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Pour une entreprise française, acheter de l’électricité renouvelable ne fait pas baisser le même chiffre selon le rapport où il apparaît. Une offre verte adossée à des garanties d’origine peut ramener le scope 2 quasiment à zéro dans un reporting GHG Protocol, mais elle ne modifie pas le total du bilan d’émissions de gaz à effet de serre (BEGES) déposé auprès de l’ADEME. Et la révision en cours du standard international pourrait réduire la portée des certificats achetés sans lien horaire avec la consommation.
Deux méthodes, deux chiffres pour la même électricité
Le scope 2 regroupe les émissions indirectes liées à l’énergie achetée : électricité, chaleur, vapeur ou froid. L’approche location-based applique le facteur d’émission moyen du réseau où l’entreprise consomme, quel que soit son fournisseur. L’approche market-based reprend le facteur d’émission des contrats signés, ce qui permet de valoriser une offre verte, un PPA ou des garanties d’origine.
Le GHG Protocol demande de publier les deux valeurs, tout comme la norme climat ESRS E1 de la CSRD, désormais réservée par le paquet Omnibus aux entreprises de plus de 1 000 salariés et 450 millions d’euros de chiffre d’affaires. En revanche, la méthode Bilan Carbone® et le BEGES réglementaire retiennent uniquement l’approche location-based. Or le BEGES reste obligatoire tous les quatre ans au-delà de 500 salariés en métropole. Une ETI peut donc payer une offre verte sans voir aucune baisse dans le document public consulté par ses clients, les acheteurs publics ou les financeurs.
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Cas type : ce que pèse un contrat vert sur 2 GWh par an
Prenons un site industriel ou logistique qui consomme 2 000 MWh d’électricité par an. Avec le facteur de la Base Empreinte de l’ADEME, environ 52 grammes de CO2e par kWh pour le mix de consommation français, son scope 2 location-based atteint environ 104 tonnes de CO2e par an. Avec une offre 100 % garanties d’origine, son scope 2 market-based tombe à près de zéro selon les règles actuelles. Le surcoût des certificats reste modeste vu les prix bas observés en Europe en 2026 : de l’ordre de 1 000 à 6 000 euros par an pour ce site.
| Stratégie d’achat | Scope 2 location-based (BEGES) | Scope 2 market-based (règles actuelles) | Coût indicatif |
|---|---|---|---|
| Contrat standard sans garanties d’origine | ~104 t CO2e | Selon le mix du fournisseur | Référence |
| Offre 100 % garanties d’origine | ~104 t CO2e | ~0 t CO2e | +1 000 à 6 000 €/an |
| Toiture solaire de 500 kWc autoconsommée à 80 % | ~81 t CO2e | En baisse d’autant | Amorti par les kWh non achetés |
| Certificats non appariés heure par heure (si la révision passe) | ~104 t CO2e | Seule la part couverte heure par heure compterait | Variable |
La ligne la plus intéressante est celle du solaire sur site. L’électricité produite et autoconsommée n’est pas achetée, elle sort donc du scope 2 dans les deux méthodes, y compris dans le BEGES. Une toiture de 500 kWc retirerait environ 23 tonnes de CO2e du bilan réglementaire de ce site, là où les garanties d’origine n’en retirent aucune.
Pourquoi la révision du GHG Protocol peut changer la donne
Le standard de 2015 est en cours de refonte. La consultation ouverte le 20 octobre 2025 portait sur deux exigences : apparier les certificats à la consommation heure par heure, et non plus sur l’année, et prouver que l’électricité certifiée peut physiquement atteindre le site. Une garantie d’origine solaire de juin ne couvrirait plus une consommation nocturne de janvier.
L’enjeu existe en France, où l’intensité carbone du kWh varie selon l’heure. D’après les données éCO2mix de RTE pour 2025 compilées par JeChange, le kWh tombe autour de 9 g de CO2 en milieu de journée l’été et monte vers 31 g les soirs d’hiver.
Le résumé publié le 29 juillet 2026 fait état de près de 1 100 contributions, et 70 % des répondants sur l’appariement horaire lui ont accordé peu ou pas de soutien, surtout parmi les entreprises. Le conseil des standards a demandé d’étudier plusieurs méthodes market-based coexistantes, une seconde consultation est attendue et la version finale n’est pas prévue avant fin 2027. Les règles de 2015 restent applicables d’ici là.
Garanties d’origine, PPA, autoconsommation : ce qui tiendra le mieux
Pour un directeur RSE ou un DAF, la lecture est claire. Les garanties d’origine achetées seules restent utiles pour le reporting market-based actuel, mais leur valeur comptable est la plus exposée à la réforme, surtout si elles viennent d’un autre pays ou d’une autre saison. Privilégier des certificats français, d’une technologie identifiée et proches de la période de consommation limite ce risque. Un PPA adossé à une centrale française au profil de production connu résiste mieux. Et l’autoconsommation photovoltaïque reste le levier le plus robuste : elle réduit le scope 2 dans toutes les méthodes, colle naturellement à un appariement horaire et allège la facture.
Les outils pour suivre son scope 2
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Piloter deux chiffres de scope 2, et peut-être bientôt des données horaires, devient difficile sur un tableur. Tennaxia propose une plateforme SaaS de comptabilité carbone et ESG couvrant la méthode Bilan Carbone®, le BEGES et le reporting CSRD. Sa conformité à la méthode Bilan Carbone® a été renouvelée par l’Association pour la transition bas carbone jusqu’en février 2029, et l’éditeur a intégré la plateforme Traace. L’outil vise surtout les grands comptes et ETI.
Sweep ou Greenly documentent aussi le calcul dans les deux approches, tandis que la Base Empreinte de l’ADEME fournit les facteurs d’émission officiels. Pour choisir une méthode adaptée à votre taille, notre rubrique bilan carbone détaille obligations et étapes. Les documents de la révision sont sur le site du GHG Protocol.
