Scope 2: guía para entender tus emisiones indirectas

Esta guía convierte el GHG Protocol Scope 2 Guidance en una secuencia de implementación. El documento actúa como enmienda del GHG Protocol Corporate Accounting and Reporting Standard para las emisiones de Scope 2 y sustituye los requisitos previos sobre electricidad comprada y consumida. Su cambio central es exigir, cuando existan mercados con instrumentos contractuales, dos resultados de Scope 2: uno location-based y otro market-based.

Resultado esperado de la implementación

Una implementación correcta produce un inventario de Scope 2 que muestra dos lecturas compatibles del consumo energético: la exposición física a las redes donde opera la organización y el efecto de los instrumentos contractuales que la organización puede reclamar.

1. Entender qué cambia con la Scope 2 Guidance

La guía se usa por cualquier organización que compile un inventario corporativo bajo el Corporate Standard: empresas, gobiernos, ONG u otras entidades. También es relevante para proveedores de energía, utilities, operadores de red, comercializadores de programas voluntarios y autoridades que regulan mercados eléctricos, porque define qué información necesitarán los consumidores para reportar Scope 2.

El documento introduce una lógica nueva respecto al estándar corporativo original. Scope 2 ya no se calcula únicamente con un factor promedio de red o un dato de proveedor. Cuando el mercado proporciona datos de producto o proveedor mediante instrumentos contractuales, la organización debe reportar dos resultados:

• un total location-based, basado en la intensidad media de la red donde se consume la energía;
• un total market-based, basado en la energía que la empresa ha elegido contractualmente o, si no hay elección contractual válida, en datos de respaldo como residual mix o factores location-based.

1.1 Distinguir requisitos, recomendaciones y opciones

El documento usa tres niveles normativos:

• shall: requisito para que el inventario sea conforme con la Scope 2 Guidance y, por extensión, con el Corporate Standard;
• should: recomendación;
• may: opción permitida.

En la implementación conviene registrar esta diferencia en el propio plan de trabajo. Las obligaciones deben convertirse en controles de cierre; las recomendaciones deben evaluarse según relevancia, materialidad y capacidad de datos; las opciones deben documentarse si se usan para evitar interpretaciones inconsistentes.

1.2 Definir la terminología operativa

Antes de calcular, la organización debe fijar un vocabulario común:

2. Empezar por los objetivos de negocio

La fuente indica que, antes de contabilizar Scope 2, las compañías deben considerar qué objetivos persiguen. Esta decisión no es cosmética: determina el nivel de desagregación, la calidad documental, la lectura de riesgos y la utilidad de los resultados.

2.1 Objetivos que debe cubrir el sistema

La organización debe evaluar si quiere usar Scope 2 para:

• identificar riesgos y oportunidades asociados a electricidad comprada y consumida;
• identificar oportunidades internas de reducción, fijar targets y hacer seguimiento;
• involucrar a proveedores de energía y socios de mercado;
• mejorar la información a stakeholders y la reputación mediante reporte transparente.

2.2 Leer riesgos y oportunidades con los dos métodos

El método location-based ayuda a observar la exposición de la empresa al mix de red y a cambios regionales fuera de su control directo. El método market-based muestra las decisiones contractuales de suministro, incluyendo productos, tarifas, PPAs, certificados o falta de elección específica.

Ambos métodos pueden revelar riesgos distintos:

• riesgo regulatorio, porque impuestos, cuotas, subsidios o normas pueden afectar de forma diferente a consumidores y productos;
• riesgo de coste y fiabilidad, porque el mix de proveedor y la red no siempre coinciden;
• riesgo reputacional, si se hacen claims sin criterios de calidad o con doble conteo;
• riesgo legal, si los derechos contractuales transmitidos no se reflejan correctamente en el inventario;
• riesgos ambientales no climáticos, como SOx, mercurio, impactos hídricos o residuos nucleares, que pueden estar asociados a la red local.

