international oil company

1. Modèle économique

Le cœur du modèle reste l’upstream : trouver, extraire, transporter et vendre des hydrocarbures à une échelle qui justifie des milliards de dollars d’immobilisations. Chevron annonce pour 2026 un capex organique de 18 à 19 milliards de dollars, dont environ 17 milliards orientés vers l’amont — soit près de 90 % du budget — et environ 1 milliard vers les « new energies ». Shell indique un capex 2025 de 21 milliards de dollars et vise une fourchette annuelle de 20 à 22 milliards pour 2025-2028, avec 12 à 14 milliards pour le gaz intégré et l’upstream sur la même période. BP, dans son rapport stratégique 2024, fixe un cadre de 13 à 15 milliards de dollars de capex annuel pour 2026-2027, en réduisant nettement l’enveloppe « transition » par rapport aux guidances antérieures. Autrement dit : même quand le discours public parle de diversification, le moteur de cash et d’investissement reste le baril et le mégawatt-heure fossile. Pour la France et l’UE, ce modèle se lit aussi dans les flux commerciaux : les États-Unis sont devenus le premier fournisseur d’énergies fossiles de l’Union, ce qui structure la concurrence entre origines d’approvisionnement — sans changer la nature dépendante du pétrole et du gaz importés.

2. Impact réel

L’impact climatique direct des IOC est d’abord celui des émissions liées à la combustion des volumes qu’elles mettent sur le marché (Scope 3), largement hors de leurs bilans comptables « opérationnels », et celui des émissions Scope 1 et 2 des installations qu’elles exploitent. Shell indique dans son rapport stratégique 2024 avoir atteint environ 60 % de l’objectif de réduction de ses émissions Scope 1 et 2 à l’horizon 2030 et mentionne 1 million de tonnes de CO₂ capturées ou compensées en 2024 — un ordre de grandeur à mettre en perspective avec l’échelle globale des émissions du secteur. Côté trajectoire nationale, la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) fixe un cap à long terme sur la place des fossiles dans l’économie française : l’enjeu pour les IOC n’est plus seulement le prix du brut, mais le risque de demande structuralement à la baisse dans les juridictions qui décrochent en premier — pendant que d’autres marchés continuent d’absorber du flux liquide et gazier.

3. Innovations / partenariats

Les « innovations » visibles dans les communiqués des majors mêlent efficacité opérationnelle et projets bas carbone sélectifs. Shell met en avant 5,1 milliards de dollars d’économies structurelles cumulées entre 2022 et fin 2025, ce qui finance en partie la résilience du modèle dans un environnement de coûts et de prix volatils. Chevron vise plus de 2 millions de barils équivalent pétrole par jour en 2026 dans le schiste américain (Permian, DJ, Bakken), avec une ligne budgétaire offshore de l’ordre de 7 milliards de dollars — innovation au sens « ingénierie de plateau » et géologie financière, plus que rupture technologique bas carbone. BP table sur environ 10 milliards de dollars annuels d’investissement pétrole et gaz jusqu’en 2027, contre une enveloppe bas carbone explicitement plafonnée (moins de 800 millions de dollars en moyenne annuelle d’ici 2027) : le partenariat stratégique dominant reste celui avec les gisements, pas avec la neutralité carbone.

4. Greenwashing / zones grises

Le risque n’est plus théorique. En octobre 2025, la justice française a condamné TotalEnergies pour pratiques commerciales trompeuses sur des publicités évoquant une neutralité carbone à 2050 — avec une astreinte pouvant aller jusqu’à 10 000 euros par jour en cas de non-retrait des messages jugés illicites. Ce type de décision redessine le périmètre du « dire » acceptable pour toute major qui vend encore massivement des combustibles. Par ailleurs, ClientEarth classe Chevron comme ne satisfaisant à aucun critère du benchmark « Net Zero 100+ » dans ses dossiers sur le greenwashing — un signal sur l’écart entre labels et réalité d’exposition fossile. Sur un autre front, la BBC rapporte une procédure au Royaume-Uni visant Shell, portée par des survivants de catastrophes climatiques aux Philippines, qui teste la traduction juridique du lien entre activité pétrolière et dommages — au-delà des engagements volontaires RSE. Enfin, les analyses de marché soulignent que Chevron a admis des écarts sur sa trajectoire « net zero » 2050 : la zone grise n’est pas seulement la communication, c’est l’incohérence déclarée entre objectifs longs et plan d’investissement court.

5. Positionnement stratégique

Les IOC naviguent entre rendement immédiat pour les actionnaires et pression réglementaire / contentieuse sur le climat. La France illustre la tension : d’un côté, un marché domestique de la transition qui pèse lourd — l’ADEME estimait en 2024 que les marchés concourant à la transition dépassent les 100 milliards d’euros de chiffre d’affaires — de l’autre, une dépendance résiduelle aux liquides et au gaz que documentent encore les séries prix et import (rapport SDES sur les prix des produits pétroliers en 2024). Les majors répondent en recentrant le capital sur l’amont à haute marge et en réduisant l’ambition affichée sur le bas carbone — parfois chiffrée, parfois diluée dans des agrégats « intégrés ». La lecture prospective publique reste utile pour cadrer ce que « transition » veut dire hors slogans : la démarche « Transition(s) 2050 » de l’ADEME pose des scénarios exigeants où la baisse des fossiles n’est pas un accessoire de communication.

Verdict WattsElse

Les IOC ne sont pas en train de « devenir des utilities vertes » : elles financent surtout le prochain cycle du pétrole et du gaz, pendant que le droit et les plans nationaux resserrent l’espace du discours climatique — le baril paie le dividende ; le tribunal lit l’annonce.

Sources : chevron.com · shell.com · bp.com · connaissancedesenergies.org · shell.com · economie.gouv.fr · beyondspx.com · clientearth.org · clientearth.org · bbc.co.uk · ademe.fr · ecologie.gouv.fr · ademe.fr