’attribution d’actions de performance, concernant environ 10 000 salariés. Ce plan, le huitième 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 nouveaux bénéficiaires. et la protection sociale (assurance maladie, prévoyance, etc.) de ses salariés. Ainsi, un régime d’assurance prévoyant le versement en cas de décès d’une indemnité de deux ans de salaire minimum est en place dans une grande majorité des sociétés du Groupe. En 2012, la proportion a atteint 89% de l’effectif du périmètre PSM. Le Groupe propose régulièrement à ses salariés de souscrire à des augmentations de capital réservées, dont la dernière a été réalisée opération a été décidée par le Conseil d’administration en septembre 2012 et sera mise en œuvre au premier semestre 2013. Cette dernière offre, outre une formule classique, une formule sécurisant l’investissement du salarié avec un rendement minimum garanti. La phase de réservation a eu lieu en janvier 2013 durant laquelle près de 25% des salariés sur le périmètre mondial éligible ont passé un ordre de réservation. Ce n’est qu’après la période de souscription / rétractation, fenêtre ouverte en mars, que les TOTAL met en outre au cœur de sa politique de Ressources humaines le développement de l’épargne salariale, lorsqu’elle est possible, 1.2. Organisation du temps de travail Chaque année, des améliorations des dispositifs de retraite ou de protection sociale existant au sein des filiales du Groupe sont apportées. Ainsi, par exemple, depuis 2011 peuvent être mentionnés : la mise en place progressive d’un régime de retraite complémentaire dans certaines filiales du Raffinage-Chimie et du Marketing & Services, le benchmark et la mise en place de régimes complémentaires en santé et prévoyance dans huit pays d’Asie. Des avancées complémentaires dans d’autres pays ont été réalisées en 2012, conformément à la norme Groupe fixant à deux ans de rémunération minimum l’indemnité de prévoyance en cas de décès d’un salarié, quelle qu’en soit la cause. Pour une information plus détaillée, se reporter aux points 5. et 6. du chapitre 5 du présent Document de référence. 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 États-Unis ou en Inde. Le taux d’absentéisme pour raisons médicales est l’un des indicateurs suivis dans le cadre du PSM : PSM 2012 PSM 2011 PSM 2010 pour raisons médicales 2,6% 2,7% 2,8% 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, un projet visant à expérimenter le télétravail dans certaines sociétés du Groupe a été lancé en 2012. PSM 2012 PSM 2011 PSM 2010 % des sociétés offrant la possibilité de travailler à temps partiel (a) 69% 63% 70% % des salariés travaillant à temps partiel parmi ceux en ayant la possibilité 5% 5% 5% % des sociétés permettant le télétravail 19% 15% ND % des salariés en situation de télétravail parmi ceux en ayant la possibilité 2% 3% ND (a) La baisse de ce pourcentage entre 2010 et 2011 s’explique par la variation du périmètre du PSM. Parmi les nombreuses parties prenantes avec lesquelles TOTAL entretient et entend développer un dialogue régulier (se reporter aussi au paragraphe 3.1. du présent chapitre), ses salariés et leurs représentants ont une place et un rôle privilégiés. C’est ainsi qu’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 mutations géographiques et le télétravail. 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. La réorganisation interne au Groupe, menée en 2012, qui a conduit à la création des secteurs Raffinage-Chimie et Marketing & Services, a été réalisée sans plan social ni licenciement. PSM 2012 PSM 2011 PSM 2010 Part des sociétés disposant d’une représentation des salariés (a) 79,9% 77,4% 86,2% Part des effectifs couverts par une convention collective 67,7% 70,3% 73,4% (a) La baisse de ce pourcentage entre 2010 et 2011 s’explique par la variation du périmètre du PSM. Informations sociales, environnementales et sociétales 12 TOTAL poursuit le développement du dialogue social au niveau européen par le biais de négociations avec les fédérations 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. Des négociations en matière de prévoyance lourde-garantie décès et sécurité sont programmées pour 2013. 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 Par ailleurs, tous les deux ans, TOTAL conduit une enquête d’opinion interne auprès de l’ensemble de ses 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 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 de l’Hygiène Sécurité Environnement ; – renforcer les compétences clés dans tous nos métiers et maintenir un haut niveau de performance opérationnelle des équipes ; – favoriser l’intégration et l’évolution professionnelle des salariés au moyen de formations à la connaissance du Groupe, en management – 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 2012 (87% des salariés ont reçu au moins une formation) avec, sur le périmètre PSM, 428 000 jours de formation dispensés pour un budget total de l’ordre de 276 millions d’euros (le compagnonnage représente environ 22%). 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 aux besoins des équipes. En 2012, les formations Hygiène Sécurité Environnement ont fait l’objet d’une attention particulière avec la montée en puissance de nouveaux programmes destinés à renforcer la culture HSE Nombre moyen de jours / an de formation par salarié (y compris compagnonnage, hors e-learning) PSM 2012 PSM 2011 PSM 2010 Gas & Power 5,1 5,3 4,2 Marketing & Services 4,2 4,4 4,4 Marketing & Services 4,7 4,4 4,4 Amérique du Nord 8,3 7,9 11,2 Répartition par type de formation dispensée (y compris compagnonnage, hors e-learning) (a) Autres : management, développement personnel, interculturel. 12 Informations sociales, environnementales et sociétales 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. En 2012, 72% des cadres recrutés ont été des non-Français, représentant près de soixante-quatorze nationalités. 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 2012 2011 2010 Dans le recrutement en CDI 88% 87% 91% Dans le recrutement cadres / NP1(1)≥10 71% 75% 74% Dans les effectifs 64% 64% 63% Dans les effectifs cadres / NP1 (1)≥10 59% 59% 58% Parmi les cadres dirigeants 25% 23% 23% entre les hommes et les femmes 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 Le Groupe entend à la fois continuer à favoriser la mixité dans ses métiers et permettre aux femmes d’accéder à tous les niveaux de responsabilités, au même titre que leurs homologues masculins. Le Conseil de la diversité suit à cet égard les indicateurs suivants : % de femmes 2012 2011 2010 Dans le recrutement en CDI 32% 29% 31% Dans le recrutement cadres / NP (1)≥10 27% 28% 27% Dans les effectifs 30% 30% 29% Dans les effectifs cadres / NP (1)≥10 24% 23% 23% Parmi les cadres dirigeants 16% 15% 13% TOTAL participe également au programme Boardwomen Partners, qui vise à augmenter de façon significative, dans les grandes entreprises européennes, la proportion de femmes au sein des Conseils d’administration. Celui de TOTAL, à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires 2012, comporte 33% de femmes contre 26% avant l’Assemblée générale 2012. Pour une information plus détaillée, se reporter au paragraphe 1.1. du chapitre 5. Autres voies d’engagement du Groupe : les accords ou dispositions relatifs à l’accès à l’emploi, au congé maternité, 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. 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 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. 1.5.3. Mesures en faveur de l’emploi et de l’insertion des personnes handicapées Depuis plus de vingt ans, TOTAL a choisi de formaliser sa politique handicap au travers d’accords successifs signés avec les partenaires sociaux en faveur de l’emploi des travailleurs handicapés. En même temps qu’il favorise l’embauche directe de personnes handicapées et la collaboration avec le secteur protégé, TOTAL – en interne : plaquette, sessions de sensibilisation organisées pour les managers, les responsables en ressources humaines, etc. ; – en externe : collaboration avec des cabinets de recrutement, actions d’information et de communication à destination des étudiants, participation à des forums de recrutement spécialisés, etc. Le Groupe soutient également l’insertion, la formation professionnelle et le maintien dans l’emploi des travailleurs en situation de handicap. Deux accords-cadre, signés pour trois ans (2010-2011-2012) avec les organisations syndicales représentatives françaises, fixent en France la politique de TOTAL en matière d’intégration professionnelle des personnes en situation de handicap. Des négociations pour renouveler ces accords sont programmées 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. Informations sociales, environnementales et sociétales 12 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 depuis 2000 et réactualisée en 2009. Cette charte constitue le socle commun des référentiels de management du Groupe en matière HSE 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. 12 Informations sociales, environnementales et sociétales Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 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 suivantes concernent les activités, les sites et les actifs industriels dont TOTAL, directement ou via une de ses filiales, est l’opérateur (c’est- à-dire opère ou s’est vu déléguer contractuellement la maîtrise des opérations). Une exception est faite pour l’information relative aux gaz à effet de serre (GES), également donnée en part patrimoniale pour tous les actifs dans lesquels TOTAL détient une participation. Les données présentées dans cette section sont fournies à périmètre courant. Ainsi, les données relatives à SunPower, dont le Groupe détient 66%, ont été prises en compte à partir de 2012. 2.1. Santé et sécurité au travail Des directives Sécurité et Hygiène industrielle / Santé explicitent les exigences de TOTAL en matière de sécurité et de santé au travail des personnels intervenant sur ses sites. Des indicateurs en mesurent les principaux résultats : le reporting mensuel des accidents au poste de travail (LTIR : Taux de fréquence des accidents avec arrêt ; TRIR : taux de fréquence des accidents déclarés) permet de suivre globalement et par site les performances. Dans un domaine où TOTAL veille à ne faire aucune différence entre la sécurité 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. arrêt par million d’heures travaillées 1,0 1,3 1,6 par million d’heures travaillées 1,8 2,2 2,6 SIR : nombre moyen de jours d’arrêt par accident avec arrêt 27,2 23,9 23,5 Le taux de sévérité des accidents de 2012 montre une augmentation par rapport à l’année précédente, tout en restant cependant dans la plage de variation observée ces six dernières années. Cette évolution défavorable s’observe principalement dans les secteurs Amont et Marketing & Services. 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 suivi avec beaucoup d’attention. En 2012, le Groupe a déploré quatorze décès au travail. Le nombre de décès par millions d’heures travaillées (Fatality incident rate) calculé sur trois ans glissants montre une tendance à la baisse : 0,034 en 2010, 0,030 en 2011 et 0,025 en 2012. 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 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. Ces règles d’or, et plus généralement tous les enjeux en matière de sécurité au poste de travail, font l’objet de visites de terrain, présentations et séminaires réguliers organisés avec les partenaires sociaux La démarche de culture en matière de sécurité du Groupe incite fortement à remonter les anomalies et les presqu’accidents, les considérant comme des éléments importants au bon fonctionnement de la boucle d’amélioration continue, et comme un excellent indicateur du niveau de culture sécurité des entités. D’une façon générale, les événements de sécurité, 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 : il est considéré 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 d’expérience. 