Stimatore Scope 3: Energia e Servizi | ciferi

Questo strumento consente di stimare le emissioni di gas serra (GES) secondo il GHG Protocol per entità operanti nel settore energia e utilities. Per...

Panoramica

Questo strumento consente di stimare le emissioni di gas serra (GES) secondo il GHG Protocol per entità operanti nel settore energia e utilities. Per le società che forniscono energia elettrica, gas naturale, riscaldamento o servizi correlati, le emissioni Scope 3 rappresentano la componente più significativa dell'inventario complessivo in termini assoluti.
La Categoria 11 (uso dei prodotti venduti, principalmente la combustione di combustibili venduti dai clienti finali) e la Categoria 3 (attività correlate a combustibili ed energia) dominano tipicamente le emissioni Scope 3 nel settore. Una centrale a carbone che vende energia elettrica generata registra Scope 1 limitato (le emissioni della centrale stessa) e Scope 2 assente, ma Scope 3 Categoria 11 corrisponde alle emissioni di tutti i clienti che consumano quella elettricità in un anno intero.

Quando utilizzare questo strumento

Questo calcolatore è appropriato quando:
Lo strumento non sostituisce la due diligence completa su metodologia e confini aziendali. Serve a produrre stime di lavoro coerenti con il GHG Protocol e i fattori di emissione più recenti per il contesto italiano ed europeo.
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Revisionate una società di distribuzione energetica, un operatore di rete o un produttore di combustibili
Dovete verificare stime GES per le emissioni Categoria 3 (upstreaming di energia acquistata) o Categoria 11 (uso dei prodotti venduti)
Il cliente ha stimato Scope 3 utilizzando fattori di emissione generici e volete convalidare l'approccio con dati italiani
Preparate una carta di lavoro per un incarico di assurance limitata su dati GES secondo ISAE 3410 o ISAE 3000 (Revisioned)

Contesto normativo italiano

Quadro di reporting in Italia

In Italia, l'obbligo di disclosure sulle emissioni GES varia secondo il tipo e la dimensione dell'entità.
Società quotate su Borsa Italiana (segmento MTA) e soggetti di interesse pubblico (PIE): sono tenute a divulgare informazioni di sostenibilità secondo gli Standard di Rendicontazione sulla Sostenibilità Europea (ESRS), implementati tramite decreto legislativo. La norma ESRS E1 richiede la divulgazione delle emissioni GES lordo Scope 1, 2 e 3 ripartite per categoria materiale del GHG Protocol. La decorrenza per le prime applicazioni è 2024 (comunicazione 2023), con progressivo ampliamento della platea di obbligati.
Grandi imprese non quotate: se superano due dei tre soglia (totale attivo EUR 20 milioni, ricavi netti EUR 40 milioni, dipendenti 250), rientrano nell'ambito CSRD e devono rispettare ESRS E1 secondo un calendario di progressiva applicazione (società con oltre 500 dipendenti dal 2025, sopra 250 dal 2026, sopra 50 dal 2028).
Enti obbligati per il decreto legislativo 39/2010: le società revisionabili secondo D.Lgs. 39/2010, in assenza di specifici obblighi CSRD, non hanno attualmente un mandato normativo italiano diretto per divulgare Scope 3. Tuttavia, gli International Financial Reporting Standards (IFRS) 8 (segmenti operativi) possono richiedere di comunicare informazioni climatiche se materiali.
Società partecipate da entità quotate o sottoposte a scrutinio CONSOB: anche se non direttamente quotate, possono essere tenute a fornire dati GES al gruppo per consolidamento nel rapporto di sostenibilità consolidato.

Fattori di emissione per il contesto italiano

In Italia, non esiste una base ufficiale nazionale di fattori di emissione equivalente al UK DESNZ o al tedesco UBA ProBas. Gli operatori si avvalgono di:

