La stratégie des opérateurs pétroliers

Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007

La stratégie des opérateurs pétroliersUn modèle de croissance pérenne pour TOTAL

Patrick Pouyanné Directeur Stratégie – Croissance – RechercheExploration & Production

2 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007

Journées du pétrole 2006

3Journées du PétroleParis – 18 & 19 octobre 2006

• Ouvrir de nouveaux territoires d’exploration :– Réservoirs très enfouis, Arctique, Territoires enclavés…– Cibles de taille plus petites en deep offshore

• Améliorer la récupération sur les champs matures– Lancement de projets de re-engineering des champs– Mise en œuvre de technologies plus sophistiquées (EOR)

• Développer l’intérêt des Ressources non conventionnelles : –huiles lourdes, tight gas, gaz très acides…

• Valoriser des ressources gazières par le développement des marchés du GNL

L’augmentation des prix du pétrole et du gaz offrede nouvelles opportunités pour les Cies pétrolières

6Journées du PétroleParis – 18 & 19 octobre 2006

Montée de revendications des États producteurs :- instabilité fiscale, mais aussi contractuelle

Compétition exacerbée pour l’accès au domaine minier- Sociétés nationales et nouveaux petits indépendants

Hausse du coût des services pétroliers

Des nouvelles exigences en terme d’environnement et d’insertion locale

Mais l’augmentation des prix du pétrole crée aussi des défis pour les Cies pétrolières

Conclusion

Un avenir difficile et passionnant

3 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 20073 -

Un environnement de prix soutenu… et des défis accrus…

Tensions persistantes sur l’approvisionnement des marchés

Hausse des coûts techniques

Durcissement des conditions d’accès aux ressources



Perspective de croissance soutenue de la demande d’hydrocarbures

* croissance annuelle moyenne sur la période 2006-2015, estimations Total

Forte croissance de la demandeen Chine et au Moyen-Orient

Développement rapide du marché mondial du GNL

Demande additionnelle d’hydrocarbures de près de 25 Mbep/j d’ici 2015(e)

Demande d’hydrocarbures par type de produits*

Demande d’hydrocarbures par zone géographique*

Mbep/j

2006 2010(e) 2015(e)

Autres+2,5% / an

Europe+1% / an

Asie +2,5% / an

Amérique du Nord+1,5% / an

+2% par anen moyenne

150

100

50

Moyen-Orient+2,5% / an

2006 2010(e) 2015(e)

Mbep/j

Essences, naphta, GPL +2% / an

Produits lourds+0,5% / an

Distillats+2% / an

GNL +10% / an

Autres gaz+1,5% / an

+2% par anen moyenne

150

100

50


Croissance des productions mondiales concentrée sur 3 grandes zones

source : estimations Total

Variation de la production mondiale d’hydrocarbures d’ici 2015(e)(environ 25 Mbep/j de production additionnelle)

Part croissante de l’OPEP dans l’offre d’hydrocarbures

Déclin des zones matures compensé en particulier par la montée en puissance des huiles lourdes

Croissance du Moyen-Orient tiréepar l’Arabie Saoudite et le GNL

Croissance d’environ 5% par an en moyenne des productions du Golfede Guinée

base production

2006 2015(e)

Amériques Europe -0,5%/an

Moyen-Orient+4%/an

Asie +0,5%/an

5

Mbep/j

25

15 Asie centrale / Russie+2,5%/an

Afrique +3,5%/an

GazLiquides

Gains de traitement


Vision d’un prix du brut durablement soutenu

Programmes de croissance ralentis ou repoussés Au Venezuela, Nigeria, Iran, Irak et Russie

Vieillissement des installations dans les zones matures

Inflation des coûts marquée Mais toutefois ralentissement de la hausse

sur certains segments Risques de décalage de certains projets

Vision d’un prix du brut supérieur à 50-60 $/b en raison d’une demande soutenue,des incertitudes persistantes sur l’approvisionnement des marchés et de l’inflation

Tensions persistantes sur l’approvisionnement des marchés

Modifications ou incertitudessur les cadres contractuels ou fiscaux

Rôle croissant de l’OPEP

Insécuritépersistante

Croissance soutenue de la demande

Seuil de rentabilité minimum

Impact de l’inflation des coûtsRentabilité des grands projets

(Cas d’un projet intégré huiles lourdes type)

Scénario 40 $/bl

Vision2005

Vision2007

Scénario 25 $/bl

Scénario 40 $/blScénario 60 $/bl

TRI


Compagnies de service et contracteurs prélèvent leur part de la rente

146

139135

115

105

181

145

121

103

9890

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

2001 2002 2003 2004 2005 2006

DEEP OFFSHORE without Drilling DEEP OFFSHORE with Drilling

% Surface / Drilling

35%

65%

Drilling

Surface

Une accélération très forte du niveau des coûts de forage grands fonds accélère la hausse globale