3. Aplicar los principios de contabilidad y reporte

La Scope 2 Guidance mantiene los cinco principios del GHG Protocol y los usa para resolver ambigüedades.

Cuando haya conflicto entre principios, la guía no permite resolverlo ocultando información. Por ejemplo, si una empresa puede calcular un total market-based pero no tiene residual mix para una parte del mercado, debe explicar esa ausencia. Si un dato contractual existe pero no cumple los criterios de calidad, no debe incorporarse al total market-based; puede revelarse por separado.

4. Elegir y etiquetar los métodos de Scope 2

La guía define dos métodos de contabilidad para asignar emisiones de generación eléctrica a consumidores finales.

4.1 Método location-based

El método location-based refleja la intensidad media de emisiones de las redes donde se consume electricidad. Se basa en información estadística agregada de generación y producción eléctrica dentro de una frontera geográfica y temporal.

Debe usarse:

• en todas las localizaciones;
• para mostrar exposición al mix físico o estadístico de red;
• para comparar operaciones en mercados donde no existen instrumentos contractuales;
• como proxy market-based cuando no hay datos market-based aplicables para una operación.

Limitación: un factor promedio de red no transmite derechos contractuales ni claims legales sobre atributos de generación. Tampoco descuenta por defecto compras voluntarias o certificados reclamados por otros usuarios.

4.2 Método market-based

El método market-based refleja emisiones asociadas a la electricidad que la empresa ha elegido contractualmente, o a la falta de elección específica cuando no dispone de instrumentos válidos. Usa certificados de atributos, contratos, PPAs, factores de proveedor, tarifas verdes, residual mix u otros datos reconocidos.

Debe usarse cuando cualquier instalación dentro de la frontera corporativa esté en un mercado donde los consumidores puedan recibir datos específicos de producto o proveedor mediante instrumentos contractuales. Si la empresa tiene operaciones globales y solo algunas están en mercados con instrumentos, el total market-based debe cubrir todo el inventario corporativo; para las operaciones sin datos market-based se usan datos location-based como proxy.

Mapa conceptual: decisión de método

Scope 2
├── ¿Hay mercados con datos de producto o proveedor?
│   ├── No → Reportar un total location-based
│   └── Sí → Reportar dos totales corporativos
│       ├── Location-based → factores medios de red
│       └── Market-based → instrumentos válidos o proxies
└── Regla práctica
    └── Etiquetar cada total y no combinarlos

4.3 No tratar los métodos como gross/net

El método market-based puede bajar el total reportado si los instrumentos transmiten factores de cero o baja emisión, pero eso no lo convierte en un resultado neto. Los offsets, allowances u otras compensaciones se reportan fuera de los scopes según corresponda. La empresa puede reportar emisiones evitadas por separado, pero no debe mezclarlas con los totales de Scope 2.

5. Definir la frontera de Scope 2

Scope 2 incluye emisiones indirectas por generación de electricidad, vapor, calor o frío comprados o adquiridos y consumidos por la empresa. Las emisiones de generación ocurren en fuentes propiedad u operadas por generadores, que las reportan como Scope 1. Scope 2 captura solo las emisiones de generación asociadas a energía consumida por la organización reportante.

5.1 Partir de la frontera organizacional

Antes de identificar Scope 2, la empresa debe aplicar el enfoque de consolidación definido para el inventario corporativo: equity share, control financiero u operational control. Ese enfoque decide qué operaciones entran. Después, la energía de esas operaciones se clasifica por scopes.

En activos arrendados, el documento recuerda la lógica del Corporate Standard: los arrendamientos suelen conferir control operacional al arrendatario salvo que el contrato indique otra cosa. Por tanto, si una empresa ocupa un espacio arrendado y aplica operational control, la energía comprada o adquirida para ese espacio debe tratarse como Scope 2 aunque no reciba una factura individual.

