Saudi Aramco : l'entreprise la plus rentable au monde et le moteur financier de Vision 2030

Saudi Aramco, nom formel de Saudi Arabian Oil Company, est le géant énergétique contrôlé par l’État qui produit environ un baril de pétrole sur neuf consommés dans le monde. Basée à Dhahran, cotée sur Tadawul sous le ticker 2222 et détenue majoritairement par l’État saoudien et le Public Investment Fund, Aramco a généré en 2024 environ 480 milliards de dollars de revenus et 106,2 milliards de dollars de résultat net, ce qui en fait l’entreprise cotée la plus rentable de la planète. Sa capitalisation boursière avoisinait 1 790 milliards de dollars en mai 2026, dépassant la valeur combinée d’ExxonMobil, Shell, BP, Chevron et TotalEnergies. L’entreprise contrôle plus de 250 milliards de barils de réserves prouvées en équivalent pétrole et exploite une capacité maximale durable de brut de 12 millions de barils par jour. Son flux de dividendes, environ 124 milliards de dollars en 2024 et 85,4 milliards guidés en 2025, est la plus grande source unique de financement de Vision 2030 saoudienne, le programme de transformation économique de plus de 1 000 milliards de dollars du Royaume.

Aramco est donc à la fois la major pétrolière la plus lucrative de l’histoire et le mécanisme financier par lequel le gouvernement saoudien tente de réduire la dépendance du Royaume aux hydrocarbures qui génèrent précisément les profits d’Aramco. Ce paradoxe, une compagnie pétrolière publique finançant la diversification hors pétrole, se trouve au centre de chaque décision stratégique de l’entreprise, du renversement en janvier 2024 du plan d’expansion de capacité à 13 mb/j jusqu’au démarrage en décembre 2025 du champ gazier de schiste de Jafurah, plus grand projet gazier non conventionnel hors États-Unis. Pour les investisseurs, analystes de politique publique et chercheurs en énergie, comprendre Saudi Aramco est la première étape pour comprendre l’architecture géopolitique et budgétaire du Golfe.

Chiffres clés

Les indicateurs de Saudi Aramco établissent son échelle par rapport à tout pair comparable dans l’énergie mondiale. Sa base de réserves, sa capacité et son flux de dividendes n’ont pas d’équivalent réel parmi les sociétés pétrolières et gazières cotées. Voici les chiffres de référence à retenir.

• Fondation : 1933 (accord de concession avec SOCAL) ; renommée Aramco en 1944 ; nationalisée en 1980 ; Saudi Arabian Oil Company moderne incorporée en 1988.
• Siège : Dhahran, Province orientale, Arabie saoudite.
• CEO : Amin H. Nasser, président-directeur général depuis septembre 2015.
• Cotation : Tadawul (Saudi Exchange), ticker 2222, depuis le 11 décembre 2019.
• Capitalisation boursière : environ 1 790 milliards de dollars début mai 2026.
• Revenus 2024 : 480,6 milliards de dollars.
• Résultat net 2024 : 106,2 milliards de dollars, contre 121,3 milliards en 2023.
• Résultat net 2025 : environ 104 milliards de dollars, chiffre préliminaire.
• Flux de trésorerie disponible 2024 : 85,3 milliards de dollars.
• Production totale d’hydrocarbures 2024 : 12,7 millions de barils équivalent pétrole par jour.
• Capacité maximale durable de brut : 12 millions de barils par jour.
• Réserves prouvées : environ 259 milliards de barils équivalent pétrole, liquides et gaz combinés, dont environ 189 milliards de barils de brut conventionnel.
• Employés : environ 75 000 dans plus de 85 nationalités.
• Détention publique : environ 82 % directement par l’État, plus environ 16 % via le PIF et ses filiales, soit environ 98 % au total.
• Dividende 2024 : environ 124,3 milliards de dollars ; dividende guidé 2025 autour de 85,4 milliards.
• Dépenses d’investissement 2025 : guidance de 52 à 58 milliards de dollars ; 60 % alloués à l’amont.
• Plus grand actif unique : le champ de Ghawar, dans la Province orientale, plus grand champ pétrolier conventionnel du monde avec une capacité de pointe d’environ 3,8 mb/j.