308

6073

71

173

50

100

150

200

250

300

350

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Petrodata Deep Offshore Rigs (4000-6000 pieds) (2001=100)

308

Evolution des coûts en grands fonds

Grands fonds hors forage Grands fonds avec forage


La hausse des coûts contraint la mise en œuvre de certains projets

* exprimés en $ par bep/j de capacité

Faire évoluer nos stratégies contractuelles et nos organisations pour mieux contenir les effets de l’inflation sur les coûts

Renforcement des FEED et aménagement des contrats EPC Industrialisation des modèles technologiques

(FPSO ; forages offshore profond, HP/HT et sur zones matures…) Promotion de nouveaux acteurs dans les services pétroliers Renforcement de la supervision du non opéré

Capex des projets Offshore profond

Année de lancement

Brent

2003 Dalia

2005Moho Akpo

2007(e)Usan

Pazflor

base 100

AIE - CAPEX E&P et inflation des coûts

100

120140

160

180200

220

240260

280

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 (F) 2008 (F)

Indi

ce (a

n 20

00 =

100

)

Nominal Hors inflation des coûts


Modifications fiscalesrécentes ou en cours

Remise en causede principes contractuels

Contrats dont le partages’ajuste automatiquement

Ajustements fiscaux : le partage des prix très élevés

Export duty tax

Taux d’impôts+ actions hostiles

Taux d’impôts +contrat

Export duty tax

Elimination desincitations fiscales

Deep offshore+ gaz

Taux d’impôts

Taux d’impôts

Windfall Profit taxWindfall tax

Royalties


Saudi Arabia

Mexico

Kazakhstan

Brazil

Venezuela

Qatar

IranIraq

Russia

Nigeria

UAE

AzerbaijanOman Indonesia

AlgeriaTurkmenistan

MalaysiaLibya China

Kuwait

LibyaNigeria

Kazakhstan

Russia

Saudi Arabia

Mexico

IranAzerbaijan

Venezuela

Brazil

IndonesiaOmanIraqKuwait

Qatar

ChinaMalaysia

Algeria

Turkmenistan

UAE

Nigeria

Saudi Arabia

Mexico Kuwait Iraq

Russia

KazakhstanUAE

Qatar

IndonesiaIran

Azerbaijan

Oman

TurkmenistanMalaysia China

AlgeriaLibya

Venezuela

Brazil

Les pays producteurs ferment leurs frontières

Source : OGJ, Total.

D’un accès fermé en 1990…

Accès fermé

Accès ouvert

à une nouvelle fermeture en 2007

20001990

2007

via une ouverture en 2000…

20 principaux pays non-OCDE85% des réserves d’hydrocarbures

…. et leurs Compagnies Nationales veulent en sortir !

2007


Une croissance organique rentable et diversifiée

Positionnement privilégié sur les zones et secteurs de forte croissance

Priorité à l’exploration et à l’iinnovation pour accéder à de nouvelles réserves

Renforcement des grands partenariats

Contribution au progrès des économies locales et à la lutte contre le réchauffement climatique



Une stratégie bien adaptée aux évolutions de l’offre énergétique

* estimation août 2007, réserves prouvées et probables et quantités potentiellement récupérables des accumulations connues (SPE - 03/07)

Ressources d’hydrocarbures de Total > 40 ans* Thèmes de recherche pour le long terme

Poursuivre et renforcer les investissements dans l’amont à court et long termeAccélérer l’effort de R&D pour préparer le long terme

Satisfaire durablement la demande tout en préservant l’environnement

1 - 2 Gbep> 2 Gbep0,5 - 1 Gbep < 0,5 Gbep

Gaz acides

Charbon propre

Séquestration CO2

DME

Biomasse

Tight gas

GTL micro technologies

Solaire

Arctique

Norvège

Kazakhstan

Angola

Nigeria

Canada

Indonésie

Congo

Qatar

Venezuela

Royaume-Uni

Russie


Exploration : les fruits d’un effort accru - de nouvelles positions

* sur la période 2005 - août 2007, au rythme actuel de production ** sur la période 2005 - août 2007

Équivalent à 3 années de productions* Dépenses d’exploration : env. 3,5 G$** Env. 70% des découvertes opérées

Gbep

2,5

1,5

0,5Offshore profond

Gaz pour GNL

Autres

Satelliteszones matures

2005 2005-2006

env. 70 puits

env. 180 puits

env. 250 puits

2005-août 2007

Prises de domaine minier Exploration 2005 - 2007

Renforcement dans les « core-areas »

