Scope 2 : les secrets d’un bilan carbone énergétique précis

Le scope 2 représente souvent plus de 60% des émissions de gaz à effet de serre d’une entreprise. Cette catégorie essentielle du bilan carbone couvre toutes les émissions indirectes liées à la consommation d’énergie, notamment l’électricité, la chaleur et la vapeur utilisées par les installations et les flottes de véhicules d’une organisation.

Bien que les scopes 1 et 2 soient obligatoires pour réaliser un bilan d’émissions de gaz à effet de serre (BEGES), ils ne représentent généralement que 10% à 20% du total des émissions d’une entreprise. En effet, le scope 2 mesure spécifiquement les émissions indirectes qui surviennent en dehors des installations de l’entreprise mais qui résultent directement de ses activités énergétiques. Le calcul de ces émissions repose sur une multiplication simple des consommations par les facteurs d’émission appropriés. Pour établir un bilan carbone complet et conforme aux exigences réglementaires, les entreprises peuvent s’appuyer sur plusieurs outils, tels que le Carbon Footprint Calculator ou le GHG Protocol.

Comprendre les scopes 1, 2 et 3 dans un bilan carbone

La classification des émissions de gaz à effet de serre (GES) constitue la base de toute démarche de bilan carbone. Pour quantifier correctement leur empreinte environnementale, les organisations doivent comprendre les différentes catégories d’émissions.

Définition des émissions directes et indirectes

Pour établir un cadre structuré de comptabilité carbone, le Protocole GES (Greenhouse Gas Protocol) distingue deux grandes catégories d’émissions :

Les émissions directes sont celles qui proviennent de sources détenues ou contrôlées par l’organisation qui réalise son bilan ^[1]. Par exemple, les fumées d’usine, les émissions des véhicules de fonction, ou encore les fuites de gaz réfrigérants constituent des émissions directes.

À l’opposé, les émissions indirectes sont définies comme « les conséquences des activités de l’entreprise déclarante, mais qui se produisent à partir de sources appartenant à ou contrôlées par une autre entreprise » ^[1]. Bien que ces émissions ne soient pas générées directement par l’organisation, elles sont néanmoins liées à son activité.

Cette distinction est fondamentale pour éviter le double comptage et clarifier les responsabilités de chaque acteur dans la chaîne de valeur.

Différences entre scope 1, scope 2 et scope 3

Le Protocole GES structure ces émissions en trois périmètres distincts, également appelés « scopes » :

Scope 1 : Il englobe toutes les émissions directes de GES provenant de sources détenues ou contrôlées par l’entreprise ^[2]. Concrètement, cela comprend :

• La combustion de carburant dans les chaudières, fours ou générateurs
• Les émissions des véhicules appartenant à l’entreprise
• Les processus industriels ou de production sur site
• Les émissions fugitives comme les fuites de réfrigérants ^[3]

Scope 2 : Il couvre les émissions indirectes de GES associées à l’achat d’électricité, de vapeur, de chaleur ou de refroidissement ^[2]. Ces émissions se produisent physiquement dans les installations qui génèrent cette énergie, mais sont comptabilisées dans l’inventaire de l’organisation qui la consomme. Par exemple, l’électricité achetée pour les bureaux, les bâtiments et les installations [3].

Scope 3 : Il inclut toutes les autres émissions indirectes survenant dans la chaîne de valeur d’une entreprise ^[2]. Ces émissions sont généralement divisées en émissions en amont et en aval :

• En amont : biens et services achetés, transport en amont, déplacements professionnels
• En aval : transport et distribution en aval, utilisation des produits vendus, traitement en fin de vie ^[3]

Pour de nombreuses organisations, le scope 3 représente la plus grande part des émissions totales — parfois avec une marge significative ^[3].

Pourquoi cette classification est essentielle

Cette catégorisation en trois scopes apporte plusieurs avantages majeurs :

Premièrement, elle crée une structure dans la comptabilité des gaz à effet de serre. Sans méthode commune de catégorisation des émissions, les organisations risquent le double comptage, des rapports incohérents et des responsabilités floues ^[3].

En outre, cette classification permet d’identifier les principales sources d’émissions et les opportunités de réduction les plus significatives. Le fait que le scope 3 puisse représenter la principale source d’émissions pour les entreprises offre des opportunités considérables pour influencer les réductions des GES [4].