Histoire et origines stratégiques

L’histoire institutionnelle de Saudi Aramco est indissociable de l’histoire du XXe siècle de l’État saoudien moderne. Le 29 mai 1933, le roi Abdulaziz Ibn Saud signe un accord de concession avec Standard Oil Company of California (SOCAL), accordant des droits exclusifs de prospection dans la Province orientale en échange d’un prêt de 35 000 livres sterling, d’un loyer annuel et de redevances sur toute production future. SOCAL crée une filiale, California Arabian Standard Oil Company (CASOC), pour gérer les opérations. The Texas Company, future Texaco, entre au capital en 1936. CASOC fore sept puits secs avant que le septième, Dammam No. 7, dit Prosperity Well, ne découvre du pétrole commercial en mars 1938 à 1 440 mètres de profondeur. Ce seul puits établit l’Arabie saoudite comme province pétrolière majeure et pose les bases de tout ce qui suit.

En 1944, CASOC devient Arabian American Oil Company, ou Aramco. Quatre ans plus tard, les entités ancêtres d’ExxonMobil et Mobil rejoignent SOCAL, devenue plus tard Chevron, et Texaco dans le partenariat. Au début des années 1950, Aramco produit près de 1 million de barils par jour. La construction en 1950 du Trans-Arabian Pipeline (Tapline) vers la Méditerranée, la découverte du super-géant Ghawar en 1948, de Safaniyah en 1951, plus grand champ offshore du monde, et l’embargo pétrolier arabe de 1973 préparent la prise de contrôle par l’État.

La nationalisation commence en 1973, lorsque le gouvernement saoudien acquiert 25 % d’Aramco auprès des propriétaires américains. Cette participation passe à 60 % en 1974 puis à 100 % en 1980, même si les quatre partenaires américains continuent d’exploiter la concession dans le cadre d’un contrat de services. La saoudisation institutionnelle complète intervient le 8 novembre 1988, lorsque le décret royal M/8 incorpore Saudi Arabian Oil Company (Saudi Aramco) comme successeur légal d’Aramco. Ali al-Naimi, futur ministre saoudien du pétrole de 1995 à 2016, devient la même année son premier président-directeur général saoudien.

Pendant les trois décennies suivantes, Aramco fonctionne comme compagnie pétrolière nationale non cotée, responsable devant le Supreme Petroleum Council et, in fine, devant le roi. Cela change en 2016, lorsque Mohammed bin Salman, alors vice-prince héritier, annonce son intention de coter l’entreprise dans le cadre de Vision 2030. Après plusieurs retards, Aramco réalise son IPO sur Tadawul le 11 décembre 2019, vendant 3 milliards d’actions, environ 1,5 % de l’entreprise, à 32 riyals saoudiens par action et levant 25,6 milliards de dollars. La valorisation d’environ 1 700 milliards de dollars reste inférieure à l’objectif de 2 000 milliards du prince héritier, mais constitue la plus grande IPO de l’histoire financière. Une offre secondaire en juin 2024 vend 1,545 milliard d’actions supplémentaires, soit 0,64 %, à 27,25 riyals, levant environ 11,2 milliards de dollars et élargissant la détention institutionnelle étrangère. Aramco est aujourd’hui simultanément instrument d’État, société cotée et première source de revenus du gouvernement saoudien.

Opérations et empreinte mondiale

Saudi Aramco opère sur toute la chaîne de valeur des hydrocarbures : exploration et production amont, traitement du gaz et pipelines, raffinage et pétrochimie aval, marketing, trading et portefeuille croissant de nouvelles énergies. L’entreprise est le plus grand producteur intégré d’énergie et de produits chimiques au monde par revenus et par réserves.

Les opérations amont sont concentrées dans la Province orientale, mais s’étendent le long de toute la côte saoudienne. L’actif phare est le champ de Ghawar, structure allongée de 280 km par 30 km qui a produit plus de 65 milliards de barils depuis 1951 et livre actuellement environ 3,8 millions de barils par jour à capacité maximale. Les autres grands champs incluent Safaniyah, plus grand champ offshore du monde dans le golfe Arabique, Khurais, Manifa, Shaybah dans le Rub al-Khali, Abqaiq, Berri et Marjan. Les réserves liquides prouvées de Saudi Aramco s’établissent autour de 189 milliards de barils, et ses réserves totales d’hydrocarbures autour de 259 milliards de barils équivalent pétrole, soit plusieurs fois celles de tout pair. Les coûts d’extraction sont proches de 3 à 4 dollars par baril équivalent pétrole, les plus bas parmi les grands producteurs mondiaux.