Entrée dans de nouveaux pays

Forte contribution au potentiel de réserves par une activité soutenue

Nouveau pays


La R&D pour soutenir la croissance : exploration frontière

Zones arctiques

Réservoirs profonds & HP/HT

Zones “Foothills”

Concepts géologiques

Imagerie du sous-sol

Forage Expertise opérationnelle: Elgin-Franklin, Interventions légères sur puits sous-marins

Technologies sous-marines

Expertise en long tie-back, flow assurance, géotechnique

Têtes de puits sous-marines tout électriquesTransport de l’énergie, Pompage, compression

Environnement, logistique, installations de surface

Acquisition sismique, prétraitement temsp et QC, imagerie profondeur, caractérisation sismique du réservoir, sismique multicomposants, sismique passive …

Full K- PreSTM PSDM


Offshore très profond : maîtrise des grands projets opérés

* estimations dans un environnement du prix du Brent à 60 $/b à/c de 2008, en part Total ;

** au 31/08/2007

Plateau : 90 kbep/j Mise en prod. 2T08(e) Avancement : env. 80%**

Plateau : 225 kbep/j Mise en prod. 4T08(e) Avancement : env. 60%**

Plateau : 180 kbep/j Mise en prod. > 2010(e) Avancement : Attribution

Contrats en cours **

Plateau : 200 kbep/j Mise en prod. > 2010(e) Avancement : Attribution

Contrats en cours **

Moho Bilondo (53,5%)

Pazflor (40%)Usan (20%)Akpo (24%)

Plateau : 150 kbep/j En prod. depuis juin 2007 En ligne avec les objectifs

Plateau : 250 kbep/j En prod. depuis fin 2001 En ligne avec les objectifs

Plateau : 240 kbep/j En prod. depuis fin 2006 En ligne avec les objectifs

Dalia (40%)

Rosa (40%)

Girassol (40%)

Nouveaux poles à l’étude 4e Pôle Bloc 17 (CLOV) Bloc 32

Accroissement valeur portefeuille « Triangular Bulge » au Nigeria Offshore profond Congo Bloc 17 (3e Pôle) OML 130 / Akpo

Maintien des champs “matures” Gabon, Cameroun, Congo

Forte croissance de production dans le Golfe de Guinée

kbep/d

1,200

800

400

2005 2012(e)0

200

600

1000

1,200

800

400

2005 2012(e)

Socle

0

200

600

1000

*

1,200

800

400

2005 2012(e)0

200

600

1000

1,200

800

400

2006 2012(e)

Nouveaux projets

0

200

600

1000


Mise en valeur d’un pôle de production long terme : Huiles lourdes Canada

Recherche de synergies entre Joslyn et Surmont (Upgrader à Edmonton)Mise à profit de l’expérience de management de grands projets intégrés (Sincor)

Cretaceous Oil Sands

Cretaceous Heavy Oil

NW TERRITORIES

ALBERTA

Fort McMurray

Cold LakeArea

LL

Edmonton

CalgarySS

CANADACANADAUSAUSA

BR

ITIS

H C

OLU

MB

IA

SASK

ATC

HEW

AN

00 mlml 100100

00 kmkm 160160

Peace RiverArea

AthabascaArea

280 km

450 km

Edmonton Mine : Réserves estimées à 2 Gb Start-up 2013 Plateau Prod. > 200 kb/j SAGD : Début production (capacité 12kb/j)

Joslyn (opéré 84%)

SAGD Phase 1 Développement en cours (27 kb/j) Montée en puissance progressive

à 200 kb/j après 2010

Surmont (50%)

Surmont

Emerillon

Joslyn

Asphalt Creek

Buckton

Griffon

Griffon N

Griffon S65 km

65 km

90 km

Fort McMurray

Potentiel moyen à long terme En cours d’appréciation

Nouveaux permis (100%)


Avancées majeures sur les principaux segments de croissance du gaz

Équilibre débouchés-ressources de Total dans le gaz

Mahakam : record de production en 2006, 80% des approvisionnements de Bontang opérés par Total

Négociations pour l’extension du PSC après 2017 engagées

Indonésie

Ichthys LNG : étude du développement Nombreuses prises de permis en

2006-2007

Australie

Dolphin : succès du démarrage du premier grand projet d’exportation de gaz au Moyen Orient

Yemen LNG : avancement du projet conforme aux prévisions

Qatargas II : construction en cours

Moyen-Orient

NLNG : montée en puissance des trains 4 et 5 et construction du train 6 conformes aux prévisions

Participation de 17% dans Brass LNG Couverture des besoins des projets

GNL de Total grâce aux acquisitions récentes de permis offshore

Nigeria

Angola LNG : Finalisation EPC

Angola

Bassin atlantique

Développement des projets de regazéification conforme aux objectifs

Arctique / Barents

Snøhvit : démarrage au 3T07(e) Shtokman : étude de la phase I

MarketingAmériques

Engagements long terme

Production vendue et achats de gaz pipe

Achats de GNL

env. 70 Gm3 en 2012(e)(>50 Gm3 en 2006)

