TotalEnergies maintient sa cap sur les énergies fossiles, en dépit de la montée des critiques de la part des investisseurs

• Stratégie 2030: croissance des hydrocarbures et discipline financière
• Pression des investisseurs et gouvernance climatique
• Arbitrages bas-carbone et trajectoire électrique
• Comparaison sectorielle avec ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, Eni, Repsol, Equinor, ConocoPhillips et Saudi Aramco
• Risques, régulation et scénarios énergie-climat

Selon les données disponibles, TotalEnergies confirme une trajectoire d’expansion dans le pétrole et le gaz, assumée au nom de la sécurité d’approvisionnement et de la rentabilité. Une analyse approfondie révèle que cette orientation se heurte à une contestation accrue d’investisseurs, qui interrogent la cohérence financière et extra-financière de tels choix.

Les indicateurs économiques suggèrent qu’un arbitrage se raffermit entre projets à forte marge et engagements climatiques. Entre croissance de 3% par an jusqu’en 2030 et promesse de distribuer plus de 40% du free cash-flow, la stratégie capitalistique reste centrale, tandis que la pression actionnariale s’organise en Europe.

TotalEnergies maintient le cap sur les énergies fossiles: croissance de 3% par an jusqu’en 2030

Lors de sa journée investisseurs du 29 septembre, la major a confirmé un objectif de +3%/an de production d’hydrocarbures d’ici 2030, en s’appuyant sur un portefeuille de projets répartis en Afrique, Moyen-Orient et Asie-Pacifique. Cette ligne est documentée par plusieurs analyses du marché de l’énergie, qui soulignent une discipline d’investissement et une focalisation sur les gisements les plus rentables, malgré les critiques croissantes d’actionnaires et d’ONG. Voir notamment les éclairages de Capital, de Novethic et de ConsoGlobe.

• Ouganda (Tilenga/EACOP): environ 400 puits prévus; le pipeline EACOP affiche près de 900 kilomètres déjà posés, selon les éléments communiqués publiquement.
• Mozambique (GNL): reprise du mégaprojet de GNL, avec une mise en service visée autour de 2029, dans un contexte sécuritaire encore sensible.
• Namibie: réserves offshore estimées à 11 milliards de barils; demande de prolongation de licence et décision d’investissement attendue sous six mois pour une production à l’horizon 2030.
• Iraq et Papouasie-Nouvelle-Guinée: poursuite de développements ciblés pour soutenir le plateau de production.

La direction assume une stratégie « bas coûts » conçue pour résister aux cycles pétroliers, comme l’ont déjà relayé Challenges et Investir-Les Echos. Dans ce cadre, l’entreprise réaffirme un engagement de distribution de >40% du flux de trésorerie, « quel que soit le prix de l’énergie ».

Projets à forte marge et « bombes carbone »: quels arbitrages?

La focalisation sur les projets à forte marge répond à l’impératif de rendement, mais soulève des risques d’alignement avec les scénarios climatiques. Le GNL du Mozambique figure parmi les 17 “bombes carbone” attribuées au portefeuille mondial de la major dans les travaux d’ONG; un point régulièrement rappelé dans les chroniques énergie et climat de Sciences et Avenir.

• Cause: la demande mondiale de gaz et le rôle de « base flexible » dans les systèmes électriques en transition.
• Effet: un profil d’émissions soutenu au-delà de 2030 si les mises en service s’alignent sur le calendrier annoncé.
• Exemple: l’extension en Namibie illustre la volonté d’élargir la production sur des bassins à coûts unitaires compétitifs.

Jusqu’où les majors pourront-elles concilier discipline capitalistique et exigences climatiques sans infléchir leurs plans? La question s’impose à la veille des assemblées générales, comme l’illustre la préparation des votes relatée par France 24 et Le Figaro.

