(AOF) - Total a annoncé le lancement ce jeudi, avec son partenaire DONG, le développement du champ à gaz d'Edradour, situé à l'ouest des îles Shetland, et l'acquisition une participation de 60 % dans la découverte adjacente de Glenlivet. " Le raccordement d'Edradour et de Glenlivet à Laggan-Tormore permettra de mettre en production des réserves supplémentaires estimées à plus de 65 millions de barils équivalents pétrole ", a précisé le groupe pétrolier. " Avec le prochain démarrage de Laggan-Tormore, le lancement d'Edradour et l'entrée dans Glenlivet, Total développe un nouveau hub stratégique à l'ouest des îles Shetland " a déclaré Patrice de Vivies, Directeur Exploration Production pour l'Europe du Nord. " Le lancement d'Edradour démontre également notre engagement en matière de maîtrise des coûts. En 2013, ce projet avait été suspendu suite aux importantes augmentations de coûts révélées lors de l'appel d'offres. Mais les négociations engagées avec les contracteurs ont permis de ramener les coûts à un niveau permettant de le lancer aujourd'hui." Total est opérateur de la découverte d'Edradour dans laquelle il détient une participation de 75 %, aux côtés de DONG E&P (UK) Limited (25 %). Suite à l'entrée de Total dans Glenlivet avec une participation de 60 %, DONG conservera une participation de 20 % aux côtés de Faroe Petroleum (UK) Limited et First Oil Expro Limited, détenant chacun une participation de 10 %. Total (80 %, opérateur) et DONG (20 %) sont également partenaires dans le développement de Laggan-Tormore.
Les points forts de la valeur
- Dans le " top 5 " des compagnies pétrolières opérant dans le pétrole, pour 57 %, et le gaz et le pétrole ; - Visibilité de l'activité pétrole, avec une cible de production de 3 Mbep (millions de barils équivalent pétrole) par jour en 2017 contre 2,3 Mbep en 2012, et une accélération de la croissance après 2015, 90 % du potentiel 2017 étant en production ou en cours de développement ; - Taux de 93 % de remplacement des réserves, le plus élevé des majors européennes, maintenu par une politique d'investissements ambitieuse, essentiellement dans l'amont ; - Production équilibrée géographiquement avec des positions fortes en Afrique (Nigeria et Angola surtout, pour 33 %) et en Norvège (14 %) ; - Mise en place de relais de croissance (GNL et gaz de schiste au Canada, aux Etats-Unis, en Pologne, Chine, Argentine, Bolivie et Grande-Bretagne), notamment dans le projet canadien de gaz de schiste à Fort Hills ; - Diversification dans le solaire avec des projets de grande taille, telle la centrale solaire Shams 1 aux Emirats arabes unis, le groupe étant numéro 1 mondial de l'énergie solaire ; - Qualité de la génération des flux de trésorerie et retour à la hausse des dividendes.
Les points faibles de la valeur
- Bonne marche de l'activité perturbée par le déclin des champs matures, par la longueur de mise en service des nouveaux gisements et par les variations de quotas de l'Opep ; - Enlisement de la crise structurelle du raffinage européen, partiellement compensé par un relèvement des marges aux Etats-Unis ; - Exposition aux risques géopolitiques en Afrique, au Nigeria et au Yémen notamment ; - Recul de la production en début d'année, affectée par les travaux de maintenance en Norvège, au Royaume-Uni et en Thaïlande ; - Non reconduction, en janvier 2014, des contrats de production onshore de pétrole aux Emirats Arabes Unis, soit un peu moins de 10 % environ de la production du groupe ; - Relative déception à l'égard du manque de retombées des ambitieux programmes d'exploration.
Comment suivre la valeur
- Forte sensibilité aux cours du baril de pétrole et au dollar ; - Réductions de capacité dans le raffinage en Europe pour des raisons structurelles (baisse de la demande de produits pétroliers et prédominance du diesel dans le parc automobile français) ; - A compter de 2014, présentation des comptes en dollar ; - Après celles de Voyageur et de TIGF, d'autres cessions à venir dans le cadre d'un plan de rationalisation du portefeuille d'activités portant sur 15-20 Mds$ d'actifs de 2012 à 2014 ; - Arrivée en production des 15 projets en développement et redémarrage d'Elgin en mer du Nord, après une fermeture d'un an, ainsi que de celui d'Ibewa au Nigeria ; - Démarrage de la production en Libye ; - Capacité du groupe à renouer en 2014 avec la progression des bénéfices ; - Politique de distribution de 50 % du bénéfice, avec service d'acompte ; - Capital éclaté, le premier actionnaire étant GBL-CNP avec 4,8 % du capital, devant les salariés -4,7 % du capital et 8,6 % des droits de vote.
Pétrole et parapétrolier
L'Agence internationale de l'énergie (AIE) a revu à la hausse ses prévisions de consommation pour 2014. La demande mondiale devrait atteindre 92,8 millions de barils par jour (Mb/j) cette année (1,32 million de plus qu'en 2013), un nouveau record historique. Pour satisfaire cette demande en hausse, l'AIE estime que l'Opep devra augmenter sa production en moyenne à 30 millions de barils par jour sur l'année, le niveau de son plafond actuel. La plupart des compagnies pétrolières vont réduire leurs investissements en 2014, après avoir lourdement investi dans l'exploration-production. Les investissements de Total vont diminuer de 28,3 à 26 milliards de dollars entre 2013 et 2014. Shell devrait réduire ses dépenses de 44,3 à 35 milliards de dollars en 2014, ExxonMobil de 42,5 à 38 milliards, et BP devrait les stabiliser à moins de 25 milliards. FTB/ACT/