TotalEnergies vise encore une hausse du pétrole et du gaz après 2030

Une ambition pétrolière et gazière au-delà de 2030

TotalEnergies ne prévoit pas d’arrêter la croissance de ses hydrocarbures à la fin de la décennie. Dans sa présentation stratégique du 28 septembre 2026, le groupe affiche une ambition de hausse de 2 à 3 % par an de sa production de pétrole et de gaz sur la période 2030-2035. Ce chiffre concerne les hydrocarbures, et non l’ensemble de l’énergie produite par la compagnie.

La distinction compte. D’ici 2030, TotalEnergies confirme un objectif de croissance annuelle de 4 % pour sa production totale d’énergie, qui additionne pétrole, gaz et électricité. Sur la période 2025-2030, le groupe vise plus de 3 % de hausse annuelle moyenne pour le seul pétrole et gaz. Il prévoit en parallèle une progression de plus de 20 % par an de sa production d’électricité, pour atteindre 100 à 120 térawattheures par an en 2030.

Après 2030, les degrés de certitude diffèrent. TotalEnergies dit disposer d’assez de projets identifiés pour soutenir un plateau proche de 3 millions de barils équivalent pétrole par jour jusqu’en 2035. En revanche, l’ambition de croissance de 2 à 3 % supposerait notamment de nouvelles découvertes ou l’accès à d’autres ressources déjà découvertes, comme le précise sa présentation aux investisseurs. Un portefeuille de possibilités ne vaut donc pas production acquise.

Dividendes, investissements et trésorerie : le calcul de TotalEnergies

Le conseil d’administration a également arrêté, le 27 septembre, une politique visant une hausse de plus de 5 % par an du dividende au titre des exercices 2026 à 2030. Le groupe maintient une cible de restitution d’au moins 40 % de son cash-flow aux actionnaires. Il a autorisé 2,5 milliards de dollars de rachats d’actions au quatrième trimestre 2026, puis entre 2 et 2,5 milliards au premier trimestre 2027.

Pour financer simultanément croissance, distribution et désendettement, TotalEnergies table sur environ 10 milliards de dollars supplémentaires de flux de trésorerie disponible entre 2025 et 2030, à environnement de prix constant. Ce montant est une projection de l’entreprise, pas un revenu assuré. Le groupe prévoit par ailleurs 14 à 17 milliards de dollars d’investissements nets annuels de 2027 à 2032. Le niveau réel des cours, les coûts des projets et leurs dates de démarrage pèseront sur l’équation.

Cette combinaison montre pourquoi le dividende constitue aussi un indicateur stratégique. Sa progression annoncée suppose que les nouveaux actifs rapportent suffisamment pour couvrir les investissements tout en réduisant la dette. Si les prix de l’énergie ou la rentabilité déçoivent, la direction devra arbitrer entre dépenses, rachats d’actions et autres usages de sa trésorerie.

Deux marchés énergétiques, deux horizons pour les entreprises

La stratégie du groupe repose sur deux activités appelées à croître : les hydrocarbures et l’électricité. TotalEnergies estime que cette dernière représentera environ 20 % de son mix énergétique en 2030, puis 25 % en 2035. Cela ne signifie pas que les émissions mondiales baisseront dans les mêmes proportions. Le groupe annonce une réduction des émissions de ses propres opérations pétrolières et gazières, tandis que l’utilisation du pétrole et du gaz vendus pose une question distincte.

La trajectoire de demande reste incertaine. Dans son World Energy Outlook 2025, l’Agence internationale de l’énergie présente plusieurs scénarios. Celui fondé sur les politiques annoncées prévoit un plafonnement de la demande mondiale de pétrole autour de 2030, alors que le gaz continue de croître dans les années 2030. Le scénario qui ne retient que les politiques déjà en vigueur laisse davantage de place à la croissance des deux combustibles. Ce sont des scénarios conditionnels, pas des prévisions certaines ni un jugement définitif sur le portefeuille d’un producteur.

Pour un dirigeant de PME, le point opérationnel est la coexistence de ces trajectoires. Une hausse de l’offre mondiale de pétrole et de gaz ne fixe pas mécaniquement sa facture : les cours, le transport, les taxes et la structure de son contrat interviennent aussi. À l’inverse, un fournisseur qui investit dans l’électricité n’efface pas le risque de volatilité. Les entreprises peuvent comparer leurs échéances contractuelles, leur exposition au gaz et à la mobilité, puis chiffrer des alternatives sur plusieurs hypothèses de prix.

Cette question rejoint l’analyse de Business Times sur l’évolution des prix de l’électricité en France. Pour les sites dont la consommation le justifie, l’autoconsommation et les contrats d’achat de long terme constituent aussi des pistes à étudier, sous réserve de comparer leur coût complet et leurs engagements.

Ce qu’il faut surveiller

Le test décisif viendra des projets lancés après 2030, de leur calendrier et de leurs coûts, puis des résultats réels des activités électriques. Il faudra aussi suivre la part des rachats d’actions si les marchés se retournent. Pour les entreprises clientes, la décision immédiate n’est pas de parier sur un prix unique du pétrole ou du gaz en 2035 : c’est de mesurer aujourd’hui quelles dépenses et quels contrats resteraient soutenables sous plusieurs scénarios énergétiques.