Par ailleurs, cette approche permet une compréhension complète de l’empreinte carbone. Le développement d’un inventaire complet des émissions de GES d’une entreprise – incorporant les émissions des scopes 1, 2 et 3 – permet aux entreprises de comprendre l’ensemble de leurs émissions ^[4].

En définitive, cette méthodologie structure la manière dont les données d’émissions sont collectées, comment les hypothèses sont mises en œuvre et comment les résultats peuvent être comparés dans le temps ^[3]. Elle constitue ainsi l’un des éléments fondamentaux de la comptabilité carbone et du reporting climatique.

Définition précise du scope 2 selon le GHG Protocol

Selon le Greenhouse Gas Protocol (GHG Protocol), référence mondiale en matière de comptabilité carbone, le scope 2 occupe une place particulière dans la classification des émissions de gaz à effet de serre (GES). Cette catégorie mérite une attention particulière, car elle représente un tiers des émissions mondiales de GES ^[5].

Émissions indirectes liées à l’électricité, chaleur, vapeur

Le GHG Protocol définit le scope 2 comme l’ensemble des émissions indirectes provenant de la génération d’électricité, de vapeur, de chaleur ou de refroidissement achetés et consommés par l’organisation déclarante ^[5]. Ces émissions sont qualifiées d’indirectes car, bien qu’elles résultent des activités de l’entreprise, elles se produisent physiquement dans des installations détenues ou contrôlées par d’autres entités, notamment les producteurs d’énergie ^[5].

Concrètement, le scope 2 fonctionne comme un mécanisme d’allocation – il attribue aux utilisateurs finaux les émissions générées lors de la production de l’énergie qu’ils consomment ^[6]. Cette approche reflète une réalité fondamentale : la responsabilité partagée entre producteurs et consommateurs d’énergie.

En termes de calcul, le GHG Protocol recommande de multiplier les données d’activité (consommation d’énergie en MWh) par des facteurs d’émission spécifiques à la source et au fournisseur pour obtenir l’impact total des émissions liées à la consommation d’énergie ^[5].

Sources d’énergie concernées par le scope 2

Quatre grandes catégories d’énergie sont concernées par le scope 2 :

• Électricité achetée : première source d’émissions de scope 2 pour la plupart des entreprises, elle provient des réseaux électriques ou de contrats directs avec des producteurs ^[7]
• Chaleur achetée : systèmes de chauffage centralisés ou districts de chaleur ^[8]
• Vapeur achetée : utilisée notamment dans les processus industriels ^[8]
• Refroidissement acheté : climatisation et systèmes de refroidissement centralisés ^[8]

Il est important de noter que ces sources d’énergie doivent être générées hors du site et achetées auprès d’un fournisseur ou d’une entreprise de services publics ^[9]. Par exemple, la chaleur produite sur place par une chaudière ou le refroidissement d’un bâtiment par un climatiseur alimenté par l’électricité ne relève pas du scope 2 ^[9].

Exemples concrets d’émissions scope 2

Les émissions de scope 2 varient considérablement selon les secteurs d’activité. Voici des exemples concrets :

Dans le secteur manufacturier, les émissions de scope 2 proviennent principalement de l’électricité, de la chaleur et de la vapeur achetées pour les processus de production ^[10]. Une usine chimique, par exemple, consomme d’importantes quantités d’électricité pour alimenter ses machines et ses équipements.

Pour le secteur tertiaire, les bureaux, magasins et services génèrent des émissions de scope 2 principalement liées à la consommation d’électricité pour l’éclairage, les équipements informatiques et la climatisation ^[10]. Un immeuble de bureaux consomme de l’électricité pour alimenter les ordinateurs, les serveurs et les systèmes de ventilation.

Dans le domaine des transports et de la logistique, les émissions de scope 2 proviennent surtout de la consommation d’électricité utilisée pour les opérations d’entrepôt, les systèmes de gestion des stocks et la recharge des véhicules électriques ^[10]. Les centres de distribution modernes utilisent des convoyeurs électriques et des systèmes de tri automatisés.