Le gaz est devenu l’axe stratégique de croissance. En décembre 2025, Aramco a lancé la production commerciale du champ gazier non conventionnel de Jafurah, plus grand développement de gaz de schiste hors États-Unis. La phase 1 a débuté à 450 millions de pieds cubes par jour, avec une montée en puissance vers 2 milliards de pieds cubes par jour de gaz commercial, 420 millions de pieds cubes par jour d’éthane et 630 000 barils par jour de liquides associés d’ici 2030. Jafurah détient environ 229 TCF de gaz brut et 75 milliards de barils de condensat. Au T3 2025, l’entreprise a relevé son objectif de croissance de capacité de gaz commercial en 2030 de plus de 60 % à environ 80 % par rapport à 2021, portant la production totale gaz et liquides vers 6 mboe/j d’ici 2030 et projetant 12 à 15 milliards de dollars de flux de trésorerie opérationnel additionnel à la fin de la décennie.

L’aval est ancré par l’acquisition en 2020 d’une participation de 70 % dans SABIC auprès du PIF pour 69,1 milliards de dollars. L’opération a placé Aramco parmi les trois plus grands producteurs pétrochimiques mondiaux et intégré la plateforme chimique de SABIC à l’avantage de matière première d’Aramco. La capacité de raffinage atteignait environ 6,6 millions de barils par jour en 2024 dans les actifs détenus à 100 % et en participation. Domestiquement, l’entreprise exploite les raffineries de Ras Tanura, Yanbu, Jazan, Riyad et Rabigh, ainsi que les coentreprises SATORP, avec TotalEnergies, et YASREF, avec Sinopec.

L’empreinte aval internationale d’Aramco couvre quatre continents. Aux États-Unis, elle détient Motiva Enterprises, opérateur de la raffinerie de Port Arthur au Texas, 630 000 b/j, plus grande raffinerie d’Amérique du Nord. En Chine, l’entreprise détient des participations dans Fujian Refining & Petrochemical Company, Sinopec Senmei (Fujian) Petroleum, le nouveau complexe de raffinage et pétrochimie HAPCO avec Rongsheng/Hengli, et la coentreprise Sinopec SABIC Tianjin Petrochemical. En avril 2025, Aramco, Sinopec et Yasref ont signé un Venture Framework Agreement pour agrandir la raffinerie de Yanbu avec un vapocraqueur à alimentation mixte de 1,8 mtpa et un complexe aromatiques de 1,5 mtpa. En Corée du Sud, Aramco détient 63,4 % de S-Oil. En Malaisie, elle opère la coentreprise PRefChem avec Petronas. L’Inde reste une priorité stratégique malgré l’échec en 2021 du projet de rapprochement raffinage-chimie de 15 milliards de dollars avec Reliance.

La R&D est organisée autour du réseau mondial de recherche d’Aramco, avec des laboratoires à Dhahran, Houston, Detroit, Boston, Aberdeen, Paris, Pékin, Yokohama, Daejeon et Delft. Les priorités couvrent la récupération assistée du pétrole, la mobilité, l’entreprise étant sponsor de longue date de la Formule 1, les matériaux avancés, l’hydrogène, la capture du carbone et la numérisation. La filiale Aramco Digital, lancée début 2023 avec 1,9 milliard de dollars d’investissements engagés jusqu’en 2025, construit des infrastructures de centres de données, d’IA et de connectivité dans le Royaume avec Groq, World Wide Technology, Cisco et HUMAIN, détenue par le PIF. Aramco est aussi investisseur d’ancrage dans les exportations d’hydrogène bleu et d’ammoniac bleu, avec des expéditions vers le Japon et la Corée du Sud depuis 2022, même si l’entreprise a réduit en 2025 d’environ 80 % son objectif 2030 de production d’ammoniac bas carbone, à 2,5 millions de tonnes par an, invoquant une demande plus faible qu’attendu et une économie défavorable.

