Une même consommation d'électricité produit deux totaux de scope 2 différents, parfois du simple au double. Ce n'est pas une erreur de calcul : le GHG Protocol demande de produire les deux et de les étiqueter séparément. La question n'est donc pas « laquelle choisir » mais « comment construire les deux proprement, et laquelle sert de base à mes objectifs ».

Cet article couvre le périmètre du scope 2, les deux méthodes, les critères de qualité des instruments, les pièges courants, et ce qu'exigent le BEGES, la CSRD et la SBTi. Chaque règle vient de la GHG Protocol Scope 2 Guidance (2015), chaque facteur de sa base d'origine avec unité, année et identifiant.

Ce que couvre le scope 2

Le scope 2 est la catégorie d'émissions indirectes couvrant les gaz à effet de serre issus de la production de l'électricité, de la vapeur, de la chaleur et du froid achetés ou acquis, puis consommés par l'organisation déclarante (section 5.3 de la Scope 2 Guidance).

Trois précisions font la différence à l'usage.

  • Le scope 2 ne retient que les émissions de la production d'énergie. L'amont des combustibles et les pertes de transport et de distribution relèvent du scope 3, catégorie 3.
  • La chaleur, la vapeur et le froid achetés suivent les mêmes règles que l'électricité : l'annexe A impose d'y appliquer les deux méthodes dès que des instruments contractuels existent.
  • Dans un local loué sous approche du contrôle opérationnel, toute énergie achetée à un tiers ou au réseau se déclare en scope 2, y compris la chaleur d'une chaudière gérée par le bailleur.

    • Notre article sur les scopes 1, 2 et 3 pose les définitions générales.

    Les deux méthodes et le double reporting

    La Scope 2 Guidance est un amendement au GHG Protocol Corporate Standard. Sa section 1.5.1 pose la règle centrale : une entreprise ayant des opérations dans un marché où existent des données produit ou fournisseur sous forme d'instruments contractuels doit déclarer son scope 2 de deux manières et étiqueter chaque résultat selon la méthode employée. C'est le « dual reporting ».

    Trois conséquences pratiques :

  • une entreprise présente uniquement dans des marchés sans données produit ou fournisseur ne déclare qu'un total, en location-based ;
  • l'absence de données contractuelles sur certains sites ne crée pas de non-conformité : chaque méthode dispose d'une hiérarchie de sources, et retenir un facteur location-based faute d'information contractuelle reste valide ;
  • les deux totaux ne forment pas un couple « brut / net » : la méthode market-based intègre aussi des instruments représentant des énergies fossiles ou des mix de production.

    • Si l'entreprise se fixe un objectif de réduction, elle doit indiquer lequel des deux totaux sert de base, et utiliser la même méthode pour définir la cible et suivre la trajectoire.

    La méthode location-based

    Cette méthode valorise la consommation avec un facteur moyen représentant l'intensité carbone du réseau sur une zone géographique. La table 6.2 ordonne deux niveaux de sources :

  • facteurs régionaux ou infranationaux, calés sur une zone de distribution réelle et corrigés des imports et exports physiques (taux eGRID aux États-Unis, facteur moyen annuel DEFRA au Royaume-Uni) ;
  • facteurs nationaux de production, calés sur une frontière administrative sans correction des échanges transfrontaliers (facteurs de l'AIE).

    • En France, la référence est la Base Carbone de l'ADEME. Pour l'élément « Electricité, mix réseau électrique, France continentale, moyen, 2024 » (identifiant 43642, mis à jour le 24 avril 2025, incertitude 10 %), le facteur total vaut 0,0519 kgCO2e/kWh :

  • combustion à la centrale : 0,035 kgCO2e/kWh ;
  • amont : 0,0131 kgCO2e/kWh, poste qui agrège, selon le commentaire de l'ADEME, l'amont des combustibles, l'amortissement de la centrale et les émissions annexes de fonctionnement ;
  • transport et distribution : 0,0038 kgCO2e/kWh.