Il faut souligner que le scope 2 représente une part significative des émissions totales pour de nombreuses entreprises, particulièrement dans le secteur des services où ces émissions sont souvent plus importantes que celles du scope 1 ^[7]. Par exemple, une compagnie d’électricité qui achète de l’énergie auprès d’un producteur indépendant doit comptabiliser les émissions associées à cette électricité achetée ainsi que les pertes en ligne lors de la distribution ^[7].

Le scope 2 constitue ainsi un élément essentiel du bilan carbone d’une organisation, car il reflète sa stratégie d’approvisionnement énergétique et son efficacité dans la gestion de ses ressources.

Méthodes de calcul des émissions scope 2

Le calcul précis des émissions de scope 2 nécessite l’application de méthodologies standardisées définies par le Protocole GES (Greenhouse Gas Protocol). Cette étape technique constitue le fondement d’un reporting carbone fiable. Le Protocole GES exige désormais des entreprises qu’elles calculent leurs émissions de scope 2 selon deux méthodes complémentaires, chacune reflétant une perspective différente sur la consommation d’énergie.

Méthode basée sur la localisation

La méthode basée sur la localisation (location-based) reflète l’intensité moyenne des émissions des réseaux électriques où la consommation d’énergie a lieu. Cette approche utilise principalement des facteurs d’émission moyens du réseau ^[11]. Elle représente la réalité physique de la production et de la distribution d’électricité, indépendamment des choix d’approvisionnement individuels ^[12].

Pour calculer les émissions selon cette méthode :

1. Identifiez la consommation électrique totale (en MWh)
2. Appliquez les facteurs d’émission moyens du réseau correspondant à la zone géographique
3. Multipliez la consommation par ces facteurs pour obtenir les émissions en équivalent CO₂

Cette méthode reflète l’intensité carbone réelle du système électrique auquel une organisation est connectée. Par conséquent, elle s’avère particulièrement utile pour établir des émissions de référence, comparer les émissions entre différentes régions et analyser les tendances liées à la décarbonation des réseaux électriques ^[12].

Méthode basée sur le marché

Contrairement à l’approche précédente, la méthode basée sur le marché (market-based) reflète les émissions liées à l’électricité qu’une entreprise a délibérément choisie. Elle utilise des facteurs d’émission dérivés d’instruments contractuels, qui englobent tout type de contrat entre deux parties pour l’achat d’énergie, avec des attributs relatifs à la production [11].

Cette méthode intègre plusieurs sources de données, par ordre hiérarchique :

• Les certificats d’attributs énergétiques (comme les Garanties d’Origine en Europe)
• Les contrats d’électricité spécifiques (accords d’achat d’énergie)
• Les taux d’émission spécifiques aux fournisseurs
• Le mix résiduel (lorsqu’il est disponible)
• Les facteurs d’émission moyens du réseau (en dernier recours)

En substance, cette approche mesure l’impact des décisions d’approvisionnement plutôt que les flux physiques d’électricité ^[12]. Par exemple, si une entreprise achète de l’électricité d’origine renouvelable certifiée, son facteur d’émission pour cette consommation sera proche de zéro ^[1].

Facteurs d’émission : comment les choisir ?

Le choix des facteurs d’émission constitue l’élément crucial du calcul des émissions de scope 2. Pour la méthode de localisation, les entreprises doivent utiliser des facteurs d’émission moyens du réseau ^[11]. Ceux-ci peuvent provenir de sources nationales ou régionales comme eGRID aux États-Unis ou les facteurs annuels de Defra au Royaume-Uni ^[13].

Pour la méthode basée sur le marché, une hiérarchie précise doit être respectée ^[14] :

1. Facteurs spécifiques aux instruments contractuels : certificats d’attributs énergétiques qui répondent aux critères de qualité du scope 2
2. Facteurs spécifiques aux fournisseurs : taux d’émission divulgués aux utilisateurs par les fournisseurs d’électricité
3. Mix résiduel : représente les émissions restantes après que les certificats et facteurs spécifiques aient été retirés du calcul
4. Facteurs moyens du réseau : utilisés uniquement en dernier recours

Les facteurs d’émission doivent être évalués selon plusieurs critères de qualité, notamment leur fiabilité, leur exhaustivité et leur représentativité géographique, temporelle et technologique ^[13]. Par ailleurs, ils doivent correspondre précisément à l’unité de consommation électrique ^[13].

