Scope 3 : le juge australien fait de l'aval carbone un risque de conformité
La justice australienne impose de traiter les émissions indirectes des mines de charbon : quels risques de conformité et d'investissement pour les projets
Le scope 3 sort de l'angle mort comptable
L'affaire de Mount Pleasant illustre un déplacement du risque réglementaire. Le projet de MACH Energy devait prolonger l'exploitation de vingt-deux ans, jusqu'en 2048, et doubler la production annuelle. Sur les 876 millions de tonnes d'équivalent CO2 attendues, 860 relevaient du scope 3, c'est-à-dire pour l'essentiel de la combustion du charbon dans les pays importateurs. L'autorité de planification n'avait envisagé de conditions que pour les émissions directes et énergétiques, soit environ 2 % du total, au motif que le reste serait comptabilisé par les pays consommateurs.
Par trois voix contre deux, la Haute Cour a jugé que ce raisonnement méconnaissait la règle de planification de l'État, qui impose d'envisager des conditions réduisant les émissions « autant que possible ». Deux des juges ont souligné que les scopes sont un outil de comptabilité : ils ne connaissent pas d'équivalent en droit international et ne sauraient neutraliser un devoir de réduction. Pour un exploitant, la conséquence est directe : la quasi-totalité du bilan carbone d'un projet entre désormais dans le champ de l'examen administratif.
Un mouvement qui dépasse l'Australie
La décision s'inscrit dans une série. Le 20 juin 2024, la Cour suprême du Royaume-Uni a jugé, dans l'arrêt Finch, que les émissions de combustion du pétrole extrait sont des effets du projet et doivent figurer dans l'évaluation environnementale. La Cour AELE a retenu une lecture identique de la directive européenne le 21 mai 2025. Le 28 octobre 2025, la Cour européenne des droits de l'homme a exigé une évaluation de ces émissions avant toute mise en production pétrolière en Norvège.
Le chemin juridique diffère. Les juridictions européennes raisonnent sur l'étendue de l'évaluation, alors que le texte australien oblige à délibérer sur des mesures de réduction concrètes : lavage du charbon, seuil de pouvoir calorifique, restriction des destinations d'export ou compensation. Pour les entreprises, la notion de conformité passe de l'information du public à la démonstration de leviers d'action.
Le contournement politique, second risque
La réponse du pouvoir politique est venue le 19 octobre. Le gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud a annoncé une loi propre au projet, conférant à la mine une autorisation légale de produire 16,5 millions de tonnes par an jusqu'en 2032, en échange d'une garantie d'emploi. Le ministère de la Planification autorisait déjà 12,5 millions de tonnes jusqu'à cette date : la loi accroîtrait donc la production de près d'un tiers. Elle serait assortie de conditions de réduction du scope 3, précisément ce que l'autorité n'avait pas envisagé, mais fixées par le législateur pour une seule entreprise, sans délibération administrative contradictoire.
Ce mécanisme impose de lire le risque dans les deux sens. Le juge peut contraindre l'administration à examiner ce que la loi lui impose d'examiner, mais il ne peut pas contraindre le pouvoir politique à décider autrement. Pour un investisseur, une autorisation obtenue par la loi peut sembler plus solide qu'un permis administratif, mais elle reste exposée à l'alternance politique et à l'opprobre réputationnel.
Des signaux climatiques et énergétiques qui tirent en sens inverse
Le contexte renforce cette ambivalence. D'un côté, la trajectoire climatique reste défavorable : le scénario central de TotalEnergies, qui prolonge les politiques actuelles, conduit à +2,6 à +2,8 °C d'ici 2100, et même son scénario le plus ambitieux ne permet plus d'atteindre 1,5 °C. Le pic de la demande mondiale de pétrole est anticipé entre 2035 et 2040. Les flux d'investissement basculent : les investissements bas carbone sont passés de 1 200 milliards de dollars en 2015 à 2 100 milliards en 2025. Par ailleurs, 2026 serait en passe d'égaler 2024 comme l'année la plus chaude jamais enregistrée, un signal qui nourrit les demandes de contrôle.
De l'autre, la sécurité d'approvisionnement plaide pour l'offre fossile. L'Union européenne aborde l'hiver avec des stocks de gaz remplis à 75 %, sous le seuil de 80 % et au plus bas depuis 2013, après la fermeture du détroit d'Ormuz qui l'a privée de plus de 60 milliards de mètres cubes de GNL entre mars et octobre. Le gaz européen a progressé de 30 % en octobre. Dans ce climat, les gouvernements ont peu d'appétit pour des règles qui freineraient la production, ce qui explique le type de réaction observé en Nouvelle-Galles du Sud.
Ce que cela change pour la conformité et l'investissement
Trois enseignements pratiques se dégagent. Les dossiers d'autorisation doivent d'abord intégrer des mesures de réduction sur l'aval, faute de quoi la décision peut être annulée. Les projets de long terme qui dépendent d'une autorisation unique comportent ensuite un risque de calendrier : la mine reste visée par une procédure devant la juridiction de renvoi, et l'issue dépendra des mesures proposées par l'exploitant. Enfin, le risque est géographique. Le mécanisme fédéral australien de plafonnement des émissions des grands sites ne couvre que le scope 1, et sa révision en cours n'envisage pas de l'étendre, ce qui laisse en suspens la portée de la décision hors de la Nouvelle-Galles du Sud.
Le même type de tension se lit dans les projets gaziers. Une ONG a interpellé ExxonMobil sur le projet Papua LNG en Papouasie-Nouvelle-Guinée, avant une décision gouvernementale attendue en décembre : elle signale 27 espèces menacées d'extinction, dont la roussette de Bulmer, qui compterait moins de 200 adultes à l'état sauvage. Il ne s'agit pas ici de scope 3 mais d'un autre vecteur de risque environnemental avec la même logique : un projet fossile, une décision publique imminente et une pression de contrôle extérieure.
Les limites de l'analyse
Plusieurs éléments invitent à la prudence. La décision australienne est un contrôle de légalité : la Cour ne dit pas quelles conditions retenir, et l'affaire peut aboutir à une validation sous conditions. La loi de l'État peut en outre vider le jugement de sa portée pratique. Le dossier ne contient pas de données sur l'exposition financière des investisseurs, sur les valorisations ni sur le coût des contentieux : l'ampleur du risque ne peut donc pas être chiffrée. Le signal d'une année 2026 à égalité avec 2024 repose sur un résumé sans données de température.
Une conclusion proportionnée
Le contentieux sur le scope 3 ne bloque pas les projets fossiles, mais il en renchérit l'incertitude. Les entreprises doivent désormais démontrer des mesures de réduction sur l'aval de leurs activités, tandis que les États peuvent encore trancher en faveur de la production quand l'emploi ou l'approvisionnement sont en jeu. Pour les investisseurs, la variable à surveiller est moins la règle elle-même que sa stabilité.
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