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) 98% 96% 98% (selon les critères de la réglementation locale) par million d’heures travaillées 0,86 0,87 0,75 Les principales maladies professionnelles identifiées dans le Groupe – les troubles musculo-squelettiques, première cause de maladie professionnelle représentant près de la moitié des maladies – les pathologies liées à l’exposition à l’amiante (presque uniquement en France, du fait de la particularité de la législation 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 récemment 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 2012, treize sites du Groupe en Europe font partie de ce projet. La population suivie représente environ 10% 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 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 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 870 équivalents temps plein consacrés à l’environnement sont dénombrés 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. Certains objectifs venant à échéance en 2012, de nouveaux objectifs ont été fixés sur une période allant jusqu’en 2017. TOTAL promeut par ailleurs en interne la conformité de ses systèmes de management de l’environnement à la norme ISO 14001. En 2012, 305 sites (contre 284 en 2011) du Groupe étaient couverts par un tel certificat, sur un total de 867 sites opérés (contre 860 en 2011). Soixante-deux sites sont les principaux contributeurs des émissions de leur secteur (l’ensemble de ces sites représentent environ 90% des émissions de gaz à effet de serre (GES), de SO2, de NOx et de prélèvements d’eau douce de TOTAL). Sur ces 62 sites, 58 ont un système de management certifié conforme à la norme ISO 14001 à fin 2012. Deux sites ont récemment démarré leur production et leur certification est planifiée pour 2013 conformément aux règles internes (deux ans à compter du démarrage). L’ancien site de la Raffinerie de Flandres a décidé de ne pas renouveler son certificat du fait de sa transformation en dépôt pétrolier. Le site d’Obagi (onshore, Nigeria) n’a pas pu se faire certifier car les inondations du delta du Niger à l’automne 2012 ont conduit au report de l’audit à 2013. De ce fait TOTAL a atteint, à ces deux exceptions près, son objectif de voir 100% de ses principaux sites contributeurs certifiés ISO 14001. Le nouvel objectif pour 2017 est d’avoir tous les sites émettant plus de 10 kt de CO2 eq par an certifiés, toujours avec une tolérance de deux ans pour les sites 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 au point 1.10. du chapitre 5). Informations sociales, environnementales et sociétales 12 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 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 ou anti-alcool, prévention des troubles musculo- 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 environ - nementale du Groupe, à l’occasion de la diffusion du rapport CSR. Deux formations de trois jours à l’ensemble des aspects HSE sont par ailleurs mises à disposition des entités opérationnelles. Les sessions « HSE Implementation » s’adressent aux personnes dont la fonction est spécifiquement de s’occuper d’une ou de plusieurs thématiques HSE au sein d’une entité. La formation « HSE for Managers » s’adresse quant à elle aux managers de haut niveau, en responsabilité actuelle ou future dans l’une des entités du Groupe, et 2012 a vu l’avènement d’une formation « HSE for Executives » destinée aux dirigeants du Groupe et centrée sur les styles de management. 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 les maîtriser. Les activités du Groupe génèrent des rejets chroniques tels que les rejets des fumées des installations de combustion, les émissions dans l’atmosphère des différents procédés de transformation, ou encore les rejets dans les eaux résiduaires. 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 pour la maîtrise des pics d’émission de SO2 en fonction des données météorologiques, la conduite des procédés de combustion) ; – des mesures techniques (comme la création de stations Ces mesures peuvent être préventives, de manière à éviter la génération de la substance polluante (ainsi des brûleurs bas-NOx pour les installations de combustion) ou curatives (à l’instar du traitement biologique des eaux de procédé, pour diminuer les teneurs 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 12 Informations sociales, environnementales et sociétales 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 quatrième année applicable consécutive, cet objectif a été atteint en 2012 par le Groupe en moyenne annuelle. Le tableau suivant indique l’évolution des rejets chroniques atmosphériques et de la qualité des eaux rejetées : Émissions de SO2 en milliers de tonnes 79 91 99 Émissions de NOx en milliers de tonnes 88 84 87 Hydrocarbures dans les eaux rejetées en tonnes (hors Exploration-Production et Chimie de Spécialités) 51 50 74 Concentration d’hydrocarbures dans les eaux rejetées par l’Exploration- Production, en mg / l 23 20 22 Demande chimique en oxygène (DCO) dans les eaux rejetées par la Chimie de Spécialités, en tonnes 275 320 771 La diminution des émissions de SO2 est essentiellement due aux améliorations opérationnelles dans les raffineries, à la baisse d’activité de la plateforme de Lacq et à la réduction du taux de soufre dans le champ opéré par le Groupe à Abou Dabi. La hausse des émissions de NOx est due majoritairement à l’augmentation des activités de logistique pour la production et les forages à dans les installations de raffinage et de chimie ne permettant pas de les compenser. La hausse de la concentration en hydrocarbures des effluents aqueux de l’Exploration-Production est principalement due à l’augmentation de ces concentrations en offshore. Début 2013, le Groupe s’est fixé les objectifs suivants : – la réduction de 40% des rejets d’hydrocarbures dans les eaux côtières et onshore entre 2011 et 2017 ; – la réduction de 20% des émissions de SO2 entre 2010 et 2017. Les risques de contamination des sols liés aux activités de TOTAL proviennent essentiellement des déversements accidentels (se reporter au paragraphe 2.2.3. du présent chapitre) et des stockages de déchets (voir ci-dessous). L’approche du Groupe en matière de prévention et de maîtrise de ces pollutions repose sur quatre piliers : – la prévention des fuites, grâce à la mise en œuvre de standards au niveau des meilleures pratiques du secteur, tant en ingénierie 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 3\. recycler les déchets résiduels ; 4\. revaloriser énergétiquement, autant que possible, les produits Pour ce faire, TOTAL s’appuie sur divers partenariats : – Avec Veolia, le Groupe s’est par exemple engagé dans le projet Osilub, qui 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. – des opérations d’entretien à une fréquence adaptée, afin – En 2011, Total Energy Ventures (véhicule d’investissement 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 remet en état les sites dont il se retire, afin de permettre le développement de nouvelles activités une fois déterminé, en accord avec l’administration, l’usage futur des terrains. Cette activité continue est réalisée par différentes équipes au sein du Groupe, organisées sous forme de filiales pour certaines 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. Au niveau des sites de production, la maîtrise de la gestion des déchets, formalisée en 2012 dans une directive Groupe, 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. Informations sociales, environnementales et sociétales 12 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement TOTAL attache une importance particulière à la gestion et au traitement du Groupe, en kt 237 217 263 TOTAL suit également depuis 2012 le type de filière de traitement des déchets pour les principales catégories ci-après : Les activités de TOTAL peuvent engendrer des nuisances pour les riverains de ses sites industriels. Ces nuisances peuvent être du bruit, des odeurs mais également des vibrations ou encore du trafic 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, voire les compenser. Des systèmes de surveillance peuvent également être mis en place, tels que des mesures de niveau sonore en clôture de site, ou encore des réseaux de « nez » permettant d’évaluer l’origine et l’intensité des odeurs. 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 : liquides dont le volume unitaire est supérieur à 1 baril (159 litres). Ceux qui dépassent un certain seuil de gravité (que ce soit du fait du volume déversé, de la nocivité du produit concerné ou de 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 1 baril : d’hydrocarbures ayant atteint l’environnement 219 263 ayant atteint l’environnement, en milliers de m3 2,0 1,8 N.B. Les sols des sites sont considérés comme faisant partie de l’environnement naturel sauf s’ils sont étanchéifiés. Les données 2010 ne sont pas publiées car la méthodologie appliquée était différente et les chiffres ne sont donc pas comparables. La hausse de 11% des volumes déversés s’explique par l’accident d’Elgin (voir ci-après), partiellement compensée par une baisse de 28% des déversements de moindre importance. 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. Propres à chaque filiale et adaptés à son organisation, ses activités ainsi que son environnement tout en restant en phase avec les recommandations Groupe, ces plans sont régulièrement revus et testés dans le cadre d’exercices. En 2012, les exigences du Groupe relatives à l’élaboration des plans d’intervention et aux exercices associés ont été formalisées dans – la réalisation d’inspections et d’audits rigoureux ; – la formation du personnel et la sensibilisation de toutes Le Groupe mesure depuis 2012 son degré de préparation à la lutte antipollution grâce aux indicateurs suivants : 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 para - mètres, une matrice de décision définit le niveau de mitigation exigé. Concernant le domaine spécifique des transports maritimes, une politique interne au Groupe fixe les règles de sélection des navires. Ces règles s’appuient sur les recommandations de l’Oil Company International Marine Forum (OCIMF), association de l’industrie regroupant les principales compagnies pétrolières mondiales et promouvant les bonnes pratiques dans le transport maritime pétrolier, et sur son Ship Inspection Report (SIRE) Programme, système de contrôle et de partage des rapports d’inspection des navires. TOTAL n’affrète aucun navire à simple coque pour ses Conformément aux usages de la profession, TOTAL suit tout Nombre de sites dont l’analyse de risques a identifié au moins un scénario de pollution accidentelle importante Proportion de ces sites disposant d’un plan Proportion de ces sites ayant fait au moins un exercice de lutte antipollution dans l’année 88% 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 TOTAL et ses filiales disposent de conventions d’assistance avec les principaux organismes spécialisés dans la gestion des déversements de pétrole comme le Oil Spill Response Limited, le CEDRE ou encore le Clean Caribbean & Americas. Ils ont vocation à fournir expertise, ressources et équipement dans toutes les zones géographiques où TOTAL conduit ses activités. 12 Informations sociales, environnementales et sociétales Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement 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. Ces dispositifs seront positionnés en différents points du monde et permettront de disposer d’une solution mobilisable au cas où surviendrait un événement de pollution lors d’un forage en eaux profondes. 