Dans la plupart des organisations, la facture énergétique reflète un enjeu climatique plus large que le seul périmètre de l’exploitation. Les consommations d’électricité, de chaleur et de vapeur achetées alimentent des émissions qui ne se voient pas directement dans les procédés, mais pèsent fortement le bilan. C’est tout l’enjeu du Scope 2 émissions indirectes énergie, qui relie la performance énergétique, le choix des contrats et la crédibilité des trajectoires de réduction. Depuis la parution d’ISO 14064-1:2018, le cadrage méthodologique est suffisamment robuste pour agréger des données fiables, et le Protocole GES (mise à jour 2015) a clarifié l’articulation entre facteurs d’émission et méthodes de calcul. Avec la CSRD 2022/2464 et l’ESRS E1, l’exigence de transparence s’accroît pour des milliers d’entités, y compris les chaînes de valeur. Autrement dit, maîtriser le Scope 2 émissions indirectes énergie devient une condition de gouvernance climatique au même titre que la mise en œuvre d’un système de management conforme à ISO 50001:2018. Le Scope 2 émissions indirectes énergie n’est pas qu’un exercice comptable : c’est un levier d’achats responsables, de gestion des risques sur les prix et de réduction réelle d’intensité carbone. Entre approches basées sur la localisation et approches basées sur le marché, le choix des hypothèses façonne les conclusions. Une lecture rigoureuse s’impose pour sécuriser les décisions, aligner les reportings et soutenir la stratégie.
Définitions et termes clés
Le Scope 2 regroupe les émissions indirectes liées à l’énergie achetée et consommée par l’organisation, principalement l’électricité, la chaleur, la vapeur et le froid. Deux méthodes de calcul coexistent selon le Protocole GES (2015) : l’approche “localisation” (facteur moyen du réseau) et l’approche “marché” (mix contractuel et instruments). ISO 14064-1:2018 fixe le cadre de comptabilisation et d’assurance des inventaires, tandis qu’ISO 50001:2018 apporte la structure de management énergétique. Les termes essentiels structurent la lecture et la collecte des données.
- Facteur d’émission réseau (gCO2e/kWh) selon publication nationale et référentiels 2023.
- Approche basée sur la localisation et approche basée sur le marché (contrats, garanties d’origine).
- Instruments de contractualisation: garanties d’origine, accords d’achat d’électricité, clauses de traçabilité.
- Périmètre organisationnel et opérationnel (sites, filiales, frontières temporelles).
- Année de référence, incertitude, méthode d’assurance et matérialité.
Objectifs et résultats attendus
Les objectifs couvrent la cohérence comptable, l’aide à la décision et l’alignement stratégique. Le Scope 2 relie achats d’énergie, performance des sites et politiques d’approvisionnement, afin de piloter l’intensité carbone et le coût total.
- [ ] Aligner le reporting avec les cadres de gouvernance (Protocole GES 2015, ISO 14064-1:2018).
- [ ] Appuyer la conformité et la robustesse des données face à la CSRD 2022/2464.
- [ ] Hiérarchiser les leviers d’action (efficacité, substitutions, contrats d’électricité renouvelable).
- [ ] Fixer des objectifs compatibles avec SBTi 1,5 °C et jalons à 2030.
- [ ] Améliorer la qualité des données (couverture, granularité, contrôle interne).
Un résultat attendu est la clarté sur le différentiel entre localisation et marché, avec documentation des hypothèses, pour éviter des écarts d’interprétation et soutenir l’auditabilité des inventaires.
Applications et exemples
La mise en œuvre du Scope 2 se traduit dans des cas concrets d’achats et d’exploitation. Les exemples ci-dessous illustrent la variété des contextes et les points de vigilance à formaliser selon le Protocole GES (2015) et les bonnes pratiques sectorielles (références de facteurs nationales 2023).
| Contexte | Exemple | Vigilance |
|---|---|---|
| Multi-sites tertiaire | Consolidation des kWh par compteur et site | Aligner les périodes de facturation et les frontières temporelles ISO 14064-1:2018 |
| Site industriel | Comptage chaleur/vapeur achetée | Choisir les facteurs d’émission chaleur selon l’origine réelle (réseau urbain, biomasse) |
| Électricité verte | Contrats avec garanties d’origine | Vérifier l’éligibilité et l’attribution unique selon Protocole GES 2015 |
| Mobilité interne | Recharge de flotte électrique sur site | Tracer les kWh de recharge séparément pour éviter un double comptage |
| Filiales à l’étranger | Facteurs réseau locaux | Documenter la source officielle et l’année (ex. inventaires nationaux 2022) |
Pour renforcer les compétences opérationnelles en énergie-environnement, un parcours pédagogique peut s’appuyer sur des ressources comme NEW LEARNING, à intégrer dans un dispositif interne de professionnalisation.
