Trajectoires net-zero et réalité des émissions : le grand écart du scope 3
La décarbonation du secteur pétrolier se joue d’abord sur le scope 3, là où se concentre l’essentiel du carbone brûlé par les clients finaux. Les majors pétrolières et gazières publient des trajectoires net-zero ambitieuses, mais la dynamique réelle des émissions de gaz à effet de serre reste largement corrélée à la croissance de la demande en pétrole et en gaz. Tant que les combustibles fossiles dominent le mix énergétique mondial, la réduction des émissions reste marginale face à l’ampleur du problème, comme le rappelle le World Energy Outlook 2023 de l’Agence internationale de l’énergie (AIE, scénario APS 2023, chap. 2).
Les engagements SBTi des entreprises pétrolières et gazières couvrent souvent les émissions opérationnelles, mais la décarbonation du secteur pétrolier exige un traitement frontal des émissions de gaz liées à l’usage final des produits. Les opérateurs de l’industrie pétrolière savent que plus de 80 % des émissions de gaz à effet de serre proviennent de la combustion de pétrole et de gaz naturel dans les transports, l’industrie et la production d’électricité, un ordre de grandeur confirmé par l’Oil and Gas Industry in Net Zero Transitions (AIE, 2023, fig. 1.6). Sans trajectoire crédible de réduction des volumes de combustibles fossiles vendus, les objectifs net-zero restent essentiellement financiers et non physiques.
Les annonces de transition énergétique s’empilent, mais les flux de capitaux racontent une autre histoire plus rugueuse. Les projets de production de pétrole et de gaz naturel continuent de capter des dizaines de milliards de dollars, tandis que les investissements dans les énergies renouvelables restent minoritaires dans les budgets consolidés des entreprises pétrolières, comme l’illustrent les rapports annuels 2023 de BP, Shell ou TotalEnergies (BP Annual Report 2023, note 4.1 ; Shell Annual Report 2023, section « Capital expenditure » ; TotalEnergies Rapport intégré 2023, tableau CAPEX). La décarbonation du secteur pétrolier ne se mesure pas au nombre de communiqués, mais à la baisse réelle des émissions de gaz à effet de serre par baril produit et consommé, suivie dans les rapports climat alignés TCFD.
CCUS et captage du carbone : un levier indispensable mais sous-dimensionné
Le captage, stockage et utilisation du carbone (CCUS) est devenu le pivot technique de la décarbonation du secteur pétrolier en Europe. La France vise entre 4 et 8 millions de tonnes de CO₂ captées chaque année dans l’industrie d’ici 2030, avec un premier comité de pilotage national CCUS déjà installé pour structurer les projets, conformément à la Stratégie française énergie-climat (SFE, projet de loi de programmation, annexe CCUS). Pour un directeur d’actifs dans le secteur pétrole gaz, ces volumes restent modestes au regard des émissions de gaz à effet de serre générées par les raffineries, les terminaux d’exportation et les grandes plateformes offshore, qui se comptent en dizaines de millions de tonnes par an selon l’Oil and Gas Industry in Net Zero Transitions (AIE, 2023, chap. 3).
Les entreprises pétrolières et gazières testent plusieurs modèles économiques pour décarboner leurs activités via le CCUS, en combinant stockage géologique, EOR et hubs multi-industriels. Les projets de type Northern Lights en mer du Nord ou les initiatives de terminaux d’exportation de gaz naturel liquéfié intégrant le captage du carbone montrent que la décarbonation du secteur pétrolier peut s’adosser à des infrastructures partagées, comme le souligne le CCUS in Clean Energy Transitions (AIE, 2023, CCUS Projects Database). Mais chaque installation représente plusieurs milliards de dollars de CAPEX, ce qui impose une visibilité réglementaire et tarifaire que les régulateurs comme la CRE ou l’ACER peinent encore à stabiliser.
Pour un opérateur pétrolier, le CCUS ne doit pas devenir un alibi pour prolonger indéfiniment la production de pétrole et de gaz naturel sans réduction des volumes. La réduction des émissions passe à la fois par le captage du carbone sur les unités les plus émettrices et par la substitution progressive des énergies fossiles par des énergies renouvelables dans la production d’électricité. Le signal envoyé par le retrait de BP sur l’hydrogène bleu à Teesside, analysé en détail dans l’étude de cas sur l’abandon de H2 Teesside (BP, communiqué du 28 février 2024 et documentation de projet), illustre la fragilité économique des projets trop dépendants d’un prix du carbone élevé et stable et des mécanismes de soutien publics.