Rôle dans la Vision 2030 saoudienne

Le rôle d’Aramco dans Vision 2030 est simple à décrire et presque impossible à surestimer. Le programme de diversification du Royaume est financé d’abord par les recettes pétrolières, et Aramco est le canal par lequel ces recettes atteignent le bilan public. En 2024, dividendes, redevances et impôts liés à Aramco représentaient environ 61 % des revenus du gouvernement saoudien. La baisse en 2025 des dividendes liés à la performance, de 43 milliards de dollars à un reliquat de 0,2 à 0,9 milliard par trimestre, devrait élargir le déficit budgétaire du Royaume à environ 4 % du PIB, illustrant la dépendance structurelle de l’État à l’entreprise.

La mécanique fonctionne en trois couches. D’abord, Aramco verse des redevances, actuellement 15 % sur les premiers 70 dollars de prix du brut et jusqu’à 45 % au-delà de 100 dollars, ainsi qu’un impôt sur les sociétés, taux effectif proche de 50 % pour l’amont, directement au Ministry of Finance. Ensuite, l’entreprise verse un dividende de base trimestriel plus un dividende lié à la performance à tous les actionnaires ; mais comme l’État et le PIF détiennent ensemble environ 98 % des actions, plus de 98 cents de chaque dollar distribué retournent au secteur public saoudien. Enfin, en 2022, 2023 et 2024, le gouvernement a transféré au total 16 % des actions d’Aramco au PIF et à ses filiales, donnant au fonds souverain un flux récurrent de dividendes d’environ 20 milliards de dollars par an qu’il peut déployer dans NEOM, le Red Sea Project, Qiddiya, Diriyah Gate, le sport, le divertissement et les infrastructures de la Coupe du monde 2034.

Le programme IKTVA, In-Kingdom Total Value Add, est le deuxième grand mécanisme de Vision 2030. Lancé en 2015 avec un score initial de contenu local de 35 %, IKTVA a atteint 67 % en 2024 et franchi l’objectif de 70 % début 2026. Aramco s’est désormais engagée sur 75 % de contenu local en 2030. Le programme a injecté plus de 280 milliards de dollars dans le PIB saoudien depuis son lancement, soutient plus de 200 000 emplois directs et indirects, et a produit au Forum IKTVA 2025 145 nouveaux accords d’environ 9 milliards de dollars. En obligeant les fournisseurs mondiaux à localiser fabrication et services pour gagner des contrats Aramco, IKTVA fonctionne comme une quasi-politique industrielle parallèle aux objectifs du gap saoudien de PIB non pétrolier.

L’expansion aval d’Aramco est elle-même un indicateur clé de performance de Vision 2030. L’augmentation de la conversion liquides-chimie d’environ 1 % à 4 % de la production de brut d’ici 2030 soutient directement l’objectif de diversification industrielle du Royaume. L’expansion pétrochimique de Yanbu avec Sinopec, l’intégration de SABIC et la chaîne gaz-chimie ancrée sur Jafurah se situent toutes sur ce chemin critique.

Les engagements climatiques forment une quatrième couche. Aramco s’est engagée à atteindre zéro émission nette Scope 1 et Scope 2 dans ses opérations détenues à 100 % d’ici 2050, avec un objectif intermédiaire de réduction de 52 millions de tonnes équivalent CO2 d’ici 2035 et une baisse de 15 % de l’intensité carbone amont au même horizon. L’objectif de 12 GW de renouvelables, le hub CCUS de 9 mtpa prévu à Jubail et les premières expéditions d’hydrogène et d’ammoniac sont tangibles, même si leur suffisance est largement contestée par les analystes climatiques.

Profil financier et indicateurs clés

L’échelle financière d’Aramco est réellement sans précédent parmi les sociétés cotées. Les chiffres ci-dessous résument la trajectoire depuis la reprise post-pandémie jusqu’au pic de prix pétroliers de 2022, puis vers l’environnement plus modéré de 2024-2025.

Les revenus sont passés de 204 milliards de dollars en 2020 à 535 milliards en 2022, avant de reculer à 495 milliards en 2023 puis 480,6 milliards en 2024. Le résultat net a suivi un arc similaire : 49 milliards de dollars en 2020, 161 milliards lors de l’année exceptionnelle 2022, 121,3 milliards en 2023 et 106,2 milliards en 2024. Le flux de trésorerie disponible 2024 s’établit à 85,3 milliards, quasiment égalé en 2025 à 85,4 milliards. Les dépenses d’investissement ont atteint 53,3 milliards en 2024 et sont guidées entre 52 et 58 milliards pour 2025, dont 60 % alloués au développement amont et environ 10 % au portefeuille de nouvelles énergies. Les flux de trésorerie opérationnels sont restés robustes, à 135,7 milliards en 2024.

