TotalEnergies électrification, pourquoi le groupe garde le cap fossile

TotalEnergies électrification avance, mais le pétrole et le gaz restent centraux

TotalEnergies électrification n’efface pas la place du pétrole et du gaz dans le modèle du groupe. D’après les données rendues publiques fin septembre 2026, l’entreprise vise encore une hausse de sa production d’hydrocarbures de plus de 3 % par an jusqu’en 2030, puis de 2 à 3 % par an entre 2030 et 2035. Dans le même temps, elle annonce vouloir porter sa production nette d’électricité au-delà de 100 TWh en 2030, avec une part de l’électricité qui atteindrait environ 20 % de son mix à cet horizon, puis 25 % en 2035. Ces chiffres, relayés par Connaissance des Énergies, dessinent moins un virage qu’une addition de deux trajectoires parallèles : maintenir un socle fossile rentable et développer une activité électrique capable de capter l’électrification des usages.

Le point important tient au calendrier. La progression des hydrocarbures est présentée comme déjà appuyée sur un portefeuille de projets engagés. Cela change la lecture du dossier. Il ne s’agit pas seulement d’une orientation générale, mais d’une programmation industrielle qui repose sur des actifs en développement ou en montée en charge. En face, l’électricité n’est plus un segment marginal. Avec plus de 34 GW de capacités renouvelables brutes annoncées fin 2025 selon les données disponibles, le groupe se positionne sur une chaîne plus large qui va de la production à la fourniture, avec une présence dans les renouvelables, les batteries et les actifs gas-to-power.

Cette coexistence entre croissance fossile et montée de l’électricité éclaire la manière dont un grand énergéticien arbitre ses investissements. Les hydrocarbures restent des activités à forte génération de trésorerie, tandis que l’électricité devient un axe de diversification, mais aussi un moyen de rester au contact des besoins industriels futurs. Pour les marchés, cela signifie qu’une entreprise peut se présenter comme acteur de l’électrification sans réduire mécaniquement ses volumes de pétrole et de gaz à court et moyen terme.

Une logique industrielle qui relie production, fourniture et usages

Le développement de l’électricité ne se limite pas à l’ajout de capacités renouvelables dans un portefeuille. Il prend sens lorsqu’il se traduit par des contrats d’approvisionnement, des actifs pilotables et des débouchés industriels. L’exemple du contrat signé au Royaume-Uni avec Saint-Gobain l’illustre. Selon les informations publiées sur cet accord, TotalEnergies doit fournir 60 GWh par an d’électricité décarbonée entre 2027 et 2032, soit plus de 20 % des besoins locaux de l’industriel. À l’échelle d’un grand groupe énergétique, le volume reste modeste. À l’échelle d’un site ou d’un périmètre industriel, il montre en revanche ce que devient le métier : vendre non seulement des molécules ou des électrons, mais une trajectoire de sécurisation de l’approvisionnement et de visibilité prix sur plusieurs années.

Ce type de contrat renvoie à une transformation plus large de la demande. Les industriels électrifient certains procédés, arbitrent entre gaz et électricité selon les prix relatifs, et cherchent des approvisionnements compatibles avec leurs objectifs de décarbonation. Dans ce cadre, disposer d’une capacité de production renouvelable, d’outils de négoce et de flexibilité, voire de batteries, permet de proposer une offre plus intégrée. Cette logique rejoint des tendances observées dans tout le secteur énergétique, y compris sur les marchés de détail et de gros, que Voltalib a déjà analysées dans Comparateur énergie 2026, comment lire la hausse des offres.

Un autre cas d’usage apparaît du côté des actifs gaziers eux-mêmes. Le développement d’un champ en Azerbaïdjan doit s’appuyer sur une nouvelle usine entièrement électrifiée, selon les éléments diffusés sur ce projet. Ce point est important, car il montre que l’électrification ne signifie pas uniquement remplacer les hydrocarbures par des renouvelables dans les usages finaux. Elle peut aussi réduire les émissions liées à l’amont pétrolier et gazier, en substituant de l’électricité à des équipements thermiques sur les sites de production. La limite, évidente, est que cela ne change pas la nature du produit vendu en sortie : du gaz reste du gaz, même si son extraction ou son traitement deviennent moins émissifs sur le plan opérationnel.

Ce que disent les règles du jeu sur l’électricité, les prix et les dépendances

La montée de l’électricité dans la stratégie des grands groupes s’inscrit dans un cadre réglementaire et économique plus large. La Commission européenne a présenté en 2026 un plan d’action pour porter la part de l’électricité à 46 % de la consommation finale d’énergie d’ici 2040, contre environ 23 % aujourd’hui selon les données rappelées dans la recherche fournie. Pour un énergéticien intégré, ce signal compte autant que les prix de marché. Il indique où iront les besoins d’infrastructures, de flexibilité, de raccordement et de fourniture dans la décennie qui vient.

Mais cette dynamique rencontre des contraintes bien connues. Produire plus d’électricité bas carbone ne suffit pas si les réseaux, le stockage et les mécanismes de marché ne suivent pas. Les débats réglementaires sur les certificats, les produits de marché ou les obligations des fournisseurs montrent que l’électrification dépend aussi de règles techniques et commerciales parfois complexes. La Commission de régulation de l’énergie continue d’ajuster ce cadre, comme le montre un avis récent de la CRE sur les certificats de production de biogaz, qui rappelle à sa manière combien la structuration des marchés énergétiques repose sur des instruments réglementaires précis.