Responsabilità dell'impresa e controllo di qualità

L'ISAE 3410 (Assurance su informazioni di gas a effetto serra) fornisce il framework per revisori e assurance provider nel verifica di dichiarazioni GES. Le procedure di assurance su Scope 3 tipicamente includono:
La CONSOB, nell'ambito della supervisione su reporting finanziario e sostenibilità, ha segnalato in comunicazioni tecniche che molte società sottostimano Scope 3 omettendo categorie pertinenti (es. Categoria 3 upstream nel settore energia) o utilizzando fattori obsoleti.
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Fattori DEFRA (UK DESNZ 2024): utilizzati per attività svolte nel Regno Unito e come proxy europeo per settori non italici
Database EXIOBASE 3: fornisce fattori spend-based e activity-based disaggregati per settore NACE
ISPRA (Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale): pubblica il Fattore medio di emissione della rete elettrica italiana (Fattore di Emissione della rete nazionale), aggiornato annualmente. Nel 2023, il fattore è pari a circa 0,310 kg CO2e per kWh (metodo location-based), riflettendo il mix energetico italiano che comprende fonti rinnovabili (idroelettrico prevalente), nucleare d'importazione dalla Francia, e ancora significative quote di gas naturale
Banca dati Assosai: per settori specifici (automotive, acciaio, cemento)
Valutazione dei confini dell'inventario GES: quali categorie sono incluse, quali escluse e la motivazione
Tracciamento della fonte dei fattori di emissione utilizzati (DEFRA, EXIOBASE, ISPRA, specifici fornitori)
Verifica della percentuale di dati effettivi vs. stimati per categoria
Riconciliazione anno su anno se cambiano le metodologie o i fattori
Controllo dei movimenti non spiegati tra esercizi consecutivi

Metodologia dello strumento

Struttura del calcolatore

Lo strumento è organizzato per categoria GHG Protocol (1-15). Per il settore energia e utilities, le categorie rilevanti più frequenti sono:
Per ogni categoria, è possibile inserire dati di attività (quantità fisica) o spesa (importo monetario), a seconda della disponibilità informativa e della precisione richiesta.

Immissione dati e fattori di emissione

Categoria 1 (Beni e servizi acquistati): input in formato spend (EUR). Il fattore di emissione predefinito è 0,42 kg CO2e per EUR speso (media EXIOBASE cross-settoriale). Se disponibili, sostituire con fattori specifici del settore (es. 0,55 kg CO2e/EUR per categorie di procurement high-carbon).
Categoria 3 (Attività correlate a combustibili ed energia): input in kWh di energia acquistata (elettricità, vapore, raffreddamento). Il fattore predefinito è 0,025 kg CO2e per kWh, che rappresenta le emissioni upstream e le perdite di trasmissione e distribuzione, escluse le emissioni dirette di combustione (che ricadrebbero in Scope 2). Per l'Italia, è preferibile usare il fattore ISPRA di Categoria 3 upstream se disponibile presso il cliente, altrimenti mantenere il fattore DEFRA 2024.
Categoria 11 (Uso dei prodotti venduti): questo è il campo critico per il settore energia. Per una società di distribuzione di elettricità, la stima è: quantità di MWh venduti nell'esercizio × fattore di emissione della rete nel paese di utilizzo finale. Se il cliente vende in Italia, usare il fattore ISPRA 0,310 kg CO2e/kWh. Se vende all'estero, adattare il fattore al mix energetico locale. Per una società che distribuisce gas naturale, la stima è: quantità di m³ venduti × fattore di combustione del gas naturale (circa 2,04 kg CO2e per m³ a condizioni normali). Per carburanti liquidi (gasolio, benzina), applicare il fattore specifico per combustibile.
Categoria 4 e 9 (Trasporto): input in tonne-km. Fornire modi di trasporto disaggregati (strada, ferrovia, mare, aria) e selezionare il fattore per modo. Per l'Italia, i fattori stradali (HGV) sono circa 0,107 kg CO2e per tonne-km; la ferrovia è circa 0,028 kg CO2e per tonne-km.

