Scope 2 : mesurer l’électricité dans votre bilan carbone

Le Scope 2 comptabilise les émissions indirectes associées à l’électricité achetée et consommée par une organisation. Pour le calculer, multipliez les kilowattheures consommés par un facteur d’émission adapté, puis choisissez une méthode de déclaration cohérente avec le référentiel suivi.

Deux méthodes sont à distinguer. La méthode location-based reflète l’intensité moyenne de l’électricité du réseau sur votre zone. La méthode market-based tient compte des contrats d’approvisionnement et des attributs associés, notamment les garanties d’origine. Elles peuvent donc donner deux résultats différents pour une même consommation.

Ce que couvre le Scope 2

Dans le cadre du GHG Protocol, les émissions sont réparties en trois scopes. Le Scope 1 couvre les émissions directes des sources détenues ou contrôlées par l’organisation, comme la combustion de gaz dans une chaudière. Le Scope 2 concerne les émissions indirectes liées à l’énergie achetée et consommée, notamment l’électricité.

Le Scope 2 ne correspond pas à toutes les émissions d’une entreprise. Les émissions liées à la fabrication de ses produits, à ses achats ou au transport de ses marchandises relèvent généralement du Scope 3. Le classement dépend toutefois de la source et du périmètre organisationnel retenu. Il faut donc documenter les choix de consolidation, par exemple le contrôle opérationnel ou la détention financière.

Le calcul concerne les consommations des sites inclus dans le périmètre : bureaux, ateliers, entrepôts, magasins ou autres locaux. Selon le référentiel, l’énergie achetée peut aussi inclure la chaleur, la vapeur ou le froid. Pour cadrer un bilan complet, le contenu carbone de l’électricité et ses méthodes de calcul permet de distinguer les facteurs liés à la production de ceux utilisés pour un inventaire.

Deux méthodes pour comptabiliser l’électricité

Le GHG Protocol prévoit deux approches pour rendre compte des émissions liées à l’électricité. Dans les marchés où des instruments contractuels sont disponibles, son guide Scope 2 demande en principe de publier les résultats des deux méthodes. En France, où les garanties d’origine sont utilisées, cette double lecture est particulièrement utile.

La méthode location-based s’appuie sur une moyenne géographique et temporelle. Elle permet de comparer l’intensité moyenne du réseau entre régions ou périodes, sans attribuer à une entreprise les caractéristiques spécifiques de son contrat. Une offre avec garanties d’origine ne modifie donc pas ce résultat.

La méthode market-based s’appuie sur les éléments contractuels disponibles : offre fournisseur, contrat d’achat direct ou autre instrument reconnu. Si aucun instrument ne couvre une partie de la consommation, le calcul doit utiliser le facteur résiduel approprié lorsqu’il est disponible, afin d’éviter que la même production renouvelable soit revendiquée plusieurs fois. Le facteur moyen du réseau peut servir dans les cas où les données contractuelles ou résiduelles adaptées ne sont pas disponibles, selon le référentiel appliqué.

Présenter les deux résultats côte à côte évite de confondre l’évolution du réseau avec l’effet du choix d’approvisionnement. Une organisation peut ainsi afficher une valeur location-based plus élevée et une valeur market-based plus faible, sans contradiction : les deux chiffres répondent à des questions différentes.

Choisir et vérifier les facteurs d’émission

Un facteur d’émission exprime la quantité de gaz à effet de serre associée à une unité d’énergie. Pour l’électricité, il est généralement indiqué en kilogrammes ou en tonnes de CO2 équivalent par kilowattheure ou mégawattheure. La formule de base est simple : consommation multipliée par facteur d’émission, en vérifiant les conversions d’unités.

Utilisez un facteur correspondant à la bonne méthode, à la période de consommation et à la zone géographique. Pour un inventaire réalisé en France, la Base Empreinte de l’ADEME est une source de facteurs de référence. RTE publie également des données sur le système électrique français, mais l’intensité de la production nationale ne remplace pas automatiquement le facteur à utiliser dans un inventaire d’entreprise.

À titre de repère, RTE estime à environ 20 gCO2e/kWh les émissions directes de la production électrique française en 2025, selon le bilan publié en février 2026. Ce chiffre décrit les émissions directes de la production, pas nécessairement le facteur d’inventaire correspondant à votre consommation, à votre contrat et à votre méthode. Il ne comprend pas non plus, par définition, l’ensemble des émissions du cycle de vie des moyens de production.

Avant d’utiliser un chiffre, vérifiez sa date, son périmètre, les gaz inclus, son unité et la méthode à laquelle il se rapporte. Ne mélangez pas un facteur de cycle de vie avec un facteur d’émissions directes dans un même calcul, sauf si le référentiel l’exige et que vous l’expliquez. Le calculateur d’empreinte carbone de l’électricité peut aider à estimer un ordre de grandeur, mais il ne remplace pas la documentation des facteurs retenus pour un reporting vérifié.

