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TOTAL : gaz à condensats en Afrique du Sud

Le 08 février 2019


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(AOF) - Total a réalisé une découverte importante de gaz à condensats sur les prospects de Brulpadda, situés sur le bloc 11B/12B dans le bassin de l'Outeniqua, à 175 kilomètres au large de la côte sud d'Afrique du Sud. “Nous sommes heureux d'annoncer la découverte de Brulpadda qui a été réalisée en eaux profondes dans un environnement difficile ", a déclaré Kevin McLachlan, directeur Exploration de Total.




" Avec cette découverte, Total a ouvert une nouvelle province gazière et pétrolière de dimension internationale, ce qui lui confère une position privilégiée pour tester plusieurs autres prospects sur le même bloc.”


Pour ce puits d'exploration, Total a eu recours à un navire de forage de dernière génération et a pu tirer parti de son expertise dans des environnements similaires, comme l'ouest des Iles Shetland au Royaume-Uni.


Après le succès de Brulpadda et la confirmation du potentiel de la zone, Total et ses partenaires prévoient de mener une campagne d'acquisition sismique 3D dans l'année, puis de forer jusqu'à quatre puits d'exploration sur ce permis.


Le bloc 11B/12B couvre une superficie de 19 000 km2, avec des profondeurs d'eau comprises entre 200 et 1 800 mètres.


Il est opéré par Total qui y détient une participation de 45%, aux côtés de Qatar Petroleum (25%), CNR International (20%) et du consortium sud-africain Main Street (10%).


AOF - EN SAVOIR PLUS


Les points forts de la valeur


- Groupe intégré de l’énergie, 4ème compagnie pétrolière et gazière mondiale et numéro 2 mondial du solaire avec Sun Power et du gaz naturel liquéfié avec les activités GNL d’Engie ;

- Trois zones géographiques fortes –Europe, Moyen-Orient et Afrique- et savoir-faire dans 4 métiers –offshore, GNL, pétrochimie et réseaux & lubrifiants, générant un chiffre d’affaires 171 Mds€ ;

- Visibilité et sécurisation de la production de pétrole, 5 Mds de barils ayant été acquis entre 2016 et 2017 ;

- Réserves d’hydrocarbures prouvées de 11,5 Gbep, à comparer à une production de 2,8 Mbep/j sur les neuf premiers mois de 2018 ;

- Production pétrochimique équilibrée géographiquement avec des positions fortes en Afrique (Nigeria et Angola surtout) et en Mer du nord (2ème opérateur) pour le pétrole, au Proche-Orient pour le gaz ;

- En production pétrolière, capacité à dégager des marges supérieures à celles de la concurrence grâce à la maîtrise des coûts unitaires, les plus faibles du secteur à 5,4 $/bep ;

- Marges plutôt élevées dans le raffinage, les sites qataris, coréens et séoudiens compensant les implantations européennes ;

- Très bonne situation financière, renforcée par la forte croissance du bénéfice en 2018 ;

- Bonne visibilité jusqu’en 2020 du retour aux actionnaires : hausse annuelle de 10 % du dividende et rachats d’actions jusqu’à 5 Mds$ dont 1,5 Md$ pour 2018.


Les points faibles de la valeur


- Secteur pénalisé par la forte volatilité des cours du brut, par le haut niveau des stocks et par les variations de quotas de l’OPEP ;

- Absence du secteur des gaz de schiste en Amérique du nord ;

- Forte volatilité des marges de raffinage en Europe ;

- Obligation de sortir de l’Iran, imposée par les Etats-Unis ;

- Exposition aux risques géopolitiques en Afrique (30 % de la production du groupe), notamment au Nigeria, au Moyen-Orient -Libye et Yemen- et en Russie.


Comment suivre la valeur


- Forte sensibilité aux cours du baril de pétrole et au dollar, monnaie de présentation des comptes ;

- Distribution trimestrielle des dividendes ;

- Stratégie de moyen-terme en 4 points : abaissement du point-mort dans les activités pétrolières (7 Md$ de cash-flow attendus pour 2020), positionnement tout au long de la chaîne de valeur dans le gaz, capitalisation sur la culture de satisfaction des clients (4 millions de clients par jour dans les stations-services de 130 pays) et développement des activités énergétique bas-carbone (1 Md$ de cash-flow attendus pour 2020) ;

- Exécution du plan de réduction des coûts, relevé à 5 Md$ d’ici 2020 ;

- Poursuite de la diversification dans le gaz et les énergies renouvelables et, en Inde, retombées de l’accord avec le groupe Adani dans le GNL et la distribution ;

- Capital éclaté, le premier actionnaire étant les salariés avec 5 % du capital.


Pétrole et parapétrolier


L'AIE (Agence internationale de l'énergie) a revu à la hausse ses prévisions, avec une demande de pétrole qui devrait augmenter de 12% pour atteindre 106,3 millions de barils par jour dans 22 ans. L'Agence a notamment tenu compte de l'assouplissement par les autorités américaines des normes d'émission de carbone pour les constructeurs automobiles américains. La typologie des plus grands consommateurs et producteurs de pétrole devrait être profondément modifiée à l'avenir. Dans les pays développés, la consommation devrait baisser d'environ 400.000 barils par jour chaque année jusqu'en 2040 grâce aux économies d'énergie. Cette évolution sera largement compensés par de fortes progressions de la consommation en Chine, en Inde et au Moyen-Orient. L'AIE estime que la consommation de pétrole ne devrait reculer qu'à partir de 2040.


Source : www.capital.fr  




Thèmes : gaz
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