Esportazione e documentazione

Il calcolatore produce un file Excel di carta di lavoro con:
Questo file è pronto per l'inserimento in un fascicolo di revisione o di assurance secondo ISAE 3410.
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Categoria 1: Beni e servizi acquistati
Categoria 3: Attività correlate a combustibili ed energia (upstream)
Categoria 4: Trasporto e distribuzione a monte (procurement)
Categoria 9: Trasporto e distribuzione a valle (clienti)
Categoria 10: Elaborazione di prodotti intermedi venduti
Categoria 11: Uso dei prodotti venduti (centrale al settore energia)
Riepilogo per categoria
Scomposizione per modo di trasporto (dove applicabile)
Tracciamento della fonte dei fattori di emissione
Nota dell'utente per motivazione metodologica
Colonna "% effettivo vs. stimato" per valutazione della qualità dei dati

Applicazione pratica: Caso esemplare

Entità campione

Distribuzione Energetica Nord S.r.l. (società di distribuzione di energia elettrica, con sede a Milano, anno di reporting 2023).
Dati operativi:

Stima Scope 3 con lo strumento

Categoria 1 (Beni e servizi acquistati):
Nota di documentazione: fattore generico EXIOBASE applicato in assenza di fattori specifici per tipo di procurement. Raccomandazione per esercizio 2024: chiedere ai fornitori principali (trasformatori ad alta tensione, cavi di rame, materiali da costruzione) fattori specifici di emissione del prodotto.
Categoria 3 (Attività correlate a combustibili ed energia):
Nota di documentazione: fattore DEFRA 2024 utilizzato per mancanza di fattore ISPRA specifico Categoria 3. Elemento probativo: invoices dei fornitori di energia indicanti il periodo di fornitura e quantità.
Categoria 11 (Uso dei prodotti venduti):
Nota di documentazione: fattore ISPRA 2023 applicato. Questo rappresenta le emissioni medie della combustione nei clienti finali sulla base del mix energetico italiano. Se la società ha dati sui clienti per regione o paese, è opportuno disaggregare per fattore di emissione locale (es. clienti in Francia beneficiano del fattore nucleare inferiore).
Categoria 4 (Trasporto a monte):
Nota: quota residuale rispetto a Categoria 11. Comunque documentare.
Totale Scope 3 stimato: 6.090 + 72.500 + 33 + (altre categorie minori) = circa 961.623 tonne CO2e
Di queste, la Categoria 11 (883.500 tonne) rappresenta il 91,9% delle emissioni totali Scope 3. Questo è il pattern tipico per le società di distribuzione energetica.

Controlli di qualità

Quando revisionate questa stima:
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MWh distribuiti ai clienti finali: 2.850.000
Acquisti di energia elettrica da fornitori: 2.900.000 MWh (per coprire perdite di rete e differenze di timing)
Acquisti di materiali e servizi (pezzi di ricambio, servizi di manutengono, consulenza): EUR 14.500.000
Trasporto di materiali fornitori (principalmente componenti per impianti): 480 tonne trasportate per media 650 km ciascuna (totale 312.000 tonne-km)
Carburanti utilizzati dai veicoli aziendali (furgoni per manutenzione): 18.000 litri gasolio
Dipendenti: 240
Spesa: EUR 14.500.000
Fattore di emissione: 0,42 kg CO2e/EUR (EXIOBASE media)
Emissioni stimate: 14.500.000 × 0,42 = 6.090.000 kg CO2e = 6.090 tonne CO2e
Energia acquistata: 2.900.000 MWh
Fattore upstream DEFRA 2024: 0,025 kg CO2e/kWh
Emissioni stimate: 2.900.000.000 kWh × 0,025 = 72.500.000 kg CO2e = 72.500 tonne CO2e
MWh venduti ai clienti finali: 2.850.000
Fattore di emissione rete italiana 2023 (ISPRA location-based): 0,310 kg CO2e/kWh
Emissioni stimate: 2.850.000.000 kWh × 0,310 = 883.500.000 kg CO2e = 883.500 tonne CO2e
Tonne-km: 312.000
Modo: 100% strada (HGV)
Fattore strada: 0,107 kg CO2e/tonne-km
Emissioni stimate: 312.000 × 0,107 = 33.384 kg CO2e = 33 tonne CO2e
Riconciliazione con dati operativi: i 2.850.000 MWh distribuiti devono corrispondere ai dati di fatturazione ai clienti. Se il cliente ha un sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), estrarre i dati di conteggio orario giornaliero e riconciliare il totale annuale.
Controllo della fonte del fattore di emissione ISPRA: verificare che il fattore 0,310 kg CO2e/kWh 2023 sia stato scaricato dalla banca dati ufficiale ISPRA (www.snpa.it). Nel 2024, il fattore ha subito aggiornamenti minori; assicurarsi che il valore utilizzato sia coerente con l'anno di reporting.
Verifica della coerenza con Scope 2: se la società ha anche generazione interna di energia (es. impianti solari sulla sede), assicurarsi che non sia stata doppiamente contata in Scope 2 e Scope 3.
Movimenti anno su anno: se l'esercizio precedente ha segnato 790.000 tonne Scope 3 e il 2023 segnala 961.000 tonne, il delta di 171.000 tonne deve essere spiegato. È dovuto a maggiore volumetria distribuita (2.850 vs. 2.650 MWh nel 2022)? O a cambio di fattore di emissione (ad es., fattore 2023 vs. 2022)? Documentare l'analisi di riconciliazione.
Completezza delle categorie: Categoria 1 (6.090 tonne) è molto inferiore a quella di una società manifatturiera dello stesso livello di spesa. È corretto? Sì, perché il settore energia è capital-light in termini di emissioni di supply chain (i cavi, i trasformatori e i pezzi di ricambio hanno emissioni embodied basse rispetto al valore). Se la società ha acquistato una nuova sottostazione elettrica, lo capex potrebbe rientrare in Categoria 2 (beni strumentali), non Categoria 1. Verificare se vi è stato un acquisto significativo nel 2023.

