Petronas Carigali

1. Modèle économique

Dans l’évaluation stratégique 2024, Petronas indique gérer 444 projets côté Carigali, pour 13,3 milliards de ringgits (RM) de capital dépensé côté amont, au sein d’une logique d’E&P offshore et onshore, dominée par le pétrole, le gaz et le GNL. L’ensemble du groupe table sur un gros rythme d’investissement (ordre de grandeur 54,2 milliards RM de *capex* en 2024) et, sur cinq ans, vise en parallèle de router une part structurale du budget vers de « nouveaux business » et la décarbonation — la documentation corporate parle d’environ 20 % de ce total sur l’horizon de planification. Côté volume, la documentation publique (dont le bilan 2024) ancre une cible d’environ 2 millions de barils équivalent pétrole par jour (bep/j) sur 2026–2028 pour la période couverte par l’*Activity Outlook*, gage de l’enjeu : rester gros producteur, quitte à brûler de la marge. Les revenus et marges, eux, restent en prise directe sur les prix de réalisation du brut et l’inflation de coûts amont (Reuters, fév. 2026) : bénéfice net groupé 45,4 milliards RM en 2025 (−17 %), et dividende d’environ 20 milliards RM vers l’État, au plus bas depuis des années, selon la même agence. Un chiffre d’effectif précis, exclusivement attribuable à Carigali, n’est pas clairement isolé dans la documentation publique consultée ici : en revanche, le groupe a explicitement mentionné un plan d’ajustement d’environ 5 000 emplois côté ressources humaines, à l’échéance 2026.

2. Impact réel

L’E&P reste, par structure, le plus gros moteur d’émissions de GES du groupe. Reuters (même texte) cite environ 57 MtCO2e d’émissions en 2025, en hausse d’environ 2,2 % d’une année sur l’autre — loin d’une trajectoire de réduction brusque, pour une NOC en phase de *growth* gazier. La revue climat/Strategic Review 2024 met en avant des efforts sur le méthane (baisse d’intensité évoquée sur la base des indicateurs publés par Petronas) ; c’est un vrai sujet d’ingénierie, mais cela ne se substitue pas à la sortie de l’économie pétro-gazière. Les 8,64 milliards bep de réserves 2P au 1er janvier 2025 (−8 % rappelé dans le PIR) traduisent la tension géologique : moins d’eau sous le pétard, plus d’injection d’E&P. Aucun alignement chiffré explicite avec la PPE3 française ou des fiches ADEME sur ce nom précis n’a été trouvé (logique de pays et de gouvernance différente) : en pratique, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) illustre un horizon européen d’arbitrage hydrocarbures vs électrification, tandis que la Malaisie, elle, capitalise le pétro-gaz comme pilier de souveraineté — ce décalage structure le risque transitionnel de Carigali, pas seulement son bilan annuel de CO2.

3. Innovations / partenariats

Le projet Kasawari CCS au Sarawak (décision d’investissement en 2024) vise, selon le communiqué du groupe, une capacité d’environ 3,3 MtCO2e/an de séquestration, avec une logique d’injection reprise dans la com’ corporate autour de 2027 — c’est le gros *deal* technique « carbone » de l’E&P, au-delà de simples bannières. En 2025–2026, l’*offshore* verrouille aussi l’infrastructure : Upstream documente la mobilisation d’entrepreneurs pétroliers (transport/installation) pour l’infrastructure lourde associée, signe d’un chantier d’envergure. Par ailleurs, côté « maintenance d’actifs », New Straits Times retrace des work orders d’environ 298 millions RM confiés en avril 2026 (phase de rajeunissement côté Bintulu) — moins *sexy* qu’un CVC climat, mais c’est l’arrière-plan industriel d’un parc mûr, cher à entretenir.

4. Greenwashing / zones grises

Le premier recours climat malais (RimbaWatch, 2025) cible la supervision publique de publicités d’entreprises polluantes — un environnement judiciaire plus tendu pour toute *transition story* pétro-gazière, Carigali y compris. Côté marketing international, l’Autorité britannique des normes de la publicité (ASA) a condamné des messages *Net Zero* du groupe, au motif qu’ils omettent l’ampleur des émissions liées à l’usage des hydrocarbures. Couplé au CCS (Kasawari) et à la baisse de méthane, le risque d’« optimisation du récit » est réel : un grand projet de stockage ne neutralise ni toutes les fuite ni la combustion finale ni l’export GNL rappelé dans les bilans 2024 (volumes élevés, avec contrainte d’efficacité opératoire). Bref, la frontière se situe entre l’innovation technique et l’honnêteté du périmètre d’émissions.

5. Positionnement stratégique

Carigali incarne l’arme longue d’E&P malais : tenir le 2 Mbep/j sur la fenêtre 2026–2028, recharger un inventaire 2P sous tension, financer l’« Eastern Cluster » autour de Bintulu, tout en négociant l’[équation dividende / [ré]investissement](https://www.reuters.com/business/energy/petronas-sees-profit-slide-third-straight-year-oil-prices-weigh-margins-2026-02-27/) avec l’actionnaire public. Côté contexte sociétal, la presse malaisienne et la file AFP diffusée par Connaissance des Énergies rappellent, pour avril 2026, l’ajustement des comportements d’énergie à l’échelle nationale — le décor d’incertitude macro dont les NOCs tirent moins leurs revenus que les cyclicités du baril, mais qu’on ne peut ignorer côté légitimité politique. La R&D groupée, en baisse en 2024 (autour de 562 millions RM rappelés dans le PIR) face à 2023, ne suffit pas, seule, à incarner un pivot *deep tech* hors hydrocarbure.

Verdict WattsElse

Petronas Carigali n’est ni la « feuille verte » du groupe, ni un simple pétro-forage : c’est l’E&P de la Malaisie, coincée entre bassin de sédiments, dividende d’État et promesse climat de plus en plus litigieuse — l’E&P tient le robinet, le climat, lui, tient le gril.

Sources : petronas.com · petronas.com · petronas.com · petronas.com · reuters.com · ecologie.gouv.fr · petronas.com · upstreamonline.com · nst.com.my · reccessary.com · climatecasechart.com · connaissancedesenergies.org