2.2 Scope 2 : émissions indirectes liées à l'énergie achetée

Le Scope 2 regroupe les émissions indirectes liées à la consommation d'énergie achetée par l'organisation et produite ailleurs. Le GES n'est pas émis chez l'entreprise mais chez son fournisseur d'énergie (centrale électrique, chaufferie de réseau).

Quatre flux concernés :

• Électricité — éclairage et équipements bâtiments, datacenters, équipements industriels, recharge de véhicules électriques sur le réseau. Poste dominant du Scope 2 dans 95 % des cas.
• Vapeur — achat à un industriel voisin ou à un opérateur de réseau (rare hors zones industrielles).
• Chaleur — raccordement à un réseau de chaleur urbain. Le facteur d'émission est très variable selon la source primaire du réseau (de quelques dizaines à plus de 300 g CO₂eq/kWh selon qu'il s'agit d'une chaufferie biomasse, d'une géothermie, d'une valorisation de déchets ou d'une cogénération gaz) : il faut le demander à l'exploitant, jamais l'estimer.
• Froid — réseaux de froid urbains, encore peu nombreux en France mais présents dans plusieurs grandes agglomérations.

L'autoconsommation (panneaux PV en toiture, cogénération sur site) n'entre pas dans le Scope 2 si la production est faite par l'entreprise (elle relève alors du Scope 1 si combustion, ou du zéro pour le solaire). En revanche, l'électricité injectée puis reprise au réseau n'est plus de l'autoconsommation : c'est du Scope 2.

La méthode location-based (« basée sur la localisation ») utilise le facteur d'émission moyen du mix électrique de la zone géographique où l'énergie est consommée. C'est la valeur statistique nationale ou régionale, sans considération des contrats d'achat individuels.

En France, la Base Empreinte de l'ADEME publie des facteurs d'émission différenciés par usage, et non une valeur unique. La logique est simple : un usage concentré sur les pointes hivernales mobilise davantage les moyens de production fossiles marginaux qu'un usage industriel réparti sur l'année. En ordre de grandeur, on se situe autour de 60 g CO₂eq/kWh pour un usage tertiaire, un peu en dessous pour un usage industriel en base, sensiblement au-dessus pour un usage de chauffage. Prendre le facteur correspondant à son usage réel, en citant son millésime.

C'est la méthode de référence pour le BEGES réglementaire déposé sur la plateforme de l'ADEME : elle reflète la réalité physique du réseau, indépendamment des contrats. Elle est également attendue, en parallèle de la méthode market-based, dans les démarches de trajectoire de type SBTi.

Avantage : permet une comparaison équitable entre entreprises d'un même pays, indépendamment de leurs achats verts. Inconvénient : ignore l'effort contractuel de l'entreprise qui investit dans un PPA solaire ou achète des Garanties d'Origine.

La méthode market-based (« basée sur le marché ») utilise le facteur d'émission spécifique des contrats d'achat de l'entreprise. Trois types d'instruments contractuels reconnus :

• PPA — Power Purchase Agreement : contrat d'achat de long terme (couramment 10 à 20 ans) conclu directement entre un consommateur et un producteur d'électricité renouvelable (parc éolien, centrale solaire). Il sécurise un prix et, quand il finance un actif nouveau, il présente une additionnalité réelle. C'est l'instrument le plus solide de la méthode market-based.
• Garanties d'origine (GO) : certificats électroniques attestant qu'un mégawattheure a été produit à partir d'une source renouvelable, dans le cadre du marché européen issu de la directive 2018/2001 (RED II). En France, le registre national des garanties d'origine est tenu par un opérateur désigné par l'État. Une entreprise qui achète et fait annuler des GO peut revendiquer une électricité « verte » en méthode market-based.
• Offres vertes commerciales : adossées à des GO ou, plus rarement, à des PPA. Leur qualité environnementale est très inégale ; il faut regarder ce qui se trouve derrière — origine géographique, âge des installations, existence ou non d'un financement de capacités nouvelles — et non le seul intitulé commercial.

Le GHG Protocol Scope 2 Guidance (2015) recommande la double publication : reporter la valeur location-based ET la valeur market-based. Le reporting CSRD (ESRS E1) impose les deux pour la transparence.

Hors électricité, le Scope 2 inclut les réseaux thermiques. Le facteur d'émission dépend entièrement de la source primaire du réseau de chaleur — qu'il faut demander à l'exploitant :

Ces ordres de grandeur ne remplacent pas la valeur réelle du réseau : le contenu carbone d'un réseau de chaleur est propre à chaque installation et varie d'une année sur l'autre selon le mix de production. C'est la valeur communiquée par l'exploitant qui doit être utilisée.