La trajectoire des dividendes est la ligne la plus suivie des états financiers. Aramco a versé 98,4 milliards de dollars en 2023, 124,3 milliards en 2024 et environ 85,4 milliards en 2025, le complément lié à la performance ayant été largement retiré. Le dividende de base du T4 2025 a été relevé de 3,5 % à 0,3393 riyal par action, soit environ 21,9 milliards de dollars, signalant une progressivité continue du composant de base même lorsque l’élément variable se contracte. Avec environ 241,9 milliards d’actions en circulation et un rendement du dividende proche de 5 %, le cash retourné aux actionnaires en 2024 dépassait à lui seul les dividendes cumulés de toutes les autres majors pétrolières cotées.

La comparaison avec les pairs est instructive. Le résultat net 2024 d’Aramco, 106 milliards de dollars, représentait environ trois fois les 33,7 milliards d’ExxonMobil, six fois les 16,5 milliards de Shell et un ordre de grandeur au-dessus des 0,4 milliard de BP. Pourtant, le multiple de marché d’Aramco ressemble davantage à celui d’un service public régulé qu’à celui d’une major pétrolière américaine.

Sources : communiqués de résultats annuels 2024 des sociétés ; companiesmarketcap.com (mai 2026) ; présentation investisseurs Aramco T3 2025. Les rendements sont approximatifs et arrondis.

Développements récents 2024-2026

La période allant du début 2024 à la mi-2026 est la plus active stratégiquement depuis la cotation d’Aramco. La décision la plus importante intervient le 30 janvier 2024, lorsque le Ministry of Energy demande à Aramco d’abandonner son plan d’augmentation de capacité maximale durable de brut de 12 à 13 millions de barils par jour d’ici 2027. Les économies de capex, environ 40 milliards de dollars d’investissements amont différés, sont redirigées vers le gaz, l’aval et les nouvelles énergies. Les programmes de développement de Safaniyah et Manifa sont suspendus ou redimensionnés.

En juin 2024, le gouvernement saoudien réalise une offre publique secondaire de 1,545 milliard d’actions à 27,25 riyals, levant 11,2 milliards de dollars. La demande étrangère dépasse largement la tranche internationale, corrigeant en partie l’impression que l’IPO de 2019 avait été absorbée surtout par les investisseurs domestiques et les comptes souverains du Golfe. Les produits sont dirigés vers le Trésor et, indirectement, vers les dépenses de Vision 2030. En parallèle, le prince héritier annonce le 7 mars 2024 le transfert de 8 % supplémentaires du capital d’Aramco à des filiales détenues par le PIF, portant la participation combinée du fonds à environ 16 %.

Aramco Digital est lancée comme filiale à 100 % début 2023 et accélère en 2024-2025 par une série de partenariats. En 2024, l’unité dévoile METABRAIN, modèle d’IA générative ciblant les flux de travail industriels, avec une version à 1 trillion de paramètres annoncée pour fin 2025. Les accords ultérieurs avec Groq pour des centres de données optimisés pour l’inférence, avec Cisco et World Wide Technology pour l’infrastructure IA, ainsi qu’un investissement aux côtés de HUMAIN, placent la filiale au centre de la construction de l’IA saoudienne. Le portefeuille IA d’Aramco est désormais présenté comme générant 4 milliards de dollars de valeur annuelle activée par la technologie dans les opérations.

En avril 2025, Aramco, Sinopec et YASREF signent un Venture Framework Agreement pour agrandir la raffinerie de Yanbu avec un vapocraqueur à alimentation mixte de 1,8 mtpa et un complexe aromatiques de 1,5 mtpa. L’accord suit la première pierre en novembre 2024 de la coentreprise HAPCO dans le Fujian, en Chine, et une série d’attributions de contrats à Jafurah totalisant environ 25 milliards de dollars en 2024 et 10 milliards en 2021. Les accords d’approvisionnement en brut avec des raffineurs indiens sont également prolongés malgré l’échec de l’accord OTC Reliance.

