Estimateur d'émissions de Scope 3 | ciferi

Contexte réglementaire canadien

Le Canada n'a pas de cadre fédéral unifié mandatant la divulgation des émissions de Scope 3. Cependant, plusieurs mécanismes créent une obligation de fait pour les entités canadiennes de grande taille opérant sur les marchés internationaux.
Le Règlement sur la transparence relative aux risques climatiques (Climate-related Disclosure Transparency Regulation), entré en vigueur en juin 2024, s'applique aux sociétés ouvertes dont la capitalisation boursière dépasse 750 millions de dollars canadiens et aux institutions financières. Ce cadre reprend les recommandations du Groupe de travail sur l'information financière relative aux changements climatiques (TCFD). Les émissions de Scope 3 doivent être divulguées si elles sont considérées comme significatives pour l'entité.
Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) publie chaque année les facteurs de conversion d'émissions de gaz à effet de serre (GES) applicables aux activités canadiennes. Ces facteurs couvrent la combustion de combustibles, l'électricité, le transport et les déchets. Pour les provinces, les facteurs d'intensité du réseau électrique varient considérablement en fonction du bouquet énergétique : la Colombie-Britannique et le Québec, fortement hydroélectriques, affichent des facteurs proches de zéro, tandis que l'Alberta et la Nouvelle-Écosse, dépendantes du charbon et du gaz naturel, présentent des facteurs beaucoup plus élevés.
Les sociétés mères belges opérant au Canada doivent réconcilier les divulgations canadiennes avec les obligations de déclaration en vertu du Règlement d'exécution (UE) 2018/2087 (Norme européenne de déclaration de durabilité, NFRD) et, à compter de 2025-2026, avec la Directive sur la durabilité des entreprises (CSRD). Un client belge avec une filiale canadienne doit mettre en place un processus de consolidation des données qui harmonise les méthodologies et les facteurs d'émission entre les deux juridictions.

Cadre normalisé d'émissions

Les Normes de comptabilité pour la durabilité du Canada (CSA) ont adopté les Normes IFRS de durabilité. La norme S2 du Conseil des normes de comptabilité de durabilité (ISSB) exige la divulgation d'émissions de Scope 1, 2 et 3 où elles sont significatives au sens des dispositions d'IFRS S1. Bien que ces normes ne soient pas encore obligatoires au fédéral, les assureurs, les régimes de retraite et les fonds d'investissement qui y adhèrent créent une demande en amont auprès de leurs contreparties canadiennes.
Le Protocole de quantification et de déclaration des gaz à effet de serre (Protocole GES), le cadre international de facto, distingue les 15 catégories de Scope 3 que utilisent tous les estimateurs d'émissions. Pour les entités canadiennes, la catégorie 1 (biens et services achetés) comprend souvent un volume considérable d'émissions amont en raison de la structure industrielle du Canada : approvisionnement en énergie, minéraux, métaux et produits agricoles depuis des fournisseurs intensifs en carbone.

Orientation pratique pour le Canada

Les entités canadiennes devraient utiliser les facteurs d'émission du Protocole GES par défaut, complétés par les facteurs spécifiques au Canada d'ECCC quand ces derniers offrent une meilleure précision. Pour les catégories basées sur la dépense (Scope 3, catégories 1, 2, 14, 15), appliquez un facteur moyen de 0,42 kg équivalent CO2 par dollar canadien dépensé, basé sur les données d'EXIOBASE et ajusté pour le contexte industriel canadien.
Pour l'électricité (catégorie 3, énergies amont), utilisez le facteur d'intensité du réseau électrique propre à la province. Le Québec et la Colombie-Britannique, largement décarbonisés, affichent des facteurs proches de 0,01 kg équivalent CO2 par kilowattheure. L'Alberta, avec un réseau à base de gaz naturel et de charbon, affiche un facteur d'environ 0,82 kg équivalent CO2 par kilowattheure. Vérifiez la composition du réseau auprès d'Environnement et Changement climatique Canada pour l'année de déclaration pertinente.
Pour le transport amont (catégorie 4), le Canada dépend fortement du transport routier transcontinental. Utilisez un facteur de 0,110 kg équivalent CO2 par tonne-kilomètre pour le transport routier par camion. Le transport ferroviaire, plus efficace, affiche un facteur de 0,028 kg équivalent CO2 par tonne-kilomètre. Pour le transport aérien de fret, le facteur est de 0,602 kg équivalent CO2 par tonne-kilomètre.
Pour les voyages d'affaires (catégorie 6), les distances au Canada sont considérables. Les vols intérieurs courts (moins de 3 700 kilomètres) affichent un facteur de 0,156 kg équivalent CO2 par passager-kilomètre. Les vols longs (plus de 3 700 kilomètres) affichent un facteur de 0,195 kg équivalent CO2 par passager-kilomètre. Le facteur dépend aussi de la classe de cabine : la classe affaires augmente le facteur d'un coefficient de 3 à 5 en raison de l'allocation de la surcharge radiative.
Pour les navettes des employés (catégorie 7), appliquez un facteur moyen de 1,28 kg équivalent CO2 par employé et par jour de travail, en supposant un mélange modal (automobile, transport en commun, vélo, télétravail) représentatif du parc de transport canadien. Si vous disposez de données détaillées sur le parc automobile de vos employés (électrique, hybride, essence), ajustez ce facteur à la baisse. Les provinces avec des transports en commun robustes (Toronto, Vancouver, Montréal) peuvent justifier un facteur inférieur.
Pour les déchets (catégories 5, 12), les facteurs de traitement des déchets varient selon la province. La mise en décharge produit un facteur de 586 kg équivalent CO2 par tonne (incluant les émissions de méthane). L'incinération avec récupération d'énergie affiche un facteur de 21,3 kg équivalent CO2 par tonne. Le compostage, 10,2 kg équivalent CO2 par tonne. Appliquez le facteur correspondant à votre méthode réelle de traitement.

