Les grandes compagnies pétrolières nationales du Golfe déploient d’importants milliards de dollars pour décarboner leur production sans en réduire les volumes. Ce pari repose sur une conviction : selon les scénarios, pétrole et gaz conservent un rôle important, mais leur poids et leur trajectoire divergent fortement d’ici 2050. Une baisse rapide de la demande pétrolière accroîtrait le risque commercial de certains projets, sans démontrer que les actifs de CCUS et d’hydrogène bleu seraient inutilisables.

L’essentiel

  • Les compagnies nationales du Golfe investissent d’importants milliards de dollars pour réduire l’empreinte carbone de leur production, pas ses volumes (DNV Energy Transition Outlook 2026).
  • Le captage et stockage de CO₂ (CCUS) et l’hydrogène bleu connaissent une croissance dans la région sur un nombre significatif de projets identifiés.
  • L’Arabie saoudite ambitionne d’être un producteur-exportateur majeur d’hydrogène propre et les Émirats visent un rang mondial élevé, sans objectif conjoint officiel de premier exportateur mondial en 2060.
  • Dans le STEPS de l’AIE, la demande pétrolière plafonne autour de 102 mb/j vers 2030 avant de reculer lentement ; dans un scénario de demande très réduite, une part significative de ces investissements risquerait de devenir des actifs échoués.
  • La stratégie combine maintien et expansion des hydrocarbures avec CCUS, hydrogène et investissements dans les renouvelables.

Décarboner sans réduire : la logique du double pari

Comprendre la stratégie du Golfe demande d’abandonner un présupposé courant : celui selon lequel décarboner signifie produire moins d’hydrocarbures. Pour Saudi Aramco, ADNOC (Abu Dhabi) ou QatarEnergy, l’équation est différente. Ils veulent produire autant, voire davantage, mais avec une empreinte carbone par baril significativement réduite. La compétitivité carbone est un objectif affiché parmi d’autres, dans une stratégie qui comporte également des activités renouvelables et d’hydrogène.

Cette distinction change tout à la lecture des chiffres. Une part significative de ces investissements ne va pas vers des parcs éoliens ou des panneaux solaires. Ils financent du captage et stockage de CO₂ (CCUS), de l’électrification des installations pétrolières à partir de sources moins émissives, et de la production d’hydrogène dit « bleu » : de l’hydrogène fabriqué à partir de gaz naturel, avec captage du CO₂ émis lors du processus. L’idée est de vendre, demain, un hydrogène moins carboné que celui produit aujourd’hui par les économies industrielles qui brûlent simplement du gaz sans captage.

Des annonces de croissance pour 2026-2030 signalent une ambition de déploiement, mais ne suffisent pas à établir une accélération effective à grande échelle. Plusieurs projets d’hydrogène bleu sont en développement dans la région. Les objectifs nationaux identifiés sont distincts et ne confirment ni 19 Mt/an ni un statut conjoint de premier exportateur mondial en 2060. Pour donner une mesure, la demande mondiale d’hydrogène tous usages confondus était proche de 100 millions de tonnes en 2024 selon l’AIE. Fournir une part significative de ce marché depuis une seule région est une proposition industrielle sérieuse, pas un vœu pieux.

Les chiffres du captage de carbone restent incertains à grande échelle

Le CCUS est la pièce maîtresse de l’argumentation climatique du Golfe. Sans elle, l’hydrogène bleu reste une énergie à forte empreinte carbone : la fabrication d’un kilogramme d’hydrogène à partir de gaz naturel émet entre 8 et 12 kg de CO₂ si rien n’est capté. Une intensité inférieure à 2 kgCO2e/kgH2 exige des performances de captage très élevées et de faibles émissions amont de méthane; elle ne découle pas automatiquement d’un captage efficace. L’écart est énorme, et la performance réelle des installations détermine si l’hydrogène bleu du Golfe sera accepté comme « bas-carbone » par ses futurs clients européens ou asiatiques.