Hydrogène bas carbone et électrification : arbitrages serrés pour les raffineries
Dans les raffineries, la décarbonation du secteur pétrolier passe d’abord par l’hydrogène bas carbone, indispensable pour la désulfuration et la production de carburants plus propres. La cible nationale d’1 million de tonnes par an d’hydrogène bas carbone d’ici 2030, dont 80 % pour l’industrie, place directement les sites pétroliers et gaziers au cœur de la transition énergétique, comme le rappelle la Stratégie nationale hydrogène actualisée en 2023 (SNBC-H2, fiche industrie). Chaque entreprise pétrolière doit arbitrer entre hydrogène bleu adossé au gaz naturel avec CCUS et hydrogène vert produit par électricité renouvelable, avec des profils de coûts, de disponibilité et de risques très différents.
Pour un directeur d’exploitation, la question n’est pas de savoir s’il faut décarboner, mais comment séquencer les investissements pour maximiser la réduction des émissions de gaz à effet de serre par euro engagé. L’électrification des utilités, la conversion des chaudières vers l’électricité renouvelable et l’optimisation énergétique des unités de production de pétrole raffiné offrent souvent un meilleur retour sur investissement à court terme que certains projets d’hydrogène, comme le montrent plusieurs études de cas de l’AIE et de l’IRENA (AIE, Energy Efficiency 2023, chap. 4 ; IRENA, Decarbonising Refining, 2022). Les entreprises pétrolières et gazières qui réussissent alignent leurs objectifs de réduction des émissions avec une stratégie énergétique intégrée, combinant gaz naturel, électricité renouvelable et optimisation des procédés.
Les acteurs territoriaux de la transition énergétique, comme le réseau présenté dans l’analyse sur les éco-industries pour le secteur pétrolier et gazier, deviennent des partenaires structurants pour mutualiser les infrastructures. La décarbonation du secteur pétrolier impose de repenser les interfaces entre raffineries, réseaux électriques et fournisseurs d’énergies renouvelables, afin de sécuriser des contrats long terme pour la production d’électricité bas carbone. Sans cette intégration fine des flux d’énergie, les objectifs de réduction des émissions restent théoriques et les trajectoires net-zero perdent en crédibilité opérationnelle face aux attentes des régulateurs et des investisseurs.
Biocarburants, SAF et nouveaux produits : le downstream sous pression
Sur le downstream, la décarbonation du secteur pétrolier se matérialise par la montée en puissance des biocarburants avancés et des carburants d’aviation durables, les SAF. Les raffineries européennes se repositionnent progressivement en bioraffineries, en convertissant des unités de production de pétrole classique vers des unités dédiées aux huiles usagées et aux résidus, conformément aux objectifs RED III de l’Union européenne (directive (UE) 2023/2413, annexes sur les biocarburants avancés). Pour les entreprises pétrolières et gazières, ces conversions représentent des investissements de plusieurs centaines de millions de dollars par site, avec des marges plus volatiles que les produits fossiles traditionnels et une dépendance accrue aux politiques publiques.
Les opérateurs doivent gérer une équation complexe entre maintien de la production de carburants fossiles, montée en charge des biocarburants et émergence des véhicules électriques dans le parc automobile. La réduction des émissions de gaz à effet de serre dans le secteur des transports dépend autant de la pénétration des véhicules électriques que de la baisse de l’intensité carbone des carburants liquides restants, comme le souligne le rapport Net Zero Roadmap 2023 de l’AIE (NZR 2023, chap. 3, section transport). Les entreprises pétrolières qui réussissent cette transition énergétique sont celles qui traitent les biocarburants non comme un segment de niche, mais comme un pilier industriel à part entière, avec des chaînes d’approvisionnement sécurisées et des contrats long terme avec les compagnies aériennes et les logisticiens.