Démarche de mise en œuvre de Scope 2 émissions indirectes énergie
1. Cadrage et périmètre
Cette étape clarifie la frontière organisationnelle et temporelle, ainsi que la méthode de calcul retenue (localisation et/ou marché). En conseil, elle se matérialise par un diagnostic de périmètre, la cartographie des sites et la revue documentaire (contrats, factures, schémas de comptage), avec livrable de cadrage conforme à ISO 14064-1:2018. En formation, l’objectif est l’appropriation des concepts clés, des définitions du Protocole GES 2015 et des impacts de choix méthodologiques. Point de vigilance récurrent : les périmètres de consolidation divergents entre finances, HSE et opérations, générant des écarts. La cohérence avec la gouvernance climatique (CSRD 2022/2464) doit être formalisée dès le départ, notamment la matérialité énergie-climat. Cette étape pose la base de pilotage du Scope 2 émissions indirectes énergie pour éviter des révisions ultérieures coûteuses.
2. Collecte des données énergétiques
L’objectif est de rassembler des données de consommation fiables, traçables et complètes (kWh électricité, MWh chaleur/vapeur). En conseil, l’équipe structure un plan de collecte, conçoit des gabarits, organise la chaîne de responsabilité et vérifie la qualité (complets, exacts, cohérents). En formation, les équipes internes apprennent à lire les factures, rapprocher les relevés et qualifier les estimations. Attention aux erreurs fréquentes : périodes de facturation non alignées, corrections non documentées, ou agrégations hâtives. L’usage de référentiels nationaux 2023 de facteurs d’émission doit être anticipé, et les changements d’année explicites. Une vérification par sondage selon ISO 19011:2018 (audits) peut être mobilisée pour renforcer la crédibilité de l’inventaire.
3. Choix méthodologiques et documentation
Après collecte, il faut arbitrer entre approche localisation et approche marché, ou les deux, en documentant précisément les hypothèses (contrats, garanties d’origine, clauses de traçabilité). En conseil, le rôle est d’analyser la faisabilité des instruments (PPAs, portefeuilles d’achat) et de formaliser les règles d’attribution. En formation, les participants comparent des jeux de données, mesurent les écarts et s’approprient la logique du Protocole GES 2015. Point sensible : éviter le double comptage et qualifier la qualité des certificats, avec références temporelles claires. L’alignement avec ISO 50001:2018 est recommandé pour intégrer ces choix au système de management énergétique et au pilotage des objectifs.
4. Calculs, contrôles et assurance
Cette étape consiste à réaliser les calculs (intensité, agrégats, incertitude) et à opérer des contrôles internes. En conseil, les méthodes de contrôle (tests de cohérence, rapprochements, seuils d’alerte) sont décrites et appliquées ; un dossier de preuve est consolidé pour faciliter une revue externe. En formation, l’accent est mis sur la reproductibilité et la traçabilité de chaque calcul. Les points de vigilance incluent les unités (kWh/MWh), la conversion chaleur et les facteurs d’émission (année, source). Le recours à une assurance limitée selon ISO 14064-3:2019 peut être envisagé pour fiabiliser la communication publique, notamment lorsque la CSRD 2022/2464 impose un niveau de confiance explicite aux parties prenantes.
5. Plan d’action et intégration au pilotage
L’objectif est de traduire les résultats en leviers concrets (efficacité, autoconsommation, achats d’électricité renouvelable, effacements). En conseil, la priorisation est économique et technique (coûts actualisés, gains tCO2e, délais), et les feuilles de route sont structurées avec jalons (ex. cibles 2030 compatibles SBTi 1,5 °C). En formation, les équipes s’exercent à bâtir des scénarios, à évaluer les risques et à définir des indicateurs. Vigilance sur la cohérence entre approche marché et bénéfices climatiques réels : éviter de surévaluer l’impact d’instruments si la réduction physique n’est pas démontrée. L’intégration au pilotage peut s’appuyer sur ISO 50001:2018 pour relier objectifs énergétiques et Scope 2 émissions indirectes énergie.
