Le 25 juin 2026, le tribunal judiciaire de Paris a rendu un jugement qui bouleverse les pratiques de reporting climatique des majors pétrolières. TotalEnergies doit désormais intégrer les émissions de scope 3 dans son plan de vigilance, c’est à dire les rejets de CO2 générés lorsque ses clients brûlent l’essence, le diesel ou le gaz naturel vendus par le groupe. Au-delà de l’enjeu juridique, cette injonction soulève une question technique majeure : comment mesurer précisément les émissions de millions de litres d’hydrocarbures consommés aux quatre coins de la planète ?
Qu’est-ce que le scope 3 ? La définition technique que vous aviez besoin de comprendre
Le protocole GHG (Greenhouse Gas Protocol), référence mondiale en matière de comptabilité carbone, distingue trois périmètres d’émissions. Le scope 1 couvre les rejets directs des installations industrielles : raffineries, plateformes d’extraction, usines pétrochimiques. Le scope 2 englobe les émissions indirectes liées à l’énergie achetée, principalement l’électricité consommée sur les sites. Le scope 3, lui, regroupe toutes les autres émissions indirectes de la chaîne de valeur, en amont comme en aval.
Les trois catégories d’émissions indirectes et leurs enjeux de mesure
Pour une compagnie pétrogazière, le scope 3 amont comprend l’extraction des matières premières, le transport des approvisionnements et la fabrication des équipements. Le scope 3 aval, beaucoup plus massif, inclut le transport et la distribution des produits finis, mais surtout leur utilisation finale. Lorsqu’un automobiliste fait le plein d’essence ou qu’une centrale électrique brûle du gaz naturel fourni par TotalEnergies, les molécules de CO2 relâchées dans l’atmosphère appartiennent juridiquement à cette dernière catégorie. La justice parisienne a justifié sa décision par le « lien inhérent qui existe entre la production pétrogazière et la combustion des produits par les utilisateurs », selon les termes du jugement rapportés par franceinfo.
Pourquoi le scope 3 représente 85% de l’empreinte carbone pétrolière
La combustion des hydrocarbures génère mécaniquement davantage de CO2 que leur extraction et leur raffinage. Chaque litre d’essence produit environ 2,3 kg de dioxyde de carbone lors de sa combustion dans un moteur, contre quelques centaines de grammes pour l’ensemble du processus industriel en amont. Pour les majors pétrolières, les émissions de scope 3 représentent généralement entre 80% et 90% de leur bilan carbone total. TotalEnergies s’était défendue en arguant qu’elle n’avait « pas de prise sur les équipements de ses clients », mais le tribunal a balayé cet argument. La 34e chambre du tribunal judiciaire, créée en septembre 2024 pour traiter spécifiquement les contentieux liés au devoir de vigilance, a jugé le plan actuel « incomplet ».
Les défis techniques de l’intégration pour TotalEnergies
L’obligation d’intégrer le scope 3 dans le plan de vigilance soulève des difficultés méthodologiques considérables. Contrairement aux émissions directes, mesurables par des capteurs installés sur les cheminées industrielles, les rejets en aval nécessitent des modélisations complexes basées sur les volumes vendus et les facteurs d’émission standardisés. Le groupe dispose de six mois pour se conformer à l’injonction, assortie d’une exécution provisoire qui l’empêche de suspendre la décision même en cas d’appel.
Méthodologies de calcul : GHG Protocol vs autres standards
Le GHG Protocol propose quinze catégories pour le scope 3, avec des méthodologies différentes selon les secteurs. Pour les énergéticiens, la catégorie 11 (utilisation des produits vendus) utilise principalement une approche volumétrique : volume de combustible vendu multiplié par un facteur d’émission moyen. L’ISO 14064, norme internationale alternative, offre un cadre similaire mais laisse davantage de flexibilité dans le choix des périmètres. TotalEnergies devra probablement harmoniser ses pratiques de reporting avec les standards les plus exigeants pour éviter de nouveaux contentieux. La volatilité actuelle des prix du pétrole complique d’ailleurs l’anticipation des volumes de vente futurs, paramètre crucial pour les projections d’émissions.