Les terminaux d’exportation et les dépôts doivent aussi s’adapter à ces nouveaux produits, avec des exigences de qualité, de traçabilité et de sécurité différentes de celles des combustibles fossiles classiques. La décarbonation du secteur pétrolier impose une reconfiguration logistique complète, depuis les pipelines jusqu’aux terminaux maritimes, pour gérer des flux mixtes de produits fossiles et de carburants bas carbone. Là encore, la performance ne se mesure pas au nombre de labels, mais à la réduction mesurable des émissions de gaz à effet de serre par tonne de produit livrée, vérifiée par des audits externes et des certifications reconnues (ISCC, RSB, schémas nationaux).
Recul sur les renouvelables, priorité fossile et arbitrages CAPEX
Les signaux récents envoyés par Shell et BP, qui ralentissent leurs investissements dans les énergies renouvelables, confirment un mouvement de rééquilibrage stratégique vers le cœur fossile. TotalEnergies maintient officiellement le cap sur les énergies renouvelables et l’électricité, tout en reconnaissant ne plus pouvoir garantir la neutralité carbone à horizon lointain compte tenu de la dépendance mondiale persistante au pétrole et au gaz, comme indiqué dans son rapport climat 2024 (TotalEnergies, Sustainability & Climate 2024 Progress Report, section « Net Zero ambition »). Pour un dirigeant opérationnel, le message est clair : la décarbonation du secteur pétrolier devra se faire avec un socle de combustibles fossiles encore massif et des arbitrages financiers plus serrés.
Les arbitrages CAPEX se concentrent désormais sur les projets offrant une réduction rapide des émissions de gaz à effet de serre par unité de production de pétrole ou de gaz naturel. L’efficacité énergétique des installations, l’électrification des pompes et compresseurs, la réduction des fuites de méthane et l’optimisation des torchères deviennent des priorités concrètes, loin du discours abstrait sur la transition énergétique. Chaque milliard de dollars investi dans un FPSO plus efficient ou dans un réseau de collecte de gaz associé évité en torchage a un impact direct sur les émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrole, comme le montrent les analyses de l’Oil and Gas Methane Tracker (AIE, 2024, tableau régional).
Les opérateurs doivent aussi intégrer des risques physiques croissants, comme l’illustre l’analyse détaillée de la saison cyclonique dans le golfe du Mexique et ses impacts sur les raffineries texanes (NOAA, 2023 Atlantic Hurricane Season ; rapports 10-K 2023 de Valero et Marathon Petroleum sur les arrêts d’unités). La décarbonation du secteur pétrolier ne se limite pas à la réduction des émissions, elle implique aussi une résilience accrue face aux événements climatiques qui menacent la continuité de la production d’énergie et la sécurité des approvisionnements. Pas le communiqué SBTi, mais le facteur d’émission réel au puits et la capacité à redémarrer rapidement après un choc climatique deviennent des indicateurs stratégiques.
Midstream, gaz naturel et infrastructures : la ligne de front de la transition
Le gaz naturel est souvent présenté comme l’allié de la transition énergétique, mais sa contribution réelle à la décarbonation du secteur pétrolier dépend fortement des fuites de méthane et des usages finaux. Les infrastructures midstream, des gazoducs aux terminaux d’exportation de GNL, concentrent une part significative des émissions de gaz à effet de serre hors combustion, en particulier les émissions fugitives. Pour les entreprises pétrolières et gazières, la réduction des émissions passe par une surveillance fine des réseaux, des campagnes LDAR systématiques et une modernisation accélérée des équipements, comme le préconise l’initiative OGMP 2.0 du Programme des Nations unies pour l’environnement (UNEP, OGMP 2.0 Framework, 2020).
Les terminaux d’exportation de gaz naturel liquéfié deviennent des nœuds critiques de la transition énergétique, car ils conditionnent l’accès des marchés européens et asiatiques à une énergie moins carbonée que le charbon. Mais sans électricité renouvelable pour alimenter les compresseurs, sans captage du carbone sur les trains de liquéfaction et sans réduction des émissions de gaz fugitifs, l’avantage climatique du gaz naturel s’érode rapidement, comme le montrent les analyses de cycle de vie publiées par l’AIE et l’Environmental Defense Fund (AIE, Global Methane Tracker 2024, annexe méthodologique ; EDF, Life Cycle GHG of LNG, 2022). La décarbonation du secteur pétrolier impose donc une approche intégrée, où chaque maillon de la chaîne midstream est évalué sur son intensité carbone réelle.