Les ambitions en hydrogène et ammoniac bas carbone se sont nettement assouplies. En mars 2025, Aramco annonce une réduction de 80 % de son objectif 2030 de production d’ammoniac bas carbone, de 11 mtpa à 2,5 mtpa, invoquant coûts de production élevés et demande d’enlèvement décevante. Le CEO Amin Nasser déclare publiquement que l’entreprise ne construira de capacité de production qu’après avoir sécurisé des accords commerciaux offrant des rendements adéquats, signalant une posture plus disciplinée et moins dépendante des subventions que ne l’impliquait la rivalité régionale avec les plans hydrogène émergents des Émirats arabes unis.

Les résultats du T3 2025, publiés en novembre 2025, montrent un résultat net ajusté en hausse de 14 % sur un an à 28 milliards de dollars malgré des prix pétroliers plus faibles, un flux de trésorerie disponible de 23,6 milliards et un dividende de base trimestriel de 21,1 milliards. Les chiffres annuels 2025, publiés début mars 2026, confirment un bénéfice net d’environ 104 milliards de dollars. Les résultats du T1 2026 devaient être publiés le 10 mai 2026 et refléter l’impact d’une production OPEP+ plus élevée et d’une reprise des prix moyens réalisés du brut après les dénouements de production du début 2026.

Risques, controverses et défis

Pour une institution de cette taille, le registre des risques est à la même échelle. Le risque physique de sécurité devient mondialement visible le 14 septembre 2019, lorsque dix drones et environ 18 missiles de croisière frappent l’installation de traitement d’Abqaiq, plus grande usine mondiale de stabilisation du brut, et le champ de Khurais dans l’est de l’Arabie saoudite. L’attaque retire temporairement environ 5,7 millions de barils par jour, plus de la moitié de la production saoudienne et environ 5 % de l’offre mondiale. Les Houthis du Yémen en revendiquent la responsabilité, mais les États-Unis, le Royaume-Uni, la France et l’Allemagne attribuent la frappe à l’Iran. Aramco rétablit la pleine capacité en environ deux semaines, performance opérationnelle qui souligne néanmoins l’exposition du Royaume aux acteurs hostiles dans un corridor par lequel transite un cinquième du brut maritime.

La critique ESG reste un surplomb persistant. Carbon Tracker et la coalition Climate Action 100+ ont à plusieurs reprises abaissé les scores de préparation à la transition d’Aramco, citant la faible part de capex consacrée aux investissements non hydrocarbures, autour de 10 %, la portée partielle de son engagement zéro net, limité aux opérations et excluant les émissions Scope 3 liées à la combustion des produits vendus, qui dépassent largement l’empreinte opérationnelle, ainsi que la dépendance à des compensations carbone difficiles à quantifier pour atteindre les objectifs intermédiaires. L’intensité méthane a régulièrement diminué et était déclarée à environ 0,06 % en 2024, parmi les plus faibles du secteur, mais l’échelle absolue du débit d’hydrocarbures d’Aramco maintient les émissions totales dans l’ordre du gigatonne lorsque la combustion finale est incluse.

L’exposition au prix du pétrole est le risque financier le plus élémentaire. Malgré des coûts d’extraction extrêmement bas, le flux de trésorerie disponible d’Aramco suit de près les prix du Brent, et l’engagement progressif de dividende, appuyé par un dividende de base 2026 déclaré par le conseil à 87,6 milliards de dollars, ne peut être financé par la génération interne de cash si le Brent reste durablement sous environ 80 dollars le baril. Le seuil d’équilibre budgétaire saoudien, que le FMI estime entre 90 et 94 dollars en 2025-2026, et que les dépenses du PIF poussent implicitement au-dessus de 110 dollars, signifie que le gouvernement et Aramco partagent une même sensibilité de prix. Des scénarios de pétrole durablement plus bas imposent un choix binaire : réduire le dividende, donc le financement de Vision 2030, ou emprunter contre des flux futurs.

Les empreintes eau et carbone ne sont pas marginales. L’Arabie saoudite est l’un des pays les plus stressés hydriquement au monde, et la production pétrolière devient plus intensive en eau à mesure que les champs mûrissent et nécessitent l’injection d’eau pour maintenir la pression. L’expansion de Manifa a été redimensionnée en partie pour cette raison.

