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Paris – Pour réaliser ses tests de dépréciation d’actifs, Total a établi en 2019 un scénario de prix du Brent qui vise à horizon 2050 un prix de 50 $/b en ligne avec le scénario « well below 2°C » de l’AIE. Ce scénario est décrit dans le document d’enregistrement universel (note 3 du Chapitre 8).
Compte tenu de l’évolution à la baisse du prix du baril en 2020, Total a décidé de réviser les hypothèses de prix sur les prochaines années et a retenu pour le prix du Brent le profil suivant: 35 $/b en 2020, 40 $/b en 2021, 50 $ /b en 2022, 60 $ /b en 2023; les prix du gaz ont été ajustés en conséquence.
A plus long terme, Total maintient son analyse selon laquelle la faiblesse des investissements dans le secteur des hydrocarbures depuis 2015 accentuée par la crise sanitaire et économique de 2020 va se traduire à horizon 2025 par une insuffisance de capacités de production au niveau mondial et un rebond des prix. Au-delà de 2030, compte tenu des évolutions technologiques notamment dans le domaine des transports, la demande de pétrole ne devrait plus connaitre de croissance et les prix du Brent tendraient vers le prix long terme de 50 $/b, en ligne avec le scénario SDS de l’AIE.
La moyenne de prix du Brent sur la période 2020-2050 s’établit ainsi à 56,8 $2020/b.
En conséquence de cette révision des prix à court terme, Total constate au 2ème trimestre 2020 une charge exceptionnelle de dépréciation d’actifs de 2,6 G$, principalement sur les actifs oil sands du Canada pour 1,5 G$ et les actifs GNL en Australie pour 0,8 G$, projets géants aux coûts de construction élevés. Ces impacts limités (moins de 2% des actifs de Total) traduisent bien la solidité du bilan du Groupe.
Par ailleurs, en cohérence avec sa nouvelle ambition Climat exprimée le 5 mai 2020 qui vise à la neutralité carbone, Total a passé en revue ses actifs pétroliers pouvant être qualifiés de stranded assets, c’est-à-dire présentant des réserves de plus de 20 ans et des coûts de production élevés, dont la totalité des réserves pourraient donc ne pas être produites avant 2050. Les seuls projets concernés sont les projets oil sands canadiens de Fort Hills et Surmont.
Le Conseil d’administration de Total a décidé de ne prendre en compte pour les calculs de dépréciation sur ces 2 actifs que les seules réserves prouvées – contrairement à la pratique générale qui considère les réserves dites prouvées et probables. Ceci conduit à une dépréciation exceptionnelle complémentaire de 5,5 G$. En conséquence, Total ne prendra désormais en compte pour ses réserves prouvées et probables sur le Canada que les seules réserves prouvées et la durée de vie des réserves prouvées et probables du Groupe est ainsi réduite de 19,0 à 18,5 années. Par ailleurs, Total n’approuvera aucun nouveau projet d’augmentation de capacités sur ces actifs d’oil sands canadiens. Enfin, toujours en cohérence avec l’Ambition Climat exprimée le 5 mai 2020, Total a décidé de se retirer de l’association canadienne CAPP compte tenu des positions publiques non alignées avec celles du Groupe.
Au total, les dépréciations exceptionnelles d’actifs qui seront donc prises en compte au second trimestre 2020 s’élèvent à 8,1 G$, dont 7 G$ sur les seuls actifs oil sands canadiens, impactant le taux d'endettement du Groupe de 1,3%.
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