Or les projets CCUS à grande échelle ont une histoire compliquée. Plusieurs installations phares ont vu leurs taux de captage réels rester bien en dessous des projections initiales. Le projet Quest d’Alberta, souvent cité comme référence, a capté environ 1,2 million de tonnes de CO₂ par an depuis 2015, proche de ses objectifs. Des installations similaires dans d’autres contextes ont capté 50 à 70 % de ce qu’elles promettaient. Le CCUS fonctionne en laboratoire ; son déploiement industriel produit des résultats variables.

La question est de savoir si les projets du Golfe atteindront les taux de captage annoncés à l’échelle industrielle.

ADNOC a mis en service en 2016 la première installation CCUS à grande échelle au Moyen-Orient sur ses opérations sidérurgiques. Le bilan, une décennie plus tard, est encourageant techniquement mais modeste en volume : environ 800 000 tonnes de CO₂ captées par an, réinjectées dans des réservoirs pour améliorer la récupération de pétrole. Cette dernière utilisation est précisément ce que certains régulateurs européens considèrent comme un détournement du concept : le CO₂ capté sert à extraire plus de pétrole, ce qui remet en cause le bilan net. C’est un débat réel, et les acheteurs d’hydrogène bleu du Golfe devront l’arbitrer.

La demande pétrolière mondiale : le seul paramètre qui compte vraiment

La demande de pétrole et de gaz est un facteur parmi plusieurs, avec les coûts, débouchés, infrastructures et règles de certification.

Le STEPS prévoit un plafonnement autour de 102 mb/j vers 2030, suivi d’un recul progressif. Dans le STEPS, les hydrocarbures restent importants mais le système devient plus électrifié et les énergies propres, incluant notamment renouvelables, nucléaire, efficacité et électrification, couvrent pratiquement toute la croissance additionnelle de la demande énergétique. Mais l’AIE publie aussi un scénario plus ambitieux (NZE, Net Zero Emissions by 2050), dans lequel la demande tombe bien en dessous de 60 millions de barils par jour d’ici 2035, sous l’effet de l’électrification des transports et de l’efficacité énergétique. Dans ce second monde, une part significative de ces investissements risquerait de devenir des actifs échoués : des infrastructures payées et inutilisables avant d’avoir été amorties.

La trajectoire réelle se situe quelque part entre ces deux scénarios. Ce qui mérite attention, c’est la vitesse à laquelle certains signaux s’accélèrent. Les ventes mondiales de véhicules électriques ont représenté environ 20 % des nouvelles immatriculations en 2024, selon l’AIE. En Chine, premier consommateur d’automobiles mondial, ce chiffre dépasse 40 %. Chaque véhicule électrique en circulation évite une partie de la consommation qui aurait été nécessaire à un véhicule thermique comparable, sous réserve des usages et du renouvellement du parc.

L’effet n’est pas notable année par année. Cumulé sur dix ans, il l’est.

Les technologies de sortie du charbon s’invitent dans l’équation du Golfe : plus les alternatives aux fossiles deviennent compétitives, plus le plancher de demande sur lequel reposent les investissements s’abaisse. La rentabilité du pari dépend d’un seuil que personne ne peut encore fixer avec certitude.

Aramco, ADNOC et QatarEnergy : trois stratégies dans une même ambition

Les trois grandes compagnies nationales de la région ne jouent pas exactement la même partition, même si leur direction générale converge.

Saudi Aramco reste la plus conservatrice dans sa communication. La compagnie maintient un objectif de capacité de production à 12 millions de barils par jour, sans date de plafonnement. Ses investissements dans le CCUS et l’hydrogène bleu complètent sa production pétrolière, mais Aramco les présente aussi comme un moyen de diversifier la demande et son portefeuille de produits. Aramco mise sur sa position de producteur le moins coûteux au monde : son coût d’extraction tourne autour de 3 dollars par baril, contre des coûts significativement plus élevés pour les producteurs de schiste américains. Dans un marché en contraction, les producteurs à bas coûts disposent généralement d’un avantage, sans garantie que les derniers barils produits proviendront exclusivement d’eux.

Aramco entend être parmi eux.

ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company) adopte une posture plus agressive sur la diversification. La compagnie a annoncé des investissements massifs dans les renouvelables via sa filiale Masdar, qui ambitionne 100 gigawatts de capacité renouvelable d’ici 2030. Elle construit en parallèle des capacités d’hydrogène bleu et vert, sans trancher publiquement entre les deux. L’Azerbaïdjan et l’Égypte sont ciblés comme relais de croissance, au-delà des frontières du Golfe. ADNOC se positionne moins comme un producteur de pétrole qui dure que comme une compagnie énergétique qui se transforme.

QatarEnergy mise d’abord sur le gaz naturel liquéfié. Le Qatar engage plusieurs milliards de dollars pour augmenter significativement sa capacité de liquéfaction de GNL d’ici 2030. QatarEnergy présente le gaz naturel comme un carburant essentiel et durable de destination pendant plusieurs décennies, où l’accès à l’électricité reste encore à universaliser dans certaines zones. L’hydrogène bleu vient en complément : QatarEnergy avait signé avec Shell un accord pour envisager des investissements conjoints dans l’hydrogène bleu et vert au Royaume-Uni, et un accord de coopération sur l’hydrogène avec H2Korea.

Ce qui se décide avant 2035 : le point d’irréversibilité des actifs

La notion d’actif échoué mérite une définition précise, car elle est souvent mal employée dans le débat public. Un actif échoué est un actif construit et techniquement opérationnel, mais qui ne peut plus être rentabilisé parce que le marché qu’il devait servir a disparu ou s’est contracté avant la fin de sa durée de vie économique.

Dans le cas du Golfe, le risque n’est pas symétrique. Si la demande pétrolière reste élevée, les investissements actuels pourraient générer des rendements satisfaisants. Si elle s’effondre, les pertes sont concentrées dans les pays producteurs, dont la dépendance aux revenus pétroliers varie selon l’indicateur et le pays. L’Arabie saoudite a besoin d’un prix du baril autour de 80 dollars pour équilibrer son budget selon les estimations du FMI. Des investissements en capital non rentabilisés pourraient aggraver les tensions budgétaires.

Ce risque asymétrique explique pourquoi les signaux à surveiller dans les prochaines années ne sont pas les annonces de compagnies pétrolières, mais les indicateurs de demande. Le taux de pénétration des véhicules électriques en Inde, troisième consommateur de pétrole mondial après les États-Unis et la Chine, est un signal de premier ordre. La vitesse à laquelle les économies asiatiques électrifient leurs industries lourdes en est un autre. Et plus structurellement, la trajectoire des gains de productivité liés à l’automatisation dans les économies industrielles déterminera leur intensité énergétique future.

La fenêtre de 2026 à 2035 est donc une période charnière. Les investissements engagés ont des durées d’amortissement pluridécennales. Un projet CCUS décidé en 2026 dépend de perspectives de revenus et d’utilisation de long terme, dont l’horizon varie selon les contrats, les actifs et le cadre public. Les décisions qui se prennent maintenant dans les ministères de l’énergie du Golfe, ainsi que l’application des règles européennes sur la méthode d’évaluation de l’hydrogène bas-carbone, influenceront la viabilité de ce pari.

Le marché européen de l’hydrogène, arbitre inattendu du pari du Golfe

L’Europe est au centre de l’équation, et pas seulement comme client potentiel. Elle définit aussi les règles du jeu.

L’UE a déjà adopté des critères pour l’hydrogène renouvelable; les modalités spécifiques de l’hydrogène bas-carbone ont suivi un processus réglementaire distinct. Pour l’hydrogène bleu, la certification dépend du taux de captage effectivement atteint et du cycle de vie complet des émissions, du puits au point de livraison. Les critères méthodologiques européens applicables à l’hydrogène bas-carbone ont été adoptés en 2025, et ces critères conditionnent la qualification réglementaire et la certification, dont la structure influence l’accès commercial et la rentabilité.

Un projet d’hydrogène bleu qui ne respecte pas le seuil européen applicable doit réduire son intensité d’émissions sur cycle de vie, par exemple via davantage de captage avec stockage permanent non associé à l’EOR et moins de fuites de méthane, ou ne pas être éligible. L’hydrogène vert constitue une option alternative parmi d’autres.