La gouvernance et les considérations d’actionnaires minoritaires relèvent du risque corporate. Les administrateurs indépendants sont minoritaires au conseil, l’actionnaire de contrôle conserve la capacité d’orienter les décisions stratégiques, comme l’a montré la directive de capacité de janvier 2024, et l’offre secondaire de 2024 a été fixée près du bas de la fourchette indicative, signalant un scepticisme institutionnel persistant sur la décote de gouvernance. La valorisation d’IPO de 1 700 milliards de dollars en décembre 2019 reste un point haut relatif à la capitalisation de mai 2026, laissant un rendement total de long terme modeste en dollars une fois le flux de dividendes exclu. Pour les détenteurs du flottant, Aramco a été une histoire de revenu, non de réévaluation du capital.

Perspectives à 2030

L’enveloppe stratégique d’Aramco entre 2026 et 2030 est étroite mais bien définie. Le cap de capacité de 13 mb/j étant abandonné, la capacité de brut plafonnera à 12 mb/j, et la croissance amont migre presque entièrement vers le gaz. Jafurah est désormais le projet de développement le plus important de l’entreprise, avec une première production en décembre 2025 visant une montée vers 2 bcf/j de gaz commercial plus condensats et éthane d’ici 2030. L’augmentation d’environ 80 % de la capacité gazière, équivalente à environ 6 mboe/j lorsque les liquides associés sont inclus, doit substituer le gaz au brut dans la production électrique domestique, libérer des barils supplémentaires pour l’exportation et alimenter les objectifs de conversion pétrochimique.

Le plan zéro net 2050 reste crédible uniquement pour les émissions opérationnelles Scope 1 et Scope 2, et même là il repose sur une combinaison de réduction du méthane, d’électrification, de déploiement renouvelable de 12 GW et de CCUS à grande échelle à Jubail, 9 mtpa d’ici 2027. Les émissions Scope 3, le carbone contenu dans le pétrole vendu par Aramco, ne sont pas couvertes par l’objectif opérationnel et totalisent, aux niveaux de production actuels, environ 1,5 à 1,6 gigatonne de CO2 par an, plus que les émissions annuelles totales du Japon. La capacité de l’entreprise à revendiquer un alignement avec des trajectoires compatibles avec Paris reste contestée sous toute méthodologie standard.

Le risque d’exécution dans l’hydrogène et le CCUS a augmenté depuis l’IPO. La réduction de 80 % de l’objectif ammoniac en 2025 et l’adoption commerciale encore modeste de l’hydrogène bleu indiquent que le marché export est plus petit, plus lent et plus sensible aux prix que prévu. La discipline d’Aramco, refusant de construire des capacités sans accords d’enlèvement d’ancrage, est favorable aux investisseurs mais ralentit son positionnement dans une éventuelle économie d’exportation bas carbone.

La plus grande incertitude demeure les besoins budgétaires saoudiens. Les dépenses de Vision 2030, NEOM, Qiddiya, mer Rouge, Diriyah, Coupe du monde 2034, Expo mondiale 2030 et portefeuille plus large de gigaprojets, tournent autour de 200 à 250 milliards de dollars par an. Si les prix du pétrole restent sous le seuil d’équilibre du FMI jusqu’en 2030, le choix entre maintenir le dividende d’Aramco, augmenter l’endettement du PIF ou réduire les ambitions domestiques devient opérationnellement contraignant. Le dividende progressif de l’entreprise, présenté comme un engagement contractuel envers les actionnaires, entrera en concurrence avec les obligations de capex lors de tout cycle baissier. Les investisseurs doivent traiter la trajectoire de moyen terme d’Aramco comme indissociable des finances souveraines saoudiennes et de la durabilité politique de Vision 2030.

FAQ

Saudi Aramco est-elle cotée en bourse ?

Oui. Saudi Aramco est cotée sur Tadawul (Saudi Exchange) depuis le 11 décembre 2019 sous le ticker 2222. Environ 1,5 % de l’entreprise a été vendu lors de l’IPO et 0,64 % supplémentaire lors de l’offre secondaire de juin 2024. Environ 98 % des actions restent détenues par l’État saoudien et le Public Investment Fund.

Qui détient Saudi Aramco ?