Le rôle des garanties d’origine

Une garantie d’origine atteste qu’un mégawattheure d’électricité renouvelable a été produit et que son attribut renouvelable peut être attribué à un acheteur. En France, le registre national est tenu par EEX. Une garantie est valable 12 mois, et une grande partie des garanties utilisées en France provient d’autres pays européens.

Pour le Scope 2 market-based, une garantie d’origine peut contribuer à justifier l’attribut renouvelable d’une consommation, si elle est correctement associée au contrat et annulée au bénéfice de l’acheteur. Demandez les preuves qui indiquent la quantité couverte, la période de production, le pays ou marché concerné et l’annulation des garanties. Consultez aussi notre guide sur le fonctionnement et la traçabilité des garanties d’origine.

Une garantie d’origine n’est pas une livraison physique d’électricité provenant d’une centrale particulière. Tous les électrons circulent dans un réseau commun. Elle ne transforme donc pas le facteur location-based, ne démontre pas à elle seule qu’une installation nouvelle a été construite et ne garantit pas automatiquement un facteur market-based nul.

Contrats verts, PPA et production sur site

Un contrat d’électricité verte peut associer l’achat d’électricité à des garanties d’origine, avec des niveaux de traçabilité et de soutien aux producteurs différents. Pour comprendre ce que couvre votre contrat, examinez les volumes, les périodes et les justificatifs, au lieu de vous fier uniquement à l’intitulé commercial. Le guide sur l’électricité verte pour les entreprises détaille les options d’approvisionnement sans remplacer l’analyse des règles de comptabilisation.

Un PPA peut fournir de l’électricité renouvelable et des attributs associés, mais il ne réduit le résultat market-based que si les droits environnementaux sont clairement définis, transférés et pris en compte selon le référentiel choisi. Le contrat doit aussi préciser les volumes, les périodes, les modalités de livraison ou de règlement et le traitement des garanties d’origine. Un contrat d’achat direct d’électricité renouvelable ne dispense donc pas de conserver les preuves de consommation et d’annulation des attributs.

L’électricité produite sur site et autoconsommée n’est pas de l’électricité achetée au réseau. Elle n’entre donc pas dans le calcul du Scope 2 lié aux achats, tandis que l’électricité importée reste à comptabiliser. L’électricité injectée sur le réseau ne doit pas être soustraite des consommations achetées pour fabriquer un bilan net, sauf règle explicite du cadre utilisé. Pour analyser les enjeux d’investissement, le guide sur le solaire en entreprise, les toitures et les parkings présente les démarches correspondantes.

Un contrat renouvelable peut contribuer à soutenir des producteurs, mais cette contribution ne se confond pas avec une baisse physique instantanée des émissions du réseau. Pour évaluer l’effet d’un achat sur le développement de nouvelles capacités, examinez séparément la qualité de l’approvisionnement et son éventuelle additionnalité.

Construire un calcul fiable, site par site

Un inventaire robuste commence par un périmètre clair et une collecte homogène. Rassemblez les factures, les relevés de compteurs, les contrats, les données de production sur site et les certificats d’annulation des garanties. Pour les consommations estimées ou réparties entre plusieurs occupants, signalez la méthode et le niveau d’incertitude.

Procédez ensuite dans cet ordre :

1. Définissez les entités et sites inclus, ainsi que l’année de reporting.
2. Relevez la consommation par site, en distinguant les compteurs et les usages quand c’est possible.
3. Séparez les volumes achetés au réseau, autoproduits et autoconsommés, ainsi que les achats couverts par chaque contrat.
4. Affectez un facteur location-based à chaque zone et un facteur market-based aux volumes couverts par des instruments admissibles.
5. Calculez chaque résultat sans soustraire les exportations d’électricité, puis conservez les facteurs, factures et justificatifs.
6. Faites vérifier les données, les conversions et les éventuelles estimations avant la publication.

Pour convertir des kilowattheures en mégawattheures, divisez la consommation par 1 000. Si le facteur est exprimé en kilogrammes de CO2e par mégawattheure, divisez le résultat en kilogrammes par 1 000 pour l’exprimer en tonnes. Conservez le calcul détaillé, pas seulement le résultat final : un auditeur doit pouvoir retrouver la consommation et le facteur utilisés.

Exemple chiffré pour un site

Supposons qu’un site ait consommé 500 MWh d’électricité sur une année, selon ses relevés de compteur. À titre d’illustration, appliquons le repère RTE de 2025, soit environ 20 gCO2e/kWh d’émissions directes de la production électrique française. Ce calcul donne un ordre de grandeur et ne remplace pas le facteur approprié de l’ADEME pour le bilan de l’entreprise.