    • Seule la ligne de combustion relève du scope 2 : la table 6.2 précise que les données de la hiérarchie location-based doivent porter un taux d'émission de combustion seule. Les deux autres postes sortent du scope 2, l'amont des combustibles et les pertes de réseau relevant du scope 3, catégorie 3. Utiliser le total en scope 2 y intègre des émissions qui n'y appartiennent pas, avec un risque de double comptage.

    La section 7.4.1 mentionne explicitement le cas français : l'ADEME publie des facteurs différenciés par usage, dérivés de la logique location-based mais reposant sur une autre allocation. Pour l'usage chauffage, méthode saisonnalisée, 2023 (identifiant 43276, incertitude 30 %), le facteur total atteint 0,115 kgCO2e/kWh, dont 0,0891 de combustion : près du double du mix moyen de la même base. Le choix du facteur pèse autant que la qualité de la donnée. Les règles de sélection sont détaillées dans notre article sur la définition d'un facteur d'émission.

    La méthode market-based

    Cette méthode valorise la consommation avec un facteur dérivé des contrats signés. La table 6.3 classe les sources du plus précis au moins précis :

  • certificats d'attributs énergétiques : garanties d'origine en Europe, RECs aux États-Unis, au Canada et en Australie ;
  • contrats d'électricité, dont les PPA (power purchase agreements) et les contrats à source spécifiée, là où les certificats n'existent pas ou ne sont pas requis ;
  • facteurs fournisseurs : taux publié pour l'offre standard ou pour une offre différenciée, par exemple un tarif vert ;
  • mix résiduel, national ou infranational, calculé après déduction des achats volontaires ;
  • autres facteurs moyens de réseau, en dernier recours.

    • Le mix résiduel est le maillon souvent oublié. Il représente l'intensité carbone de l'électricité non revendiquée, celle qui reste une fois les garanties d'origine annulées par d'autres consommateurs. Sans lui, la même électricité renouvelable serait comptée deux fois. Le huitième critère de qualité est explicite : pour utiliser un instrument contractuel, un mix résiduel ajusté doit exister, ou son absence être divulguée.

    En Europe, l'Association of Issuing Bodies (AIB) publie chaque année les mix résiduels par pays. Dans le rapport « European Residual Mixes », résultats de l'année civile 2025 publiés le 26 mai 2026, la France affiche 17,11 gCO2/kWh pour une part non tracée de 81,94 % de la consommation. Attention à la nature de la donnée : l'AIB précise que toutes ses valeurs de CO2 sont des émissions de CO2 direct, hors cycle de vie et hors autres gaz à effet de serre, là où l'ADEME publie du CO2e. Les deux ne se substituent pas.

    Les huit critères de qualité scope 2

    La table 7.1 impose que tout instrument contractuel utilisé en market-based réponde à cinq critères :

  • porter le taux d'émission direct associé à l'unité d'électricité produite ;
  • être le seul instrument portant cette revendication pour cette quantité d'électricité ;
  • être tracé et annulé, retiré ou racheté par l'entité déclarante ou pour son compte ;
  • être émis et annulé au plus près de la période de consommation à laquelle il s'applique ;
  • provenir du même marché que les opérations consommatrices concernées.

    • Trois critères additionnels s'appliquent selon les cas :

  • un facteur fournisseur doit être calculé sur l'électricité livrée, en intégrant les certificats annulés pour le compte des clients ; l'électricité renouvelable dont les attributs ont été revendus y est valorisée au mix résiduel ;
  • en cas d'achat direct à un producteur ou d'autoconsommation, tous les instruments portant la revendication doivent être transférés à la seule entité déclarante ;
  • un mix résiduel ajusté doit exister, ou son absence être divulguée.

    • Un instrument non conforme ne disparaît pas du calcul : il est remplacé par une donnée de rang inférieur.