Le gouvernement saoudien détient directement environ 82 % de Saudi Aramco. Le Public Investment Fund et ses filiales détiennent environ 16 % après les transferts de participation de 2022, 2023 et 2024. Le flottant public sur Tadawul est d’environ 2 %, détenu par des investisseurs saoudiens et internationaux.

Combien de pétrole Aramco produit-elle par jour ?

En 2024, la production moyenne totale d’hydrocarbures d’Aramco était d’environ 12,7 millions de barils équivalent pétrole par jour, dont le brut représentait environ 9,0 à 9,6 millions de barils par jour sous contraintes de quotas OPEP+. La capacité maximale durable de brut est de 12 millions de barils par jour.

Quelle est la capitalisation boursière d’Aramco ?

La capitalisation boursière de Saudi Aramco début mai 2026 était d’environ 1 790 milliards de dollars, avec une action proche de 27,58 riyals saoudiens sur Tadawul. Cela place Aramco au troisième rang mondial derrière un petit groupe d’entreprises technologiques américaines et très loin devant toute autre major pétrolière cotée.

Combien Aramco verse-t-elle en dividendes ?

Aramco a distribué environ 124 milliards de dollars de dividendes en 2024, le plus grand versement de toute société cotée au monde. Le total 2025 était d’environ 85,4 milliards de dollars après la réduction du composant lié à la performance. Environ 98 % des dividendes reviennent à l’État saoudien et au PIF.

Quand Aramco a-t-elle été fondée ?

L’entreprise trouve ses origines dans un accord de concession de 1933 entre l’Arabie saoudite et Standard Oil of California. L’entité d’origine a été renommée Arabian American Oil Company (Aramco) le 31 janvier 1944. Le gouvernement saoudien a achevé la nationalisation complète en 1980 et incorporé l’actuelle Saudi Arabian Oil Company en 1988.

Où se trouve le siège d’Aramco ?

Aramco a son siège à Dhahran, dans la Province orientale de l’Arabie saoudite, sur un vaste campus d’entreprise proche du puits historique Dammam No. 7, qui a découvert du pétrole commercial en 1938. Les grands sites opérationnels incluent Abqaiq, Khurais, Ras Tanura, Yanbu et le champ gazier non conventionnel de Jafurah.

Qui est le CEO d’Aramco ?

Amin H. Nasser est président-directeur général de Saudi Aramco depuis septembre 2015. Ingénieur pétrolier entré dans l’entreprise en 1982, il a conduit Aramco à travers l’IPO de 2019, l’acquisition de SABIC et l’offre secondaire de 2024. Il siège également au conseil d’administration de BlackRock.

Aramco est-elle plus grande qu’ExxonMobil ?

En capitalisation boursière, oui : Aramco, à environ 1 790 milliards de dollars, représente près de 2,8 fois ExxonMobil, environ 642 milliards en mai 2026. Le résultat net 2024 d’Aramco, 106 milliards, était plus de trois fois supérieur aux 33,7 milliards d’Exxon. Exxon dispose toutefois d’une production liquide plus élevée issue d’un portefeuille géographiquement plus diversifié et de réserves plus anciennes hors concession souveraine unique.

Quel est le rôle d’Aramco dans Vision 2030 ?

Aramco est le moteur financier de Vision 2030. Ses dividendes, redevances et impôts financent les gigaprojets du Public Investment Fund, dont NEOM, les développements de la mer Rouge et les infrastructures de la Coupe du monde 2034. Le programme de contenu local IKTVA canalise les achats vers les chaînes d’approvisionnement domestiques, tandis que les investissements aval et hydrogène d’Aramco soutiennent les objectifs de diversification.

Sources et lectures complémentaires

• Relations investisseurs Aramco et résultats 2024
• Communiqué Aramco sur les résultats T3 2025
• Saudi Exchange (Tadawul) — cotation Saudi Aramco 2222
• FMI, consultation Article IV Arabie saoudite 2025
• U.S. Energy Information Administration — Saudi Arabia Country Analysis Brief
• Reuters — couverture de la directive de capacité Aramco, janvier 2024
• Bloomberg — offre secondaire Aramco 2024
• Interne : Public Investment Fund | Profil institutionnel Aramco | SABIC | NEOM | Aramco Digital | Tracker du gap saoudien de PIB non pétrolier | Vue d’ensemble Vision 2030