6. Communication, auditabilité et amélioration
Dernière étape : organiser une communication claire (texte méthodologique, périmètre, incertitudes) et des mises à jour périodiques. En conseil, un dossier d’auditabilité est livré (sources, calculs, facteurs, contrats), avec recommandations d’amélioration continue. En formation, l’enjeu est l’appropriation des messages clés pour répondre aux parties prenantes et aux auditeurs. Points de vigilance : cohérence des chiffres entre rapports (financier, RSE), horodatage des facteurs, compatibilité avec TCFD 2017 pour la gouvernance du climat. Les révisions annuelles doivent intégrer les évolutions réglementaires (ex. ESRS E1 2023) et les nouvelles données réseau, afin de préserver la comparabilité et la confiance.
Pourquoi mesurer les émissions du scope 2 ?
La question “Pourquoi mesurer les émissions du scope 2 ?” renvoie à la gouvernance, à la gestion des risques et à la crédibilité des trajectoires bas carbone. D’un point de vue pilotage, “Pourquoi mesurer les émissions du scope 2 ?” tient à la capacité de relier coûts énergétiques et exposition aux prix du carbone, mais aussi à la conformité attendue par la CSRD 2022/2464 et les bonnes pratiques d’ISO 14064-1:2018. Enfin, “Pourquoi mesurer les émissions du scope 2 ?” repose sur la nécessité de hiérarchiser les leviers (efficacité, approvisionnement, contractualisation) au regard d’objectifs compatibles 1,5 °C, tout en documentant les hypothèses selon le Protocole GES 2015. Dans une perspective de chaîne de valeur, la transparence sur les consommations électriques et thermiques permet de dialoguer avec les clients et les fournisseurs sur les gains physiques et non uniquement sur des instruments de marché. Le Scope 2 émissions indirectes énergie s’inscrit alors dans un système de management où l’amélioration continue et l’assurance des données soutiennent la décision d’investissement et la communication publique.
Comment calculer le scope 2 approche marché et localisation ?
“Comment calculer le scope 2 approche marché et localisation ?” implique de choisir des facteurs d’émission pertinents et de documenter les hypothèses contractuelles. En pratique, “Comment calculer le scope 2 approche marché et localisation ?” revient à produire deux valeurs: une avec le facteur moyen du réseau (localisation) et une avec les attributs contractuels (marché), conformément au Protocole GES 2015 et aux exigences de comparabilité d’ISO 14064-1:2018. Il convient de préciser l’année des facteurs (ex. 2023) et la nature des instruments (garanties d’origine, accords d’achat), en s’assurant de l’attribution unique. “Comment calculer le scope 2 approche marché et localisation ?” suppose enfin de traiter l’incertitude, d’éviter le double comptage (recharge de véhicules, sites multi-compteurs) et de fournir un dossier de preuve. L’intégration au Scope 2 émissions indirectes énergie favorise une lecture transparente des différences entre les deux approches pour éclairer les choix d’achats et la trajectoire bas carbone.
Jusqu’où aller pour réduire le scope 2 ?
La question “Jusqu’où aller pour réduire le scope 2 ?” met en balance gains physiques, coûts, et intégrité environnementale. Elle invite à prioriser l’efficacité énergétique, l’autoconsommation et l’optimisation des usages avant d’activer des instruments contractuels. “Jusqu’où aller pour réduire le scope 2 ?” doit être appréciée au regard de cibles alignées 1,5 °C (SBTi) et des cadres de gouvernance comme ISO 50001:2018 qui structurent le pilotage des améliorations. L’influence des marchés de l’électricité, des garanties d’origine et des PPAs est réelle, mais leur contribution doit être documentée selon le Protocole GES 2015 et restituée avec transparence. “Jusqu’où aller pour réduire le scope 2 ?” signifie aussi reconnaître les limites opérationnelles (qualité des données, multi-sites, contrats hérités) et articuler la réduction du Scope 2 émissions indirectes énergie avec les émissions physiques du système énergétique régional. Les décisions se prennent alors en arbitrant bénéfices, risques et crédibilité de la communication externe.
Quelles limites et incertitudes du scope 2 ?