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 de captage (capping) pour palier un événement sur un puits en production. Ces dispositifs seront positionnés dans le Golfe de Guinée où TOTAL est fortement En 2012, le Groupe a connu deux accidents majeurs : Elgin et Ibewa. Le 25 mars 2012, lors d’une intervention sur le puits G4, une fuite de gaz non contrôlée s’est déclarée en surface sur la plateforme puits du gisement Elgin en mer du Nord, à environ 240 km à l’est d’Aberdeen. TOTAL a immédiatement déclenché son plan d’urgence, mobilisé des équipes de gestion de crise à Aberdeen et à Paris et arrêté la production des champs d’Elgin, Franklin et West Franklin. Les 238 employés du site ont été évacués vers les côtes écossaises sans qu’aucun blessé ne soit à déplorer. Une fois la torchère de la plateforme éteinte fin mars, les opérations de contrôle du puits ont pu être mises en œuvre en collaboration étroite avec les autorités britanniques et avec le souci premier de la sécurité du personnel. La fuite a finalement été arrêtée le 15 mai 2012 par injection de boue dans le puits. Des moyens importants ont été mobilisés pendant la durée de la fuite tant pour surveiller que limiter les impacts environnementaux : – surveillance aérienne deux à trois fois par jour par la mobilisation de l’avion Dornier 228 de l’OSRL (Oil Spill Response Limited) ; – moyens aériens de dispersion de l’OSRL mobilisés et prêts à intervenir (mais sans intervention au final) ; – moyens aériens visant à mesurer les débits de fuite (en coopération avec le National Center for Atmospheric Science) ; – navires de surface pour la surveillance et la préparation à la lutte – imagerie satellitaire pour le suivi des irisations ; La fuite était constituée de gaz naturel (essentiellement du méthane) et de condensats qui ont provoqué des irisations de surface qui se sont dispersées ou évaporées naturellement en quelques jours pour un impact environnemental minime. Les évaluations de débit de fuite ont donné un ordre de grandeur de 2 kg / s (200 000 m3 / j) initialement avec une décroissance dans le temps jusqu’à environ un quart de ces débits initiaux. L’estimation finale des volumes rejetés est d’environ 3 kt de gaz et à peu près autant de condensats dont la grande majorité s’est évaporée avant de tomber en mer, laissant une quantité estimée à un peu moins de 700 m3 à la surface de la mer. Les rejets de gaz à effet de serre de la fuite elle-même sont estimés à environ 80 kt de CO2-eq. Durant toute la durée de la fuite, les différents milieux (atmosphère, surface de l’eau, colonne d’eau et fonds marins) ont été surveillés moyennant des analyses d’échantillons, tant par les moyens du Groupe que par ceux des autorités britanniques. Aucun impact sérieux ni modéré n’a été mesuré sur le milieu marin, sur les poissons ni sur la qualité de l’air. Une communication constante, fournie et transparente a été menée tant par la filiale locale que par le Groupe, avec en particulier des communiqués de presse réguliers, un site web dédié et par Le 9 mars 2013, suite à l’approbation du dossier de sécurité par l’autorité de régulation britannique (HSE), la production de la zone d’Elgin/Franklin a redémarré de façon progressive. Le 20 mars 2012, un accident de forage est survenu sur le champ gazier d’Ibewa (site d’Obite sur la licence OML58) situé dans l’État de Rivers au Nigeria, où un puits de gaz onshore en production (IBW16) a été touché lors des opérations de forage d’un nouveau Aucun blessé n’a été à déplorer. La production de l’usine à gaz d’Obite a été interrompue et les puits mis hors service. À la suite de l’accident, des résurgences d’eau et de gaz naturel sont apparues le 3 avril 2012, à l’extérieur du site d’exploitation, dans une zone boisée non habitée. Ces résurgences ont montré que du gaz s’écoulait de façon souterraine avant de ressortir en surface. Dès le 20 mars, les équipes de TOTAL se sont immédiatement mobilisées pour anticiper les risques pour les populations, limiter l’impact sur l’environnement et apporter les solutions appropriées. Un périmètre de sécurité a été défini. Les contrôles quotidiens effectués sur la qualité de l’eau potable et de l’air, tant à l’intérieur qu’à l’extérieur du site, ont montré que, pour les quelques points où des hydrocarbures ont été détectés, leur concentration est restée inférieure aux seuils d’exposition, à l’exception d’un puits qui a été fermé le 19 mai 2012. Des moyens importants ont été mobilisés pour colmater la fuite et surveiller les conséquences environnementales et sanitaires : – utilisation d’un navire et d’une installation de forage pour les opérations de bouchage du puits par injection de boue ; – des équipements ont été installés pour récupérer le gaz en surface et limiter ainsi son écoulement souterrain ; – mobilisation complémentaire de deux appareils de forage et début des opérations de forage d’un puits de secours ; – des équipements de forage ont été acheminés sur place pour être prêts à forer deux puits de secours ; – deux navires pour la surveillance sous-marine par ROV (robot d’intervention) et la reconnaissance des fonds marins pour le placement des puits de secours ; – plusieurs navires de logistique et de lutte anti-incendie. – des équipements d’intervention sur le puits ont été acheminés d’Europe et des États-Unis par gros porteur ; – des surveillances au sol et par vols quotidiens d’hélicoptère ont été effectuées par les équipes de Total E&P Nigeria Ltd ; Informations sociales, environnementales et sociétales 12 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement – des puits d’observation de vingt mètres de profondeur (puits piézométriques) ont été forés afin de vérifier l’évolution de l’eau de surface (nappe phréatique) autour de la zone touchée. Le 13 mai 2012, à la suite d’une opération de snubbing (injection de boue par le biais de tiges de petit diamètre introduites dans le puits), les équipes d’opération ont repris le contrôle du puits IBW 16 et l’écoulement de gaz souterrain a été arrêté. Durant toute la durée de l’accident, Total E&P Nigeria Ltd a maintenu le dialogue avec les communautés et les autorités locales. 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 143 142 147 dans une zone à stress hydrique 49% 44% ND La hausse de la proportion de sites situés dans une zone à stress hydrique correspond à une évolution méthodologique : les sites qui étaient situés dans une zone mal cartographiée ont été replacés en fonction de la zone cartographiée la plus proche. 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 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 traiter les eaux de production. 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. Principale matière première du Groupe, les hydrocarbures sont une matière énergétique. Leur utilisation optimale relève donc de ce que l’on appelle « efficacité énergétique », décrite dans Depuis 2011, TOTAL mesure activité par activité le taux de pertes de matières premières, c’est-à-dire les matières premières transformées qui ne sont ni livrées à un client de l’activité, ni utilisées Taux de perte de matières premières 2012 2011 Activité de production d’hydrocarbures 2,8% 2,5% La hausse du taux de perte de matières lors de la production d’hydrocarbures est principalement due à la hausse du brûlage des gaz associés (voir point 2.2.5. du présent chapitre). La baisse du taux de perte dans les raffineries est concentrée sur deux sites, Donges et Port-Arthur, avec la mise en œuvre d’un plan d’actions de réduction des pertes sur ce dernier site. 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. Une directive Groupe formalise depuis début 2013, la démarche pour les sites excédant 50 000 tep / an de consommation Début 2013, le Groupe s’est doté d’un objectif d’amélioration de son efficacité énergétique de 1,5% par an entre 2012 et 2017. d’énergie primaire, en TWh 159 158 157 Début 2011, l’organisation interne du Groupe autour des thématiques « climat et énergie » a été modifiée : – une instance décisionnelle a été créée : le Comité directeur CO2 / Efficacité énergétique (CODIR CO2 / EE), qui 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 – les journées Réseau Énergie et le séminaire Énergie sont des lieux d’échanges internes, de réflexion et d’information. Dans le cadre du dispositif français des Certificats d’économies d’énergie (CEE), délivrés par la Direction générale de l’Énergie et du Climat en échange de la réalisation d’actions en ce sens, TOTAL incite ses clients à réduire leur consommation d’énergie de 40 TWh (cumulés et actualisés sur l’ensemble de la vie du produit) sur 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, est meilleur que celui des produits et services à fonction équivalente disponibles sur le marché. À fin 2012, trente-six produits 12 Informations sociales, environnementales et sociétales Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement et services bénéficient du label Total Écosolutions. Un nouveau lubrifiant moteur Fuel Eco pour véhicule léger, qui permet d’économiser 3,3% de consommation en moyenne, a été labellisé en 2012. Début 2013, le Groupe s’est fixé comme objectif d’avoir cinquante produits et services labellisés « Total Écosolutions » à la fin 2015. Dans le cadre de sa stratégie, TOTAL est engagé de longue date dans le développement des énergies renouvelables. Un descriptif détaillé des activités menées par le Groupe dans le domaine des énergies nouvelles figure au point 4.2. du chapitre 2. Le principal axe de développement des énergies renouvelables est le solaire. La baisse rapide des coûts dans l’industrie devrait en faire d’ici quelques années un moyen compétitif pour produire de l’électricité, la parité réseau étant déjà atteinte sur certains marchés, par exemple en Californie. Dans ce cadre, le Groupe poursuit ses efforts R&D et de baisse des coûts de production. TOTAL explore aussi plusieurs voies de valorisation de la biomasse selon la ressource utilisée, la nature des marchés visés (carburants, lubrifiants, pétrochimie, chimie de spécialité, etc.) ainsi que les procédés de transformation de la biomasse. Le Groupe a choisi de se positionner sur deux des principales voies de transformation de la biomasse, la voie biotechnologique et la voie thermochimique. TOTAL utilise de façon marginale les énergies renouvelables pour alimenter ses sites de production. Le Groupe a cependant recours à la biomasse pour le chauffage de bâtiments tertiaires tels que celui inauguré en 2011 par TIGF, à Cugnaux (France), et a installé des panneaux photovoltaïques sur plusieurs de ses bâtiments (Pau – CSTJF, Lacq 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. Des objectifs chiffrés ont été définis sur le plan de la réduction du brûlage, de la réduction des émissions et de l’augmentation de l’efficacité énergétique. Ceux-ci sont publiés et suivis annuellement. L’ensemble de ces mesures devrait permettre, à l’horizon 2015, de réduire de 15% par rapport à 2008 les émissions de GES générées par les activités opérées par le Groupe. en Mm3 par jour 10,8 10,0 14,5 opérés par le Groupe) 47 46 52 de GES, en Mt CO2 équivalent 55 53 59 La hausse des émissions directes de gaz à effet de serre s’explique principalement par la hausse du brûlage des gaz associés. Cette hausse est la combinaison de volumes brûlés de façon importante sur le FPSO d’Usan (Nigeria) plus longtemps que prévu au démarrage de cette installation, partiellement compensé par une baisse de la production au Yemen. La hausse des émissions en part patrimoniale s’explique principalement par la contribution des 15,34% détenus par TOTAL dans Novatek. L’objectif du Groupe est de réduire le brûlage des gaz associés à la production de 50% entre 2005 (15 millions de m3 / jour) et 2014 (7,5 millions de m3 / jour). 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 sera arrêtée en 2013, mais l’observation du comportement du stockage de CO2 sera poursuivie. Le Groupe veille à évaluer la vulnérabilité de ses installations existantes ou futures, en tenant compte des prévisions en matière scientifiques sur les prévisions climatiques, dont une étape sera la publication par le GIEC à partir de l’automne 2013 d’un nouveau rapport d’évaluation, est dès lors très attendu. Les conditions climatiques sont prises en compte dans la conception des installations industrielles sur la base des extrêmes observés par le passé. Si les installations sont dimensionnées pour résister à de telles conditions, des marges de sécurité additionnelles sont prévues 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 industries ou régions du monde. 