Les opérateurs de réseaux de chaleur et de froid sont soumis à des obligations d'information des abonnés, prévues par le Code de l'énergie, qui portent notamment sur le contenu en énergies renouvelables et de récupération et sur le contenu carbone. Si la donnée n'est pas transmise spontanément, elle se demande par écrit. À noter : un réseau dont le taux d'énergies renouvelables et de récupération dépasse 50 % ouvre droit à un taux réduit de TVA sur l'abonnement et la fourniture — un point à vérifier avec le service comptable, qui n'a rien à voir avec le bilan carbone mais que l'on découvre souvent à cette occasion.

Quatre leviers à actionner dans l'ordre de priorité opérationnelle :

1. Sobriété énergétique — éteindre, baisser les consignes (19 °C bureau, 26 °C clim), GTB-régulation horaire, free cooling datacenter, désactivation des veilles. Bénéfice immédiat 5-15 % sans investissement.
2. Efficacité énergétique — relamping LED (-60 % sur l'éclairage), isolation, remplacement groupes froid par récents (COP > 4), datacenter PUE < 1,3 (Power Usage Effectiveness, idéal < 1,2 avec free cooling), variateurs sur moteurs. ROI 3-7 ans typique.
3. Achat d'énergie renouvelable certifiée — PPA solaire ou éolien, qui sécurise aussi un prix sur la durée ; garanties d'origine, peu coûteuses mais dont l'effet additionnel est discuté ; offre de fourniture verte, à examiner sur pièces.
4. Autoconsommation photovoltaïque sur site — toitures, ombrières de parking. Le coût de production de l'électricité autoconsommée, lissé sur la durée de vie de l'installation, est généralement très inférieur au prix de fourniture : c'est l'un des rares leviers qui réduit à la fois les émissions et la facture. Les hypothèses de prix étant volatiles, refaire le calcul avec les conditions du moment plutôt qu'avec un ratio tout fait.

Cadre réglementaire à connaître :

• Article L100-4 du Code de l'énergie (loi Énergie-Climat n° 2019-1147 du 8 novembre 2019) : il fixe notamment la neutralité carbone en 2050, une réduction de 40 % de la consommation d'énergies fossiles primaires en 2030 par rapport à 2012 et une réduction de la consommation finale d'énergie de 50 % en 2050. Attention à ne pas confondre l'objectif portant sur les fossiles en 2030 avec celui portant sur la consommation finale à 2050 : la confusion est fréquente.
• Décret tertiaire n° 2019-771 dit « éco-énergie tertiaire » : -40 % de consommation énergétique en 2030, -50 % en 2040, -60 % en 2050, pour les bâtiments tertiaires > 1 000 m². Déclaration annuelle sur la plateforme OPERAT (ADEME).
• Directive RED II (2018/2001/UE) : encadrement européen des Garanties d'Origine. Refonte RED III adoptée en 2023, objectif 42,5 % d'énergie renouvelable dans l'UE en 2030.

Cas pratique — site tertiaire 5 000 m², consommation annuelle 800 MWh d'électricité.

• Méthode location-based : 800 000 kWh × 0,060 kg CO₂eq/kWh = 48 t CO₂eq/an (mix moyen France).
• Méthode market-based sans contrat vert : on applique le mix résiduel — c'est-à-dire ce qui reste du mix national une fois retirées les garanties d'origine vendues à d'autres —, publié chaque année pour la France par l'Association of Issuing Bodies. Ce facteur est supérieur au mix moyen : le scope 2 market-based d'une entreprise sans contrat vert est donc plus élevé que son scope 2 location-based.
• Méthode market-based avec offre verte 100 % GO : ≈ 0 t CO₂eq/an (amont marginal).
• Méthode market-based avec PPA solaire France : ≈ 0,5 t CO₂eq/an (cycle de vie panneau seul).

L'écart entre les méthodes est massif pour une consommation strictement identique : de quelques dizaines de tonnes à quasiment zéro. Voilà pourquoi la double publication n'est pas une coquetterie méthodologique. Le reporting CSRD selon la norme ESRS E1 impose les deux chiffres, ainsi qu'une description des contrats d'achat verts (durée, volume, additionnalité, géographie des installations financées).

La CSRD demande aussi le Scope 2 par lieu d'opération (segmentation géographique), car une multinationale qui consomme 90 % de son électricité en France et 10 % en Pologne ne raconte pas la même histoire selon la décomposition.