INA

1. Modèle économique

INA se déploie le long de la chaîne pétro-gazière : amont (Croatie, Égypte), raffinerie (Rijeka), réseau de plus de 500 stations-service (dont une partie à l’international). L’actionnariat concentre l’enjeu politique : majorité côté MOL, part significative de l’État croate d’après le rapport de groupe 2024 — gouvernance et prix des carburants restent des nœuds sensibles, pas seulement des trivia financiers. Sur 2025, les comptes consolidés publiés en orbite hiver–printemps 2026 indiquent un chiffre d’affaires autour de 3,8 Mrd €, un bénéfice net de l’ordre de 179 M€ (en repli léger) et un EBITDA « Clean CCS » d’environ 521 M€ selon l’agrégat habituel MOL/INA (voir notamment la synthèse SeeNews et la dépêche d’analyse 2025). L’E&P, dans ce paysage, reste un gage de cash-flow : les cycles du Brent et l’érosion de certains gisements matures (pression sur les volumes) font la music — pas les panneaux solaires, pour l’instant. Les effectifs, eux, flottent autour de 9 300 personnes en 2025 (légère compression vs. 9 500+ l’année d’avant, selon les plages citées par les rapports boursiers 2024–2025).

2. Impact réel

Le bilan climat d’un tel acteur tient moins à un pourcentage de « bas carbone » glissé en slide qu’au déploiement massif d’infrastructures hydrauliques, thermiques, routières autour d’énergie d’origine fossile, avec effets d’inertie de plusieurs décennies. Rijeka ne « décarbone » pas l’amont : elle vise, via la cokerie et des rendements diesel plus élevés, un mieux-être industriel (et une réduction d’import de vacuum gas oil dont l’économie pétro-européenne a historiquement côtoyé l’origine russe). Côté émissions directes, il n’existe pas, dans le canevas de cette fiche, de chiffrage unique et consolidé 2025 « retenu » par l’ADEME ou le PPE 3 sur INA, qui est un acteur croaton–hongrois — les référentiels français ciblent d’abord l’équilibre national (voir par exemple les fiches d’énergie et climat sur Connaissance des Énergies). Pour l’empreinte au sens matière première, c’est l’Empreinte carbone pétrolière en France (rapport 2021) qui reste l’outil pédagogique utile, pas un calibrage INA-à-INA. Avec l’électrolyseur 10 MW annoncé à Rijeka et l’enveloppe 60 M€+ pour l’hydrogène vert côté site (subvention publique de jusqu’à 15 M€ via le plan de relance), l’effet d’ordre reste, à l’échelle d’un pétrolier, marginal face au flux d’énergie fossile vendue 365 jours par an. Le biométhane à Sisak (chantier 98 M€, horizon opération fin 2026 indiqué par la communication entreprise 2024) n’y change pas l’arbre qui cache la forêt : il s’inscrit dans un pivot périphérique d’un hub industriel historiquement pétro.

3. Innovations / partenariats

- Mars 2026 : achèvement du gros programme Rijeka 700 M€ : capacité d’orifice portée jusqu’à 4 M t/an de brut, cible +30 % de part diesel dans le mix, sortie d’import de VGO. - H2 : accord-cadre d’électrolyseur 10 MW + 11 MW solaire en soutien, avec Siemens / Končar / centrale dédiée (2024) ; cérémonie 2026 avec subvention publique 15 M€ plafonnée ; les « premières molécules » d’H2 commercialement ciblées 2027. - Egypte : la direction commente, dans les reprises presse, des campagne de forage en cours (13 puits / 6 interventions en 2025 évoqués sur la concession, selon l’analyse 2025) — c’est moins l’Egypte d’Asterix que le bilan de ressource d’un entre-deux pétro-géologique. - Projet 2024/2024 : biométhane + P2X à Sisak 98 M€ pour densifier l’hub « post-pétro » sur friche : promesse, pas encore l’inventaire.

4. Greenwashing / zones grises

- Greenpeace a rangé l’industrie pétro-européenne dans le « panier » Dirty Dozen (août 2023) : moyenne 0,3 % d’énergie requalifiée « renouvelable » pour 12 intégrés, charge symbolique d’investissements pétro déguisés en « transition ». Même si la méthode se discute, l’INA-MOL a répondu sèchement (via Hina) sur des volets de fuite de méthane : classique scène d’affrontement ONG–E&P. - Régime fiscal : l’historique 2023–2024 mentionnait l’impact négatif des règles de type « surprofits » côté Croatie : la dépendance au cadre législatif national, pour un joueur pétro, c’est l’épée de Damoclès fiscale. - Subventions : 15 M€ d’argent public pour l’H2 — inévitable question : Qui l’H2 sert-il d’abord (mobilité, industrie, usage interne) et dans quel ratio de réduction nette vs. la prolongation d’un site raffinage 4 M t/an ?

5. Positionnement stratégique

INA a betsé sur l’efficacité raffinerie (et sur la photo diplomatique MOL – Budapest – Zagreb) pour ancrer sa souveraineté d’import — ce n’est que secondairement un parc EnR à part entière. L’objectif 20 % de CAPEX REN 2025 glissé par la com’ 2024 sert de ligne de flottaison vs. l’E&P en recul (≈ 7 % de baisse de volume 2025 citée par les synthèses) : double mouvement (cash fossile qui se replie, « vert » qui capte l’agenda politique) dans un marché pétro régional où la concurrence tient moins de confettis ESG que de capacité installée.

Verdict WattsElse

INA a acheté dix ans de crédit industriel en Croatie, pas une désintoxication pétro : le Brent baisse, l’amont tousse, l’H2 subventionné sert d’éclairage théâtral sur une scène toujours dominée par le pétrole payant

Sources : molgroup.info · ina.hr · annualreports.com · seenews.com · marketscreener.com · connaissancedesenergies.org · ademe.fr · balkangreenenergynews.com · ina.hr · greenpeace.org · greenpeace.org · hina.hr · ina.hr