Énergie et bilan carbone : comment intégrer vos consommations dans votre scope 2 ?

Le scope 2, la zone où l'énergie et le carbone se rencontrent enfin

Quand une PME lance son premier bilan carbone, le scope 2 est souvent le poste où tout se grippe. Le scope 1 est concret : ce sont les émissions qui sortent directement de chez vous (chaudière au gaz, véhicules de service, fuites de fluides frigorigènes). Le scope 3, lui, peut être vertigineux : il englobe toute la chaîne de valeur, des achats aux déplacements des salariés. Le scope 2 se situe entre les deux, et c'est justement son ambiguïté qui pose problème : les émissions ne se produisent pas chez vous, mais dans une centrale électrique parfois située à des centaines de kilomètres, pour une énergie que vous avez pourtant achetée et consommée.

Concrètement, le scope 2 couvre les émissions indirectes liées à la production de l'électricité, de la chaleur, de la vapeur ou du froid que votre entreprise achète et consomme pour son propre usage. Pour la grande majorité des PME françaises, cela se résume à un seul poste : l'électricité du siège, des ateliers ou des locaux commerciaux. Pas besoin de remonter toute une chaîne d'approvisionnement complexe comme pour le scope 3 : la donnée de base, ce sont vos kWh consommés, lisibles sur vos factures ou relevés de compteur.

C'est là que beaucoup de responsables RSE hésitent : faut-il multiplier ces kWh par un facteur d'émission "moyen France", réputé très bas grâce au nucléaire ? Ou faut-il tenir compte du contrat souscrit auprès du fournisseur, notamment s'il s'agit d'une offre affichée comme "verte" ? La réponse du GHG Protocol, référentiel international qui fait autorité sur le sujet, est sans détour : les deux calculs sont légitimes, et il est recommandé de les produire tous les deux.

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Location-based et market-based : deux photographies d'une même consommation

Le GHG Protocol Scope 2 Guidance, publié en 2015, distingue deux méthodes de calcul qui ne racontent pas la même histoire.

La méthode location-based applique le facteur d'émission moyen du réseau électrique de la zone géographique où l'électricité est consommée. En France, ce facteur est publié par l'ADEME dans sa Base Empreinte, à partir de données de production et de consommation fournies par RTE. Il reflète la réalité physique : sur le réseau, un électron ne porte pas d'étiquette, qu'il vienne d'une centrale nucléaire, d'une éolienne ou d'une centrale à gaz. C'est pour cette raison que la France affiche des résultats particulièrement bas en comparaison européenne : la production électrique française a atteint une intensité carbone d'environ 19,6 gCO2eq par kWh produit en 2025, l'un des niveaux les plus faibles d'Europe, très loin devant la moyenne de l'Union européenne, de l'ordre de 178 gCO2eq/kWh, grâce à la part très importante du nucléaire dans le mix. Le facteur utilisé en comptabilité carbone pour le "mix moyen électricité France" intègre en plus les pertes réseau et les échanges aux frontières, ce qui explique qu'il soit généralement un peu plus élevé que le seul chiffre de production ; il reste consultable à jour sur la Base Empreinte de l'ADEME.

La méthode market-based, elle, s'appuie sur les instruments contractuels réellement souscrits par l'entreprise : facteur d'émission spécifique fourni par le fournisseur, garanties d'origine associées à une offre verte, ou contrat d'achat direct d'électricité renouvelable (PPA). Si l'entreprise n'a signé aucun contrat spécifique, on lui applique le "mix résiduel" : la part du mix électrique national qui reste une fois retirés les volumes déjà couverts par des garanties d'origine vendues à d'autres consommateurs. Ce mix résiduel a une particularité contre-intuitive : il tend à être plus carboné que le mix moyen, puisque les attributs renouvelables ont déjà été achetés par d'autres.

Ces deux résultats peuvent diverger fortement, parfois d'un facteur dix ou plus selon le type de contrat souscrit. Ce n'est pas une incohérence du système : c'est précisément ce que le GHG Protocol cherche à rendre visible en demandant un double reporting. La norme européenne CSRD, via son standard ESRS E1 sur le climat, reprend cette logique et impose aux entreprises qui y sont soumises de publier les deux valeurs, accompagnées d'une explication sur la nature de leurs contrats d'achat (durée, taille, additionnalité, zone géographique de production de l'énergie renouvelable financée). Les PME non directement concernées par la CSRD ont tout intérêt à s'inspirer de cette rigueur, ne serait-ce que parce que leurs clients ou donneurs d'ordre, eux, y sont de plus en plus souvent soumis.

Garanties d'origine, offres vertes, PPA : ce que cache le mot "renouvelable"

Une garantie d'origine (GO) est un certificat électronique attestant qu'un mégawattheure d'électricité a été injecté sur le réseau à partir d'une source renouvelable. Ce mécanisme est encadré au niveau européen par la directive RED II (2018/2001/UE), refondue en RED III en 2023 avec un objectif porté à 42,5 % d'énergies renouvelables dans le mix européen d'ici 2030. En France, le registre des garanties d'origine est géré par EEX, anciennement Powernext, pour le compte de l'État.

Le principe : un fournisseur d'électricité renouvelable (parc éolien, centrale solaire, barrage) génère des GO qu'il peut vendre séparément de l'électricité elle-même. Une entreprise qui achète et fait annuler ces GO peut alors déclarer une électricité "verte" en méthode market-based, quand bien même l'électricité physiquement livrée à ses locaux transite par le même réseau que tout le monde. C'est une question qui mérite d'être posée ouvertement plutôt qu'éludée : que finance-t-on réellement quand on souscrit une offre verte ?

Le marché des garanties d'origine est aujourd'hui liquide, mais leur prix reste faible, de l'ordre de quelques euros par mégawattheure. Cette accessibilité a un revers : une GO isolée, achetée sans lien direct avec un nouveau projet renouvelable, apporte une additionnalité limitée. C'est différent d'un PPA (Power Purchase Agreement), contrat d'achat direct et de long terme avec un producteur, qui finance généralement une nouvelle capacité de production et rapproche davantage la consommation réelle de l'électricité renouvelable achetée.

Cette question de la correspondance réelle entre consommation et production renouvelable est justement au cœur de la révision en cours du GHG Protocol. Une consultation publique sur la Scope 2 Guidance s'est tenue entre octobre 2025 et janvier 2026, et la publication du standard révisé est attendue en 2027. L'évolution pressentie introduirait une exigence de correspondance horaire et géographique entre la production renouvelable certifiée et la consommation effective de l'entreprise, afin de limiter les pratiques d'achat de certificats déconnectés de toute réalité physique ou temporelle. Pour une PME qui construit aujourd'hui sa méthodologie, autant choisir dès maintenant des contrats de qualité : GO liées à un contrat de fourniture identifiable, PPA, ou offres vertes dont le fournisseur documente clairement l'origine et l'additionnalité.

En pratique, pour une PME qui démarre son premier bilan carbone, l'essentiel est de ne pas se laisser paralyser par cette complexité méthodologique. Collectez vos consommations en kWh (électricité, éventuellement chaleur ou froid urbains), appliquez le facteur location-based issu de la Base Empreinte de l'ADEME pour obtenir une photographie fidèle de votre empreinte réelle, puis renseignez en complément votre facteur market-based si votre contrat le permet. Documenter les deux valeurs, même de façon simple, vous met déjà au niveau des exigences les plus avancées du secteur.

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