“Quelles limites et incertitudes du scope 2 ?” touche à la qualité des données, à la disponibilité des facteurs d’émission et à la nature des instruments. Les limites concernent la granularité de comptage, les périodes de facturation, la couverture multi-pays et la variabilité des mix électriques annuels. “Quelles limites et incertitudes du scope 2 ?” pointent aussi la dépendance aux hypothèses de l’approche marché, la traçabilité des garanties d’origine et la cohérence temporelle (année de production vs année de consommation). Les bonnes pratiques issues d’ISO 14064-3:2019 recommandent une assurance limitée lorsque l’enjeu de matérialité est élevé, et le Protocole GES 2015 exige une divulgation des hypothèses. “Quelles limites et incertitudes du scope 2 ?” souligne enfin la nécessité de comparer localisation et marché dans le Scope 2 émissions indirectes énergie, d’expliquer les écarts, et de publier des marges d’incertitude lorsque les référentiels nationaux 2023 ne couvrent pas parfaitement le périmètre.
Vue méthodologique et structurante
Le Scope 2 émissions indirectes énergie requiert un cadre clair pour garantir la comparabilité et l’auditabilité. Les organisations utilisent généralement une double publication (localisation et marché) pour répondre aux attentes du Protocole GES 2015 et d’ISO 14064-1:2018. Le choix des facteurs (ex. publication 2023 nationale) et des instruments contractuels doit être justifié. Le tableau ci-dessous compare les deux approches et illustre leurs usages. Dans tous les cas, l’intégration au système de management (ISO 50001:2018) soutient la cohérence entre objectifs, actions et résultats. Cette intégration aide à articuler budget, risques et indicateurs d’intensité, y compris dans les groupes multi-pays. Une démarche robuste s’appuie sur des contrôles internes explicites, une documentation versionnée, et des revues périodiques pour prendre en compte l’évolution des réseaux électriques. Le Scope 2 émissions indirectes énergie devient alors un outil décisionnel plutôt qu’un simple reporting.
| Dimension | Approche localisation | Approche marché |
|---|---|---|
| Principe | Facteur moyen du réseau du pays ou de la zone | Attributs contractuels (contrats, garanties d’origine) |
| Forces | Comparabilité géographique et temporelle | Signal d’achat et incitation à l’électricité renouvelable |
| Limites | Moins réactif aux stratégies d’approvisionnement | Risque de double comptage si documentation insuffisante |
| Références | Protocole GES 2015, facteurs nationaux 2023 | Protocole GES 2015, ISO 14064-1:2018 |
Un enchaînement de travail concis facilite la mise en œuvre et la révision, y compris en contexte multi-sites et multi-contrats. Le Scope 2 émissions indirectes énergie devient ainsi un fil conducteur entre achats, exploitation et stratégie climatique.
- Définir périmètre et méthode (localisation et marché).
- Collecter et contrôler les données (kWh, facteurs 2023).
- Calculer et documenter les hypothèses (contrats, certificats).
- Publier les deux valeurs et analyser les écarts.
- Relier aux plans d’action et à ISO 50001:2018.
Sous-catégories liées à Scope 2 émissions indirectes énergie
Scope 1 émissions directes
Le Scope 1 émissions directes couvre les rejets issus des sources détenues ou contrôlées, comme la combustion sur site, les chaudières, turbines, ou les véhicules appartenant à l’organisation. Dans une logique de système, le Scope 1 émissions directes est complémentaire au Scope 2 émissions indirectes énergie, puisqu’il porte sur les émissions physiquement générées par l’entité. Les décideurs doivent clarifier les frontières : fuites de fluides frigorigènes, torchage, ou équipements d’urgence font partie du Scope 1 émissions directes si opérés par l’entreprise. Un cadrage conforme à ISO 14064-1:2018 et au Protocole GES 2015 assure la comparabilité interannuelle. Point important : les facteurs d’émission pour combustibles stationnaires doivent être explicités (pouvoirs calorifiques, incertitudes, année, ex. 2023) et la mesure directe (analyseurs) peut réduire l’incertitude lorsque les volumes sont significatifs. La relation de pilotage avec ISO 50001:2018 doit articuler efficacité sur les installations de combustion et substitutions énergétiques, en évitant les transferts d’émissions mal compris entre périmètres. Pour en savoir plus sur Scope 1 émissions directes, clic on the following link: Scope 1 émissions directes
Scope 3 autres émissions indirectes