Les opérateurs de pipelines et de terminaux doivent aussi anticiper l’arrivée progressive de nouveaux flux, comme l’hydrogène bas carbone ou les e-fuels, qui modifieront la structure des activités. Les entreprises pétrolières et gazières qui investissent dès maintenant dans des infrastructures adaptables, capables de transporter à terme des molécules décarbonées, sécurisent leur place dans la transition énergétique. À défaut, elles resteront prisonnières d’actifs fossiles rigides, exposés à la fois aux risques réglementaires, aux normes européennes sur les gaz renouvelables et à l’évolution rapide de la demande en énergies fossiles.
Gouvernance, indicateurs et crédibilité des trajectoires net-zero
La décarbonation du secteur pétrolier ne se joue pas seulement dans les unités de production, mais aussi dans la gouvernance et les indicateurs suivis par les conseils d’administration. Les entreprises pétrolières et gazières qui lient la rémunération variable des dirigeants à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, y compris sur le scope 3, envoient un signal plus fort que n’importe quelle campagne de communication, comme le montrent les résolutions climat récentes chez Shell, BP ou TotalEnergies (Shell, Energy Transition Progress Report 2023 ; BP, Annual Report 2023, section « Remuneration » ; TotalEnergies, Assemblée générale 2024 – Résolutions climat). À l’inverse, les trajectoires net-zero qui reposent sur des hypothèses irréalistes de déploiement massif de crédits carbone ou de technologies non matures perdent rapidement en crédibilité auprès des investisseurs institutionnels.
Pour un directeur d’exploitation, la priorité est de disposer d’indicateurs opérationnels robustes, exprimés en intensité carbone par baril équivalent pétrole ou par mégawattheure produit. La décarbonation du secteur pétrolier devient alors un sujet de performance industrielle, au même titre que la sécurité ou la disponibilité des installations. Les entreprises qui réussissent alignent leurs objectifs de réduction des émissions avec des plans d’investissement clairs, des jalons intermédiaires vérifiables et une transparence accrue sur les émissions de gaz à effet de serre réelles, en s’appuyant sur des référentiels comme le GHG Protocol et les recommandations TCFD (TCFD, Final Report, 2017 ; GHG Protocol, Corporate Standard).
La transition énergétique ne sera pas linéaire, et les opérateurs devront gérer des portefeuilles mixtes d’énergies fossiles et d’énergies renouvelables pendant encore plusieurs décennies. L’enjeu n’est plus de promettre une sortie abstraite du pétrole et du gaz, mais de démontrer année après année une réduction mesurable des émissions, en cohérence avec les budgets carbone globaux publiés par le GIEC (GIEC, AR6, WGIII, chap. 3). Dans cette perspective, la décarbonation du secteur pétrolier devient un test de sincérité stratégique pour l’ensemble des entreprises pétrolières et gazières, bien au-delà des seuls effets d’annonce et des engagements SBTi affichés.
Chiffres clés de la décarbonation dans le secteur pétrolier
- Les activités pétrolières et gazières représentent environ 15 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre directes et indirectes, en incluant la production, le transport et le raffinage, ce qui en fait un levier majeur de la transition énergétique selon l’Agence internationale de l’énergie (Oil and Gas Industry in Net Zero Transitions, 2023, fig. 1.3).
- Plus de 80 % des émissions de gaz à effet de serre liées au pétrole et au gaz proviennent de la combustion finale des produits par les consommateurs, ce qui souligne le poids du scope 3 dans les trajectoires net-zero des entreprises pétrolières et gazières, confirmé par les scénarios net-zero de l’AIE et les méthodologies SBTi pour l’Oil & Gas (SBTi, Oil & Gas Sector Guidance, version 1.0, 2023).
- Les investissements mondiaux dans les énergies fossiles amont et midstream dépassent encore largement 500 milliards de dollars par an, alors que les investissements directs des majors dans les énergies renouvelables restent minoritaires dans leurs budgets CAPEX consolidés, d’après le World Energy Investment 2024 de l’AIE (chap. « Fuel supply investment ») et les rapports annuels des entreprises.