5.2 Identificar las formas de energía

Scope 2 cubre al menos cuatro formas de energía adquirida:

• electricidad;
• vapor;
• calor;
• frío.

La guía se centra principalmente en electricidad, pero el apéndice A extiende la lógica a vapor, calor y frío. Si existen contratos o certificados para calor, vapor o frío, pueden usarse en el método market-based siempre que cumplan criterios de calidad adecuados.

5.3 Clasificar escenarios de producción y distribución

La fuente distingue varios escenarios que cambian el tratamiento contable:

5.4 Usar consumo bruto, no net metering, como base de Scope 2

Cuando una instalación genera energía in situ, vende excedentes y compra electricidad de red, puede disponer de un dato neto de consumo. Para Scope 2, la organización debe usar compras brutas de red, no compras netas después de restar exportaciones. El consumo total de energía incluye la energía autogenerada consumida y la electricidad comprada de red; excluye la generación vendida a la red.

Si no se puede distinguir entre compras brutas y netas, debe declararse y justificarse.

5.5 Evitar doble conteo

El doble conteo puede aparecer entre Scope 1 y Scope 2, entre varias empresas que reportan Scope 2 o entre claims contractuales. No todo solapamiento es un error: que un generador reporte Scope 1 y un consumidor reporte Scope 2 es inherente al marco de scopes. El problema surge cuando una misma entidad repite emisiones en su propio inventario o cuando varios consumidores reclaman los mismos atributos.

Mapa conceptual: doble conteo en Scope 2

Doble conteo
├── Scope 1 y Scope 2 en inventarios distintos
│   └── Inherente al marco → no es error
├── Scope 1 y Scope 2 en el mismo inventario
│   └── Evitar repetir energía propia consumida
├── Scope 2 con métodos distintos
│   └── No sumar ni netear location-based y market-based
└── Scope 2 con claims contractuales duplicados
    └── Aplicar Quality Criteria, retiro y residual mix

6. Calcular Scope 2

El proceso de cálculo sigue la lógica general del GHG Protocol: identificar fuentes, elegir métodos, recopilar datos de actividad, seleccionar factores de emisión, multiplicar datos por factores y consolidar resultados. La diferencia es que Scope 2 puede requerir dos vías paralelas.

6.1 Decidir si corresponde dual reporting

La pregunta inicial es si alguna instalación de consumo energético está en un área donde los clientes de red pueden recibir datos específicos de producto o proveedor en forma de certificados, contratos, factores de proveedor, tarifas verdes, residual mix u otros instrumentos contractuales.

6.2 Recopilar datos de actividad

Para disclosure de consumo eléctrico, los datos de actividad incluyen toda la electricidad comprada o adquirida y consumida durante el periodo, incluyendo energía procedente de generación propia que puede no entrar en el cálculo Scope 2.

Para el cálculo Scope 2, los datos de actividad incluyen:

• energía comprada o adquirida y consumida desde una entidad fuera de la organización;
• energía consumida de generación propia u operada cuando los atributos o certificados se han vendido o transferido;
• energía recibida por transferencia directa;
• electricidad de red comprada en términos brutos.

Las fuentes preferentes son facturas, mediciones y registros de consumo por MWh o kWh. Si no hay medición directa, pueden usarse estimaciones razonables, como asignar consumo de edificio por superficie ocupada y tasa de ocupación.

6.3 Tratar ventas de certificados

La venta de certificados cambia el claim disponible. Si una empresa consume energía de su propia instalación solar pero vende los certificados a un tercero, pierde el derecho de reclamar esos atributos en market-based y también debe evitar claims location-based de cero emisiones asociados a esa generación. En ese caso debe usar las jerarquías de factores correspondientes.

6.4 Seleccionar factores de emisión

Para el método location-based, la jerarquía preferida es:

1. factores regionales o subnacionales que representen la producción eléctrica en una región de distribución definida y que aproximen el área de consumo;
2. factores nacionales de producción cuando no haya datos regionales mejores.