Il est également important de noter que le Protocole GES exige désormais un double reporting ^[14]. En effet, les entreprises doivent obligatoirement déclarer leurs émissions de scope 2 selon les deux méthodes si elles opèrent sur des marchés offrant la possibilité d’utiliser la méthode basée sur le marché ^[14]. Cette exigence permet d’offrir une vision plus complète de l’impact carbone lié à l’énergie.

Finalement, le calcul des émissions de scope 2 n’est pas seulement une question de conformité, mais également un outil stratégique pour identifier les opportunités de réduction. L’utilisation appropriée des facteurs d’émission et le respect des méthodologies recommandées garantissent la crédibilité et la comparabilité des données rapportées.

Collecte et fiabilité des données énergétiques

Pour garantir la précision du bilan carbone, la qualité des données énergétiques constitue un élément fondamental du calcul des émissions de scope 2. Cette étape critique évalue la fiabilité de l’ensemble des résultats et permet d’identifier correctement les opportunités de réduction.

Factures, compteurs et relevés

La collecte des données énergétiques s’appuie principalement sur trois sources complémentaires. Les factures d’électricité constituent généralement le point de départ, fournissant des informations sur la consommation totale en kilowattheures (kWh). Cependant, ces documents présentent des limites importantes : ils offrent rarement une granularité suffisante et peuvent contenir des erreurs, telles que des tarifs mal appliqués ou des relevés estimés [15].

Par ailleurs, les compteurs intelligents constituent une évolution majeure dans ce domaine. Contrairement aux méthodes traditionnelles basées sur les factures mensuelles, ces dispositifs enregistrent les données de consommation à intervalles de 15 minutes, ce qui multiplie la résolution temporelle par 2880 [2]. Cette précision permet de capturer les variations dynamiques de l’intensité carbone du réseau électrique, notamment les fluctuations liées à la part d’énergies renouvelables.

Les relevés détaillés complètent ce dispositif en permettant une analyse plus fine des consommations. Grâce aux technologies PLC (Power Line Communication) ou HPLC (High-Speed Power Line Carrier), il est possible de suivre individuellement la consommation des différents équipements et circuits au sein d’une entreprise ^[2].

Utilisation de la Base Empreinte de l’ADEME

Une fois les données de consommation collectées, il est nécessaire de les convertir en émissions de GES à l’aide de facteurs d’émission appropriés. En France, la Base Empreinte® développée par l’ADEME constitue la référence en la matière ^[3]. Cette base de données publique contient les facteurs d’émission nécessaires au calcul du bilan carbone.

Pour les émissions de scope 2, ces facteurs d’émission sont particulièrement importants puisqu’ils déterminent l’intensité carbone associée à chaque kWh d’électricité, de chaleur ou de vapeur consommé. Le choix des facteurs doit respecter la hiérarchie définie par le GHG Protocol, en privilégiant toujours les données les plus spécifiques disponibles ^[16].

Problèmes fréquents de qualité des données

Malgré les progrès réalisés, plusieurs défis persistent dans la collecte des données nécessaires au calcul des émissions de scope 2. L’absence de données granulaires sur les factures d’électricité constitue un obstacle majeur. En effet, ces documents fournissent souvent des totaux en kWh mais rarement la répartition détaillée du mix énergétique (charbon, hydraulique, éolien, solaire, etc.) ^[17].

Le problème de double comptage survient fréquemment, notamment dans les espaces partagés ou loués où les propriétaires et les locataires peuvent tous deux déclarer la totalité de la consommation électrique [17]. D’autres erreurs courantes incluent l’identification incorrecte des données primaires et secondaires ainsi que le manque de validation croisée des sources ^[18].

Les analyses réalisées par S&P Global Sustainable1 révèlent que seules 32 % des entreprises déclarent leurs émissions de manière exhaustive. Environ 46% fournissent des données partielles nécessitant des ajustements, tandis que 22% omettent des portions significatives de leurs opérations mondiales ^[19]. Fait encore plus préoccupant, environ un quart des émissions déclarées présentent des écarts d’au moins 50% par rapport aux chiffres ajustés ^[19].