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 – une contribution à la propagation d’espèces invasives, dans les milieux terrestres et marins. Conscient de ces enjeux, TOTAL s’assure de la prise en compte de la biodiversité dans ses référentiels, et ce à différents niveaux : – la charte Sécurité Santé Environnement Qualité (se reporter Informations sociales, environnementales et sociétales 12 Informations sur la sécurité, la santé et l’environnement au point 2. du présent chapitre), qui spécifie à l’article 10 : « TOTAL veille à maîtriser (…) ses impacts sur la biodiversité » ; – une politique biodiversité qui détaille les principes d’action du Groupe en ce sens : 1\. minimiser l’impact des activités sur la biodiversité pendant toute la durée d’existence des installations ; 2\. intégrer la préservation de la biodiversité dans le système de management environnemental, en particulier dans les études d’état initial et dans les études d’impact sociétal 3\. porter une attention spécifique aux opérations dans les régions dont la diversité biologique est particulièrement 4\. informer et sensibiliser les collaborateurs, les clients et le public en contribuant à améliorer la compréhension La mise en œuvre de cette politique s’appuie sur un ensemble d’outils et de règles. Dans l’Exploration-Production, des règles et des spécifications encadrent ainsi la réalisation des états de référence et des études d’impact environnemental à terre et en mer. Depuis 2011, un outil de cartographie détaillée des aires protégées dans le monde, sur la base des données 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 2.3. Santé et sécurité des consommateurs De nombreux produits commercialisés par TOTAL sont susceptibles de présenter un risque sanitaire s’ils sont mal utilisés. C’est pourquoi le Groupe veille à remplir ses obligations – présentes et à venir – en matière d’information et de prévention, afin de minimiser les risques tout au long du cycle de vie de ses produits. Divers référentiels permettent à TOTAL de s’assurer que les indispensables mesures mises en place en faveur de la santé et de la sécurité des consommateurs sont respectées : – la charte Sécurité Santé Environnement Qualité (articles 1 et 5 ; se reporter au point 2. du présent chapitre) ; – une politique santé détaillant les principes d’action du Groupe en matière de prévention et de protection de la santé des personnes en contact direct ou indirect avec ses produits, sur l’ensemble du cycle de vie : clients, utilisateurs et toute autre personne impliquée (santé et produits) ; – 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 Le premier plan d’action biodiversité basé sur l’approche « éviter, réduire, restaurer, compenser » mis en œuvre pour les activités de TOTAL en France, a été développé par TIGF pour le chantier « Artère de Béarn » (transport de gaz naturel) et a permis non seulement d’éviter les secteurs sensibles et les stations d’espèces protégées, mais aussi de réduire les impacts des travaux par le recours à des techniques spécifiques pour le déboisement 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 ses nouveaux projets (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 fait l’objet d’une étude approfondie qui peut déboucher sur des mesures de prévention. Par exemple, en janvier 2012, les autorités congolaises ont attribué à TOTAL un permis d’exploration pétrolière (bloc III) dont environ 30% du permis est situé dans le parc national des Virunga ; le programme de prospection est strictement limité à la partie nord du permis qui exclut toute prospection de la zone située dans le parc des Virunga en République TOTAL s’implique enfin dans des initiatives sectorielles comme celles de l’IPIECA. Celles-ci ont donné lieu, en 2010, à la publication d’un guide sur la problématique des espèces invasives, préconisant par exemple la prise en compte des saisons dans la planification des travaux ou la vérification de la provenance des équipements utilisés (se reporter également au paragraphe 3.3. du présent chapitre). TOTAL veille ainsi à identifier et évaluer les dangers inhérents à ses produits et ceux liés à leurs utilisations, puis à informer clients et utilisateurs de ces dangers ainsi que des mesures de prévention et de protection à appliquer. Les fiches de données de sécurité qui accompagnent chaque produit mis sur le marché par le Groupe (dans au moins une des langues d’usage du pays), ainsi que l’étiquetage des produits, sont deux éléments clés d’information à cet égard. Pour tout nouveau produit, les exigences réglementaires des pays et des marchés auxquels ils sont destinés sont strictement 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. 12 Informations sociales, environnementales et sociétales En cohérence avec les valeurs et les principes formalisés dans son Code de conduite, sa charte Éthique et sa charte Sécurité Santé Environnement Qualité (se reporter au point 2. du présent chapitre), TOTAL place son engagement sociétal au cœur de sa responsabilité d’industriel. Cette démarche, qui concerne tous les secteurs du Groupe, rassemble les actions menées en vue d’une meilleure intégration dans les territoires où il est présent. L’ambition de TOTAL est d’agir et d’être reconnu comme : – un industriel plaçant le respect, l’écoute, le dialogue continu et la transparence vis-à-vis des parties prenantes au cœur – un opérateur acceptable sur le long terme, responsable et exemplaire dans la gestion des impacts liés à ses activités ; – un partenaire du développement humain, économique et social durable des communautés et des territoires où il est implanté ; – un acteur de référence dans l’accès à l’énergie. Formalisée en 2011 à travers la démarche interne « Societal Lab », et assortie d’une directive pour en faciliter la mise en application dans le Groupe, cette politique sociétale est l’un des piliers de la démarche de TOTAL pour répondre aux défis du développement durable. La politique et la directive sociétale sont applicables à toutes les entités et filiales du Groupe, dans le respect de leurs règles de Au cours des trois dernières années, les dépenses sociétales du Groupe ont progressé de façon régulière : 247 millions d’euros en 2010, 305 millions d’euros en 2011 et 316 millions d’euros en 2012\. La part des dépenses sociétales en pays hors OCDE est de l’ordre de 90%. En 2012, environ 3 000 actions sociétales ont été recensées, avec un équilibre entre les secteurs d’activité Amont, Les actions sociétales sont les actions en direction ou au service des communautés locales et visant 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. La démarche engagée par TOTAL tend à passer d’un modèle « philanthropique » (dons, subventions et mécénat) à un modèle « intégré », avec des actions sociétales directement liées aux opérations, pour une démarche sociétale Les actions sociétales de TOTAL sont réparties en trois grands thèmes : citoyenneté, développement humain et social, développement économique local. Chacun de ces thèmes est – Citoyenneté : ce sont les actions visant à promouvoir la bonne intégration des activités du Groupe dans leur environnement social et culturel local. Sont concernées toutes les actions destinées à favoriser l’harmonie sociale au travers de relations de bon voisinage. Sont incluses toutes les actions visant à créer ou favoriser les conditions d’une bonne acceptation des activités du Groupe par les communautés locales, par le respect manifesté pour les coutumes ou usages traditionnels et par la valorisation de la richesse culturelle de ces communautés. – Développement humain et social : il s’agit de toutes les actions qui tendent à « l’élargissement des possibilités offertes à chacun. L’objectif fondamental est de créer un environnement qui offre aux populations la possibilité de vivre longtemps, et en bonne santé, d’acquérir les connaissances qui les aideront dans leur choix et d’avoir accès aux ressources leur assurant un niveau de vie décent » (PNUD, 1990). – Développement économique local : ce sont toutes les actions contribuant au développement de l’économie locale, par la promotion de l’emploi et du développement des activités afin d’assurer des retombées économiques positives pour le territoire. TOTAL privilégie une approche fondée sur le dialogue avec l’ensemble de ses parties prenantes et la recherche de relations transparentes et bénéfiques, sur le plan humain, économique Les programmes menés visent à maîtriser l’empreinte globale des activités du Groupe et à contribuer au développement socio- économique des pays hôtes. Élaborés en étroite collaboration avec les autorités nationales, ces projets bénéficient également du soutien des populations locales sans lequel leur impact demeurerait limité. Leur mise en œuvre s’appuie le plus souvent sur l’expertise d’ONG locales et parfois de bailleurs de fonds Afin de mieux piloter l’ensemble de la démarche sociétale, en cohérence avec les axes stratégiques définis, de nouveaux outils de reporting sociétal ont été élaborés, applicables sur les réalisations de l’année 2012. Le reporting sociétal Groupe – 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 – Un questionnaire quantitatif pour recenser toutes les actions sociétales menées localement par les directions opérationnelles Ce nouveau reporting annuel vise à mieux mesurer, à travers un ensemble d’indicateurs, les efforts menés par le Groupe dans Informations sociales, environnementales et sociétales 12 3.1. Relations avec les parties prenantes Depuis une vingtaine d’années, l’évolution du cadre réglementaire incite à l’ouverture d’un processus d’information, de consultation ou de concertation des parties prenantes en amont des décisions ayant un fort impact sur l’environnement. – la démarche « Terrains d’entente », initiée en 2002 au sein de la Chimie (actuellement intégrée au secteur Raffinage-Chimie) de TOTAL pour renforcer le dialogue entre les sites industriels Par-delà son souci de la conformité réglementaire, TOTAL met en place des structures de dialogue à tous les niveaux du Groupe. Au Siège, une personne est notamment chargée des relations Afin de professionnaliser la démarche sociétale des filiales et des sites, TOTAL déploie par ailleurs, depuis 2006, l’outil interne SRM+ (Stakeholder Relationship Management : gestion de la relation avec les parties prenantes). Son objectif : identifier et cartographier les principales parties prenantes, planifier des rencontres avec elles et consigner les attentes exprimées, puis élaborer un plan d’action permettant de construire une relation dans la durée. Les communautés voisines des sites de TOTAL s’interrogent souvent sur les impacts des activités du Groupe sur la sécurité, la santé ou encore l’environnement. Instaurer un dialogue avec les riverains permet d’apporter des réponses à ces préoccupations légitimes. Outre SRM+, des dispositifs de dialogue adaptés aux pays d’implantation ou aux secteurs d’activité de TOTAL sont mis en place tels que : – les Community Advisory Panels aux États-Unis, développés à l’initiative du Conseil américain de la chimie (American – les Comités locaux d’information et de concertation en France, en application de la loi sur la prévention des risques technologiques ; – la conférence riveraine, mise en place en 2007 par la raffinerie de Feyzin en France, en partenariat avec la mairie de Feyzin : cette instance de dialogue composée de riverains permet d’améliorer les conditions de vie des habitants et leurs relations avec le site. Elle a été reconnue par le préfet comme un acteur de concertation dans le cadre du plan de prévention des risques technologiques ; – le lancement en 2011, dans la région Lorraine (France), d’une démarche collective de consultation des parties prenantes de tous les secteurs du Groupe présents dans cette région. Conscient des spécificités des « peuples autochtones et tribaux » (selon la formule consacrée par la convention n° 169 de l’Organisation internationale du travail), TOTAL a également mis en place une charte des principes et lignes d’action directrices à adopter vis-à-vis des communautés qui se trouvent au contact de ses