Para el método market-based, la jerarquía de datos va de mayor a menor precisión:

1. certificados de atributos energéticos o instrumentos equivalentes, ya sean unbundled, bundled, incluidos en contratos o entregados por utility;
2. contratos de electricidad, como PPAs o contratos de fuente específica, cuando no existan certificados o no sean requeridos para el claim;
3. factores de emisión de proveedor o utility, incluyendo producto estándar o producto diferenciado, divulgados según la mejor información disponible;
4. residual mix subnacional o nacional que descuente compras voluntarias;
5. otros factores promedio de red si no hay datos market-based aplicables.

6.5 Emparejar factores con unidades de consumo

Cada unidad de electricidad consumida debe emparejarse con un factor apropiado para su localización o mercado. Si una empresa compra certificados para cubrir solo una parte del consumo de una instalación, debe usar otros instrumentos o factores para el resto.

Cuando la compra de certificados se hace de forma centralizada para un país o región, la empresa debe documentar cómo asigna esos certificados a consumos individuales. Esto evita que una misma unidad contractual se use para cubrir más de una unidad de consumo.

6.6 Calcular emisiones

El procedimiento de cálculo es:

1. multiplicar los datos de actividad de cada operación por el factor de emisión aplicable para cada gas disponible;
2. multiplicar por los valores de Global Warming Potential para obtener CO2e;
3. reportar Scope 2 por cada método en toneladas métricas de cada GEI, cuando estén disponibles, y en toneladas métricas de CO2e.

7. Cumplir los requisitos de accounting and reporting

El capítulo 7 concentra los requisitos de información para Scope 2, las recomendaciones y opciones. La implementación debe convertirlo en una matriz de cierre.

7.1 Información obligatoria

Las empresas con operaciones en mercados con datos específicos de producto o proveedor deben contabilizar y reportar Scope 2 de dos maneras: location-based y market-based. Si no existen mercados con instrumentos contractuales en toda la frontera organizacional, se reporta solo location-based.

También deben divulgar:

• métodos usados para Scope 2;
• categorías de instrumentos de las que derivan los factores market-based, especificando tecnologías de generación cuando sea posible;
• año base elegido;
• método usado para calcular el Scope 2 del año base;
• si se usaron datos históricos location-based como proxy market-based;
• contexto de cambios significativos que disparen recálculo del año base;
• si cualquier objetivo de reducción corporativo o específico de Scope 2 se basa en location-based o market-based.

Los instrumentos contractuales usados en el método market-based deben cumplir los Scope 2 Quality Criteria.

7.2 Scope 2 Quality Criteria

Los criterios son el núcleo de integridad del método market-based. Sin ellos, un total market-based puede reflejar claims duplicados, no exclusivos o no verificables.

7.3 Información recomendada

La guía recomienda reportar consumo anual total de electricidad, vapor, calor y frío por periodo, separado de los scopes y en unidades energéticas como kWh, MWh, BTU u otras. Esta cifra debe incluir la energía usada como dato de actividad Scope 2 y también energía consumida de instalaciones propias u operadas que quizá se reporta en Scope 1 y no en Scope 2.

También recomienda:

• reportar CO2 biogénico por separado de los scopes cuando aplique;
• documentar si CH4 o N2O no están disponibles o se excluyen;
• divulgar retiros adicionales de certificados u otros instrumentos hechos junto al claim voluntario;
• indicar qué método se usa como base para Scope 3 category 3;
• revelar features de instrumentos contractuales relevantes;
• explicar, si procede, cómo la compra contractual contribuye a nuevos proyectos bajos en carbono.

7.4 Información opcional

La organización puede reportar:

• totales Scope 2 desagregados por país;
• estimaciones de emisiones evitadas, siempre fuera de los scopes y con metodología de proyecto;
• estimaciones avanzadas de red o datos en tiempo real como comparación separada;
• resultados calculados por otros métodos obligatorios de una jurisdicción;
• compras que no cumplen todos los Scope 2 Quality Criteria, separadas del total market-based.