Pour surmonter ces obstacles, une approche rigoureuse s’impose : la standardisation des sources de données, la vérification systématique des informations collectées et la mise en place d’un système d’alerte permettant d’identifier rapidement les anomalies [19].

Cadre réglementaire et obligations de reporting

Le domaine du reporting carbone fait l’objet d’un cadre réglementaire de plus en plus structuré, notamment en France et en Europe. Ces réglementations définissent précisément comment les émissions de scope 2 doivent être déclarées et vérifiées par les organisations.

BEGES et loi Grenelle II

En France, la culture de la transparence des données extra-financières s’est développée précocement. Dès 2010, l’article 75 de la loi Grenelle II a introduit le Bilan des Émissions de Gaz à Effet de Serre (BEGES), un outil obligatoire pour mesurer et suivre les émissions de GES ^[4]. Ce dispositif est désormais codifié à l’article L.229-25 du Code de l’environnement.

Le BEGES s’applique à plusieurs catégories d’organisations :

• Les entreprises privées de plus de 500 salariés en France métropolitaine
• Les entreprises de plus de 250 salariés dans les départements d’outre-mer
• Les collectivités territoriales de plus de 50 000 habitants
• Les établissements publics employant plus de 250 agents ^[20]

Initialement, seule la déclaration des émissions directes (scope 1) et indirectes liées à l’énergie (scope 2) était obligatoire. Toutefois, à partir du 1er janvier 2023, les entités concernées doivent également intégrer les émissions significatives du scope 3 ^[20]. Cette évolution fait de la France le seul pays au monde à exiger le reporting des trois scopes d’émissions ^[4].

Le BEGES doit être actualisé tous les quatre ans pour les entreprises privées et tous les trois ans pour les organismes publics. Par ailleurs, les résultats doivent être publiés sur la plateforme nationale administrée par l’ADEME ^[20].

Directive CSRD et normes ESRS E1

Au niveau européen, la directive CSRD (Corporate Sustainability Reporting Directive) vient considérablement renforcer les exigences en matière de reporting climatique. Cette directive, qui remplace l’ancienne NFRD, élargit significativement le nombre d’entreprises concernées et approfondit les informations à communiquer ^[4].

D’après les seuils adoptés, environ 50 000 entreprises en Europe devront divulguer leurs informations climatiques, contre 12 000 actuellement ^[4]. En France, on estime que près de 8 000 sociétés seront soumises à ces obligations ^[4].

La CSRD introduit également des normes de reporting harmonisées : les European Sustainability Reporting Standards (ESRS). Parmi ces normes, l’ESRS E1, dédiée au climat, est considérée comme la plus exigeante [21]. Cette norme impose aux entreprises de :

• Présenter un plan de transition aligné sur les Accords de Paris
• Dresser le bilan de leurs émissions de GES, incluant le scope 2
• Définir des objectifs de réduction pour 2030 et 2050
• Élaborer un plan d’action détaillé ^[21]

Fait notable, l’ESRS E1 rend obligatoire la comptabilisation des émissions de scope 2 selon les deux méthodes (market-based et location-based) ^[5], alignant ainsi la réglementation européenne sur les meilleures pratiques du GHG Protocol.

Sanctions en cas de non-conformité

Les organisations qui ne respectent pas leurs obligations de reporting s’exposent à des sanctions croissantes. Pour le BEGES, les amendes peuvent atteindre 50 000 € en cas de non-réalisation ou de non-publication, et jusqu’à 100 000 € en cas de récidive ^[6].

Selon l’ADEME, environ 70% des acteurs soumis à l’obligation de calcul n’ont toujours pas publié leur bilan carbone ^[20], ce qui révèle un problème de conformité significatif.

Au-delà des sanctions financières directes, le non-respect des obligations de reporting entraîne d’autres conséquences : atteinte à la réputation, difficultés d’accès aux financements publics et exclusion possible des appels d’offres ^[22]. En effet, investisseurs, clients et partenaires commerciaux scrutent désormais attentivement la transparence et la conformité des entreprises en matière de climat ^[8].

Dans ce contexte réglementaire en constante évolution, les organisations doivent accorder une attention particulière à la collecte et au reporting précis de leurs émissions de scope 2, élément désormais central des obligations de déclaration environnementale.