Pour les acteurs industriels, l’enjeu n’est donc pas seulement de construire des mégawatts. Il faut aussi sécuriser les raccordements, arbitrer entre contrats long terme et exposition au spot, intégrer l’intermittence des renouvelables et gérer la valeur de la flexibilité. Le cas espagnol, avec l’allocation prévue de 11 GW de capacité réseau aux renouvelables et au stockage selon PV Magazine, rappelle que l’électricité se joue autant sur l’accès au réseau que sur la production elle-même. Le sujet est comparable à ce que Voltalib a détaillé dans Produits à terme photovoltaïque, ce que change la décision de la CRE, où l’on voit comment la régulation peut déplacer la valeur d’un actif sans modifier sa technologie.

Cette lecture par les infrastructures change aussi la question des dépendances. Un groupe qui garde une forte base fossile tout en développant l’électricité peut lisser ses risques entre plusieurs marchés. Il reste exposé aux prix internationaux du pétrole et du gaz, mais il s’ouvre des relais de croissance sur des marchés plus régulés et plus territorialisés. Pour les consommateurs, cela ne signifie pas automatiquement une énergie moins chère. Les coûts du système électrique incluent la production, mais aussi le réseau, l’équilibrage, le stockage et les mécanismes de soutien. À l’inverse, les hydrocarbures restent soumis à des tensions géopolitiques et logistiques qui se répercutent rapidement dans les prix finaux, comme l’illustrent les analyses de Voltalib sur les exportations de pétrole du Moyen-Orient ou sur le prix du gaz en 2026.

Une diversification qui ne tranche pas encore la question de fond

Le cœur du sujet est là : la progression de l’électricité chez TotalEnergies est réelle, mesurable et adossée à des actifs, mais elle ne se traduit pas, selon les données disponibles, par une diminution des volumes fossiles sur la période observée. Ce constat ne vaut pas seulement pour un acteur. Il dit quelque chose de la transition énergétique telle qu’elle se déploie dans l’économie réelle. L’électrification avance, les renouvelables gagnent du terrain, les industriels achètent des contrats d’électricité décarbonée, mais la demande mondiale de pétrole et de gaz continue de soutenir des investissements amont.

L’ordre de grandeur aide à comprendre cette coexistence. Une production électrique nette de 100 à 120 TWh par an en 2030 représente un volume significatif, supérieur à la consommation annuelle d’électricité de plusieurs pays de taille moyenne. Pourtant, dans l’économie d’un grand groupe intégré, cela peut encore cohabiter avec une hausse de la production d’hydrocarbures si la base fossile de départ reste élevée. Autrement dit, l’électricité progresse vite en pourcentage, mais cela ne suffit pas nécessairement à inverser l’équilibre global des volumes ou des revenus.

Cette situation pose une limite analytique importante. On ne peut pas lire la stratégie d’un énergéticien uniquement à travers ses annonces dans les renouvelables, pas plus qu’on ne peut la réduire à ses seuls volumes pétroliers et gaziers. Il faut regarder l’ensemble : le poids des actifs existants, la vitesse d’exécution des nouveaux projets, les conditions de marché, le coût du capital, les prix relatifs entre gaz et électricité, et l’évolution de la régulation. C’est aussi dans cette perspective qu’il faut replacer les débats de gouvernance et de pilotage stratégique, abordés par Voltalib dans Gouvernance TotalEnergies, ce que prépare le mandat 2027 et dans TotalEnergies signalement climat, ce que l’on peut établir.

Pour les entreprises clientes, la leçon est plus concrète. L’électrification des usages ne dépend pas uniquement d’une offre d’électricité verte disponible sur le papier. Elle suppose des contrats adaptés, un réseau capable d’absorber de nouvelles charges, des prix supportables et parfois des équipements de flexibilité sur site. Pour un industriel consommant plusieurs dizaines de GWh par an, basculer une partie de ses besoins vers l’électricité peut améliorer sa visibilité carbone, mais pas nécessairement réduire sa facture dans l’immédiat. Tout dépend du profil de consommation, de la capacité à déplacer certains usages, et du niveau d’exposition aux prix de marché.

À plus long terme, la question sera celle du rythme. Si l’électricité atteint 25 % du mix du groupe en 2035, comme annoncé, cela marquera une transformation importante par rapport au profil historique d’une major pétrolière. Mais ce chiffre indique aussi que les trois quarts restants relèveraient encore d’autres activités, principalement liées aux hydrocarbures et à leurs dérivés, sauf évolution plus rapide que prévu. Selon les données disponibles, la stratégie actuelle ressemble donc moins à une substitution qu’à une superposition : ajouter de l’électricité sans retirer rapidement du fossile.

Cette lecture appelle enfin un point de méthode. Les annonces industrielles doivent être suivies dans le temps, car elles combinent objectifs, projets engagés et conditions de marché susceptibles d’évoluer. Les trajectoires de production, les coûts de raccordement, la disponibilité des équipements, la rentabilité du stockage ou les contraintes sur le réseau peuvent accélérer ou ralentir certains segments. Dans l’énergie, la transition ne se résume ni à un slogan ni à une seule courbe. Elle se mesure dans l’articulation, parfois inconfortable, entre de nouveaux usages électriques et des systèmes fossiles qui gardent encore une place structurante dans l’offre mondiale.