Le Golfe dispose d’avantages comparatifs pour la production d’hydrogène vert : un ensoleillement exceptionnel, de vastes espaces disponibles et un coût de l’électricité solaire parmi les plus bas du monde. ADNOC et ses partenaires en sont conscients, ce qui explique les investissements de Masdar. Les coûts relatifs de l’hydrogène vert et bleu varient fortement selon les conditions locales et les prix de l’énergie.

Le calendrier joue un rôle ici. Si les coûts de l’électrolyse continuent de baisser au rythme des dernières années, l’hydrogène vert pourrait devenir compétitif avec l’hydrogène bleu d’ici 2030-2035. Dans ce cas, les producteurs du Golfe risquent de voir la viabilité économique de leurs investissements en hydrogène bleu diminuer face à une alternative moins carbonée et moins dépendante des hydrocarbures.

L’Asie, moins regardante sur les critères carbone à court terme, offre un marché de substitution. Le Japon et la Corée du Sud ont tous deux signé des accords-cadres avec des producteurs du Golfe pour des livraisons d’hydrogène bleu. Mais leurs propres engagements climatiques pour 2050 pourraient durcir les critères d’import dans la seconde moitié des années 2030. La fenêtre d’opportunité pour l’hydrogène bleu est réelle. Elle n’est probablement pas de plusieurs décennies.

Les 110 milliards et la géopolitique de la transition

Au-delà de la rentabilité financière, la stratégie du Golfe a une dimension géopolitique qu’il faut nommer.

Les pays du Conseil de coopération du Golfe (CCG) ont compris que leur influence dans le système énergétique mondial dépend de leur capacité à rester des fournisseurs indispensables, quelle que soit la forme que prend l’énergie demain. Vendre du pétrole, puis du gaz, puis de l’hydrogène, puis potentiellement de l’ammoniac ou de l’électricité transportée : la logique est celle d’un repositionnement continu, pas d’une sortie des fossiles. C’est une stratégie de survie géopolitique autant qu’une stratégie industrielle.

Cette lecture éclaire pourquoi les compagnies du Golfe investissent dans des technologies dont la rentabilité à long terme est incertaine. L’alternative, ne rien faire et laisser la demande s’effondrer sans avoir développé de nouvelles offres, est perçue comme plus risquée encore. Ces investissements ne sont pas uniquement un pari sur le marché de l’hydrogène. Ils achètent aussi du temps et de la légitimité dans les forums climatiques internationaux, où les pays producteurs peuvent désormais se présenter comme acteurs de la transition plutôt que simples freins.

Cette posture a une limite claire : elle fonctionne tant que la communauté internationale accepte que décarboner la production d’hydrocarbures est une contribution valable à la transition. Des critères excluant ces projets pourraient réduire leur accès à certains financements durables, sans démontrer l’assèchement de tout financement international.

La question qui restera ouverte jusqu’en 2030 au moins : un marché mondial d’hydrogène bas-carbone produit à partir de gaz naturel émergera-t-il à une taille significative pour justifier les projets simultanés en développement dans la région ? Les réponses dépendront notamment des décisions européennes sur les critères de certification, de l’évolution des coûts de l’hydrogène vert, et de l’ampleur de l’électrification des économies asiatiques. Aucune de ces variables n’est fixée.

Sources

  1. DNV Energy Transition Outlook 2026 – GCC report
  2. AIE – World Energy Outlook 2024 (données demande pétrolière, scénarios STEPS et NZE)
  3. AIE – Global Hydrogen Review 2024 (demande mondiale d’hydrogène)
  4. AIE – Oil and Gas Decarbonization Outlook
  5. Wood Mackenzie – Energy mix analysis (projets hydrogène bleu GCC)
  6. FMI – Article IV Consultation Saudi Arabia (prix d’équilibre budgétaire)
  7. Research and Markets – CCUS Middle East market analysis
  8. OilPrice.com – GCC energy investment tracker 2026