La consommation est égale à 500 000 kWh. Multipliée par 20 gCO2e/kWh, elle représente 10 000 000 gCO2e, soit 10 tonnes de CO2e d’émissions directes selon ce repère de production. Le résultat location-based officiel peut différer, car le facteur d’inventaire retenu doit correspondre à la méthode et à la période de reporting.

Pour le résultat market-based, l’entreprise reprend les mêmes 500 MWh, puis répartit les volumes selon les contrats et les instruments admissibles. Elle applique à chaque volume le facteur documenté correspondant, et un facteur résiduel à la part non couverte lorsque le référentiel le prévoit. Elle ne peut pas simplement déclarer zéro émission parce qu’elle détient des garanties d’origine.

Obligations de reporting et publication

Le GHG Protocol est un référentiel largement utilisé pour les inventaires d’émissions, mais son utilisation n’est pas, à elle seule, une obligation légale pour toutes les organisations. Une entreprise peut néanmoins devoir produire des données carbone à la demande de ses clients, financeurs, donneurs d’ordre ou investisseurs. Il faut alors vérifier le référentiel, le périmètre et le niveau de preuve attendus.

En France, le bilan d’émissions de gaz à effet de serre réglementaire, ou BEGES, concerne notamment certaines entreprises, collectivités et entités publiques au-delà de seuils définis par le Code de l’environnement. Le dispositif prévoit la prise en compte des émissions directes, des émissions indirectes liées à l’énergie et des autres émissions indirectes significatives. Les règles de seuil, de périodicité et de publication varient selon la catégorie d’organisation : vérifiez les obligations applicables auprès du ministère chargé de la Transition écologique avant de fixer votre calendrier.

Pour les organisations entrant dans le champ de la CSRD, les ESRS encadrent le reporting de durabilité. Lorsque le changement climatique est considéré comme un enjeu matériel selon les règles applicables, l’ESRS E1 prévoit des informations sur les émissions brutes, dont les émissions de Scope 2 selon les méthodes location-based et market-based. Le champ des entreprises et le calendrier de publication évoluent avec les textes européens : vérifiez leur version en vigueur et les éventuels changements de seuils avant de conclure que votre organisation est concernée ou exemptée.

Ne confondez pas un BEGES réglementaire, un inventaire réalisé selon le GHG Protocol et une déclaration de durabilité ESRS. Ils peuvent partager des données, mais leurs périmètres, exigences de présentation et modalités de vérification ne sont pas nécessairement identiques. Une matrice de correspondance aide à réutiliser les données sans présenter des résultats incomparables comme s’ils étaient équivalents.

Les informations publiées doivent expliquer la période, les méthodes, les facteurs et les éventuelles exclusions. Si une valeur est estimée, indiquez la méthode et son effet potentiel sur le résultat. Le suivi des consommations et la réduction des besoins restent utiles dans tous les cadres, mais les objectifs du décret tertiaire ne se substituent pas à un inventaire d’émissions.

Les erreurs qui fragilisent un bilan

La première erreur est de publier uniquement le résultat market-based, alors que le référentiel ou le destinataire attend aussi le résultat location-based. Une deuxième consiste à attribuer à l’achat de garanties une baisse des émissions du réseau. Pour éviter ces raccourcis, indiquez séparément les deux valeurs et expliquez les contrats qui justifient leur différence.

D’autres erreurs viennent des données elles-mêmes : oublier un site, mélanger deux périodes, convertir incorrectement les MWh, affecter une garantie au mauvais volume ou utiliser un facteur sans année de référence. Les données de facturation peuvent aussi inclure des estimations, des régularisations ou des parties communes. Comparez les factures aux relevés de compteur et documentez les corrections.

Enfin, ne présentez pas une baisse du Scope 2 comme une réduction de toutes les émissions de l’entreprise. Un achat d’électricité renouvelable peut modifier le résultat market-based sans réduire les consommations, alors que l’efficacité énergétique agit sur les volumes achetés. Pour expliquer ce que signifie réellement une offre verte, distinguez son traitement comptable de son effet sur le système électrique.

L’essentiel pour passer à l’action

• Définissez le périmètre des entités, des sites et de l’année étudiée.
• Rassemblez les factures, relevés, contrats d’approvisionnement et données d’autoconsommation.
• Calculez séparément les résultats location-based et market-based lorsque le référentiel le demande.
• Vérifiez l’année, l’unité, la méthode et la source de chaque facteur d’émission.
• Conservez les preuves d’annulation des garanties d’origine et associez-les aux volumes couverts.
• Identifiez les obligations de BEGES, de CSRD et de reporting demandées par vos partenaires.
• Faites contrôler les conversions, les exclusions et les estimations avant toute publication.