Réuni à New York à l’occasion d’une journée investisseurs, le management de TotalEnergies, conduit par Patrick Pouyanné, a présenté hier les grandes lignes de sa stratégie à moyen terme. Le groupe tricolore entend accélérer la redistribution de sa trésorerie tout en poursuivant l’expansion de son appareil de production, qu’il s’agisse d’hydrocarbures ou d’électricité. La veille, le conseil d’administration avait déjà validé un programme de rachats d’actions de 2,5 milliards de dollars pour le quatrième trimestre 2026, contre 1,5 milliard de dollars lors des périodes précédentes.
En Bourse, la réaction des investisseurs reste mesurée. Le titre cède 2,9 % en séance européenne pour s’établir à 77,89 euros, une contraction qui n’entame pas la performance annuelle : depuis le 1er janvier, le cours affiche toujours un gain de 38 %.
Une politique de retour aux actionnaires renforcée
Le volet redistributif constitue la colonne vertébrale de cette nouvelle feuille de route. Pour le premier trimestre 2027, la direction envisage un volume de rachats compris entre 2 et 2,5 milliards de dollars. En parallèle, la dividende ordinaire versé au titre des exercices 2026 à 2030 doit progresser de plus de 5 % chaque année. TotalEnergies réaffirme par ailleurs son engagement de restituer au minimum 40 % de son cashflow opérationnel à ses actionnaires.
Cette générosité s’accompagne d’un objectif de désendettement. Le ratio d’endettement, qui atteignait encore 13,1 % au 30 juin 2026, doit passer sous la barre des 10 % à moyen terme — une échéance que le groupe situe désormais en fin d’année. Plusieurs bureaux d’analyse ont salué cet équilibre. Oddo BHF a confirmé sa recommandation « Outperform » en relevant son objectif de cours de 85 à 88 euros, évoquant un free cash flow susceptible de croître d’environ 10 milliards de dollars d’ici 2030. De son côté, RBC a maintenu sa recommandation « Outperform » avec un objectif de 85 euros ; l’analyste Biraj Borkhataria souligne que le groupe parvient à concilier distributions et réduction de la dette, gage selon lui d’une configuration durable.
Absheron lancé, Venus toujours en suspens
La stratégie financière s’appuie sur plusieurs décisions d’investissement d’envergure dans l’amont. En mer Caspienne, TotalEnergies, opérateur du projet, a franchi avec ses partenaires SOCAR et XRG l’étape de la décision finale d’investissement pour le développement complet du champ gazier et à condensat d’Absheron. À partir de 2029, le site doit produire annuellement 6 milliards de mètres cubes de gaz et 47 000 barils de condensat par jour. Le groupe français détient 35 % de ce projet situé à environ 100 kilomètres au sud-est de Bakou.
En Afrique de l’Ouest, l’expansion gazière se poursuit également. Aux côtés d’AMNI International, la compagnie a validé l’investissement de 800 millions de dollars consacré au projet gazier Ima, au large du Nigeria. Les volumes extraits serviront notamment à alimenter les installations de liquéfaction de NLNG, avec une mise en service prévue en 2028.
À l’inverse, le projet pétrolier Venus, au large de la Namibie, prend du retard. La décision finale d’investissement, initialement espérée pour l’année en cours, n’a toujours pas été confirmée, les négociations avec les autorités namibiennes se poursuivant.
Cap sur 3 millions de barils équivalent pétrole par jour
Ces arbitrages s’inscrivent dans des objectifs de production de long terme. TotalEnergies vise une croissance annuelle de 4 % de sa production énergétique totale jusqu’en 2030. L’extraction pétrolière et gazière doit progresser de plus de 3 % par an en moyenne entre 2025 et 2030, avant de ralentir à un rythme de 2 à 3 % par an jusqu’en 2035. Le groupe précise que ses réserves couvrent plus de douze années de production et que le volume extrait devrait avoisiner 3 millions de barils équivalent pétrole par jour à l’horizon 2035.
À prix de l’énergie constants, le management anticipe une hausse du free cash flow d’environ 10 milliards de dollars d’ici 2030 par rapport à 2025, soit plus de 4 dollars par action. Les investissements nets annuels sont, eux, chiffrés entre 14 et 17 milliards de dollars sur la période 2027-2032.
L’électricité, moteur de la diversification
Le développement des énergies bas carbone figure en bonne place dans cette trajectoire. La production d’électricité doit croître de plus de 20 % par an en moyenne pour atteindre 100 à 120 térawattheures en 2030. La part de l’électricité dans le mix énergétique du groupe passerait ainsi de 20 % en 2030 à 25 % en 2035. Pour la branche Integrated Power, la direction vise l’équilibre de trésorerie dès cette année, puis un flux de trésorerie positif en 2027 et un rendement des capitaux engagés de 12 % à l’horizon 2030.
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