Réduire les émissions scope 2 : leviers internes

Pour réduire efficacement les émissions de scope 2, les entreprises disposent de nombreux leviers internes offrant un double avantage : réduction de l’empreinte carbone et économies financières substantielles. Ces actions concrètes constituent le socle de toute stratégie de décarbonation efficace.

Sobriété énergétique et écogestes

La sobriété énergétique constitue une approche fondamentale pour réduire la consommation d’électricité et, par conséquent, les émissions associées. L’engagement des employés joue un rôle crucial dans cette démarche :

• Développer des directives claires d’économie d’énergie et former le personnel
• Créer des programmes incitatifs pour les départements qui réduisent leur consommation
• Installer des afficheurs de consommation dans les espaces communs pour sensibiliser
• Mettre en place une communication régulière sur les objectifs énergétiques ^[7]

Ces écogestes quotidiens peuvent générer des résultats significatifs sans investissements majeurs :

• Sensibiliser le personnel à mettre en veille leurs ordinateurs et écrans en journée
• Responsabiliser les employés à l’extinction des lumières ^[23]
• Vérifier que la climatisation est éteinte dans les salles de réunion après utilisation
• Programmer correctement les thermostats (19°C pour le chauffage et 24°C ou plus pour la climatisation) ^[24]

Selon l’Agence internationale de l’Énergie, des changements comportementaux tels que l’ajustement de la température, l’extinction des équipements non utilisés et le suivi de la consommation énergétique peuvent réduire l’intensité énergétique des bâtiments de 15 % [25].

Efficacité énergétique des bâtiments et équipements

Au-delà des comportements individuels, l’amélioration technique des infrastructures constitue un levier majeur. Un audit énergétique approfondi des installations permet d’identifier les modèles de consommation et les opportunités d’amélioration. Cet audit devrait examiner :

• La performance des systèmes de chauffage et de refroidissement
• L’intégrité de l’enveloppe du bâtiment (isolation, fenêtres, portes)
• L’efficacité de l’éclairage
• La consommation énergétique des équipements et machines ^[7]

Après l’identification des opportunités, plusieurs améliorations ciblées s’avèrent particulièrement efficaces :

1. Modernisation de l’éclairage : le remplacement des systèmes obsolètes par des systèmes LED peut réduire la consommation énergétique liée à l’éclairage jusqu’à 75 %, tout en améliorant la qualité lumineuse [7]. Avec l’éclairage LED et le contrôle intelligent des bâtiments, les émissions de CO₂ peuvent diminuer de 30 à 50% ^[26].
2. Optimisation des systèmes CVC : la mise à niveau vers des systèmes de chauffage et de refroidissement à haute efficacité, l’implémentation de contrôles intelligents avec capacités de zonage et la maintenance adéquate des équipements existants réduisent considérablement la consommation ^[7].
3. Amélioration de l’enveloppe des bâtiments : le renforcement de l’isolation, l’étanchéification contre les fuites d’air et l’installation de fenêtres écoénergétiques réduisent les besoins en chauffage et en climatisation ^[7].
4. Systèmes intelligents de gestion : les systèmes de gestion des bâtiments (BMS) optimisent l’utilisation de l’énergie en fonction de l’occupation, des conditions météorologiques et de l’heure de la journée ^[7].

Pour les entreprises orientées vers les services, les centres de données et les équipements informatiques représentent souvent une source importante d’émissions de la scope 2. Plusieurs stratégies peuvent être mises en œuvre : la virtualisation des serveurs, l’adoption de stratégies de refroidissement efficaces et l’établissement de politiques de gestion énergétique des équipements [7].

Réduire les émissions scope 2 : leviers externes

Au-delà des mesures d’efficacité internes, les stratégies d’approvisionnement externes constituent un levier puissant pour réduire les émissions de la scope 2. Ces approches modifient la source même de l’énergie consommée, réduisant ainsi l’intensité carbone associée aux activités de l’entreprise.