Collecte de données : comment tracker les émissions de millions de clients ?
TotalEnergies commercialise ses produits dans plus de 130 pays, auprès de clients aussi divers que des compagnies aériennes, des flottes de transport routier, des particuliers dans les stations-service ou des industriels consommant du gaz naturel. Impossible de mesurer directement chaque combustion. Le groupe devra s’appuyer sur des bases de données sectorielles, des coefficients d’émission régionaux (qui varient selon la qualité des carburants et l’altitude) et des modèles statistiques. La précision de ces calculs reste limitée, avec des marges d’incertitude pouvant atteindre 20% à 30% selon les catégories de produits. Le tribunal n’a pas imposé de méthodologie spécifique, laissant une marge de manœuvre technique mais ouvrant la porte à des contestations futures si les hypothèses retenues paraissent trop optimistes.
Conséquences énergétiques : vers quel mix énergétique pour TotalEnergies ?
Au-delà des aspects comptables, l’intégration du scope 3 dans le plan de vigilance transforme la stratégie industrielle du groupe. Reconnaître officiellement que les émissions aval constituent l’essentiel de son empreinte carbone revient à admettre que la réduction de cette empreinte passe nécessairement par une diminution des volumes d’hydrocarbures vendus, ou par un basculement radical du portefeuille produits.
Accélération du pivot énergétique : renewables vs hydrocarbures
TotalEnergies investit déjà massivement dans les énergies renouvelables, avec un objectif de 100 GW de capacités installées en solaire et éolien d’ici 2030. Mais ces investissements restent marginaux par rapport au cœur de métier pétrogazier, qui génère l’essentiel des profits. Le maintien du plafonnement des prix des carburants dans certains marchés limite d’ailleurs les marges disponibles pour financer la transition. Le jugement du 25 juin pourrait accélérer la réallocation du capital vers les activités bas carbone, non par conviction écologique mais par calcul de risque juridique et réputationnel. Chaque nouveau projet d’exploration devra désormais intégrer dans son analyse de rentabilité le coût potentiel des contentieux liés aux émissions de scope 3.
Impact sur les investissements en exploration et production
Les associations environnementales réclamaient une réduction de 37% de la production de pétrole et de 25% de celle de gaz d’ici 2030. Le tribunal n’a pas retenu ces objectifs chiffrés, se limitant à exiger l’intégration du scope 3 dans le plan de vigilance. Néanmoins, une fois ces émissions officiellement reconnues et quantifiées, les actionnaires et les régulateurs disposeront d’une base factuelle pour exiger des trajectoires de décarbonation plus ambitieuses. Les projets d’exploration en Ouganda ou en Tanzanie, déjà controversés, pourraient subir une pression accrue. À l’inverse, les investissements dans le captage et le stockage du CO2 (CCS) ou dans les biocarburants avancés, qui permettent de réduire l’intensité carbone sans abandonner le modèle énergétique actuel, gagneront probablement en attractivité stratégique. La décision de justice ne ferme aucune porte technologique, mais elle modifie radicalement l’équation économique de chaque option.
Le jugement du tribunal judiciaire de Paris marque un tournant dans la responsabilisation des acteurs énergétiques. En obligeant TotalEnergies à reconnaître l’empreinte carbone de ses produits jusqu’à leur combustion finale, la justice impose une transparence qui rendra plus difficile le découplage entre discours climatique et réalité industrielle. Reste à savoir si le groupe utilisera ce délai de six mois pour élaborer un plan de vigilance réellement transformateur, ou s’il se contentera d’un exercice de conformité minimale. La réponse déterminera l’ampleur des contentieux à venir.