filiales. En vertu de cette charte ainsi que de son Code de conduite, le Groupe s’efforce d’en connaître et comprendre les besoins légitimes. Cette charte encourage en particulier les filiales à faire appel à des experts, si nécessaire, 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 à leur développement et des territoires où TOTAL est implanté – éviter la dépendance à la présence de TOTAL, en privilégiant Partout où il est implanté, TOTAL a une responsabilité particulière dans le développement socio-économique des communautés vivant à proximité de ses installations. Cette ambition se concrétise – en premier lieu, une exigence de pertinence dans ses investissements et de transparence dans sa contribution financière (à travers les impôts, taxes et redevances qu’il verse) au développement des territoires d’accueil, dans le respect des législations locales ; – la création d’emplois directs et indirects locaux à la faveur d’une politique contractuelle adaptée, dans une démarche pérenne d’éducation et de formation ; – le soutien volontaire à la mise en œuvre de programmes socio- économiques dans les pays en développement : en fonction des attentes des populations, ces programmes, menés en partenariat avec les organisations et les institutions locales, peuvent être accompagnés d’initiatives dans les domaines de la santé Dans toutes ses actions, TOTAL veille à ne pas se substituer aux autorités locales. Dans une démarche de concertation avec les pouvoirs publics, le Groupe complète ou démultiplie leurs initiatives en prenant soin de : – donner toute leur légitimité aux actions socio-économiques – garantir la réussite des projets qui nécessitent une connaissance des cultures locales que ses équipes n’ont pas nécessairement. Le savoir-faire du Groupe s’appuie sur une professionnalisation continue de ses équipes d’ingénierie sociétale. Structuration des projets, définition d’objectifs, indicateurs de suivi et d’évaluation sont autant d’outils qui ont permis de passer d’une logique d’assistance à une démarche où les communautés deviennent 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 accompagnés, en l’incitant notamment à prendre en compte l’ensemble du cycle de vie de ses programmes, depuis leur conception jusqu’à l’arrêt de l’activité. Au Siège ou dans les filiales de l’Exploration- Production, plus de 300 personnes y travaillent à temps plein. En Afrique, le Groupe œuvre notamment en faveur du développement du tissu industriel et du local content (fabrication locale, personnel local dans les filiales, pré-qualifications des contracteurs locaux, – Depuis les années 2000 la participation de prestataires locaux dans les projets industriels ne cesse d’augmenter. Afin de collaborer avec un nombre croissant de fournisseurs locaux, 12 Informations sociales, environnementales et sociétales TOTAL a mis en place une démarche de pré-qualification et de certification des PME-PMI locales dans le respect des normes – Dans le cadre du projet Pazflor, plus de trois millions d’heures de travail ont été réalisées en Angola. En synergie avec les projets éducatifs soutenus par Total E&P Angola, une cinquantaine 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, le Groupe a pour objectif d’atteindre neuf millions d’heures travaillées en Angola. des solutions d’accès à l’énergie durables et reproductibles Total Access to Energy comprend, à ce jour, trois 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 : « Awango by Total ») ; – la lutte contre la précarité énergétique dans les pays OCDE – Au Nigeria, la filiale compte déjà plus de 80% d’employés locaux – la valorisation des gaz associés à la production d’hydrocarbures et plus de 100 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. – En soutien à la diversification des économies locales, au Congo, TOTAL a renforcé son engagement auprès de l’Association Pointe-Noire Industrielle (APNI), une plateforme de développement des PME et PMI lancée en 2000. TOTAL encourage le développement de coopératives et de micro- entreprises comme le projet d’appui à la transformation du manioc au Gabon ou la création de business centers au Nigeria. Depuis plus de dix ans, certaines filiales se sont engagées, de manière ponctuelle et indépendante, dans différents projets sociétaux centrés sur l’accès à l’énergie, dans trois domaines – 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, la fourniture d’électricité à partir de gaz associés (25 MW depuis 2009) permet d’alimenter plusieurs dizaines de milliers de personnes parmi les communautés riveraines. 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. Depuis la fin des années 2000, TOTAL a engagé une réflexion pour améliorer sa performance sociétale et structurer sa démarche. Dans ce cadre, 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 de l’économie solidaire avec l’objectif de mettre en place dans certains pays africains (en cours d’étude). 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 sa nouvelle offre Awango by Total, un ensemble de produits et de services qui répondent aux besoins d’éclairage et de chargement de téléphones portables. TOTAL a par ailleurs annoncé qu’après une période de tests par les clients de quatre pays pilotes (Cameroun, Kenya, Indonésie et République du Congo), son offre Awango by Total serait déployée dans huit nouveaux pays : Burkina Faso, Cambodge, Éthiopie, Haïti, Myanmar, Nigeria, Ouganda et Sénégal. Avec un taux de croissance d’environ 130% en 2012, ce sont près de démarrage du projet. Les prévisions de croissance pour 2013 sont Dans les pays développés, 15 à 20% de la population est considérée en situation de précarité énergétique. Cela concerne les personnes qui ne parviennent plus à faire face à leurs besoins dans deux domaines : le chauffage et la mobilité. Pour tenir compte de ce contexte, le secteur Marketing & Services a lancé en 2012 un programme destiné à transformer les contraintes de solvabilité des ménages européens en levier d’innovation. Ce programme vise deux objectifs : développer une offre commerciale et financière plus accessible, et répondre aux attentes croissantes des parties prenantes (pouvoirs publics, société civile). L’approche retenue consiste en la mise en œuvre de projets pilotes innovants associant des acteurs publics, privés et la société civile : – Dans le domaine du chauffage / habitat, les projets pilotes vont permettre, via des partenariats avec des acteurs reconnus de la médiation sociale (PIMMS – Point d’information et de médiation multiservices –, Unis Cité… ) de faciliter l’identification des ménages en précarité, y compris parmi les clients des filiales du Groupe, et de concevoir une offre d’accompagnement adaptée. Le premier projet lancé a démarré en septembre 2012 en Meurthe et Moselle, en France. En septembre 2011, le Groupe avait signé une convention avec l’Agence nationale de l’habitat (ANAH) pour participer au programme « Habiter Mieux », sous l’égide du ministère de l’Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement. L’action engagée pour soutenir des travaux de rénovation thermique dans dix-sept – Sur le sujet de la mobilité, le partenariat signé en décembre 2012 avec Voiture & Co, le leader de la « précarité mobilité » en France, vise le déploiement de solutions de « mobilité vers l’emploi » : mise à disposition de véhicules à bas prix, diagnostic, conseil et accompagnement personnalisé, formation. L’objectif à cinq ans de ce partenariat est d’accompagner 20 000 personnes sur la « mobilité vers l’emploi ». Une étude a également été lancée, dont l’objectif est de réaliser un premier état des lieux en France de la « précarité mobilité » et de formuler des recommandations pour développer la mobilité des personnes en situation de précarité. L’engagement du Groupe sur ces sujets est de plus de 3 millions d’euros sur trois ans (2013-2015) et sera mesuré suivant trois types d’indicateurs : l’impact socio-économique (nombre de rénovations thermiques, nombre de personnes accompagnées, réinsérées… ), le levier d’innovation (pratiques, processus, solutions innovantes pouvant être transférées aux métiers… ) et enfin le degré de satisfaction des parties prenantes (évolution de la perception du Groupe comme contributeur aux solutions de précarité énergétique). Concentrés aujourd’hui sur la France en raison de la forte implantation et du maillage du Groupe sur le territoire, ces projets pourraient, à terme, être étendus à d’autres pays en Europe. 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 29 milliards d’euros. Autant d’enjeux en termes d’impact environnemental, social et sociétal dont TOTAL tient compte dans sa relation avec ses fournisseurs (se reporter au paragraphe 3.4. du présent chapitre). 3.3. 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. 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. Le budget global des actions de mécénat de TOTAL S.A. (y compris sa Fondation d’entreprise) s’est élevé à 32 millions d’euros en 2012 contre 28 millions d’euros en 2011. 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 a, en 2008, élargi son champ d’action aux autres domaines de mécénat du Groupe. Elle intervient désormais dans quatre domaines : la biodiversité marine, la culture et le patrimoine, la santé et la solidarité. En 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 de 50 millions d’euros. Dans le domaine de la biodiversité marine, la Fondation soutient des programmes de recherche visant à une meilleure connaissance Informations sociales, environnementales et sociétales 12 Au-delà des emplois générés par ses activités, le Groupe mène une politique volontaire de solidarité entrepreneuriale en direction des petites et moyennes entreprises (PME) en France et dans le monde, en particulier via la structure Total Développement Régional (TDR). Son objectif est de favoriser la création d’emplois et le partage des compétences pour développer le tissu économique local. Si cette démarche est d’abord conduite en dehors de toute urgence économique et sociale, elle peut également venir à l’appui d’opérations programmées de revitalisation de bassins d’emploi, pour accompagner le redéploiement des activités du Groupe. Ce soutien, qui constitue un volet majeur de la responsabilité sociétale et économique de TOTAL, se traduit par différents dispositifs : – appui financier à la création, à la reprise et au développement des PME et aide à la revitalisation ; – accompagnement à l’exportation et au développement Ces trois dernières années, TDR s’est ainsi engagé financièrement à hauteur de 12 millions d’euros auprès de 360 PME, soutenant De plus en plus, TOTAL tend à internationaliser sa politique de développement régional en Europe mais également dans les pays en développement où il est présent à travers Total Small Business Initiative. Ainsi, en Belgique, l’appui aux PME est devenu un élément clé de l’action sociétale : Total Small Business Initiative est déployé autour des bassins de Feluy depuis 2008 et le dispositif est désormais étendu à Anvers, Gand et Bruxelles. En Italie, la filiale Exploration-Production de TOTAL aide les PME de la région de Basilicate à accéder au marché de l’export. des espèces et écosystèmes marins et des enjeux liés à leur Dans le domaine de la culture et du patrimoine, la Fondation accompagne des expositions favorisant le dialogue des cultures avec les pays hôtes. En France, aux côtés de la Fondation du Patrimoine, elle soutient des programmes de restauration du patrimoine culturel, industriel et artisanal dans les régions 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. 