Pression des investisseurs et gouvernance climatique

Un nombre croissant d’investisseurs formalisent des politiques d’exclusion ou des votes de contestation. En France, des institutions ont restreint les financements aux entreprises ouvrant de nouveaux champs pétroliers et gaziers; en Europe du Nord, plusieurs gérants ont divestit ou « mis en quarantaine » des émetteurs fossiles. Des analyses convergentes sont documentées par L’Opinion et par des synthèses de finance durable publiées sur Perspectives Communication.

• Votes “Say on Climate” et rémunérations: multiplication de résolutions critiques, notamment sur la cohérence des plans d’expansion fossile.
• Exclusions de portefeuille: cas recensés chez des gérants néerlandais et scandinaves, souvent motivés par des projets comme EACOP.
• Argument principal: risques climatiques, droits humains, et exposition au risque de transition.

Fil conducteur: Amélie, gérante d’actifs à Paris, a décidé d’exclure les titres exposés à de nouveaux mégaprojets fossiles tant qu’aucune trajectoire validée par un standard robuste n’est disponible. Sa grille s’aligne sur des cadres de place tels que le nouveau standard de la SBTi pour le secteur financier. Elle observe aussi les signaux envoyés par d’autres majors, comme lors de l’AG de Shell.

• Outils d’escalade actionnariale: votes contre les dirigeants, résolutions climatiques, engagements conditionnels.
• Réputation: vigilance accrue sur la communication corporate, à l’image d’une publicité jugée trompeuse au Royaume-Uni.
• Coût du capital: les proxys relèvent que le prix de la décarbonation s’élève, modulant primes de risque et conditions de financement.

Le cadre juridique évolue aussi: la Cour internationale de Justice rappelle la responsabilité des États à réguler les émetteurs de gaz à effet de serre. Ce contexte alimente des attentes de politiques publiques plus contraignantes, y compris sur les importations d’hydrocarbures et les trajectoires d’émissions.

Arbitrages bas-carbone et trajectoire électrique

Dans le même temps, l’entreprise annonce une baisse de 500 millions $ de ses investissements annuels dans le bas-carbone, autour de 4 milliards $ par an, tout en visant 100 à 120 TWh de production d’électricité en 2030, à 70% d’origine renouvelable et 30% à base de gaz flexible. Ces annonces ont été reprises par Connaissance des Énergies (AFP) et Le Figaro.

• Éolien en mer Calvados: « plus grand projet éolien en mer en France » piloté par la major; décision finale d’investissement attendue début 2029.
• Mix électrique: positionnement sur des marchés de gros volatils, où le gaz soutient la flexibilité système; voir aussi l’analyse de fiabilité réseau en péninsule ibérique de Perspectives Communication.
• Signal marché: l’évaluation mondiale de l’énergie indique une hausse de la consommation électrique et un reflux du pétrole en 2024, renforçant l’enjeu d’allocation optimale du capital.

Selon les données disponibles, cette trajectoire vise à capter la croissance électrique tout en ancrant les flux de trésorerie dans les hydrocarbures. Une question demeure: la baisse des capex bas-carbone n’amenuise-t-elle pas l’alignement avec les objectifs sectoriels et les attentes d’investisseurs responsables? Voir également France 24 et AFP pour le contexte d’assemblée générale.

Exemple opérationnel et signaux de marché

Sur le terrain, des développeurs constatent que les coûts des chaînes d’approvisionnement restent volatils, influençant les décisions finales d’investissement. Les autorités françaises poursuivent de leur côté la clarification du cap national, comme le documente ce suivi des plans énergétiques.

• Problème: arbitrer entre ROCE à court terme et visibilité climatique à long terme.
• Solution: hiérarchiser les projets « à forte marge » tout en consolidant des actifs renouvelables compétitifs.
• Exemple: projets offshore français, où la régulation et les raccordements structurent la rentabilité.

La ligne directrice reste claire: maintenir la compétitivité tout en sécurisant des relais de croissance électrique, même si l’ampleur des capex bas-carbone est ajustée.