Le Scope 3 autres émissions indirectes regroupe les émissions de la chaîne de valeur amont et aval, comme les achats, le transport, l’usage des produits ou la fin de vie. La mesure du Scope 3 autres émissions indirectes nécessite des hypothèses plus complexes (modèles, données fournisseurs, estimations) et des choix de catégories pertinents. Articulé au Scope 2 émissions indirectes énergie, le Scope 3 autres émissions indirectes permet d’identifier les transferts de pression carbone hors des périmètres opérationnels. Les références de bonnes pratiques incluent le Protocole GES (2011, 2015) et ISO 14067:2018 pour l’empreinte produit. Une attention particulière doit être portée à la double comptabilisation potentielle avec des partenaires et à la matérialité de chaque catégorie, en cohérence avec la CSRD 2022/2464. Les séries temporelles doivent rester comparables : documenter les changements méthodologiques, les mises à jour de facteurs (ex. bases 2023) et l’amélioration de la couverture fournisseurs. L’objectif demeure d’orienter les décisions d’achats et d’éco-conception sur des réductions physiques et mesurables. Pour en savoir plus sur Scope 3 autres émissions indirectes, clic on the following link: Scope 3 autres émissions indirectes
Différences entre scopes GES
Les Différences entre scopes GES tiennent aux frontières, aux sources d’émissions et aux leviers de pilotage. Le Scope 1 recouvre les émissions directes des installations et véhicules opérés, le Scope 2 celles liées à l’énergie achetée, et le Scope 3 les émissions de la chaîne de valeur. Clarifier les Différences entre scopes GES permet de fiabiliser la gouvernance, éviter les doubles comptages et allouer les responsabilités. Les Différences entre scopes GES s’apprécient aussi dans les méthodes : facteurs réseau (Scope 2), facteurs combustibles (Scope 1), modèles amont-aval (Scope 3). Les bonnes pratiques d’ISO 14064-1:2018, du Protocole GES 2015 et des ESRS E1 2023 exigent une documentation explicite des périmètres et hypothèses. L’articulation avec le Scope 2 émissions indirectes énergie est centrale pour caler les stratégies d’achats et d’efficacité. Les organisations gagnent à publier les trois scopes simultanément pour assurer la cohérence du récit climatique et faciliter l’audit. Pour en savoir plus sur Différences entre scopes GES, clic on the following link: Différences entre scopes GES
Exemples d émissions par scope
Les Exemples d émissions par scope aident à concrétiser la comptabilisation dans des contextes variés : combustion de gaz naturel sur site pour le Scope 1, électricité réseau pour le Scope 2, achats de matières premières et transport aval pour le Scope 3. Présenter des Exemples d émissions par scope favorise l’appropriation des méthodes et la qualité des inventaires, tout en illustrant les ordres de grandeur. Les Exemples d émissions par scope doivent préciser les unités (kWh, MWh, tCO2e), les facteurs (année, source officielle 2023) et les limites de données. Lorsque pertinent, une référence à NF EN 16258:2012 peut cadrer les transports, et ISO 14064-1:2018 la consolidation. Mettre en regard les exemples avec le Scope 2 émissions indirectes énergie souligne l’importance des choix d’approvisionnement et de la performance énergétique. La cohérence temporelle des facteurs et la traçabilité des hypothèses restent déterminantes pour la comparabilité. Pour en savoir plus sur Exemples d émissions par scope, clic on the following link: Exemples d émissions par scope
FAQ – Scope 2 émissions indirectes énergie
Qu’inclut précisément le périmètre du Scope 2 ?
Le Scope 2 couvre les émissions indirectes dues à la consommation d’énergie achetée : électricité, chaleur, vapeur et froid. Il exclut la combustion sur site (Scope 1) et la chaîne de valeur (Scope 3). Deux résultats peuvent être publiés : une valeur selon l’approche localisation (facteur moyen du réseau) et une selon l’approche marché (attributs contractuels tels que garanties d’origine). Les référentiels clés sont le Protocole GES (2015) et ISO 14064-1:2018, qui encadrent définitions, méthodes et assurance. Pour un reporting fiable, les facteurs d’émission doivent être sourcés et datés (ex. 2023) et les contrats documentés. La communication doit expliquer les écarts entre les deux approches. Le Scope 2 émissions indirectes énergie s’intègre enfin à un système de management, par exemple ISO 50001:2018, pour relier objectifs, actions et revue de performance.
Faut-il publier l’approche localisation et l’approche marché ?