Controlli per l'assurance secondo ISAE 3410

Quando effettuate una revisione limitata o ragionevole su dichiarazioni Scope 3 dell'entità, applicate i seguenti controlli:

Procedura 1: Validazione del confine e dell'inclusione di categoria

Atteso: Il cliente dichiara quali categorie GHG Protocol (1-15) sono incluse, quali sono escluse e il motivo dell'esclusione. Per il settore energia, almeno le Categorie 1, 3, 11 e 4 devono essere valutate per rilevanza.
Test: Leggere la nota metodologica nel rapporto di sostenibilità o nella dichiarazione GES. Se dichiara "Scope 3 comprende Categoria 1 e 11 solamente", richiedere un'analisi di materialità che giustifichi l'esclusione di Categoria 3 (energy-related upstream). La mancanza di tale giustificazione è un elemento di rilievo per l'assurance.
Documentazione: Memo con la sintesi del confine, pagine supporto dell'allegato metodologico del cliente.

Procedura 2: Tracciamento della fonte dei fattori di emissione

Atteso: Ogni fattore di emissione utilizzato è tracciato a una fonte pubblicamente disponibile o a un calcolo specifico del fornitore.
Test:
Fallimento comune: Il cliente utilizza un fattore generico "0,40 kg CO2e/EUR" per Categoria 1 senza dichiarare se è DEFRA, EXIOBASE, o un calcolo interno. Richiedere chiarimento.

Procedura 3: Verifica della percentuale effettiva vs. stimata

Atteso: Per ogni categoria, il cliente dichiara la percentuale di dati effettivi (misurati, fatturati) e la percentuale di dati stimati. Per Categoria 11 (energia venduta), il % effettivo deve essere 95%+ (tutti i clienti sono misurati tramite contatori). Per Categoria 1 (procurement), il % effettivo può essere 60-80% se il cliente ha fatture dai fornitori; il resto è stimato da benchmarking.
Test: Chiedere la fonte della percentuale dichiarata. Se dichiara "Categoria 1 è 75% effettiva," verificare campionando 10 fatture significative e confermando la riconciliazione tra quantità fatturate e quantità inserite nel calcolo.
Evidenza: Fogli di calcolo interni che mostrano il tracciamento della percentuale per categoria.

Procedura 4: Riconciliazione anno su anno

Atteso: Il cliente dichiara i movimenti Scope 3 tra esercizio N e N-1. Se la differenza percentuale è significativa (es. >15%), deve essere spiegata.
Test: Calcolare il delta assoluto e percentuale. Analizzare se è dovuto a:
Ogni causa deve avere evidenza documentale.
Fallimento comune: Cliente segnala "Scope 3 aumentato del 22%" ma non fornisce riconciliazione. Se l'aumento di volumetria è solo del 3%, il delta di 19 pp deve essere spiegato da cambio di fattore o metodologia. Richiedere analisi prima di concludere l'assurance.
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Per Categoria 11 (entità italiana): fattore ISPRA deve essere dell'anno X o X-1, non più vecchio. Scaricare il fattore dal sito ISPRA per conferma.
Per Categoria 1: se si usa EXIOBASE, verificare la versione (v3.8 vs. v3.9 ecc.) e se la disaggregazione settoriale NACE utilizzata è congruente con i codici di attività del cliente.
Per trasporto (Categorie 4, 9): se usati fattori specifici dal fornitore logistico, chiedere la metodologia di calcolo e se segue la norma ISO 14083 o il GHG Protocol.
Cambio di volumetria operativa (es. più MWh distribuiti nel 2023 che nel 2022)
Cambio di fattore di emissione (es. fattore ISPRA aggiornato anno su anno)
Cambio di metodologia (es. da stima generica a dati granulari)
Cambio di confine (es. acquisizione di un'altra società o dismissione)