8. Informar features de instrumentos y contexto de política

El capítulo 8 no añade un nuevo cálculo obligatorio, pero mejora la transparencia sobre qué hay detrás de las compras energéticas. Esta información permite entender si una compra contractual se alinea con objetivos climáticos, reputacionales, regulatorios o de contribución a nueva oferta.

8.1 Features de instrumentos

La empresa debe valorar si informa:

• certificación o label, como Green-e, EcoLogo, EKOenergy, Naturemade u otros;
• programas de financiación incremental;
• tipo de recurso energético;
• localización de la instalación;
• edad o repowering de la instalación;
• relación con supplier quotas;
• efecto de cap-and-trade y retiro de allowances;
• subsidios recibidos por la instalación;
• relación con offsets;
• otros instrumentos de política asociados.

8.2 Relación con políticas regulatorias

La guía no exige que los instrumentos sean adicionales o independientes de políticas públicas como subsidios, cuotas de proveedores o exenciones fiscales. Sí recomienda explicar la relación entre compras voluntarias y políticas regulatorias cuando sea relevante.

Esto es importante porque dos compras con el mismo factor de emisión pueden tener contextos muy distintos: una puede depender de una cuota obligatoria del proveedor, otra puede aportar financiación incremental a nuevos proyectos, y otra puede coexistir con mecanismos de cap-and-trade u offsets.

8.3 Offsets y Scope 2

Los offsets no transmiten claims sobre uso de electricidad ni atributos de energía renovable. Transmiten toneladas de emisiones evitadas o reducidas frente a una línea base de proyecto. Por eso deben reportarse fuera de los scopes y no sustituyen el cálculo Scope 2.

Si un contrato market-based incluye energía de una instalación que también produce offsets, la empresa debe divulgarlo cuando sea relevante. En algunos mercados, la regulación puede ajustar factores de red o limitar claims para evitar usos incompatibles.

9. Fijar objetivos y seguir emisiones en el tiempo

El capítulo 9 explica cómo usar Scope 2 para targets. La clave es que un objetivo solo es comparable si el método, el año base y las reglas de recálculo están claros.

9.1 Elegir año base

La empresa debe seleccionar un año base contra el que comparar el desempeño y explicar por qué ese año es adecuado. Si reporta market-based, debería elegir un año en el que estén disponibles datos market-based y location-based. Si ya tiene año base, debe especificar qué método se usó para calcularlo.

Una vez elegido el año base, la empresa debe establecer una política de recálculo que defina cuándo un cambio es significativo. Cambios estructurales, adquisiciones, desinversiones, errores, cambios de metodología o mejoras de datos pueden exigir recalcular.

9.2 Recalcular año base

Si el año base solo fue calculado location-based, la empresa debería recalcular un total market-based si existen datos contractuales o residual mix. Si no existen, debe indicar que el resultado location-based se usa como proxy.

Si el año base solo fue calculado market-based, debe revisar si los instrumentos cumplían Scope 2 Quality Criteria. Si no, debe divulgarlo y usar un total location-based en lugar del total market-based no conforme. Además, debe calcular location-based para el año base con factores adecuados.

9.3 Definir targets de GEI

La guía no exige fijar un target Scope 2, pero recomienda considerarlo según los objetivos de negocio. Si se fija, la empresa debe especificar:

• tipo de target: absoluto o de intensidad;
• fecha de finalización, año base y año objetivo;
• nivel cuantitativo de reducción;
• método usado para cálculo y seguimiento.

Cuando certificados o instrumentos contractuales transmiten claims legalmente exigibles, los objetivos deberían usar el total market-based. La empresa también puede fijar dos targets, uno por método, para impulsar proyectos que reduzcan ambos resultados.