    Les pièges qui faussent un scope 2

  • Le double comptage par oubli du mix résiduel. L'électricité résiduelle après séparation de son certificat, la « null power », ne doit pas conserver le taux d'émission d'origine.
  • La mauvaise ligne du facteur. Prendre le total ADEME au lieu du poste de combustion gonfle le scope 2 et double le scope 3.
  • Le facteur périmé. Un facteur figé dans un tableur pendant trois exercices produit une trajectoire qui ne reflète plus rien.
  • Le raccourci multi-pays. Dans la Base Carbone, les facteurs « mix réseau électrique, autres pays du monde » portent des périodes de validité anciennes, de l'ordre de décembre 2017 ou décembre 2019 selon les lignes. Pour un groupe multi-pays, il faut arbitrer avec des sources nationales ou l'AIE, puis documenter l'arbitrage.
  • La chaleur urbaine traitée comme une moyenne. Il n'existe pas de facteur moyen national utilisable : sur la seule catégorie « Réseaux de chaleur / froid > Alsace » de la Base Carbone, les facteurs valides pour 2023 vont de 0,004 à 0,455 kgCO2e/kWh. Même vigilance sur la chaleur fatale : l'annexe A demande de la comptabiliser sur les émissions réelles du procédé qui la produit, et non à zéro au motif qu'elle aurait été perdue sans usage.
  • Le mélange des méthodes. Un total composé de sites en location-based et d'autres en market-based n'est ni l'un ni l'autre.

    • Organiser le scope 2 sur un parc multi-sites

    Sur un groupe de plusieurs entités, la difficulté n'est pas la formule mais la tenue du référentiel.

  • Recenser les points de livraison, pas les sites : un site peut porter plusieurs compteurs, un raccordement chaleur et un contrat de froid.
  • Consolider les kWh avant de parler de CO2e. Une consommation fausse invalide les deux méthodes à la fois.
  • Rattacher chaque point de livraison à un pays et à une année, puis à un facteur location-based unique pour ce couple.
  • Inventorier les instruments contractuels point par point, avec la preuve d'annulation, et appliquer le mix résiduel partout où aucun instrument valide ne couvre la consommation.
  • Conserver les deux totaux jusqu'au reporting, sans jamais les additionner ni les moyenner.

    • Les enjeux de consolidation propres aux groupes sont développés dans notre article sur le bilan carbone des groupes et ETI multi-entités.

    Ce qu'exigent le BEGES, la CSRD et la SBTi

    BEGES. Le bilan prévu par l'article L. 229-25 du code de l'environnement rend le scope 2 obligatoire, sous l'intitulé des émissions indirectes liées à l'énergie : électricité, chaleur, vapeur. Le décret n° 2022-982 du 1er juillet 2022 fixe le cadre en vigueur, la méthodologie de référence est publiée par le ministère chargé de l'environnement, et les bilans sont déposés sur la plateforme de l'ADEME.

    CSRD et ESRS E1. L'exigence E1-6 est directe : au paragraphe 49, l'entreprise publie séparément le scope 2 brut location-based et le scope 2 brut market-based, en tonnes de CO2eq. Le paragraphe AR 45 précise la marche à suivre : appliquer la Scope 2 Guidance dans sa version 2015, dont les critères de qualité du chapitre 7.1 relatifs aux instruments contractuels ; inclure l'électricité, la vapeur, la chaleur et le froid achetés ; éviter tout double comptage avec les scopes 1 et 3 ; documenter la part et les types d'instruments contractuels. L'AR 47 impose la même distinction sur le total d'émissions, l'AR 53 sur l'intensité rapportée au chiffre d'affaires.

    SBTi. Le critère C9 du SBTi Corporate Net-Zero Standard (version 1.3.1, avril 2026) demande de déclarer laquelle des deux approches sert à calculer l'année de référence et à suivre la performance, une approche unique et constante devant servir à fixer la cible comme à en suivre l'avancement. La section D.7.2 recommande de détailler les instruments utilisés et de montrer en quoi ils satisfont les critères de qualité. La SBTi indique que la version 1.3.1 reste le cadre applicable à la validation des cibles sur toute l'année 2026 et reste ouverte au dépôt jusqu'au 31 janvier 2028 ; la validation sous la version 2.0 ouvre au premier trimestre 2027, et tout nouveau dépôt devra s'y conformer à partir du 1er février 2028.

    Le scope 3 obéit à une autre logique, détaillée dans notre article sur les émissions scope 3 amont et aval.