La publication conjointe est considérée comme une bonne pratique, car chaque approche apporte un éclairage complémentaire : comparabilité géographique et temporelle pour la localisation, signal d’achat et contractualisation pour le marché. Le Protocole GES (2015) recommande de rendre explicites les hypothèses, l’année des facteurs et la qualité des instruments (garanties d’origine, PPAs). ISO 14064-1:2018 renforce la traçabilité et l’assurance, en particulier lorsque les chiffres sont utilisés pour la prise de décision ou la communication publique. Dans un contexte de gouvernance renforcée (CSRD 2022/2464), la transparence est un atout. Le Scope 2 émissions indirectes énergie gagne en lisibilité si les deux valeurs sont présentées, avec une explication claire des écarts et de leurs implications opérationnelles.
Comment gérer l’incertitude et les changements de facteurs d’émission ?
La gestion de l’incertitude passe par la documentation des sources, l’horodatage des facteurs d’émission (ex. 2023) et des contrôles internes. ISO 14064-3:2019 propose des principes d’assurance pour fiabiliser les inventaires. Lorsque les facteurs nationaux varient, il est recommandé d’expliquer l’impact sur les séries temporelles et d’éviter les ruptures non justifiées. Des analyses de sensibilité aident à comprendre la robustesse des résultats, notamment pour de grands portefeuilles multi-pays. Le Scope 2 émissions indirectes énergie doit conserver une comparabilité minimale, en alignant les hypothèses et en publiant les changements méthodologiques. Lorsque la matérialité est élevée, une revue indépendante peut renforcer la confiance des parties prenantes et des auditeurs.
Quels leviers privilégier pour réduire rapidement le Scope 2 ?
Les gains rapides proviennent souvent de l’efficacité énergétique (pilotage des usages, optimisation des horaires, modernisation d’équipements), de l’autoconsommation et d’une révision des contrats d’électricité. Les plans d’action doivent être hiérarchisés selon les coûts, délais et bénéfices en tCO2e, avec une cohérence vis-à-vis d’ISO 50001:2018. L’usage d’instruments de marché (garanties d’origine, PPAs) doit être accompagné d’une documentation conforme au Protocole GES (2015). Il est recommandé de publier les deux approches pour éviter une surévaluation de l’impact perçu. Le Scope 2 émissions indirectes énergie gagne en crédibilité si la réduction contractuelle s’accompagne d’améliorations physiques et d’indicateurs d’intensité déclinés par site, afin d’ancrer durablement la trajectoire bas carbone.
Comment intégrer le Scope 2 dans une trajectoire science-based ?
L’intégration passe par la fixation d’objectifs compatibles 1,5 °C (SBTi) avec des jalons intermédiaires (ex. 2030) et un plan d’actions structuré. Le Protocole GES (2015) et ISO 14064-1:2018 fournissent les bases de mesure et de comparabilité ; ISO 50001:2018 soutient l’organisation des actions et des revues de performance. Les hypothèses d’approche marché doivent être prudentes et transparentes, avec double publication localisation/marché. Les décisions d’investissement (efficacité, autoproduction, contractualisation) sont hiérarchisées selon le coût marginal de réduction et le risque opérationnel. Le Scope 2 émissions indirectes énergie devient alors un levier cohérent avec les objectifs de décarbonation et les attentes de gouvernance des parties prenantes, tout en préservant la robustesse des données pour l’audit.
Quelles précautions pour les groupes multi-pays et multi-contrats ?
La clé est d’harmoniser la collecte (gabarits standardisés), de documenter les facteurs par pays (ex. 2023) et de définir des règles de consolidation. Les disparités réglementaires et contractuelles nécessitent une gouvernance claire, adossée à ISO 14064-1:2018 et à des contrôles internes. Les responsabilités locales doivent être formalisées, ainsi que la gestion des données manquantes (estimations, seuils). Pour l’approche marché, la traçabilité des garanties d’origine et des PPAs doit être assurée, avec preuves d’attribution. Le Scope 2 émissions indirectes énergie reste lisible si les hypothèses sont publiées et stables, et si des revues périodiques (ex. annuelles) corrigent les écarts. Une revue indépendante peut sécuriser les publications lorsque la matérialité est élevée.
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Merci de votre lecture.
Pour en savoir plus sur Scopes émissions GES, consultez : Scopes émissions GES
Pour en savoir plus sur Bilan carbone et décarbonation, consultez : Bilan carbone et décarbonation