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 2012, cinquante-deux projets de collaborateurs ont été soutenus dans vingt-quatre pays. 12 Informations sociales, environnementales et sociétales Par ailleurs, le Groupe a noué des grands partenariats institutionnels. En 2009, TOTAL s’est associé au Fonds d’expérimentation pour la jeunesse (FEJ) piloté par le ministère français de l’Éducation nationale à hauteur de 50 millions d’euros sur six ans. Ce fonds a pour but de soutenir et d’évaluer des actions sociales innovantes susceptibles d’inspirer des politiques publiques en faveur de la réussite scolaire et de l’insertion sociale et professionnelle des jeunes. Depuis 2008, TOTAL 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 menées par l’association Après vingt ans d’engagement, l’ambition de la Fondation d’entreprise TOTAL a été réaffirmée en 2012 : elle est d’accompagner le développement d’actions d’intérêt général, au-delà de sa responsabilité d’industriel, en favorisant le croisement TOTAL entend permettre aux collaborateurs des pays hors de France d’accéder à des postes à responsabilité dans leurs filiales d’origine. Pour ce faire, le Groupe propose, dans le cadre de ses programmes sociaux, des bourses locales et internationales en amont du recrutement. Des milliers d’étudiants ont ainsi la possibilité de poursuivre leurs études dans leur pays d’origine ou dans les plus grandes universités du monde. En parallèle, le programme de bourse internationale de TOTAL a permis à plus de six cents étudiants originaires de trente pays de préparer en France des diplômes (licences, écoles d’ingénieurs, masters, MBA et doctorats). Par ailleurs, TOTAL a signé en juillet 2012 un accord de partenariat avec le ministère des Affaires étrangères français sur un nouveau programme de bourses internationales en cofinancement dit « Quai d’Orsay – Entreprises » qui s’ajoute au précédent. Les cursus proposés à des étudiants de six pays différents seront des masters enseignés en langue française dans les universités françaises. 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 2012, quarante étudiants de dix pays différents ont Les chaires d’enseignement de recherche font l’objet d’un soutien particulièrement actif de TOTAL avec trente établissements dont plus de la moitié sont français. Une des dernières en date est celle avec l’École Centrale de Paris sur les « Achats industriels complexes ». Autre initiative phare du Groupe en faveur de l’éducation : la quatrième édition du Total Energy and Education Seminar, qui a eu lieu à Paris en novembre 2012 et qui a réuni soixante-dix professeurs représentant trente-cinq pays. Ces professeurs ont eu des échanges avec une vingtaine de dirigeants de TOTAL et d’experts externes sur des problématiques telles que l’avenir énergétique, le changement climatique, les relations entre universités et entreprises, ou encore les impacts de la mondialisation sur l’éducation et la gestion des ressources humaines. La septième édition de la Total Summer School s’est quant à elle tenue à Paris en juillet 2012. Elle a accueilli cent vingt étudiants de troisième cycle originaires de trente pays, afin de débattre sur les Le programme des partenariats universitaires lancé en 2010 en Afrique s’étend à l’Asie et au Moyen-Orient. Des accords de partenariats ont été signés ou renouvelés en Chine, à Singapour et en Indonésie. Pour le Moyen-Orient, c’est au Qatar que le premier a été signé en décembre 2011, et deux autres sont prévus en Irak et aux Émirats arabes unis. Le but de ces programmes, 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 lancés en 2008 au sein des lycées Eiffel (Angola) et Augagneur (Congo) pour offrir un enseignement gratuit et de qualité là où l’offre d’éducation reste limitée. TOTAL finance le développement des classes préparatoires aux grandes écoles au sein du Lycée Léon Mba au Gabon. Au niveau de l’enseignement supérieur, TOTAL est partenaire des Instituts du pétrole et du gaz et des facultés de sciences de plusieurs pays : IST-AC (Congo / Cameroun), Université de Boumerdès (Algérie), Université de Port-Harcourt (Nigeria). Les partenariats universitaires à l’international se développent, en lien avec le Massachussetts Institute of Technology (MIT), l’Institut français du pétrole (IFP) et l’Institut d’études politiques de Paris (IEP). Le Groupe a signé six partenariats régionaux à ce jour, avec l’université de Witwatersrand en Afrique du Sud, l’Institut 2iE au Burkina Faso, l’Université de Makerere en Ouganda, le CESAG au Sénégal, l’université KNUST au Ghana et la National University à Singapour. Dès 2012, ces partenariats régionaux ont permis d’accueillir plus d’une vingtaine de stagiaires dans nos filiales, de soutenir financièrement des étudiants et de recruter une dizaine de personnes. Pour l’Afrique, le Groupe a signé des partenariats nationaux au Nigeria, au Kenya, au Malawi et en Tanzanie. 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 : – Depuis 2004, des actions sont menées à destination des enfants, principales victimes des accidents de la route : à l’initiative de la direction Afrique Moyen-Orient du Marketing & Services, une grande campagne de sensibilisation et d’information est menée depuis septembre 2012 dans les écoles de plusieurs pays d’Afrique. L’objectif est de sensibiliser un million d’enfants grâce au déploiement dans les écoles de près de 1 000 « cubes sécurité » devant permettre l’enseignement des règles de la route grâce à divers éléments de sensibilisation destinés aux enfants. – Parallèlement, une opération de grande envergure est menée pour mobiliser les secteurs publics et privés afin d’améliorer la sécurité routière sur deux axes transfrontaliers, parmi les plus meurtriers du continent africain, et mettre en place des actions sociétales le long de ces axes routiers majeurs (corridors). Les filiales du secteur Marketing & Services en Ouganda, au Cameroun et au Kenya réunissent, pour chaque axe routier majeur, les parties prenantes potentielles autour du projet en s’appuyant sur la Banque Mondiale et des prestataires indépendants, experts de la sécurité routière. – En Éthiopie, en Zambie, au Ghana, au Nigeria et au Sénégal, les filiales travaillent avec les autorités locales et les autres parties prenantes pour développer le partage des bonnes pratiques en termes de gestion de la sécurité des flottes et de la sécurité Ces actions sociétales complètent celles engagées en interne pour renforcer la sécurité des transports assurés par le Groupe, comme Informations sociales, environnementales et sociétales 12 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 5). Le renforcement de l’intégrité ainsi que la prévention de la corruption et de la fraude constituent donc un enjeu majeur pour le Groupe et l’ensemble de ses collaborateurs. La démarche de TOTAL dans ce domaine repose sur des principes clairs, énoncés dès 2000 dans son Code de conduite : « TOTAL rejette la corruption sous toutes ses formes, publique et privée, Le Code de conduite présente l’ensemble des principes d’action et de comportement individuel que chacun doit observer dans ses prises de décisions quotidiennes, ainsi que dans ses relations avec les parties prenantes de l’entreprise. TOTAL y rappelle notamment son adhésion aux principes directeurs de l’OCDE à l’intention des entreprises multinationales et au Pacte mondial de l’Organisation des Nations unies, dont le dixième principe invite les entreprises à agir contre la corruption sous toutes ses formes. L’engagement du Groupe a été réitéré par le Président-directeur général de TOTAL à l’occasion de la publication de la nouvelle « politique intégrité » en février 2011. Cet engagement s’est traduit – l’adoption par le Comité exécutif, en 2009, d’une politique de prévention de la corruption, d’un programme de conformité 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 relayée par un réseau de plus de trois cent cinquante responsables de la conformité au niveau de la Holding et dans les différents secteurs – la décision du Comité exécutif, en 2011, de renforcer les moyens de prévention de la fraude et de la corruption par la mise en place d’une politique et d’un programme d’intégrité ; – l’adoption, en 2011, de directives Groupe pour la mise en œuvre de ces politiques à tous les niveaux. Cette démarche s’accompagne d’actions de sensibilisation et de formation à l’intention des collaborateurs. Des séminaires de formation sont proposés aux responsables Conformité au niveau des secteurs et filiales. Des présentations spécifiques sur la prévention de la corruption sont également assurées, notamment lors des séminaires « Éthique ». 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 40 000 employés à ce jour. 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 l’ensemble de ses parties prenantes. Dans son Code de conduite, TOTAL rappelle ainsi son adhésion aux principes de la Déclaration universelle des droits de l’homme de 1948, aux conventions fondamentales de l’Organisation internationale du travail, aux principes directeurs de l’OCDE à l’intention des entreprises multinationales ainsi qu’aux principes du Pacte mondial de l’ONU (Global Compact). Le Groupe a participé aux consultations organisées entre 2005 et 2011 par le Professeur John Ruggie, 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’Organisation des Nations unies relatifs aux entreprises et aux droits de l’homme. 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 est la seule entreprise française participante. 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 » et « Human Rights Task Force ». 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 –), TOTAL a adhéré en mars 2012 à cette initiative. En 2012, TOTAL a également participé aux travaux de l’ONG Shift créée par John Ruggie après la fin de son mandat pour les Nations unies ; le directeur Juridique de TOTAL a notamment participé à un atelier organisé par Shift à Boston (USA) sur le thème de la mise en œuvre pratique du respect des droits de l’homme En interne, afin de préciser les positionnements et actions du Groupe dans ce domaine, un « comité de coordination droits de l’homme » a été mis en place, dont l’organisation a été confiée au Président du Comité d’éthique. Cette plateforme d’échanges, qui réunit tous les deux mois des membres des directions Ressources humaines, Affaires publiques, Finances, Juridique, Sûreté ou encore Développement durable, permet de coordonner les actions menées au sein des différentes entités opérationnelles du Groupe. Lors de ces réunions, les participants partagent leurs retours d’expériences et informations sur plusieurs sujets liés notamment à la participation de TOTAL à des initiatives internationales publiques ou privées (VPSHR, ITIE, GBI, IPIECA… ), aux outils « droits de l’homme », procédures et politiques internes adoptées ou en cours de développement, ainsi qu’aux projets de la société civile. En lien avec les principes directeurs de l’Organisation des Nations unies relatifs aux entreprises et aux droits de l’homme, la démarche de TOTAL en faveur de ces droits repose sur plusieurs leviers : 12 Informations sociales, environnementales et sociétales – Des principes écrits : en conformité avec son Code de conduite, le Groupe a adopté des principes adaptés aux opérations et aux pays où il travaille, dont certains sont énumérés dans le Guide pratique de l’entreprise sur les droits de l’homme, publié en 2011 (disponible en anglais, en français, 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. Un groupe de travail transverse consacré aux achats durables, rassemblant les différents secteurs ainsi que les directions Achats et Développement durable, a été mis en place en 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 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. À la suite de cette analyse, des pilotes détaillés ont été lancés TOTAL poursuit sa collaboration avec le Danish Institute for Human Rights pour améliorer ses outils et processus d’évaluation des fournisseurs quant à leur approche des impacts environnementaux En France, un effort particulier a été fait dans le cadre de la politique handicap afin d’augmenter la part des achats du Groupe au secteur protégé et adapté : celle-ci devrait doubler en 2013, en unités bénéficiaires, pour les sites du Siège à Paris la Défense grâce aux contrats signés en 2012. – Des opérations de sensibilisation : pour s’assurer de la diffusion interne de ces principes, TOTAL sensibilise ses collaborateurs via les canaux de communication internes (intranet Éthique et Sûreté, par exemple) et par des formations spécifiques adaptées aux enjeux rencontrés sur le terrain ; ces formations sont référencées dans les catalogues Responsabilités éthique, environnementale et sociétale de l’Université TOTAL. – 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 à nos activités. 