Attentes en matière d'assurance

Les fournisseurs d'assurance limitée sur les divulgations GES au Canada, conformément à ISAE 3410 ou ISAE 3000 (Révisé), se concentrent sur trois domaines : la cohérence méthodologique d'une année à l'autre, la traçabilité des facteurs d'émission jusqu'à leur source (ECCC, Protocole GES, données de fournisseur), et l'exhaustivité des limites (entreprise, opérationnelle ou financière, et cohérence de la consolidation).
En pratique, cela signifie que votre documentation doit préciser, pour chaque catégorie de Scope 3, la source du facteur d'émission utilisé, le taux de couverture des données (pourcentage d'activités basé sur des données réelles par rapport à des estimations), et tout changement de méthodologie par rapport à l'année précédente. Si vous avez changé de facteur d'émission entre deux années de déclaration, cela doit être expliqué et, si significatif, les chiffres comparatifs de l'année précédente doivent être retraités.
Les auditeurs belges des Réviseurs d'Entreprises (RE) opérant au Canada, ou les Réviseurs d'Entreprises eux-mêmes fournissant une assurance sur les divulgations d'émissions canadiennes d'une filiale belge, appliqueront les normes ISA (Belgique) adaptées au contexte de l'assurance en matière de durabilité. ISAE 3410, la norme spécialisée, exige que le réviseur comprenne les émissions de GES au niveau de l'assertion (par exemple, la catégorie de Scope 3 est-elle présentée fidèlement dans les états financiers non consolidés ? L'émission projetée est-elle cohérente avec les données du fournisseur ?) et recueille des éléments probants suffisants et appropriés pour chaque assertion significative.

Pièges courants dans l'estimation canadienne

La majorité des entités canadiennes qui commencent à divulguer Scope 3 commettent trois erreurs principales.
Première erreur : confondre les facteurs d'émission de Scope 2 avec ceux de Scope 3, catégorie 3. Scope 2 mesure les émissions des achats d'électricité. Scope 3, catégorie 3, mesure les émissions amont associées à la production et à la distribution de cette électricité (extraction du combustible, conversion en électricité, pertes en ligne). Les deux ne doivent pas être cumulés. Si vous déclarez l'électricité en Scope 2 (ce que font la plupart des entités), ne la rapportez pas à nouveau en Scope 3, catégorie 3. La catégorie 3 s'applique uniquement si votre électricité n'apparaît pas dans Scope 1 ou 2 (par exemple, l'électricité consommée par un fournisseur dans son processus de transformation d'un bien que vous achetez).
Deuxième erreur : ignorer les variations provinciales du réseau électrique. Un client avec des opérations au Québec et en Alberta doit appliquer deux facteurs d'intensité du réseau différents. Appliquer le facteur national moyen du Canada masquera le véritable profil d'émissions de chaque site. Le Québec, en tant que producteur hydroélectrique net, affiche un facteur de réseau très faible (environ 0,01 kg équivalent CO2 par kilowattheure). L'Alberta affiche un facteur beaucoup plus élevé en raison de sa dépendance aux combustibles fossiles. La différence change de manière significative le profil d'émissions du site.
Troisième erreur : appliquer des facteurs d'émission mondiaux sans adapter aux spécificités canadiennes. Le Canada est géographiquement vaste. Les distances de transport sont considérables. Un facteur d'émission moyen du Protocole GES pour le transport routier peut être approprié pour les estimations initiales, mais il doit être remplacé par des facteurs spécifiques à la route ou au mode de transport réel une fois que les données détaillées sont disponibles. De même, les émissions amont des matières premières canadiennes (pétrole, gaz naturel, minerais, produits agricoles) sont documentées par les fournisseurs canadiens ; il est préférable de les utiliser directement plutôt que de s'appuyer sur des facteurs génériques.

