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 (CPCU à Paris, Engie Solutions, Dalkia). EF très variable selon la source primaire du réseau (50 à 300 g CO₂eq/kWh : chaufferie biomasse vs charbon).
• Froid — réseaux de froid urbains, rares en France (Climespace à La Défense, Bordeaux centre, Marseille Euroméditerranée).

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, le facteur officiel publié par RTE et repris dans la Base Empreinte ADEME est :

• Usage résidentiel-tertiaire : 60 g CO₂eq/kWh (moyenne annuelle 2024)
• Usage industriel (forte consommation en heures creuses, mix plus nucléaire) : 56 g CO₂eq/kWh
• Usage chauffage (pointes hivernales, recours marginal au gaz) : 79 g CO₂eq/kWh

Cette méthode est obligatoire pour le BEGES réglementaire publié sur la plateforme ADEME (article 244 de la loi Climat et résilience, décret n° 2022-982). Elle est aussi recommandée par la SBTi (Science Based Targets initiative) en double publication.

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 de long terme (10-25 ans) entre une entreprise et un producteur d'électricité renouvelable (parc éolien, ferme solaire). Achat ferme, prix souvent fixe. En plein essor en France : Engie, EDF, TotalEnergies, AXA Climate signent des PPA corporate depuis 2020. L'électricité issue d'un PPA renouvelable a un EF ≈ 0 g CO₂eq/kWh (amont production seul).
• Garanties d'Origine (GO) : certificats électroniques attestant qu'1 MWh a été produit à partir d'une source renouvelable, dans le cadre du marché européen issu de la directive 2009/28/CE puis 2018/2001 (RED II). En France, le registre est géré par EEX (anciennement Powernext) pour le compte de l'État. Une entreprise qui achète et annule des GO peut revendiquer une électricité « verte » en méthode market-based.
• Offres vertes commerciales (Enercoop, Ilek, TotalEnergies Verte Fixe…) : adossées à des GO ou des PPA. Vérifier la qualité du label (Greenpeace classe les offres selon leur impact réel).

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 :

L'obligation d'information du tenant par l'opérateur de réseau de chaleur (article L712-3 Code de l'énergie) impose la communication annuelle de l'EF — à demander si non transmis. Un réseau classé selon le décret n° 2012-394 bénéficie de la TVA réduite à 5,5 % si le taux EnR ≥ 50 %.

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 — bascule PPA solaire/éolien (sécurise un prix sur 15-20 ans), Garanties d'Origine (low cost mais effet additionnel discuté), offre verte certifiée Enercoop ou similaire.
4. Autoconsommation photovoltaïque sur site — toitures, ombrières parking. Tarif de l'électricité auto-consommée < 60 €/MWh sur 25 ans, contre 110-180 €/MWh prix marché 2024. Rentable même sans subvention.

Exemples emblématiques : Apple, Google, Microsoft, Amazon revendiquent 100 % d'électricité renouvelable depuis 2020 (en méthode market-based). Le Scope 2 location-based reste élevé (mix réel des datacenters partout dans le monde), mais market-based ≈ 0. Decathlon France s'engage à -50 % Scope 2 d'ici 2030 vs 2022 via PPA et autoconsommation.

Cadre réglementaire à connaître :

• Article L100-4 du Code de l'énergie (loi Énergie-Climat n° 2019-1147 du 8 nov 2019) : -40 % de consommation énergétique finale en 2030 vs 2012, neutralité carbone en 2050.
• 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 : EF résiduel ≈ 70 g/kWh (mix « brun » résiduel après retrait des GO du marché) = 56 t CO₂eq/an.
• 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 (de 0 à 56 t). Le reporting CSRD selon la norme ESRS E1 (Climate change, 2023) impose la publication des deux et la justification des contrats d'achat verts via une narrative détaillée (durée, taille, additionnalité, géographie du renouvelable financé).

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.