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 du Groupe en matière notamment de prévention de la corruption, de conformité aux règles de libre concurrence, de respect des droits fondamentaux au travail, de protection de la santé, de préservation de l’environnement, ainsi que de promotion du développement économique et social. Les règles précisées par ce document peuvent être communiquées aux fournisseurs de TOTAL et faire l’objet de clauses contractuelles spécifiques lors des appels Informations sociales, environnementales et sociétales 12 Autres informations sociales, sociétales et environnementales 4.1. TOTAL et les sables bitumineux canadiens 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 plus de 20 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 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, 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, 4.2. TOTAL et les gaz de schiste TOTAL possède des participations soit en tant qu’opérateur soit en tant que partenaire dans plusieurs permis de gaz de schiste en Pologne, au Danemark, aux États-Unis et en Argentine. Dans chacun des pays où le Groupe opère, la Charte environnementale et la Charte 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 des nuisances résultant des opérations et de leur impact sur les paysages. TOTAL mobilise ses équipes de R&D afin de En Europe, où TOTAL a des participations au Danemark, en tant qu’opérateur, et en Pologne comme partenaire, les efforts du Groupe vont vers une plus grande écoute des différents interlocuteurs pour que les opérations puissent se dérouler dans 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 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 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 paragraphe 3.1. un cadre acceptable par l’ensemble des parties prenantes. TOTAL est convaincu que les gaz de schiste auront leur place dans le mix énergétique européen si les campagnes d’exploration confirment l’existence de cette ressource en Europe. Aux États-Unis, TOTAL est partenaire pour l’appréciation ou le développement de permis de gaz de schiste dans les bassins du Barnett (Texas) et de l’Utica (Ohio). En Argentine, TOTAL possède des participations, soit en tant qu’opérateur soit en tant que partenaire, dans plusieurs permis En Australie, 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, reste soumis à 12 Informations sociales, environnementales et sociétales Autres informations sociales, sociétales et environnementales 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 requiert 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 et privilégie soit le développement de champs gaziers, soit le développement de champs pétroliers situés hors des zones de banquise. 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 et Novarg) et en Russie (Kharyaga, Yamal LNG, Informations sociales, environnementales et sociétales 12 5\. Rapport de l’organisme de vérification À l’attention de la Direction générale, À la suite de la demande qui nous a été faite et en notre qualité de vérificateur indépendant de la société TOTAL, nous vous présentons notre rapport sur les informations sociales, environnementales et sociétales consolidées présentées dans le rapport de gestion établi au titre de l’exercice clos le 31.12.2012 en application des dispositions de l’article L.225-102-1 du code du commerce. Il appartient au Conseil d’administration d’établir un rapport de gestion comprenant les informations sociales, environnementales et sociétales consolidées prévues à l’article R. 225-105-1 du Code de commerce (ci-après les « Informations »), établies conformément aux référentiels utilisés (les « Référentiels ») par la société et disponibles sur demande au siège du Groupe, et dont un résumé figure dans la note méthodologique disponible sur le site Internet du Groupe. 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 la conformité avec les règles déontologiques, les normes professionnelles et les textes Il nous appartient, sur la base de nos travaux : – d’attester que les Informations 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 et du décret n° 2012-557 du 24 avril 2012 (Attestation de présence) ; – d’exprimer une conclusion d’assurance modérée sur le fait que les Informations sont présentées, dans tous leurs aspects significatifs, de manière sincère conformément au référentiel retenu (Rapport d’assurance modérée). Nous avons conduit les travaux conformément aux normes professionnelles applicables en France : – nous avons comparé les Informations présentées dans le rapport de gestion avec la liste prévue par l’article R. 225-105-1 du code – nous avons vérifié que les Informations couvraient le périmètre consolidé, à savoir la Société ainsi que ses filiales au sens de l’article L. 233-1 et les sociétés qu’elle contrôle au sens de l’article L. 233-3 du Code de commerce ; – en cas d’omission de certaines informations consolidées, nous avons vérifié que des explications étaient fournies conformément aux dispositions du décret n° 2012-557 du 24 avril 2012. Sur la base de ces travaux, nous attestons de la présence dans le rapport de gestion des Informations requises. Les informations environnementales sont consolidées sur le périmètre opéré uniquement. Le Groupe publie également les émissions de gaz à effet de serre Nous avons effectué nos travaux conformément à la norme ISAE 3000 (International Standard on Assurance Engagements) et à la doctrine professionnelle applicable en France. Nous avons mis en œuvre les diligences suivantes conduisant à obtenir une assurance modérée sur le fait que les Informations ne comportent pas d’anomalies significatives de nature à remettre en cause leur sincérité, dans tous leurs aspects significatifs, conformément au référentiel. Une assurance de niveau supérieur aurait nécessité des travaux de vérification plus étendus. Nous avons effectué les travaux suivants : – Nous avons apprécié le caractère approprié du référentiel au regard de sa pertinence, son exhaustivité, sa neutralité, sa clarté et sa fiabilité, en prenant en considération, le cas échéant, les bonnes pratiques du secteur. – Nous avons vérifié la mise en place dans le Groupe d’un processus de collecte, de compilation, de traitement et de contrôle visant à l’exhaustivité et à la cohérence des Informations. Nous avons pris connaissance des procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l’élaboration des Informations. Nous avons mené des entretiens auprès des personnes responsables 12 Informations sociales, environnementales et sociétales – Nous avons sélectionné les informations consolidées à tester (1) et déterminé la nature et l’étendue des tests en prenant en considération leur importance au regard des conséquences sociales et environnementales liées à l’activité et aux caractéristiques du Groupe ainsi que – Concernant les informations quantitatives consolidées que nous avons considérées les plus importantes : \- au niveau de la société mère TOTAL S.A. et des entités contrôlées, nous avons mis en œuvre des procédures analytiques et vérifié, sur la base de sondages, les calculs ainsi que la consolidation de ces informations ; \- au niveau des sites ou des filiales que nous avons sélectionnés (2) en fonction de leur activité, de leur contribution aux indicateurs consolidés, de leur implantation, de l’historique d’audit et d’une analyse de risque, nous avons : . mené des entretiens pour vérifier la correcte application des procédures et pour identifier d’éventuelles omissions ; . mis en œuvre des tests de détail sur la base de sondages, consistant à vérifier les calculs effectués et à rapprocher les données L’échantillon ainsi sélectionné représente en moyenne 7,5% des effectifs et 22% des émissions de gaz à effet de serre. – Concernant les informations qualitatives consolidées que nous avons considérées les plus importantes, nous avons mené des entretiens et revu les sources documentaires associées pour corroborer ces informations et apprécier leur sincérité. Concernant le thème de la loyauté des pratiques, les entretiens ont été conduits uniquement au niveau de la société mère TOTAL S.A. – Pour les autres informations consolidées publiées, nous avons apprécié leur sincérité et leur cohérence par rapport à notre connaissance de la société et, le cas échéant, par des entretiens ou la consultation de sources documentaires. – Enfin, nous avons apprécié la pertinence des explications relatives, le cas échéant, à l’absence de certaines informations. Les Référentiels Environnement Groupe sont déclinés au niveau de chaque branche et secteur afin d’adapter le processus de reporting Les informations appellent de notre part les commentaires suivants : Le reporting social du Groupe est déployé via un outil informatique mis en place sur l’ensemble des entités du périmètre. Cet outil complété de contrôles au niveau de la société mère TOTAL S.A. permettent de fiabiliser la collecte des données sociales, en particulier par l’automatisation des contrôles et lors de la consolidation. (1) Indicateurs Environnement et Sécurité audités sur site : nombre de sites certifiés ISO 14001, nombre de personnes dédiées à l’environnement, existence d’un plan antipollution et nombre d’exercices réalisés, émissions de gaz à effet de serre (en opéré et patrimonial), émissions atmosphériques de NOx et de SO2, nombre et volumes de déversements accidentels atteignant l’environnement, quantité d’eau douce prélevée par source (hors eau de refroidissement), DCO dans l’eau de rejet (chimie de spécialités uniquement), mode d’élimination des déchets (quantité par type d’élimination), déchets dangereux traités en externe, taux de perte de matières premières et imports d’énergie, processus de consolidation des indicateurs sécurité TRIR-LTIR-SIR, Indicateurs sociaux audités sur site : effectifs et découpage par sexe, catégorie socioprofessionnelle, nationalité, recrutement, l’existence d’un salaire minimum garanti par la législation, l’existence d’une protection sociale, indicateurs sur l’organisation du temps de travail (taux d’absentéisme, possibilité et part des salariés travaillant à temps partiel ou par télétravail), part des sociétés disposant d’une représentation des salariés, Part des effectifs couverts par une convention collective, nombre de jours de formation hors compagnonnage et e-learning. (2) Indicateurs Environnement et Sécurité : \- Exploration-Production : Total E&P Angola – TEPA (Angola), Total E&P Russia – TEPR (Russie), Total E&P Qatar – TEPQ (Qatar) ; \- Raffinage-Chimie : Raffinerie Port Arthur – PAR (USA), Raffinerie de Vlissingen – ZR (Pays Bas), Lyndsey Oil Refinery –LOR (UK), Carville Cosmar (USA), Total Gonfreville Petrochemicals (France), Hutchinson Joué les Tours (France) ; \- Marketing & Services : Total Erdevelt (Belgique), Total Valdemoro (Espagne). \- Exploration-Production : Total E&P Angola – TEPA (Angola), Total E&P Russia – TEPR (Russie), Total E&P Qatar – TEPQ (Qatar) ; \- Raffinage-Chimie : Lyndsey Oil Refinery –LOR (UK), Bostik Inc (USA), Total Gonfreville Petrochemicals (France), Total Petrochemicals (France), Atotech Deutschland (Allemagne) ; \- Marketing & Services : Total Belgium (Belgique), Compagnie Pétrolière de l’Ouest – CPO (France) ; \- Holding : TOTAL S.A. La Défense (France) ; \- Marketing & Services : Total Belgium (Belgique), Compagnie Pétrolière de l’Ouest – CPO (France) ; \- Holding : TOTAL S.A. La Défense (France). Informations sociales, environnementales et sociétales 12 Nous exprimons une réserve sur les points suivants : – Le nombre et le volume des déversements d’hydrocarbures ayant atteint l’environnement sont reportés en utilisant des critères et des méthodes de mesure différents suivant les sites. De ce fait les données consolidées ne sont pas homogènes. – Les émissions de SO2 sont calculées sur un nombre d’analyses insuffisant sur les filiales d’Exploration & Production, générant une incertitude – Pour les indicateurs relatifs au nombre de jours de formation nous avons constaté dans certaines entités auditées des incompréhensions sur les types de formation à prendre en compte et les modalités de comptage. Sur la base de nos travaux et sous les réserves exposées ci-dessus, nous n’avons pas relevé d’anomalie significative de nature à remettre en cause le fait que les Informations sont présentées, dans tous leurs aspects significatifs, de manière sincère, conformément au référentiel. La Défense, le 11 mars 2013 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. Association / Joint venture / Consortium Groupement de compagnies sans création d’une nouvelle société dotée de la personnalité juridique. Dans le cadre d’une association pétrolière, chaque membre a des droits indivis sur la zone spécifique attribuée par le contrat (PSC, concession, buy-back, etc.) et des obligations fiscales séparées envers l’État-hôte. 