Comparaison sectorielle: ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, Eni, Repsol, Equinor, ConocoPhillips, Saudi Aramco

Pour les investisseurs, le benchmark sectoriel permet d’évaluer la soutenabilité financière et climatique. En 2025, plusieurs majors ajustent leurs plans, souvent en réévaluant la part du gaz et le tempo des capex bas-carbone, comme le relatent des dossiers de finance durable et des comptes-rendus d’assemblées générales. Voir, par exemple, l’AG de Shell et l’analyse sur les contentieux visant Shell.

• ExxonMobil et Chevron: cap sur le pétrole et le GNL, retours élevés aux actionnaires; discipline d’acquisitions et intégration aval renforcée.
• BP et Shell: rééquilibrages successifs entre renouvelables et hydrocarbures, avec un accent croissant sur le gaz comme actif « pont ».
• Eni et Repsol: stratégies européennes hybrides, combinant bioénergies, chimie circulaire et gaz, sous contrainte de l’UE.
• Equinor: portefeuille mer du Nord et offshore éolien, arbitrages prudents face aux coûts; attente sur les prochains FID.
• ConocoPhillips: focalisation sur des bassins à coûts compétitifs (Schiste nord-américain) et retours en numéraire.
• Saudi Aramco: politique d’offre et de capacité stratégique, avec un rôle stabilisateur sur le marché pétrolier et des investissements en aval global.

Les indicateurs économiques suggèrent une convergence: la plupart des majors maintiennent une base fossile solide afin de sécuriser des flux de trésorerie, tout en modulant les ambitions bas-carbone selon la rentabilité. Cette dynamique est analysée dans des panoramas de transition, comme le guide de la “révolution énergétique”.

Enseignements pour la valorisation

Pour Amélie, la comparaison sectorielle renforce trois critères de sélection: stabilité des cash-flows, crédibilité climatique et exposition aux risques physiques. Des publications récentes rappellent que les vagues de chaleur et les extrêmes thermiques pèsent sur les actifs et les chaînes logistiques.

• Stabilité: contrats long terme GNL, intégration amont-aval.
• Crédibilité: standards tiers (ex. SBTi), trajectoires d’émissions vérifiables.
• Exposition: empreinte géographique et robustesse des infrastructures.

Au total, la prime accordée à la discipline financière reste forte, mais le « coût implicite » du climat monte dans les modèles d’évaluation.

Risques, régulation et scénarios énergie-climat

Le durcissement réglementaire et la refonte des signaux de marché redessinent l’équation. Entre accords hérités favorisant les fossiles et nouvelles normes de finance durable, le cadre devient plus exigeant, comme le détaillent ces analyses sur les accords fossiles et ce focus sur les défis de la transition pour les entreprises.

• Risque réglementaire: montée des exigences (CIJ, taxonomies, reporting), effets sur le coût du capital.
• Risque de marché: scénarios de demande électrique ascendante et déclin relatif du pétrole dans certains scénarios.
• Risque opérationnel et social: sécurité des sites (ex. Mozambique), droits humains sur les corridors d’infrastructures.
• Risque réputationnel: désinformation et greenwashing, documentés par ces travaux sur la désinformation climatique.

Des lectures prospectives, comme “Climat 2049”, croisent ces tendances avec l’évolution macroéconomique. Dans ce contexte, la couverture médiatique de l’actualité des majors, dont TotalEnergies, éclaire les tensions entre promesses de rendements et impératifs d’alignement climatique.

• Scénarios: contrainte carbone accrue vs. inertie de la demande pétrolière.
• Instruments: obligations vertes, indices durables, engagement actionnarial.
• Point de vigilance: compatibilité des plans d’expansion avec les objectifs nationaux, voir les débats sur fiscalité et écologie.

En définitive, la combinaison de croissance fossile, distribution de cash et capex bas-carbone ajustés place la gouvernance au cœur du dialogue investisseurs-émetteurs. Les prochaines assemblées générales, couvertes par AFP et Capital, devraient servir de baromètre des attentes du marché.