- Les projets de captage et stockage du carbone en développement représentent une capacité potentielle de plusieurs centaines de millions de tonnes de CO₂ par an à l’échelle mondiale, mais les volumes effectivement captés restent encore inférieurs à 50 millions de tonnes par an, loin des besoins pour aligner le secteur pétrole gaz sur une trajectoire net-zero, selon le CCUS Projects Database de l’AIE (mise à jour 2023).
- Dans le raffinage européen, la conversion d’une raffinerie fossile en bioraffinerie dédiée aux biocarburants avancés nécessite typiquement entre 500 millions et 1 milliard de dollars d’investissement, avec une réduction potentielle de plusieurs centaines de milliers de tonnes de CO₂ par an selon la configuration du site, comme l’illustrent les projets de bioraffineries en Italie, en France et aux Pays-Bas (Eni, Venice biorefinery ; TotalEnergies, La Mède ; Neste, Rotterdam expansion).
FAQ sur la décarbonation du secteur pétrolier
La décarbonation du secteur pétrolier est-elle compatible avec une production de pétrole en hausse ?
Une hausse durable de la production de pétrole et de gaz naturel rend très difficile le respect des budgets carbone globaux, même avec un déploiement massif de CCUS. La décarbonation du secteur pétrolier suppose au minimum une stabilisation, puis une baisse progressive des volumes de combustibles fossiles vendus, comme le montrent les trajectoires net-zero de l’AIE (scénario NZE 2050, Net Zero Roadmap 2023, fig. 1.5). Les gains d’efficacité et le captage du carbone ne suffisent pas à compenser une croissance continue de la demande, surtout dans les transports et la pétrochimie.
Quel est le rôle réel du gaz naturel dans la transition énergétique ?
Le gaz naturel peut réduire les émissions de gaz à effet de serre lorsqu’il remplace du charbon dans la production d’électricité, à condition de limiter fortement les fuites de méthane. Son avantage climatique disparaît si les émissions fugitives dépassent quelques pourcents des volumes transportés, comme le documentent les études de l’Oil and Gas Methane Tracker (AIE, 2024, annexe « Methane abatement costs »). Dans une trajectoire net-zero, le gaz doit progressivement être couplé à du CCUS ou remplacé par des énergies renouvelables et des vecteurs décarbonés, en particulier dans les systèmes électriques matures.
Les biocarburants et les SAF peuvent-ils décarboner complètement le transport ?
Les biocarburants avancés et les carburants d’aviation durables permettent une réduction significative des émissions par litre consommé, surtout lorsqu’ils utilisent des résidus et déchets et respectent des critères stricts de durabilité. Ils ne peuvent cependant pas, à eux seuls, compenser la croissance de la demande mondiale de transport aérien et routier. Leur impact maximal suppose une combinaison avec l’efficacité énergétique, les véhicules électriques, l’hydrogène renouvelable pour certains usages lourds et une modération de la demande.
Pourquoi les majors pétrolières ralentissent-elles sur les énergies renouvelables ?
Le ralentissement de certains opérateurs sur les énergies renouvelables tient à des marges jugées insuffisantes par rapport aux activités fossiles, à la volatilité des prix de l’électricité et à la concurrence d’acteurs spécialisés déjà bien positionnés. Les entreprises pétrolières et gazières privilégient souvent les projets offrant un retour sur capital plus rapide, notamment dans le pétrole et le gaz naturel, comme le montrent leurs plans d’investissement 2024-2027 (BP, Strategy update 2024 ; Shell, Powering Progress update 2023). Cette stratégie renforce la nécessité de régulations claires et de signaux prix carbone pour rendre les investissements bas carbone plus attractifs et réduire le risque perçu.
Comment un site industriel peut-il mesurer concrètement sa trajectoire de décarbonation ?
Un site industriel pétrolier ou gazier doit d’abord établir un bilan détaillé de ses émissions de gaz à effet de serre, en distinguant les scopes 1, 2 et 3 selon le GHG Protocol. La trajectoire de décarbonation se pilote ensuite via des indicateurs d’intensité carbone par unité produite, associés à un plan d’investissements chiffré et à des jalons annuels, en cohérence avec les objectifs SBTi éventuels du groupe. La transparence des données et la vérification externe renforcent la crédibilité de cette trajectoire auprès des régulateurs, des investisseurs et des parties prenantes locales.