Achat d’électricité verte certifiée

Les contrats d’achat d’électricité verte constituent un moyen efficace de décarboner l’approvisionnement énergétique. Parmi ces solutions, les Power Purchase Agreements (PPAs) se distinguent particulièrement :

• Les PPAs physiques permettent l’achat direct d’électricité renouvelable auprès de producteurs spécifiques, généralement situés à proximité des installations de l’entreprise
• Les PPAs virtuels sont des contrats financiers qui soutiennent la production renouvelable sans livraison physique de l’électricité ^[7]

Ces accords offrent plusieurs avantages significatifs : stabilité des prix à long terme, crédibilité environnementale renforcée et protection contre les futures taxes carbone ^[7].

Par ailleurs, les tarifs verts proposés par de nombreux fournisseurs d’électricité permettent aux entreprises de s’approvisionner en énergie renouvelable directement auprès de leur distributeur habituel. Cette approche est particulièrement adaptée aux organisations de taille modeste pour lesquelles les PPAs seraient trop complexes ^[7].

Autoproduction via panneaux solaires ou géothermie

L’installation de systèmes de production énergétique sur site présente des avantages uniques :

• Réduction directe de l’électricité achetée
• Démonstration visible de l’engagement climatique
• Protection contre les perturbations du réseau ^[7]

À titre d’exemple, Mastercard a récemment acquis un terrain de 40 acres pour construire une centrale solaire alimentant son centre technologique du Missouri, ce qui permettra de retirer ce site énergivore du réseau local ^[27]. En parallèle, l’entreprise modernise son siège de New York avec un système géothermique comprenant 160 forages à 180 mètres de profondeur ^[27].

Les systèmes géothermiques peuvent réduire jusqu’à 71% des émissions de CO₂ par kWh généré par rapport aux solutions traditionnelles ^[28]. De plus, contrairement aux énergies solaires et éoliennes, cette ressource est disponible en permanence, indépendamment des conditions météorologiques ^[28].

Utilisation de certificats d’énergie renouvelable

Les certificats d’attributs énergétiques jouent un rôle fondamental dans le reporting des émissions de la scope 2. Un certificat représente la production d’1 MWh d’électricité renouvelable ^[29] et constitue l’instrument reconnu pour attester de l’utilisation d’énergie verte.

Selon le GHG Protocol, les certificats utilisés pour la méthode market-based doivent répondre à trois critères essentiels :

1. Transmettre les attributs d’émission directe associés à l’électricité produite
2. Être les seuls instruments porteurs de ces attributs
3. Être suivis et retirés au nom de l’entité déclarante ^[30]

Pour maximiser leur impact, les bonnes pratiques incluent l’achat de certificats issus des mêmes marchés sur lesquels l’entreprise opère, privilégiant les sources de production récentes et vérifiant leur retrait approprié afin d’éviter le double comptage [7].

L’initiative Science-Based Targets recommande aux entreprises d’atteindre 80% d’électricité renouvelable d’ici 2025 et 100% d’ici 2030 ^[7], soulignant ainsi l’importance de ces instruments dans la transition énergétique des organisations.

Limites et controverses autour du scope 2

Malgré l’évolution constante des méthodologies de comptabilisation, le scope 2 fait l’objet de critiques majeures qui remettent en question sa capacité à refléter fidèlement l’impact climatique des organisations.

Greenwashing et certificats d’origine

Les médias scrutent désormais attentivement les allégations environnementales des entreprises, révélant parfois des pratiques de greenwashing fondées sur des méthodologies comptables douteuses ^[31]. Le système actuel de certificats d’attributs énergétiques soulève notamment des interrogations quant à leur réelle contribution à la transition énergétique. Certains certificats proviennent d’installations existantes, n’entraînant ainsi aucune nouvelle capacité renouvelable ^[11].

Manque de transparence sur les mix énergétiques

La norme IFRS S2 affaiblit les exigences de reporting en rendant facultative la méthode market-based ^[9]. Cette approche réduit la responsabilité des entreprises puisque la méthode location-based attribue le même facteur d’émission à tous les consommateurs d’un réseau, indépendamment de leurs actions individuelles ^[9]. Par ailleurs, l’absence d’exigence d’additionnalité dans les achats d’énergie verte réduit l’incitation à développer de nouvelles capacités renouvelables ^[32].