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 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. 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, 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. 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, 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. 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 »). 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 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. 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 prévues par l’annexe 1 du règlement CE n° 809/2004 du 29 avril 2004 Informations prévues à l’annexe 1 Document de référence 2012 5.1.1. Raison sociale et nom commercial 5.1.3. Date de constitution et durée de vie 5.1.4. Siège social, forme juridique, législation applicable, pays d’origine, adresse et numéro de téléphone du siège social 5.1.5. Événements importants dans l’exercice des activités 5.2.1. Principaux investissements réalisés au cours des 3 derniers exercices les principales activités ou les principaux marchés Dépendance à l’égard de certains contrats Place de l’émetteur dans le Groupe Examen de la situation financière et du résultat 9.2.1. Facteurs importants influençant sensiblement le revenu d’exploitation 9.2.2. Explication de l’évolution du chiffre d’affaires net ou des produits nets 9.2.3. Facteurs externes ayant influencé (ou pouvant influencer) sensiblement les activités Informations sur les capitaux (à court terme et à long terme) 10.2. Source, montant et description des flux de trésorerie 10.3. Conditions d’emprunt et structure de financement 10.4. Restrictions à l’utilisation de capitaux ayant une influence sensible sur les opérations 10.5. Sources de financement prévues pour les principaux investissements envisagés et charges majeures pesant sur les immobilisations corporelles les plus significatives Recherche et développement, brevets et licences 12.1. Principales tendances ayant affecté la production, les ventes et les stocks, les coûts et les prix de vente depuis la clôture du dernier exercice écoulé Tendances connues, incertitudes, demandes, engagements ou événements susceptibles d’influencer significativement les perspectives de l’exercice en cours des organes d’administration et de direction 14.2. Conflits d’intérêts, engagements relatifs aux nominations, restrictions aux cessions de participations dans le capital social de l’émetteur 15.1. Rémunérations versées et avantages en nature octroyés Sommes provisionnées ou constatées aux fins de pensions, Fonctionnement des organes d’administration et de direction 16.1. Date d’expiration des mandats actuels et dates d’entrée en fonction 16.2. Contrats avec l’émetteur ou ses filiales prévoyant l’octroi d’avantages au terme de tels contrats et le Comité de rémunération de l’émetteur 16.4. Conformité au régime de gouvernement d’entreprise en vigueur en France 3 1.1. à 1.6. et 4. 3 1.1. à 1.6. et 4. 9 7. (note 24 et 25) Organes d’administration, de direction et de surveillance et Direction générale Effectif à la clôture des 3 derniers exercices ; répartition géographique et par type d’activité 17.2. Participations au capital et stock-options des salariés dans le capital de l’émetteur 18.1. Participations détenues au-delà des seuils 18.2. Droits de vote des principaux actionnaires excédant 18.3. Contrôle exercé sur l’émetteur par un ou plusieurs actionnaires 18.4. Accord, connu de l’émetteur, dont la mise en œuvre pourrait entraîner ultérieurement un changement de son contrôle la situation financière et les résultats de l’émetteur Vérification des informations financières historiques annuelles 20.4.1. Vérifications des informations financières historiques 20.4.2. Autres informations figurant dans le Document de référence et vérifiées par les contrôleurs légaux 20.4.3. Informations financières figurant dans le Document de référence et non tirées des états financiers certifiés de l’émetteur 20.5. Date des dernières informations financières vérifiées 20.6.1. Informations financières trimestrielles ou semestrielles établies depuis la date des derniers états financiers vérifiés 20.6.2. Informations financières intermédiaires des six premiers mois de l’exercice qui suit la fin du dernier exercice vérifié 20.7. Politique de distribution des dividendes 20.9. Changement significatif de la situation financière ou commerciale 21.1.1. Capital souscrit et capital autorisé 21.1.2. Actions non représentatives du capital 21.1.3. Actions détenues par l’émetteur ou par ses filiales 21.1.4. Valeurs mobilières donnant accès à terme au capital social de l’émetteur 21.1.5. Conditions régissant tout droit d’acquisition et/ou toute obligation attaché(e) au capital souscrit mais non libéré, ou à toute augmentation de capital 21.1.6. Capital de tout membre du Groupe faisant l’objet d’une option 21.1.7. Historique du capital social de l’émetteur au cours des 3 derniers exercices 21.2.2. Dispositions statutaires et chartes concernant les membres des organes d’administration, de direction et de surveillance 21.2.3. Droits, privilèges et restrictions attachés à chaque catégorie d’actions existantes 21.2.4. Actions nécessaires pour modifier les droits des actionnaires 21.2.5. Convocation des assemblées générales d’actionnaires et conditions d’admission 21.2.6. Dispositions statutaires, charte ou règlement de l’émetteur pouvant retarder, différer ou empêcher un changement de son contrôle 21.2.7. Déclarations de franchissements de seuils statutaires 21.2.8. Conditions plus strictes que la loi pour la modification du capital social (autres que les contrats conclus dans le cadre normal des affaires) Informations provenant de tiers, déclarations d’experts et déclarations d’intérêts Table de concordance du Document de référence, permettant d’identifier les informations qui constituent le rapport financier annuel La table de concordance ci-après permet d’identifier, dans le présent Document de référence, les informations qui constituent le rapport financier annuel en application des articles L. 451-1-2 du Code monétaire et financier et 222-3 du règlement général de l’Autorité des marchés financiers. Rapport financier annuel Document de référence 2012 Rapport de gestion (au sens du Code monétaire et financier) Informations visées aux articles L. 225-100 et L. 225-100-2 du Code de commerce Analyse des résultats, de l’évolution des affaires, de la situation financière et de la situation d’endettement Utilisation des instruments financiers par l’entreprise Indicateurs clés de performance financière et non financière Principaux risques et incertitudes auxquels la Société et l’ensemble des entreprises comprises dans la consolidation sont confrontés Tableau récapitulatif des délégations en cours en matière d’augmentations de capital Informations visées à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce : éléments susceptibles d’avoir une incidence en cas d’offre publique Informations visées par l’article L. 225-211 du Code de commerce : rachats par la Société de ses propres actions Rapports des contrôleurs légaux des comptes sur les comptes sociaux et les comptes consolidés Honoraires des contrôleurs légaux des comptes Rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-37 du Code de commerce) Rapport des commissaires aux comptes sur le rapport du Président du Conseil d’administration (article L. 225-235 du Code de commerce) Déclaration des personnes responsables du rapport financier annuel Table de concordance du Document de référence, permettant d’identifier les informations qui constituent le rapport de gestion au sens du Code de commerce Rapport de gestion du Conseil d’administration Document de référence 2012 au sens du Code de commerce Situation et activité de la Société et du Groupe au cours de l’exercice Analyse de l’évolution des affaires, des résultats et de la situation financière de la Société et du Groupe Indicateurs clés de performance de nature financière et non financière Évolution prévisible de la situation de la Société et du Groupe, perspectives Événements importants survenus depuis la clôture de l’exercice Activités en matière de recherche et de développement Prises de participations ou de contrôle significatives dans des sociétés ayant leur siège en France Montant des dividendes distribués au titre des 3 derniers exercices et des revenus distribués Injonctions ou sanctions pour pratiques anticoncurrentielles Information sur les délais de paiements des fournisseurs ou des clients de la Société Description des principaux risques et incertitudes auxquels la Société et les sociétés du Groupe sont confrontés Indication de l’utilisation des instruments financiers par la Société et le Groupe Exposition de la Société aux risques de prix, de crédit, de liquidité et de trésorerie Conséquences sociales et environnementales de l’activité ; engagements sociétaux en faveur du développement durable Activités polluantes ou à risque (Seveso seuil haut) Mandats et fonctions exercées dans toute société par chacun des mandataires sociaux durant l’exercice écoulé Mode d’exercice de la Direction générale de la Société Rémunérations et avantages de toute nature de chacun des mandataires sociaux Obligations de conservation d’actions imposées aux dirigeants mandataires sociaux Récapitulatif des opérations réalisées par les dirigeants sur les titres de la Société Informations relatives à la répartition du capital social Informations visées par l’article L. 225-211 du Code de commerce relatives aux opérations de rachat par la Société de ses propres actions Aliénations d’actions intervenues à l’effet de régulariser les participations croisées État de la participation des salariés au capital social au dernier jour de l’exercice Ajustements des bases de conversion et des conditions de souscription ou d’exercice des valeurs mobilières donnant accès au capital ou des options de souscription ou d’achat d’actions Modifications apportées au mode de présentation des comptes annuels Observations faites par l’AMF sur les propositions de nomination ou de renouvellement Tableau des résultats au cours de chacun des cinq derniers exercices Tableau et rapport sur les délégations en matière d’augmentation de capital Information prévue à l’article L. 225-100-3 du Code de commerce concernant les éléments susceptibles d’avoir une incidence en cas d’offre publique Rapport du Président du Conseil d’administration établi en application de l’article L. 225-37 du Code de commerce La présente brochure a été imprimée sur un papier couché 100 % recyclable et biodégradable, fabriqué à partir de pâtes blanchies ECF (Elemental Chlorine Free) dans une usine européenne certifiée ISO 9001 (pour sa gestion de la qualité), ISO 14001 (pour sa gestion de l’environnement), CoC PEFC (pour l’utilisation de papiers issus de forêts gérées durablement) et accréditée EMAS Photographie en couverture : © Gladieu Stephan / TOTAL Conception et réalisation : Agence Marc Praquin 2, place Jean Millier - La Défense 6