9.4 Targets energéticos y renovables

Los objetivos de energía pueden complementar los objetivos GEI:

• objetivos de intensidad energética, para mantener foco en eficiencia;
• objetivos de compra renovable, que deben aclarar si se basan en location-based o market-based;
• objetivos de producción renovable in situ, que deben distinguir producción de energía, consumo y claims de Scope 2 si se venden certificados.

10. Entender certificados, claims y cambios de oferta

Los capítulos 10 y 11 son background, pero son útiles para implementar correctamente el método market-based. Explican por qué los consumidores de electricidad de red no pueden identificar físicamente qué planta generó su electricidad en cada momento. Los atributos se asignan mediante sistemas contractuales.

10.1 Certificados de atributos energéticos

Un certificado de atributo energético representa información sobre una unidad de energía generada, normalmente un MWh. Puede estar unido a la electricidad en un contrato, vendido por separado o entregado por una utility. Una vez separado el certificado, la energía subyacente queda como null power; quien consume esa energía sin el certificado no puede reclamar sus atributos renovables o de cero emisiones.

Los sistemas de tracking ayudan a evitar doble conteo porque emiten certificados únicos, registran cambios de titularidad y documentan retiro o redención.

10.2 Claims de atributos

Los claims deben ser:

• precisos, porque el instrumento transmite una tasa de emisión o atributo definido;
• exclusivos, porque no puede haber dos consumidores reclamando el mismo atributo;
• exigibles, porque el derecho debe sostenerse por contrato, sistema o certificación.

Cuando un mercado permite múltiples certificados para una misma unidad de energía, la organización debe revisar si todos los instrumentos necesarios han sido adquiridos y retirados para sostener el claim de uso y tasa de emisión.

10.3 Cómo las compras pueden impulsar cambios de oferta

El método market-based permite reflejar decisiones contractuales de compra, pero la guía distingue contabilizar un claim de demostrar que una compra causa nueva generación baja en carbono. Para explicar contribución a cambios de oferta, la empresa puede describir mecanismos como:

• contratos de largo plazo;
• PPAs que aportan certeza de ingresos;
• financiación incremental;
• participación de capital en nuevos proyectos;
• criterios de elegibilidad que restrinjan oferta a proyectos nuevos o específicos;
• programas voluntarios con fondos destinados a desarrollo de proyectos.

Estas narrativas no sustituyen los Scope 2 Quality Criteria. Son disclosure adicional para que stakeholders entiendan el contexto de la compra.

11. Aplicar los apéndices

11.1 Vapor, calor y frío

El apéndice A indica que las emisiones por compra y uso de vapor, calor y frío se reportan igual que electricidad: location-based y market-based cuando correspondan y cuando los instrumentos contractuales cumplan criterios de calidad.

Un factor location-based para sistemas de calor, vapor o frío debe caracterizar la intensidad media de los combustibles usados para generar esa energía y la eficiencia de generación. Si una empresa recibe vapor, calor o frío como producto residual de un proceso industrial, no debe asumir cero emisiones solo porque el producto habría sido venteado. Debe reportar las emisiones asociadas a la producción original.

11.2 Emisiones energéticas en Scope 3

El apéndice B conecta Scope 2 con Scope 3. Las emisiones Scope 2 de socios de cadena de valor forman la base de muchas categorías Scope 3. Por eso, cuando una empresa recibe datos de energía de proveedores, debe preguntar qué método Scope 2 se usó. A su vez, debe ser transparente sobre qué total comparte con otros.

Para category 3, fuel- and energy-related activities not included in scope 1 or scope 2, la empresa debe divulgar qué método usa para calcular emisiones upstream asociadas a energía. Si cubre pérdidas de transmisión y distribución con certificados, puede aplicar procedimientos market-based; si no, debe usar factores location-based.

12. Pasar de implementación básica a avanzada

Checklist final de cierre