Considérations spécifiques au Canada

Le Canada est le quatrième producteur de pétrole et le cinquième producteur de gaz naturel au monde. Les émissions de Scope 3 des entités opérant dans la chaîne d'approvisionnement énergétique (exploration, extraction, raffinage, transport, distribution) constituent une part substantielle du profil d'émissions national. Si votre client est un fournisseur ou un client de l'industrie énergétique canadienne, les émissions de Scope 3, catégorie 1 (approvisionnement en combustibles) et catégorie 4 (transport amont) seront importantes.
Le Canada s'est engagé à réduire ses émissions totales de 40 % à 45 % d'ici 2030 par rapport aux niveaux de 2005. Cet engagement, combiné à la transition énergétique mondiale, affecte les attentes des investisseurs concernant les émissions futures. Lorsque vous estimez les émissions de Scope 3, prenez en compte les scénarios de transition : si un fournisseur actuellement alimenté par du gaz naturel passe à des énergies renouvelables, l'intensité de ses émissions amont diminuera, ce qui affectera vos calculs de catégorie 1.
Le transport routier représente plus de 24 % des émissions du Canada. Si vos opérations ou votre chaîne d'approvisionnement dépendent du transport routier transcontinental (ce qui est courant au Canada), les émissions de Scope 3, catégories 4 (transport amont) et 9 (transport aval) seront substantielles. Documentez les kilomètres réels, les poids transportés et les modes de transport pour améliorer la précision plutôt que d'utiliser des estimations par défaut.
Les provinces canadiennes ayant des historiques de produits du carbone mènent des initiatives de tarification du carbone qui créent une incitation financière à réduire les émissions signalées. L'Alberta, la Colombie-Britannique et d'autres provinces appliquent un prix au carbone qui augmente année après année. Ceci crée une incitation pour les entités à documenter avec précision leurs émissions, ce qui appuie un estimation fiable du Scope 3.

Questions fréquemment posées

Le Canada impose-t-il la divulgation obligatoire de Scope 3 ?
Non. Le Règlement sur la transparence relative aux risques climatiques ne mandate que les divulgations alignées sur le TCFD, ce qui inclut Scope 3 si les émissions sont significatives. Il n'existe pas de seuil numérique fédéral. Chaque entité doit évaluer la significativité en fonction de son contexte commercial, de la sensibilité des parties prenantes et de l'exposition financière potentielle. Les filiales canadiennes de sociétés mères belges soumises à la CSRD doivent cependant divulguer Scope 3 en vertu de la NFRD/CSRD, ce qui s'applique à la consolidation au niveau du groupe.
Quels facteurs d'émission utiliser pour une entité canadienne ?
Utilisez les facteurs d'ECCC (Environnement et Changement climatique Canada) comme source première pour les activités spécifiques au Canada. Complétez par le Protocole GES ou les facteurs EXIOBASE où les facteurs spécifiques au Canada ne sont pas disponibles. Assurez-vous toujours que le facteur d'émission correspond à l'année de déclaration : ECCC met à jour ses facteurs annuellement, généralement entre avril et juin. Utilisez la dernière version disponible pour votre période de déclaration.
Comment gérer les variations du réseau électrique entre les provinces ?
Appliquez le facteur d'intensité du réseau de la province spécifique où l'électricité est consommée. Ne pas faire la moyenne entre les provinces. Consultez les données historiques d'ECCC ou les rapports des organismes de réglementation provinciaux (par exemple, la Régie de l'énergie du Québec, la Alberta Utilities Commission) pour obtenir les facteurs précis de chaque année de déclaration.
Comment réconcilier les divulgations canadiennes avec les divulgations belges CSRD ?
Documentez les différences méthodologiques : la CSRD (via ESRS E1) suit le Protocole GES et exige l'inclusion des émissions de Scope 3 basées sur un seuil de significativité. Le Règlement canadien suit le TCFD avec une significativité basée sur l'exposition financière. Pour une filiale canadienne d'un groupe belge, préparez un rapprochement montrant comment les émissions de Scope 3 de la filiale canadienne contribuent à la divulgation consolidée du groupe en vertu de la CSRD. Tout écart doit être expliqué (par exemple, différence de facteur d'émission, différence de limites, différence d'année civile).
Quels éléments probants doivent être documentés pour une assurance limitée ?
Pour chaque catégorie de Scope 3 déclarée, documentez : (1) la source de chaque facteur d'émission (ECCC, Protocole GES, données fournisseur) ; (2) le pourcentage de couverture (données réelles par rapport à estimations) ; (3) les formules de calcul (tonne-kilomètres multipliés par facteur, dépenses multipliées par facteur d'intensité) ; (4) les changements de méthodologie par rapport à l'année précédente et leur justification ; (5) tout calcul de significativité effectué pour déterminer si Scope 3 doit être divulgué. Incluez aussi un calcul de sensibilité montrant comment les changements raisonnablement possibles dans les hypothèses (par exemple, ± 10 % du facteur d'émission) affecteraient la conclusion.
Comment traiter les émissions de partenaires joints-ventures au Canada ?
Le Protocole GES distingue le contrôle financier du contrôle opérationnel. Une joint-venture canadienne peut être consolidée en fonction de votre intérêt en vertu du droit comptable belge, mais ses émissions peuvent être divulguées différemment en vertu du Protocole GES (proportionnellement à votre participation plutôt que 100 %). Documentez votre approche de consolidation et montrez comment elle s'aligne avec les exigences de la CSRD ou du Règlement canadien, le cas échéant.
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