Scenari critici per il settore energia e utilities

Scenario 1: Società di distribuzione di gas naturale

Calcolare Scope 3 Categoria 11 come: volume di m³ di gas naturale venduti nel periodo × fattore di emissione di combustione del gas naturale.
Fattore: circa 2,04 kg CO2e per m³ (combustione stechiometrica di CH4, valore DEFRA 2024). Se il cliente vende gas a clienti residenziali, industriali e commerciali, è possibile disaggregare il fattore per categoria di cliente (es. industriale ha margini di perdita idrogenata diversa). La fonte preferita è sempre DEFRA 2024 o ISPRA se disponibile.
Controllo critico: gas venduto = gas acquistato dai fornitori + incremento giacenze in stoccaggio, meno perdite di rete. Riconciliare il bilancio di massa annuale.

Scenario 2: Società di produzione di energia rinnovabile (solare, eolico) che vende

Categoria 11: tecnicamente, le energie rinnovabili hanno emissioni di combustione zero nella fase di uso (il sole e il vento non bruciano). Tuttavia, se la società vende nel mercato italiano che è ancora to 25-30% alimentato da fonti fossili, l'emissione media della rete (0,310 kg CO2e/kWh nel 2023) deve comunque essere applicata al fine della comunicazione, poiché rappresenta l'emissione evitata dal sistema nel momento in cui l'energia rinnovabile è iniettata in rete.
Controllo critico: il cliente non deve "azzerare" le emissioni Categoria 11 solo perché la sua fonte è rinnovabile. Il GHG Protocol e il contesto italiano richiedono di riportare le emissioni della rete (non del produttore), perché è ciò che interessa l'utente finale e il sistema di gestione del carbonio.

Scenario 3: Entità che vende energia e servizi di efficienza energetica

La società potrebbe avere Categoria 11 mista: parte energia (da calcolare con il fattore di rete), parte servizi (da calcolare con fattore spend-based Categoria 1). Assicurarsi che il cliente disaggreghi correttamente la ricavi tra le due categorie e applichi il fattore appropriato a ciascuna.
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Riepilogo dell'uso dello strumento

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Selezionare il paese e il settore. Questo strumento è configurato per entità operanti nel settore energia e utilities in Italia.
Inserire i dati operativi per le categorie rilevanti (energia venduta, combustibili venduti, procurement, trasporto).
Verificare i fattori di emissione predefiniti. Se disponibili, sostituire con fattori specifici del cliente (da ISPRA, DEFRA, o fornitori specifici).
Esportare il file di lavoro. Il file Excel contiene la sintesi per categoria, il tracciamento dei fattori di emissione, e spazio per note di documentazione.
Integrare con la vostra carta di lavoro di assurance. Il file è pronto per essere inserito in un fascicolo ISAE 3410 come evidenza di stima metodologica.
Riconciliare anno su anno e documentare i movimenti. Assicurarsi che ogni variazione significativa sia spiegata e supportata.

Contatti e risorse

Per approfondimenti su:
Per domande sull'utilizzo dello strumento o sulla metodologia, contattate il team ciferi.
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Metodologia GHG Protocol: www.ghgprotocol.org
Fattori ISPRA (Italia): www.snpa.it, sezione banca dati fattori emissione
Fattori DEFRA (UK/Europa proxy): www.gov.uk/government/collections/energy-security-bill-tracker
Standard ISAE 3410 e ISAE 3000 (Revisioned): disponibili tramite IFAC (International Federation of Accountants) e nella traduzione italiana presso CNDCEC