MarketingEurope


Partenariat avec GAZPROM en domaine arctique : ShtokmanTechnologie et gestion de grand projet

Découvert en 1988

Accumulation : 3700 Gm3 gaz

Partenariat Gazprom 75% Total 25%

Autres partenaires possibles (24% max)

Marchés : LNG Export Europe via Nord Stream Marché domestique

Dates Clés Phase 1 (23,7 Gm3/an) 2007 : Lancement FEED 2009 : FID 2013 : 1ères livraisons par gazoduc 2014 : Export LNG

Un partenariat à haute valeur ajoutée Mise en commun de nos compétences respectives pour faire face aux défis technologiques, environnementaux et sociétaux du projetPartage des risques techniques et financiers et des revenus sur 25 ans

Des conditions extrêmes

Phase 1 : 3 clusters (20 puits) SPAR ou TLP580 km pipe multiphase

Terminal de Murmansk1 train LNG 7,5 Mt/an (Phase 1)


SURFACTANTPilote ciblé 2010Enjeu : 70 – 160 Mb

Pro-activité dans le domaine des « barils technologiques » : E.O.R.Handil (Indonesie) Dalia/Camelia (Angola)

POLYMERPilote en 2008-2009Enjeu : 110 - 180 Mb

Oil viscosity cP

20

40

60

80

RF%

~40

à

50%WI

15à

30%

~40

à

50%WI

20%

~20 à 30%WI

RF=70%

+5 à15pol

+30 à 50

microemulsion

ASP

+10 à 20 WI ou depletion

RF=55% Thermique

1 10 100 1000Oil viscosity

0.1Oil viscosity

15to

30%

40 to50%

WI

20%

Miscible gas Chemical

20 à 30%WI

30 à 50%

MicroemulsionAlcaline

Surfactant Polymers

10 à 20% depletion and WI

RF=55%

Thermal

Thermal /Solvent

40 to

50%

WI

~55%

Polymers5 to 15%

Oil viscosity cP

20

40

60

80

RF%

~40

à

50%WI

15à

30%

~40

à

50%WI

20%

~20 à 30%WI

RF=70%

+5 à15pol

+30 à 50

microemulsion

ASP

+10 à 20 WI ou depletion

RF=55% Thermique

1 10 100 1000Oil viscosity

0.1Oil viscosity

15to

30%

40 to50%

WI

20%

Miscible gas Chemical

20 à 30%WI

30 à 50%

MicroemulsionAlcaline

Surfactant Polymers

10 à 20% depletion and WI

RF=55%

Thermal

Thermal /Solvent

40 to

50%

WI

~55%

Polymers5 to 15%

Surmont/Joslyn (Canada)

SAGDPhases initiales en coursEnjeu : > 500 Mb

Des techniques de récupération améliorée pour accélérer les productions dans un contexte de prix élevé du brut.


Déployer le modèle de croissance de Total…

Contenir les effets de l’inflation

Étendre la durée de vie des projets

Améliorer les taux de récupération

Développer des projets au contenu technologique « frontière »

Optimiser l’économie et le partagede la rente des projets

Développer pour nos projetsun « contenu local » créateur de valeur

Mettre en place des partenariats constructifs avec les parties prenantes

Acceptabilité accrue des opérations

… en faisant participer nos projets au progrès des économies locales

… en optimisant la récupération des ressources

* Capex, hors coûts de forage

Limiter les émissions de CO2

et développer des solutionsde séquestration

Améliorer la performance des carburants (Excellium)

Accroître l’efficacité des énergies renouvelables

… en contribuant à la modération de la demande et à la lutte contre

le réchauffement climatiqueProduction Alwyn

(Total, 100%)

Alwyn Nord Dunbar Satellites

1985 2010(e)20051995

kbep/j

120

60

Autres Capex

Contenu local

Projet offshore profond type*

Torchagedu gaz associé

50

150

base 100

2012(e)2010(e)20062001

Torchage Production


Capture et stockage CO2 : pilote de Lacq

Programme R&D : Injection CO2 et gaz acides Intégrité puits et stockage Monitoring long terme


Les atouts de la major TOTAL dans l’accès aux ressources

Prise de risque à grande échelle en exploration

Maîtrise de la technologie pour optimiser la récupération des hydrocarbures

Gestion intégrée des projets géants

Intégration sur l’ensemble de la chaîne des hydrocarbures

Prise en compte des aspects sociétaux et environnementaux pour garantir l’acceptabilité durable des opérations

Les Majors ont un bel avenir devant elles!

Documents

La stratégie des opérateurs pétroliers