Révision 2026 du GHG Protocol

Face à ces critiques, une révision majeure du GHG Protocol est en cours de consultation jusqu’au 31 janvier 2026 ^[10]. Cette réforme propose notamment une exigence de correspondance horaire et de livraison pour le reporting market-based, afin d’aligner davantage les déclarations d’émissions sur les réalités physiques du réseau électrique [33].

Conclusion

Le scope 2 occupe désormais une place centrale dans la stratégie environnementale des entreprises. Ces émissions indirectes liées à l’énergie représentent souvent la majorité de l’empreinte carbone d’une organisation, ce qui justifie l’attention particulière qu’elles méritent. La précision de leur calcul repose essentiellement sur deux méthodologies complémentaires — l’approche basée sur la localisation et celle basée sur le marché — chacune offrant une perspective différente mais nécessaire.

Le cadre réglementaire français et européen renforce progressivement les exigences de transparence. Effectivement, les directives CSRD et BEGES imposent désormais aux entreprises de mesurer, de déclarer et de réduire leurs émissions avec une rigueur croissante. Cette évolution témoigne de l’importance accordée à la comptabilité carbone en tant qu’outil de pilotage de la transition écologique.

Les entreprises disposent heureusement de nombreux leviers pour réduire leur impact. D’une part, les actions internes, telles que l’efficacité énergétique des bâtiments et les écogestes, permettent des gains rapides et significatifs. D’autre part, les stratégies d’approvisionnement externes, telles que l’achat d’électricité verte certifiée ou l’autoproduction, offrent des solutions structurelles à plus long terme.

Certaines controverses persistent néanmoins autour de la méthodologie du scope 2, notamment concernant les certificats d’origine et leur réelle additionnalité. La prochaine révision du GHG Protocol, prévue pour 2026, devrait donc affiner les exigences de correspondance horaire et géographique, renforçant ainsi la crédibilité des déclarations.

La maîtrise du scope 2 constitue finalement bien plus qu’une obligation réglementaire. Elle représente un véritable outil stratégique permettant d’identifier les opportunités de décarbonation, d’améliorer l’efficacité opérationnelle et de répondre aux attentes grandissantes des parties prenantes. Les organisations avant-gardistes comprennent désormais que la précision de leur bilan carbone énergétique détermine non seulement leur conformité réglementaire, mais également leur compétitivité future dans une économie bas-carbone.

FAQs

Q1. Qu’est-ce que le scope 2 dans un bilan carbone et pourquoi est-il important ? Le scope 2 représente les émissions indirectes liées à la consommation d’énergie d’une entreprise, notamment l’électricité, la chaleur et la vapeur achetées. Il est crucial car il constitue souvent une part importante des émissions totales d’une organisation et reflète ses choix en matière d’approvisionnement énergétique.

Q2. Comment calcule-t-on les émissions de scope 2 ? Les émissions de scope 2 sont calculées selon deux méthodes : la méthode basée sur la localisation, qui utilise les facteurs d’émission moyens du réseau, et la méthode basée sur le marché, qui prend en compte les choix spécifiques d’approvisionnement en énergie de l’entreprise. Les deux méthodes doivent être utilisées pour un reporting complet.

Q3. Quelles sont les principales stratégies pour réduire les émissions de la scope 2 ? Les principales stratégies incluent l’amélioration de l’efficacité énergétique des bâtiments et équipements, l’adoption d’écogestes par les employés, l’achat d’électricité verte certifiée, l’autoproduction d’énergie renouvelable et l’utilisation de certificats d’énergie renouvelable.

Q4. Quelles sont les obligations réglementaires concernant le reporting des émissions de scope 2 ? En France, le Bilan des Émissions de Gaz à Effet de Serre (BEGES) impose aux grandes entreprises et aux organismes publics de déclarer leurs émissions des scopes 1 et 2. Au niveau européen, la directive CSRD renforce ces exigences en élargissant le périmètre des entreprises concernées et en imposant des normes de reporting plus strictes.

Q5. Quelles sont les limites et les controverses autour du scope 2 ? Les principales controverses concernent le risque de greenwashing lié à l’utilisation de certificats d’origine, le manque de transparence sur les mix énergétiques réels et l’absence d’exigence d’additionnalité dans les achats d’énergie verte. Une révision du GHG Protocol, prévue pour 2026, vise à répondre à certaines de ces préoccupations.