    Le scope 2 dans Kabaun

    Kabaun couvre le scope 2 avec un moteur de calcul aligné sur le GHG Protocol, adossé à plusieurs bases publiques dont la Base Carbone de l'ADEME et DEFRA, avec intégration directe à la Base Carbone pour les mises à jour de facteurs. S'y ajoutent l'ajout de facteurs spécifiques (facteur fournisseur, facteur de réseau de chaleur) avec validation administrateur et traçabilité, le rattachement de chaque donnée à sa source avec pièces justificatives, et la gestion multi-entités et multi-sites avec consolidation groupe.

    FAQ : scope 2 market-based et location-based

    Quelle est la différence entre le scope 2 market-based et le scope 2 location-based ?

    La méthode location-based valorise l'énergie consommée avec le facteur moyen du réseau sur la zone géographique concernée, sans tenir compte des contrats. La méthode market-based la valorise avec les facteurs issus des contrats signés : garanties d'origine, PPA, offre fournisseur, et à défaut le mix résiduel. Les deux portent sur la même consommation en kWh et ne diffèrent que par le facteur retenu.

    Faut-il publier les deux totaux de scope 2 ?

    Oui dès lors que l'entreprise opère dans un marché où existent des instruments contractuels : la Scope 2 Guidance (section 1.5.1) impose de déclarer les deux résultats en les étiquetant selon la méthode. Sans instruments contractuels sur aucun marché, un seul total est publié, location-based. La CSRD reprend l'obligation dans l'exigence E1-6.

    Une garantie d'origine fait-elle baisser mon scope 2 ?

    Elle fait baisser le total market-based, jamais le total location-based, qui reste calculé sur le facteur moyen du réseau. Encore faut-il qu'elle respecte les critères de qualité : taux d'émission porté, unicité, annulation pour le compte de l'entreprise, proximité de date, même marché. Sinon, elle est remplacée par une donnée de rang inférieur.

    Quel facteur d'émission électricité France utiliser pour le scope 2 ?

    Le mix moyen de consommation France continentale de la Base Carbone de l'ADEME, en retenant le poste de combustion à la centrale et non le total. Pour 2024 (identifiant 43642), ce poste vaut 0,035 kgCO2e/kWh sur un total de 0,0519. Le poste amont (0,0131), qui inclut aussi l'amortissement de la centrale, et les pertes de transport et distribution (0,0038) sortent du scope 2.

    Qu'est-ce que le mix résiduel et où le trouver ?

    Le mix résiduel décrit l'intensité carbone de l'électricité que ne couvre aucune garantie d'origine annulée. Il évite qu'une même production renouvelable soit revendiquée deux fois. En Europe, l'Association of Issuing Bodies le publie chaque année par pays : pour la France, les résultats de l'année 2025, publiés le 26 mai 2026, indiquent 17,11 gCO2/kWh de CO2 direct, avec 81,94 % de consommation non tracée.

    Comment traiter la chaleur urbaine et le froid achetés en scope 2 ?

    Comme l'électricité : les deux méthodes s'appliquent dès que des instruments contractuels existent, et le facteur location-based doit refléter l'intensité des combustibles du réseau ainsi que le rendement de production. Il n'existe pas de facteur générique fiable : sur la seule catégorie Alsace, les facteurs valides pour 2023 de la Base Carbone vont de 0,004 à 0,455 kgCO2e/kWh.

    Ressources

  • GHG Protocol Scope 2 Guidance, 2015
  • Base Empreinte de l'ADEME et Base Carbone en données ouvertes
  • European Residual Mix, Association of Issuing Bodies
  • ESRS Set 1, rendu EFRAG et SBTi Corporate Net-Zero Standard

    • Conclusion

    Le scope 2 ne se choisit pas, il se construit deux fois. Le total location-based mesure l'exposition réelle au réseau, le total market-based ce que les contrats d'énergie disent de cette consommation. Les publier ensemble est une exigence, pas une option.

    Première action : reprenez votre dernier calcul et vérifiez, sur une seule ligne, quel poste du facteur a été appliqué, combustion ou total. C'est l'erreur la plus fréquente et la plus rapide à corriger.

    Parlez de votre scope 2 avec l'équipe Kabaun → www.kabaun.com/contact