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
Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
4 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
5 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
6 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
7 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
8 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
9 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
10 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
11 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 200711
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
Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
12 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
13 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
14 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
15 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
16 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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%)
17 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
18 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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)
19 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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.
20 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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
21 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
Capture et stockage CO2 : pilote de Lacq
Programme R&D : Injection CO2 et gaz acides Intégrité puits et stockage Monitoring long terme
22 Journées du Pétrole – « Hydrocarbures : la maîtrise du futur » – Paris, 10 & 11 octobre 2007
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!